Este documento analiza una técnica innovadora de estimulación ácida para reactivar pozos con altos cortes de agua en el campo Ghawar de Arabia Saudita. La técnica implica el uso de un desviador de alta viscosidad a base de surfactante viscoelástico para desviar temporalmente el ácido lejos de las zonas de agua y hacia las zonas de petróleo. Se aplicó con éxito la técnica en cuatro pozos piloto con altos cortes de agua del 60-80%, logrando aumentar la producción de

1. TÉCNICA INNOVADORA DE ESTIMULACIÓN ÁCIDA PARA LA REACTIVACIÓN DE POZOS MUERTOS
EN EL CAMPO GHAWAR DE ARABIA SAUDITA- UN ENFOQUE INTEGRAL
Resumen
El campo (área de producción) Uthmaniyah es uno de los principales sub-campos, de gran
estructura y de mayor producción de Ghawar. Algunos pozos han ido declinando debido al alto
corte de agua (60 a 80%). En todos los casos el objetivo se encontraba en el intervalo de 5'-10 'en
la parte superior de las zonas de agua dominantes productoras. No hubo alcance de
levantamiento de agua de cierre y artificiales. La estimulación experimental compuesto de
ensayos en un número de dichos pozos con las condiciones del yacimiento similares productoras.
Aislamiento de intervalos inferiores de gel convencional enchufe método no era muy adecuado
aquí por intervalo objetivo muy marginal. Incluso imprecisión menor de la bobina de metros de
profundidad la tubería o la correlación de profundidad podría ser perjudicial, debido al intervalo
de agua muy cerca de la producción.
El tratamiento implica el uso de alta viscosidad para surfactante visco-elástico (VES) la tecnología
y la colocación del desviador bullheading controlado fue diseñado para lograr la desviación de
ácido eficazmente durante la estimulación ácida. Etapas de VES de alta viscosidad se bombeó
como un desviador para tapar temporalmente las zonas de agua dominantes, seguidos por la
fuerza considerablemente bajo contenido de ácido HCl para lograr un crecimiento agujero poco
profundo. Todos los pozos respondieron al tratamiento con crudo de ganancia sostenida. Aunque
el corte de agua se mantuvo alto, la presión en cabezade pozo aumentó considerablemente el
flujo del pozo de forma natural.
Este documento analiza los procesos de planificación y diseño que conducen a la aplicación con
éxito de la técnica, la experiencia durante la ejecución del tratamiento de estimulación y los
excelentes resultados post-estimulación. Teniendo en cuenta ningún caso de la estimulación ácida
matriz en la alta corte de los pozos de agua en el campo, esta técnica se compromete a entregar
en los pozos similares aquí y en otros lugares. La importancia de la técnica de estimulación nuevo
pozo es de reactivar pozos muertos con corte de agua muy alta y también para mejorar la
recuperación de petróleo a partir de estos pozos en una forma más barata, más fácil y eficaz.
Introducción
La mayoría de los pozos de petróleo perforados y completados en el mundo producen agua hoy en
cierta medida. En muchos casos es casi como un mal necesario ya que trae el aceite junto con este
flujo. En los nuevos pozos que fluyen y la presión en cabeza de pozo es alta y estos cortes de agua
tienen consecuencias mínimas como resultado para la producción de estos pozos.
El área Uthmaniyah es una de las secciones más grandes y de mayor producción del gigante de la
estructura de Ghawar. Aunque la mayoría de los pozos son productores prolíficos en este campo,
algunos pozos han sido muertos debido al alto corte de agua asociada en estos pozos durante
algunos años y muchas de las estrategias eran deliberado entre los diferentes equipos para llegar a
posibles soluciones para darle vida a estos pozos. Esta baja presión de fluido a boca de pozo
(LFWHP) pozos no podía sostener la producción de gasóleo GOSP planta de separación.
Levantamiento artificial no se usa comúnmente en este ámbito como el mantenimiento de la
presión del yacimiento meticulosa ayuda a barrer el fondo del petróleo. En caso de daño a la

2. formación confirmado, la estimulación de matriz simple mejora la comunicación entre el depósito
y el pozo. Sin embargo, la reactivación de los pozos muertos por la estimulación de la matriz era
una tarea difícil teniendo en cuenta estos pozos se ubicaron en el área de maduración.
