DESAFOEstimular las zonas de manera efectiva y uniforme en un yacimiento carbonatado de gran espesor, caracterizado por grandes contrastes de permeabilidad.

SOLUCINUtilizar el sistema de cido divergente degradable MaxCO3 Acid* para alcanzar una mejor divergencia y la estimulacin uniforme de todas las zonas.

RESULTADOSSe logr la estimulacin uniforme de todas las zonas, a la vez que se redujeron el tiempo de equipo de terminacin y el tiempo operacional en un 30% y los volmenes de tratamiento en un 50%, lo que acort el tiempo de limpieza y disminuy las operaciones de quema en antorcha.

Estimulacin del campo Norte de Qatar La formacin carbonatada Khuff corresponde al yacimiento principal del campo Norte de Qatar, el segundo campo gasfero del mundo por sus dimensiones. Los pozos perforados en este yacimiento heterogneo de gran espesor son susceptibles a grandes variaciones de la transmi-sividad. Por otro lado, los contrastes de permeabilidad entre las zonas son comunes de hasta un factor de 100 y la columna hidrosttica de los fluidos de estimulacin tiende a estimular las zonas inferiores a expensas de las capas prospectivas superiores en los pozos gasferos largos, tpicos del campo Norte. La estimulacin efectiva y uniforme de todas las zonas en un tratamiento, sin el empleo de las tcnicas convencionales de divergencia mecnica (por ejemplo, empa-cadores, camisas de deslizamiento, selladores de esferas, y dems) es en extremo desafiante. Adems, los riesgos operacionales son mayores porque se requieren intervenciones mltiples.

Diseo de una solucin a medidaBasada en un trabajo extensivo de tratamientos de estimulacin de pozos llevados a cabo en el campo Norte, la aplicacin del software WellBook* de Schlumberger para el diseo, ejecucin y evaluacin de tratamientos posee un modelo calibrado de estimulacin de carbonatos para los

CASO DE ESTUDIO

cido MaxCO3

Tratamiento matricial para una estimulacin eficiente en el campo Norte de QatarUna tcnica de divergencia efectiva logra una estimulacin uniforme en un yacimiento carbonatado con grandes contrastes de permeabilidad entre las zonas

El tratamiento con MaxCO3 Acid fue realizado a razn de 5 bbl/min. Esta tasa de bombeo minimiz los requerimientos de potencia de la bomba.

Tiempo, minutos

8 000

7 500

7 000

6 500

6 000

5 500

5 000

Presin de fo

ndo de pozo (BHP

), psi

Tasa de bombeo, bbl/m

in

0 10 20 30 40 50

70

60

50

40

30

20

10

0

-------- BHP calculada-------- BHP simulada, con cido clorhdrico (HCI)-------- Tasa de inyeccin

Fluido en los disparosGas Sistema MaxCO3 Acid HCI Agua Sistema VDA*

www.slb.com/CarboSTIM

*Marca de SchlumbergerCopyright 2010 Schlumberger. Todos los derechos reservados. 10-ST-0071

sistemas de fluidos cidos regulares y viscoelsticos. Adems, se efectuaron trabajos adicionales para incluir en el simulador un modelo para el sistema de divergencia degradable MaxCO3 con los siguientes objetivos:

proveer una herramienta para la planeacin previa a la operacin y la evaluacin posterior a la operacin

comprender mejor la respuesta del yacimiento optimizar los tratamientos subsiguientes.

Durante la campaa inicial, se efectuaron 11 tratamientos en el campo Norte. Los registros de produccin, obtenidos despus del tratamiento de estimulacin en tres de los pozos, confirmaron la eficiencia de la divergencia. Los intervalos de tratamiento oscilaron entre 60 y 177 m [195 y 580 pies] de tubera de revestimiento disparada. El tratamiento fue distribuido a travs de cuatro zonas diferenciadas con permeabilidades variables, mediante etapas alternadas de 28% de HCl y el sistema MaxCO3 Acid.

Logro de resultados eficientes y uniformes en un tratamiento de estimulacinLos datos reales, la presin posterior al tratamiento y el registro de produccin fueron ajustado con el software WellBook, lo que indic que la estimulacin de las zonas de permeabilidad ms baja slo era posible con el sistema MaxCO3 Acid. Los registros de produccin posteriores al tratamiento reflejaron los mismos resultados e indicaron una distribucin ms uniforme con el uso del sistema MaxCO3 Acid.

El sistema MaxCO3 Acid mejor significativamente la eficiencia de la operacin. Los volmenes de tratamiento se redujeron en un 50%, lo que acort los tiempos de limpieza de los pozos y las operaciones de quema en antorcha. Dado que no se necesitaron operaciones de intervencin mltiples para estimular las zonas individualmente, el tiempo de equipo de terminacin y el tiempo operacional se redujeron en un 30%.

Acerca de la familia ContactEl sistema MaxCO3 Acid forma parte de la categora dinmica del portafolio de servicios de fracturamiento y terminacin de pozos en etapas Contact*, que consta de cuatro categoras. Estas tecnologas maximizan el contacto con los yacimientos ofreciendo los servicios ms eficientes y ms efectivos para cada pozo. La categora dinmica Contact ofrece servicios de fracturamiento de mltiples etapas, a base de fluidos y libres de herramientas, en una operacin continua. Los servicios Contact pueden ser mejorados con las opciones de obtencin de mediciones en tiempo real.

Una tcnica de divergencia logra una estimulacin uniforme en un yacimiento carbonatado con grandes contrastes de permeabilidad

La utilizacin del sistema MaxCO3 Acid permiti la estimulacin de las zonas de permeabilidad ms baja.

Una embarcacin para tratamientos de estimulacin marinos realiz el tratamiento con el sistema MaxCO3 Acid en el campo Norte de Qatar.

Perfil de permeabilidad, mD Profundidad de los agujeros de gusano, pies0 5 10

4 160x

4 210x

4 260x

4 310x

4 360x

4 410x

4 460x

MD, pies

Tratamiento bombeado

Tratamiento con HCI solamente