Pozo horizontal de inyección de gas perforado en una formación arenisca con lodo de carbonato/polímero. La remoción efectiva del daño del lodo era crítica para obtener la capacidad de inyección requerida. Después de tratar el pozo con la formulación de acidificación y rompimiento de polímeros ArcasolveTM se demostró una relación lineal entre la velocidad de inyección y la presión de inyección, indicando que el pozo estaba limpio. Las pruebas realizadas lograron una inyección de gas de 15 mmscf/día (millones de pies cúbicos estándares/día) comparadas con un rango deseado de 10-20 mmscf/día asumiendo ausencia de daño de lodo residual. El ingeniero jefe de terminación de este operador comentó: “Considero que este pozo es un gran éxito desde el punto de vista técnico”.
Se estaba llevando a cabo un programa de perforación usando lodos de carbonato/polímero para perforar pozos horizontales no revestidos de 6” (15,24 cm) de diámetro y una longitud aproximada de 2000 pies (607 m). Los tratamientos existentes eran sólo parcialmente efectivos y dejaban fragmentos viscosos de polímero y sólidos de carbonato residuales en la torta de lodos no tratados. Los pozos tenían que ser limpiados por lo menos durante 10 días antes de que pudieran instalarse las bombas de fondo de pozo y se pudiera empezar la producción. El tratamiento de limpieza de daño de lodo fue reemplazado por una formulación acidificante y rompedora de polímeros ArcasolveTM e, inmediatamente después del tratamiento, los fluidos producidos estaban limpios y libres de residuos de polímeros. No fue necesario limpiar, las bombas de fondo de pozo fueron instaladas inmediatamente después de la perforación, y la producción se inició mucho antes sacando el fluido de tratamiento ArcasolveTM utilizado mediante la bomba de fondo de pozo. Tras una prueba inicial en tres pozos, ArcasolveTM fue empleado en todos los pozos restantes del programa de perforación para este campo, un total de aproximadamente 40 pozos.
Pozo horizontal perforado con un lodo de carbonato/polímero en una formación arenisca con consolidación deficiente en donde una acidificación convencional colapsaría la formación. Después de perforar el pozo y circular el lodo líquido del pozo con salmuera el operador bombeó una formulación de acidificación con rompedor de polímeros ArcasolveTM. El fluido se colocó de una punta a otra del pozo a través de la sarta de perforación y el ensamblaje del fondo del orificio, al sacar del agujero la sarta de perforación. Después de dejar que el fluido se impregnara, el pozo se puso en producción y los datos de presión de manómetros en el fondo y los datos de producción fueron usados para calcular un índice de productividad de 223, 10 veces la productividad de pozos verticales en la misma zona del campo.
Un pozo horizontal existente fue perforado con lodo a base de aceite y acidificado con ácido clorhídrico a través de tubería continua poco antes de que se iniciara la producción, aproximadamente 9 años antes del tratamiento con ArcasolveTM. La longitud total del pozo no revestido en la zona de extracción es de 2306 pies (703 m) y los registros después del tratamiento con HCl indican que la producción provenía de cuatro zonas, entre la parte media y la punta del agujero abierto, y en conjunto comprendían solamente 150 pies (45,7 m) de la perforación, esto es alrededor del 7% del pozo abierto total. Hubo una caída de presión mínima en el reservorio desde el inicio de la producción y solamente un pequeño porcentaje del petróleo existente había sido extraído. El pozo fue tratado mediante direccionamiento forzoso de fluido Arcasolve™ porque operacionalmente no era posible hacerlo con tubería continua. La producción se incrementó de aproximadamente 150 bopd (barriles de petróleo por día) antes del Arcasolve™ a un nivel pico de 800 bopd hasta situarse en un nivel estable de producción de 500 bopd en un plazo de unas cuantas semanas. Seis meses después del tratamiento con Arcasolve™ la producción estaba aún por encima de 300 bopd. El operador procedió a tratar los pozos similares restantes en este campo con Arcasolve™ con un éxito similar.
El tratamiento en este campo se realizó en un pozo de producción perforado con un lodo de polímero a base de agua y terminado con macizado de grava, incluyendo una válvula FIV colocada sobre la terminación. El fluido Arcasolve™ fue salpicado dentro de las mallas de la terminación inferior mediante una sarta de tratamiento mientras ésta era sacada de la punta a la parte de atrás del pozo. La terminación inferior fue aislada cerrando la válvula FIV al retirar la sarta de tratamiento y el fluido Arcasolve™ fue dejado para que se impregnara antes de poner el pozo en producción. El pozo inició su producción de acuerdo con las expectativas del operador, con un rendimiento inicial de varios miles de bopd y esta técnica de remoción de daño de lodos se incluyó subsecuentemente en un contrato de servicios para su utilización offshore por parte de una importante compañía petrolera estatal en Sudamérica que estaba perforando nuevos pozos con terminaciones planeadas con empacado de grava.
Se iban a perforar pozos verticales de diámetro grande capaces de producir 10 MSm3/día (350 MMScf/día) de gas con un fluido de perforación de reservorio a base de agua. Todos los fluidos, incluyendo el fluido rompedor ArcasolveTM tenían que formularse a partir de productos químicos con la mejor calificación ambiental para su uso offshore en Noruega.
Se hicieron pasar las mallas de arena por un reservorio de fluido libre de sólidos y se macizaron con grava utilizando una salmuera libre de sólidos de cloruro de sodio y formato de sodio con contenido de monoetilenglicol para supresión de hidratos. Los productos químicos rompedores de ArcasolveTM fueron incorporados a este fluido acarreador del empaque de grava para asegurar una gran proximidad entre el fluido rompedor y la torta de lodo. Los productos químicos rompedores de ArcasolveTM fueron formulados cuidadosamente para evitar la ruptura prematura de la torta de lodo durante el macizado de la grava.
Los resultados de producción en la primera serie de pozos fueron excelentes. Los valores P/I fueron más altos que los que habían previsto los operadores y la capacidad del equipo submarino fue lo único que limitó las tasas de producción.
Se están llevando a cabo tratamientos similares ArcasolveTM de remoción de daño de lodos en los nuevos pozos que se perforan en este importante proyecto de desarrollo offshore.
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