Una prueba piloto implica el uso de una tecnología probada, diseñando un desviador para
conseguir la desviación del ácido efectiva durante la estimulación ácida que se llevó a cabo
recientemente. El piloto compuesto de ensayos en los cuatro pozos con depósito similares que
producen condiciones con corte de agua muy elevada de 60 a 80%. En todos los casos el intervalo
objetivo era sólo 5'-10 'en la parte superior de árabe-D-2A zona.
Por lo general, los pozos verticales de aceite se trataron con ácido HCl para aislar los intervalos de
fondo mediante la detección de tapón de gel de abajo a la profundidad del objetivo. Sin embargo,
el aislamiento de la parte inferior de los intervalos convencional en gel de conexión en el método
no era muy adecuado aquí, porque del intervalo objetivo muy marginal de sólo 5 '10'. Incluso + / -
0,05% inexactitud de la bobina de metros de profundidad la tubería o la correlación podría ser
perjudicial debido a la estrecha muy intervalo de agua produciendo.
conclusiones
Técnica de Bullheading a la tasa de bombeo de alta se utiliza para aumentar el efecto de
desviación. Los tratamientos fueron diseñados y se bombea con las etapas de alto fluido viscoso
tensioactivoviscoelástico como un desviador para tapar temporalmente las zonas de agua
sospechosos, después de lo cual los intervalos restantes fueron tratados con una fuerza
considerablemente bajo contenido de ácido HCl para lograr el crecimiento agujero superficial.
En teoría, el corte de agua aumenta debido a los efectos de permeabilidad relativa. En la mayoría
de los casos, el agua tiene menor viscosidad y mayor permeabilidad relativa que el petróleo.
Cuando un tratamiento ácido se lleva a cabo, más del fluido de tratamiento acuoso fluirá en la
zona de agua de la zona de aceite. Así, el grueso de la eliminación del daño se produce en la zona
de agua y, aunque la tasa de aceite podría aumentar, el incremento es superada por el aumento
en el agua.
Así que la clave para estimular estas agua a alta corte pozos es desarrollar un método para desviar
el ácido lejos de la zona de agua en la zona de petróleo. Sin desviación adecuada, el corte de agua
de alta y baja eficiencia de barrido a menudo son el resultado de un tratamiento de estimulación.
Por lo tanto el número de consideraciones se tuvieron en cuenta durante la selección de ácido
inversor así como la selección de colocación.
Candidato reconocimiento
Una metodología simple reconocimiento de los candidatos había sido utilizado para seleccionar los
pozos piloto para este proyecto. Contactos de aceite de agua se estima con base en los registros
de producción y de las muestras de fondo de pozo de presión estática que se ejecutan
periódicamente a lo largo del ciclo de producción de estos pozos. Una vez que se comprobó que

3. no había columna de petróleo razonable de cinco pies o más estaba en la lista corta como posible
candidato. Esto fue confirmado luego con reservorio posible para asegurar que esto no era un
caso del agua a través de ruptura de las zonas de alta permeabilidad como estos yacimientos
como se mencionó anteriormente están protegidas por inyección de agua para mantener las
presiones del yacimiento. Una vez que se confirmó una estrategia de estimulación se discutió para
llegar a una técnica de optimización que sólo estimulará la sección de aceite del depósito.
Fig. 1 y Fig. 2 muestra la distribución de la porosidad y la distribución de agua y aceite a través de
los intervalos productores para el pozo-C. El PLT se ha ejecutado en el año 2001 y no tuvo un
reciente debido a que el PLT, así había muerto durante la evaluación. Se puede observar que en
2001 el pozo estaba produciendo sobre el corte de agua 35%, pero el intervalo de 6745 '- 6760'
produce sólo agua y el aceite no. Sin embargo, antes de estar muerto al pozo estaba produciendo
68% de agua corte en el 2006 como el agua subió y no se ha ejecutado a partir de entonces PLT.
Con base en el equilibrio depósito de material se estima que alrededor de 5 'de la columna de
petróleo sigue a la izquierda. Principio de la árabe-D 2A zona es el intervalo de los más prolíficos
en este campo. Sin embargo, para bien de la columna C del petróleo que queda en la parte
superior 5 'tiene reservorio menos permeable comparación con el resto. Esto, combinado con el
alto corte de agua del pozo muerto. Sin embargo, la matriz acidificación de este estrecho intervalo
que plantea grandes desafíos en términos de control de la colocación de fluido de estimulación
sólo en este corto intervalo. Similar era el caso de otros tres pocillos. Las propiedades de cuatro
pocillos seleccionados se resumen en la Tabla 1.
