Proceso de Selección del Mejor Sistema Disolvente de Finos para Remediar el Daño de Formación por Migración en el Campo Cupiagua

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1 ACIPET Proceso de Selección del Mejor Sistema Disolvente de Finos para Remediar el Daño de Formación por Migración en el Campo Cupiagua Autor(es): R. D. Zabala, ECP; L. F. Carrillo, UIS; N. SANTOS, UIS; H. Buendía, UIS. J. L. RODRIGUEZ, UIS. N. SANTOS, UIS; A. Ramírez, R. Rojas, ECP. Artículo Técnico X Tesis Pregrado Tesis Posgrado Derechos de Autor 2017, ACIPET Este artículo técnico fue preparado para presentación en el XVI Congreso Colombiano del Petróleo organizado por ACIPET en Bogotá D.C. Colombia. Este artículo fue seleccionado para presentación por el comité técnico de ACIPET, basado en información contenida en un resumen enviado por el autor(es). 1. Resumen Se presenta la evaluación remedial del daño de formación por migración de finos utilizando diferentes disolventes disponibles comercialmente. Los disolventes de finos evaluados presentaron porcentajes de disolución de Caolinita entre el 90 y 100% en un tiempo de contacto máximo de 8 horas. 2. Introducción El daño de formación por migración de finos de un pozo petrolero puede presentarse durante las etapas de perforación, cementación, producción, estimulación química, entre otras. En cada una de las operaciones, el mecanismo de daño es causado por alteración del equilibrio físico-químico de la formación generando desprendimiento de finos que serán transportados por los fluidos de formación a las gargantas de poros y finalmente a la cara del pozo. La migración de finos, es uno de los daños más relevante puesto que se traduce en una reducción en la permeabilidad en el yacimiento. En las formaciones de areniscas, se utilizan mezclas de ácido fluorhídrico [HF] para disolver los finos. En las formaciones carbonatadas, el objetivo no es disolver sino dispersar los finos en los agujeros de gusanos, de modo que se utiliza ácido clorhídrico [HCl] como fluido de tratamiento. En este sentido, el presente trabajo propone una metodología experimental para evaluar la remediación del daño de formación por migración de finos utilizando diferentes disolventes de finos disponibles comercialmente. Se realizaron pruebas a nivel de laboratorio para evaluar las interacciones fluido-fluido y fluido-roca para el pozo en estudio. En el presente trabajo, se planteó una metodología experimental con el fin de evaluar productos químicos disponibles comercialmente como disolventes de finos. Los experimentos en el medio poroso se llevaron a cabo a condiciones de presión y temperatura. 3. Estudio de laboratorio Se evaluaron 4 disolventes de finos disponibles comercialmente. Las pruebas realizadas en este trabajo están alineadas bajo la norma API RP-42 de Estos ensayos se llevaron a cabo con el fin de determinar la compatibilidad de los fluidos formulados con los fluidos de campo. Las pruebas realizadas fueron: Mojabilidad visual, sludge y rompimiento de emulsiones.

