Evaluación de un tratamiento de estimulación acido-orgánico potencializado con nanofluidos comerciales para el mejoramiento de la disposición de agua de producción en una formación de la unidad Carbonera de los Llanos Orientales de Colombia

Abstract

La región Oriental de los llanos ha emergido desde décadas atrás como un componente clave para la industria petrolera del país por su vasto potencial hidrocarburífero. La producción de estos campos tiene asociado el manejo de altos volúmenes de agua y para ello el uso otros yacimientos sin interés comercial en la columna estratigráfica de esta cuenca ha sido una solución eficiente. El trabajo propuesto presenta la implementación de un piloto en campo, cuyo objetivo fue evaluar el desempeño de un tren convencional para estimulación de dos pozos inyectores horizontales y otro piloto con la reformulación de un tren que incluye la incorporación de productos de escala nanométrica. El estudio involucra una fase en la que se realiza el diagnóstico de los mecanismos de daño más relevantes según las características de la formación identificada como receptora y la naturaleza fisicoquímica del agua inyectada, las pruebas de laboratorio necesarias para asegurar la compatibilidad de los productos seleccionados, y el diseño de un programa de intervención a los pozos con mayor evidencia de pérdida de la inyectividad. Para la evaluación de resultados se realizó seguimiento a los parámetros de inyección durante más de un año de operación y se valoró el incremento de petróleo producido en el campo. Se aseguró que en los pozos intervenidos tuvieran características similares desde el punto de vista geológico, petrofísico y de desempeño para facilitar patrones de comparación con la menor incertidumbre posible. Se ejecutaron en campo las siguientes pruebas piloto: a.) Un tren de fluidos convencional fue bombeado en dos pozos, con un mejoramiento en la inyectividad del 6-12% respecto a la línea base e incrementos en los caudales de agua de 10-20%. y, b). Un tren potenciado con nanofluidos fue bombeado en un pozo con mejoramiento del índice de inyectividad de 27% respecto a la línea base y un 30% promedio de aumento en el caudal por día de agua. Aún después de un año de inyección, los beneficios son observables en ambos tipos de tratamiento, pero para el caso de la inyección con nanofluidos no fue necesario realizar ajustes en la presión de inyección en cabeza. En caso de la perdurabilidad no se observan aun diferencias, ya que los tratamientos no han perdido su efectividad. En el período de un año, el aumento en la capacidad de inyección ha generado un incremento en la producción de petróleo de 30 mil barriles. Los resultados muestran que el esquema de la formulación mejorada presenta entre un 7-10% de incremento en la inyectividad, siendo estos valores mejores que con los tratamientos convencionales. Los resultados evidencian el gran potencial de los nanofluidos en el aumento de las eficiencias y en la extensión del ciclo de vida de pozos inyectores usados para la disposición de agua. Con la validación en campo del tratamiento reformulado, se abren alternativas de optimización a través de investigaciones adicionales. (Tomado de la fuente)

The Eastern Plains region has emerged for decades as a key component of the country's oil industry due to its vast hydrocarbon potential. The production of these fields is associated with the management of high volumes of water and the use of other reservoirs without commercial interest in the stratigraphic column of this basin has been an efficient solution. The proposed work presents the implementation of a field pilot, whose objective was to evaluate the performance of a conventional train for stimulation of two horizontal injector wells and another pilot with the execution of a reformulated train that includes the incorporation of nano-scale products. The study involves a phase in which the most relevant damage mechanisms are diagnosed according to the characteristics of the formation identified as a recipient and the physicochemical nature of the injected water, carrying out the necessary laboratory tests to ensure the compatibility of the selected products, and establishing an intervention program for the wells with the greatest evidence of loss of injectivity. For the evaluation of results, the injection profile was monitored for more than a year of operation and its contribution to the volume of oil produced in the field was assessed. It was ensured that the intervened wells had similar geological, petrophysical and performance characteristics to facilitate comparison patterns with as little uncertainty as possible. The following pilot tests were executed in the field: a.) A conventional fluid train was pumped in two wells, with an improvement in injectivity of 6-12% over the baseline and increases in water flow rates of 10-20%; and, b.) A nanofluid-boosted train was pumped in one well with an injectivity rate improvement of 27% over baseline and an average 30% increase in flow rate per day of water. Even after one year of injection, benefits are observable for both types of treatment, but for the injection of nanofluid product no adjustments in head injection pressure were necessary. In case of durability no differences are still observed, as the treatments have not lost their effectiveness. In the period of one year, the increase in injection capacity has led to an increase in oil production of 30,000 barrels. The results show that the improved formulation scheme has a 7-10% increase in injectivity, which is better than conventional treatments, and a durability of the treatments of more than one year. This successful field results is beginning to further evaluate the use of nanoparticles to seek efficiency and optimize operations in the oil and gas industry.