Desvío de Metodología

4. Técnicas de desviación pueden separarse en dos categorías principales mecánicas y químicas.
Desviación mecánica o técnicas de aislamiento generalmente funcionan en el pozo mientras que
las técnicas químicas son normalmente útiles en el yacimiento. En contraste con la desviación
mecánica, la desviación química actúa sobre la propia formación. Estas técnicas se pueden dividir
en agentes de partículas de desvío y la viscosidad se controla con diversos agentes. En el sur de
campo de Ghawar desviadores mecánicos y químicos se utilizan para la estimulación de los pozos
de petróleo sobre la base de la desviación necesaria en función de cada caso.
Desviadores químicos se pueden dividir en tres grupos. El primer grupo contiene polímeros. Los
sistemas basados en polímeros actúan de la misma en una zona de aceite o agua y por lo tanto se
puede considerar como un desviador indiscriminada. Además, los polímeros residuales de estos
sistemas puede causar daños a la formación. Aunque este sistema se utiliza a veces como tapón de
gel para aislar la zona de agua y la zona inferior de barrido, pero a causa de los inconvenientes
mencionados anteriormente, los sistemas de polímero no fueron consideradas para estas
aplicaciones de corte alto de agua. Los otros dos tipos de desviadores viscosos son espumas y
visco-elásticas sistemas basados. Cuando está bien diseñado, ambos sistemas pueden ser
adaptados de manera que son menos estables en la zona de aceite que en la zona de agua. Esta
inestabilidad en la zona de aceite permite que el sistema para desviar efectivamente el fluido
principal tratamiento lejos de la zona de agua en la zona 1 de aceite. Zerhboub et al 2
demostraron que ciertos sistemas de espumado eran inestables cuando se pasa a través de un
medio poroso que contienen aceite residual. Una vez que la espuma de alta viscosidad se
encuentra con el aceite que se descompone y separar en sus componentes (nitrógeno y líquido).
En la zona de agua de la espuma permanece estable y por lo tanto, desvía el tratamiento siguiente
matriz lejos del agua en la zona de petróleo. Sin embargo, el inconveniente con espuma es en
algunos casos no se crea una contrapresión suficiente para desviar el ácido en las zonas
subsiguientes, especialmente cuando hay contrastes de permeabilidad. Asimismo, la vida media
de las espumas cae dramáticamente a temperaturas superiores a 175 F, especialmente en la
presencia de hidrocarburos. De ahí la elección de espuma también fue eliminada.
Surfactante visco-elástico (SEV) a base de líquidos se han bombeado por un período muy largo,
tanto en la matriz de acidificación y fracturamiento aplicaciones en depósitos de carbonatos de
Arabia Saudita. La trayectoria, la química sencilla y la facilidad logística nos llevó a explorar el uso
de este sistema para nuestros pozos muertos. Los desviadores de VES agente es un agente
tensioactivo libre de sólidos que no es perjudicial, cuando se mezcla con salmuera en la superficie
forma un fluido de alta viscosidad. La viscosidad se produce por la formación de micelas gusano
como cuando las moléculas de tensioactivo alcanzar una concentración crítica en presencia de
salmuera. Cuando las micelas suficientes han formado, se enredan (Fig. 3) y dificultar el
movimiento del fluido proporcionando alta viscosidad.

5. Estas micelas son estables en una fase acuosa, sin embargo, en la presencia de pequeñas
cantidades de hidrocarburos, el gusano desglose micelas para formar micelas esféricas que tienen
mucho menor viscosidad. Durante acidificación, como el VES desviando fluido se bombea en el
depósito de matriz, un contraste de la viscosidad se produce entre el fluido VES en la zona de
petróleo y el fluido VES en la zona de agua. Otra característica importante de VES desviadores
agente es su facilidad de mezcla y la uniformidad del producto en el lugar. Tiene la capacidad para
proporcionar la desviación, incluso cuando testarudo que ahorra despliegue adicional de la bobina
de tiempo tubo o reparación y costo.