2 2 R. D. ZABALA; L. F. CARRILLO; N. SANTOS; H. BUENDÍA; J. L. RODRÍGUEZ; A. RAMIREZ; R. ROJAS 3.1. PRUEBA DE COMPATIBILIDAD Es una prueba que permite determinar la presencia de sólidos en la interfase y/o la fase acuosa, así como la apariencia de la mezcla y la eficiencia en el rompimiento de la emulsión. Con base en esto se identifican posibles incompatibilidades. Se prepararon tres (3) proporciones diferentes disolvente-agua de formación y se agitó durante 60 segundos. Posteriormente, se llevó a una temperatura de 194ºF registrando la observaciones a los tiempos: 0, 30 minutos, 1, 2, 4, 6 y 24 horas. Al término de las veinticuatro horas (24 h) se prepara una proporción 1:1 con la mezcla anterior y el crudo de interés repitiendo el procedimiento anterior. 3.2 CAPACIDAD DE DISOLUCIÓN Cada uno de los disolventes formulados se evaluó con base en su capacidad para disolver Caolin (17% de caolinita) a 194 F. La cantidad de Caolinita disuelta, se determinó mediante métodos gravimétricos. Después de alcanzado el equilibrio a la temperatura de yacimiento, se mezclaron 100 ml de disolvente formulado y 15 gramos de Caolin Marca el Dorado y se agitó vigorosamente. Se determinó la cantidad de Caolin disuelto a los tiempos: 2, 4, 6 y 8 horas. 3.3 INTERACCIÓN FLUIDO-ROCA. PRUEBA TASA CRÍTICA La prueba de tasa crítica se llevó a cabo bajo las mismas condiciones de temperatura y Presión de yacimiento. A continuación se describen las etapas del protocolo para la prueba: Se desplazó salmuera con caudales de 1, 1.5, 2, 3, 5, 7, 10, 20 y 30 cc/min, midiendo en cada caso la permeabilidad absoluta. Si al chequear los datos se observa una disminución en la permeabilidad se procede a bajar el caudal a la tasa anterior y nuevamente se desplaza salmuera midiendo la permeabilidad absoluta. Si la permeabilidad vuelve al valor constante se procede a evaluar el caudal siguiente. Por el contrario, si la disminución en la permeabilidad permanece, se cambia el sentido del flujo y se desplaza nuevamente salmuera. Después de esto, si no se observa que la permeabilidad retorna a su valor inicial se concluye que se presenta tasa crítica. Posteriormente, se aplicó la formulación a evaluar, con el tren de tratamiento para cada caso, se dejó el tiempo de remojo y finalmente se reinicia la inyección de salmuera al caudal inmediatamente anterior al de la tasa crítica. La metodología experimental que desarrolló el Laboratorio de Análisis Petrofísicos y Daño a la Formación, inició con la caracterización de los productos químicos recibidos para cada uno de los sistemas de tratamientos químicos; posteriormente, se procedió a la elaboración de muestras sintéticas para simular el escenario matriz (10 30 md) y la elaboración de muestras empacadas para simular el escenario fractura (1 5 D) del medio poroso; finalmente, para evaluar el rendimiento del sistema químico de cada una de las Formulaciones, se realizaron pruebas de Coreflooding utilizando las muestras sintéticas y empacadas. Las pruebas de desplazamiento se llevaron a cabo en el siguiente equipo: Equipo CorePet Liquid Flood System: Compuesto por dos bombas de desplazamiento positivo con una exactitud de 0.05% de la medición del volumen dispensado; dos medidores de diferencial de presión SMAR de 0-36 psi y psi, los cuales tienen una exactitud de 0.075% de la medición. En la figura 3, se muestra el equipo CorePet Liquid Flood System. Figura 3. Equipo de desplazamiento Liquid Flood System.

3 3 4. Resultados experimentales A continuación se presentan los resultados para las cuatro formulaciones evaluadas con el fin de seleccionar el mejor disolvente de finos. 4.1 PRUEBAS DE INTERACCIÓN FLUIDO-FLUIDO La compañía A presentó dos formulaciones: 1F y 2F; la compañía B y C, sólo propusieron una formulación cada uno, 3F y 4F, respectivamente. Los disolventes 2F y 3F mostraron ser mojados por agua mientras que los disolventes 1F y 4F presentaron mojabilidad mixta. Debido a esto, la aplicación de estos últimos puede ocasionar una redistribución de los fluidos del yacimiento. Por otra parte, el disolvente 1F presentó sludge moderado al entrar en contacto con el crudo del pozo (Ver Figura 1), sin embargo, esto se atribuye a la presencia del inhibidor de corrosión en la formulación. En cuanto al rompimiento de emulsión, los disolventes de finos 1F y 2F presentaron los mejores porcentajes de rompimiento al término de una hora en todas las proporciones evaluadas. En general, durante la prueba de emulsiones se observó la presencia de espuma, detergencias malas y regulares, interfaces difusas e indefinidas. Figura 1. Prueba de Sludges para el disolvente 1F Figura 2. Resultados de la prueba de rompimiento de emulsiones en la proporción 25:75 (A) y 50:50 (B). 1F ( ), 2F ( ), 3F ( ) y 4F ( ). A) B) % DE ROMPIMIENTO TIEMPO % DE ROMPIMIENTO TIEMPO

