Gas-assisted acidification realizes low-cost deep plugging removal of oil wells

Resumen Técnico: Acidificación Asistida por Gas para la Eliminación de Taponamiento Profundo de Bajo Costo en Pozos Petroleros

Planteamiento del Problema
Los yacimientos de petróleo maduros, particularmente el Campo Petrolífero de Bohai en China, enfrentan un severo taponamiento de la formación cerca del pozo (los radios de daño superan los 3 metros, llegando hasta los 10 metros) debido al inyección prolongada de agua y polímeros. Este taponamiento compuesto involucra interacciones entre componentes de petróleo crudo, polímeros y partículas del yacimiento, formando bloqueos estables de penetración profunda. La acidificación convencional (utilizando mezclas de HCl/HF) ha demostrado ser ineficaz para estas zonas profundas; sufre de una penetración limitada (generalmente <2 m), un consumo rápido de ácido cerca del pozo y un alto corte de agua post-tratamiento. Las técnicas mejoradas existentes, como los ácidos gelificados o la acidificación con espuma continua, o bien conllevan el riesgo de causar daños adicionales a la formación, o no logran explotar plenamente los efectos sinérgicos en yacimientos de arenisca con petróleo pesado y residuos de polímeros bajo restricciones en alta mar. Además, la falta de directrices de adaptabilidad cuantitativa (por ejemplo, umbrales específicos para el espesor del yacimiento, viscosidad y permeabilidad) dificulta la selección de pozos adecuados y el diseño del tratamiento.

Metodología
Este estudio propone una tecnología de acidificación asistida por gas basada en la inyección alternada de pequeños lodos de ácido y nitrógeno, en lugar de la inyección continua de gas. La investigación empleó un enfoque de tres vertientes:

1. Experimentos de Laboratorio: Se utilizó un modelo físico consistente en tres tubos conectados en serie rellenos de arena de 1 metro cada uno (simulando una zona dañada de 3 metros). Los tubos fueron taponados con lodo aceitoso (una mezcla de aceite, agua y arena fina) para imitar las condiciones cerca del pozo. Se probaron cuatro modos de inyección: ácido puro, pre-lavado de ácido + gas, pre-lavado de gas + ácido, y dos ciclos de alternancia gas-líquido. Los cambios de permeabilidad se midieron antes y después del tratamiento a 55 °C.
2. Simulación Numérica: Se desarrolló un modelo de yacimiento 3D (patrón de nueve puntos invertido) para simular el proceso bajo diversas condiciones. Los parámetros clave analizados incluyeron el espesor del yacimiento (5–40 m), la permeabilidad de la zona taponada (30–300 mD), la viscosidad del petróleo crudo (10–1000 mPa·s), la presión del yacimiento, la tasa de inyección de nitrógeno, las relaciones gas-líquido y los ciclos de alternancia. El objetivo fue identificar las condiciones que produjeran un radio de acidificación de al menos 3 metros.
3. Aplicación en Campo: La tecnología se aplicó al "Pozo A" en el Campo Petrolífero de Bohai, un pozo con inundación de polímeros con un radio de daño confirmado de 2.8 m y un factor de daño de 15.6. El tratamiento consistió en un procedimiento de múltiples ciclos alternando fluidos de tratamiento (ácidos, oxidantes) con lodos de nitrógeno líquido.

Resultados Clave

• Hallazgos de Laboratorio: La inyección alternada de gas-líquido (2 ciclos) logró una profundidad de penetración de ácido superior a 3 metros, superando significativamente la acidificación convencional. Mientras que el tratamiento con ácido puro restauró la permeabilidad en el primer tubo (simulando la zona cercana al pozo) pero no logró alcanzar el tercer tubo, el método alternante mejoró la recuperación de la permeabilidad en el tercer tubo en un factor de 2.59 en comparación con su estado taponado original. La recuperación total de la permeabilidad en el modo alternante fue más del doble que la de la acidificación convencional. El mecanismo se atribuye al efecto Jamin (burbujas de gas bloqueando los poros para desviar el flujo) y al aumento de la viscosidad del fluido mixto, lo que retrasa las reacciones ácido-roca y reduce la pérdida de fluido.
• Directrices de Simulación: El modelado numérico estableció criterios de adaptabilidad específicos para resultados óptimos:
  • Espesor del Yacimiento: < 20 m (los yacimientos más gruesos provocan el sobrepaso del gas y reducen el radio).
  • Permeabilidad de la Zona Taponada: < 100 mD (la mayor permeabilidad promueve el canalizado del gas).
  • Viscosidad del Petróleo Crudo: < 500 mPa·s (viscosidades >150 mPa·s causan altas presiones de inyección; el estudio señala un límite práctico de 500 mPa·s para la tecnología).
  • Parámetros Óptimos: Tasa de inyección de nitrógeno de 0.5–0.7 m³/min, una relación de volumen gas-líquido de 1:4 a 1:5, y 2–3 ciclos de alternancia. Se encontró que la presión del yacimiento tiene una influencia insignificante.
• Desempeño en Campo: En el Pozo A, el tratamiento aumentó la producción diaria de petróleo de 16 m³/d a 90 m³/d y redujo el corte de agua del 80% al 51.8%. El pozo mantuvo su efectividad durante más de un año, produciendo un incremento acumulado de petróleo de 15,200 m³. La presión de flujo aumentó en 6 MPa, y el corte de agua continuó descendiendo al 38% durante la producción.

Significancia y Reivindicaciones
El artículo afirma llenar un vacío crítico en la literatura al proporcionar una solución de bajo costo para la eliminación de taponamiento profundo específicamente para yacimientos de arenisca con petróleo pesado inundados con polímeros donde los métodos convencionales fallan. A diferencia de los estudios previos de acidificación con espuma que se centraban en la inyección continua de gas, este trabajo cuantifica los beneficios de la alternancia de pequeños lodos, demostrando su capacidad para lograr una penetración profunda (>3 m) en escenarios de taponamiento compuesto.

El estudio enfatiza que proporciona el primer conjunto de directrices cuantitativas de adaptabilidad en campo, ofreciendo a los ingenieros umbrales claros de espesor, permeabilidad y viscosidad del yacimiento para determinar la idoneidad del pozo. Al validar la tecnología mediante experimentos de laboratorio, simulación y una prueba de campo exitosa, los autores sostienen que la acidificación asistida por gas es una tecnología lista para su despliegue en campos de petróleo pesado en alta mar, capaz de activar zonas de permeabilidad media a baja y extender significativamente la vida económica de los pozos maduros sin los altos costos asociados con sistemas químicos especializados.