4 4 R. D. ZABALA; L. F. CARRILLO; N. SANTOS; H. BUENDÍA; J. L. RODRÍGUEZ; A. RAMIREZ; R. ROJAS. 4.2 PRUEBA DE COMPATIBILIDAD Al evaluar la compatibilidad de los disolventes de finos con la salmuera sintética y crudo del pozo de interés, se observó que solo el disolvente 2F de la compañía A, fue compatible con los fluidos de la formación en todas las proporciones evaluadas. Esto indica que sería la única formulación que no requiere de preflujo orgánico al ser aplicado en campo. 4.3 CAPACIDAD DE DISOLUCIÓN Las pruebas de disolución se llevaron a cabo utilizando Caolín en una proporción de 15 gramos en 100 ml de disolvente. Los resultados obtenidos muestran que, bajo las proporciones trabajadas, los disolventes 1F y 4F presentan la mejor capacidad de disolución alcanzando la mayor disolución con 8 horas de contacto. Por el contrario, se observa que para el disolvente 2F después de las 3 horas de contacto la disolución no aumenta significativamente. Esto se puede observar en la Tabla 1 y Figura 3. Tabla 1. Libras de Caolín disuelto por galón para cada tiempo evaluado. Tiempo [ horas] 2 h 3 h 4h 6h 8 h 1F F F F Figura 3. Libras de Caolín disuelto por galón para cada tiempo evaluado. 1F ( ), 2F ( ), 3F ( ) y 4F ( ).. 0,030 Lb de Caolíndisuelto/galón 0,025 0,020 0,015 0,010 0,005 0, Tiempo (Horas) 4.4 INTERACCIÓN FLUIDO-ROCA. PRUEBA TASA CRÍTICA Para la evaluación de la interacción de los disolventes con los fluidos y roca de la formación de interés, a condiciones de presión y temperatura de yacimiento, se seleccionaron los disolventes 1F, por su mayor capacidad de disolución, y el 2F, por ser el único compatible con los fluidos de la formación y por tanto no requería preflujos TASA CRÍTICA PARA EL DISOLVENTE 1F En la Figura 4 se observan los resultados obtenidos en la prueba de tasa crítica para la muestra CUPIOA1Z y el tratamiento 1F de la compañía A. Los resultados obtenidos en la prueba de desplazamiento sugieren que la muestra CUPIOA1Z de formación Barco, presenta tasa crítica a un caudal de 5 cc/min, por encima de esta tasa de flujo la permeabilidad de la muestra disminuyó 19.6% hasta un valor de 34 md. Después de la aplicación del tren de tratamientos, con un tiempo de remojo de 8 horas para el tratamiento principal 1F, se observa que el disolvente removió el daño causado por la migración de finos puesto que la permeabilidad de la muestra retornó a su valor inicial. Igualmente, después del tratamiento, se alcanzó una tasa crítica a un caudal de 7 cc/min.

5 5 Figura 4. Permeabilidad a diferentes caudales (Q cc/min). Prueba de tasa crítica muestra CUPIOA1Z y disolvente 1F. Preflujo/ Tratamiento Soaking time 8 hrs TASA CRÍTICA PARA EL DISOLVENTE 2F En la Figura 5 se observan los resultados obtenidos en la prueba de tasa crítica para la muestra CUPI Q6-100 y el disolvente 2F de la compañía A. Los valores de permeabilidad obtenidos en la prueba de desplazamiento, sugieren que la muestra presenta tasa crítica a un caudal de 10 cc/min, por encima de esta tasa de flujo la permeabilidad de la muestra disminuyó 14.5% hasta un valor de 14.6 md. Después de la aplicación del disolvente con un tiempo de remojo de 8 horas, se observa que se removió el daño causado por la migración de finos puesto que la permeabilidad medida a estas condiciones pasó de 14.6 md, con daño, a 19 md, En general, la permeabilidad al agua no solo retornó a su valor de referencia de md sino que alcanza una permeabilidad de 19 md. En cuanto a la tasa crítica determinada para la muestra CUPI Q6-100 antes y después de la aplicación del disolvente presenta el mismo valor.

6 6 R. D. ZABALA; L. F. CARRILLO; N. SANTOS; H. BUENDÍA; J. L. RODRÍGUEZ; A. RAMIREZ; R. ROJAS. Figura 5. Permeabilidad a diferentes caudales (Q cc/min). Prueba de tasa crítica muestra CUPI Q6-100 y disolvente 2F. Tratamiento Soaking time 8 hrs 5. Aplicación en Campo Una vez aplicada la metodología experimental se selecciona la formulación 1F como solución para el Campo. Seguido, se realiza proceso de caracterización y cuantificación del daño de formación por migración de finos en el Campo Cupiagua. Se analizan los pozos CUPNW40, CUPE14 y CUPNW43 que son candidatos a estimulación matricial para mitigar daño por migración de finos, la Figura 6 muestra una comparación de las distribuciones del daño para estos 3 pozos, el pozo CUPE14 presenta la mayor penetración del daño 4.4 ft, mientras que el CUPNW40 presenta la menor invasión con un radio de 1.9 ft. El producto final de este proceso es claro, optimizar tratamientos ya que con estos valores las estimulaciones químicas deben ser diseñadas y como mínimo invadir este radio, es importante resaltar que con los valores de skin se pueden sacar los estimativos de incremento en productividad por pozo y por ende evaluar también la eficiencia económica de la operación, en este caso el CUPNW43 arroja mejor retorno financiero y resulta el mejor candidato para ejecutar. Figura 6. Comparación de distribución del daño para los pozos CUPNW40, CUPNW43 y CUPE14

7 7 El pozo CUPNW43 se estimula en septiembre del año 2015, el diseño se basa en un radio de penetración de 3 ft del daño de acuerdo a los resultados del modelo de análisis desarrollado, el pozo muestra un incremental de producción de aceite instantáneo de 100 bpd (Figura 7), los resultados de caudal incremental muestran que el proceso experimental apalanco una mejora en productividad importante y que puede ser replicado en los pozos del campo que tengan daño de formación por finos. Figura 7. Seguimiento de producción CUPNW43 FECHA Qo, bpd Qg, Kscfd Qw, bpd 20/09/ /09/ /12/ Conclusiones 1. El disolvente de finos 1F remueve el daño causado por migración de finos puesto que la permeabilidad de la muestra retorna a su valor inicial. Con la aplicación del tratamiento la tasa crítica de la muestra CUPIOA1Z cambió de 5 cc/min a 7 cc/min. 2. El disolvente de finos 2F, remueve el daño causado por migración de finos puesto que la permeabilidad de la muestra no solo retorna a su valor inicial de md sino que incrementa en un 11%. Sin embargo, la aplicación del tratamiento no cambia la tasa crítica de la muestra la cual fue de 10 cc/min. 3. Se selecciona la formulación 1F para ser aplicado en el pozo CUPNW43. El pozo muestra un incremental instantáneo de aceite de 100 bopd. Los resultados demuestran que la metodología experimental fue certera al momento de escoger los productos que deben ser aplicados en campo. 7. Nomenclatura K = Permeabilidad D = Darcies. md = MiliDarcies N.D = No Determinado >L.D: Mayor al Límite de Detección del equipo 8. Referencias 1. Nguyen P.D et al. Maintain a well productivity through inhibiting scale formation and controllling fines migration Halliburton. Society of Petroleum Engineers. SPE MS. 2. Arias, C et al. Estimación de la tasa crítica para el control de daño de formación originado por migración de finos en los campos Gala y Llanito Trabajo de grado. Disponible en: 3. Bennion, B. An overview of formation damage mechanisms causing a reduction in the productivity and injectivity of oil and gas producing formations. Petroleum Society of Canada PETSOC DAS. 4. Nguyen P.D et al. Controlling formation fines at their sources to maintain well productivity Halliburton. Society of Petroleum Engineers. SPE MS. 5. Silva, C. Manual de estimulación matricial de pozos petroleros. México, Colegio de Ingenieros Petroleros de México, 1991.