El tratamiento de Diseño
Cuatro alto corte de agua y los pozos de petróleo de campos muertos de uthmaniyah fue
seleccionado como candidatos a la estimulación con ácido después de la metodología de
reconocimiento de los candidatos se indica. Debido a la alta corte de agua (60% - 80%), los pozos
estaban muertos. En la mayoría de los casos el intervalo objetivo era 5 '- 10'. Bull partida método
de colocación ha sido diseñado con alta viscosidad del fluido VES como desviador temporalmente
Un ejemplo de diseño típico del tratamiento de una sola etapa Bullheading VES de alta viscosidad
y el tratamiento de ácido HCl de la siguiente manera:
1. 15% de HCl para limpiar la tubería: limpiar la tubería era necesario para evitar la precipitación
de hierro en la formación de ácido durante el bombeo. También era importante que los pozos
fueron muertos por algún tiempo, pero tuvo la suficiente presión a boca de pozo vuelva a fluir el
pozo más cercano a la fosa.
2. Desplazar volumen de la tubería con el diesel y el flujo de retorno: Diesel se utiliza para aligerar
la columna hidrostática.
3. 8% de preflujode solvente con diesel: el agua de bombeo se redujo al mínimo en todo el trabajo
para permitir el flujo y volver por sí mismo, manteniendo la presión en cabeza de pozo alta..
4. Espaciador de s almuera: disolvente utilizado en esta área actúa como un interruptor de VES. Así
salmuera se utilizó para espaciar VES de disolvente.
5. Alto viscoso VES desviador (10 gal / pie): El bombeo se detuvo durante unos 10 minutos
después de primer barril de ácido golpear la formación. Esto es para asegurar un tiempo adecuado
para el VES para obtener una alta viscosidad y el taponamiento de porosidad de la zona de agua.

6. 6. 15% de HCl (30 gal / pie de 5-10 pies): el ácido principal se bombeó con otros aditivos tales
como surfactantes y eliminador de H2S.
7. 8% disolvente sobredesplazado: el disolvente sobredesplazado se utiliza para romperelVES en la
formación.
8. Plegar la volumn tubo con el diesel. Esto fue seguido por el flujo de regreso a boxes y el local
para amenizar propósito.
El programa de bombeo para los cuatro pozos fue el mismo que se describe anteriormente. Los
volúmenes varió basándose en la altura de la zona y la porosidad tal como se indica sobre. La pre-
limpieza, con y sin disolvente mutuo obtiene principalmente en la zona de agua (donde es más
fácil), por lo tanto el desplazamiento del aceite en la zona de pago es parcial. Cuando el agente
tensioactivo VES alcanza el pozo, se conecta fuera de la zona de agua y la porción de llegar a la
zona de hidrocarburos, se rompe como se pone en la zona de hidrocarburo (como la pre-limpieza
no elimina completamente el hidrocarburo), y mantiene la viscosidad desatar, que permite que el
ácido fluya en esa zona, de lo contrario sería desviado too3. Al final del tratamiento la mayor parte
del desviador VES bombeado en la zona de hidrocarburo se rompe y sobre todo fluirá atrás junto
con el aceite. Si la zona de agua tiene hidrocarburos, como en el caso del contacto agua-aceite, no
hay rotura proporcional del desviador VES medida que se acerca a la zona de hidrocarburo (o
como aumenta el porcentaje de hidrocarburos).
Debido al efecto de la permeabilidad relativa, ácido acuoso predominantemente entra en la zona
con la saturación de agua más alto, lo que resulta en la estimulación de las zonas de agua y un
aumento de corte de agua. La tecnología de surfactante VES ayudado a desviar efectivamente el
ácido lejos de las zonas de agua muy saturado. El material forma un tapón altamente viscoso
cuando el agua contactos en la matriz se degrada aún cuando se mezcla con aceite en la matriz de
la formación 4.
¿Por qué bullheading?
La estimulación por tubería flexible (CT) se considera que es la mejor herramienta para la
colocación de ácido mientras que la consecución de la máxima cobertura. Sin embargo, la meta de
producción de los intervalos de la zona, en este caso son muy delgadas (5-10 pies) y el contacto
del aceite del agua (OWC) está muy cerca.
Este espesor de la zona marginal hizo TC una decisión difícil teniendo en cuenta cualquier
inexactitud menor de control de la profundidad puede mantener el fluido de tratamiento fuera de
la zona de destino. Esto no sólo hará que el trabajo ineficaz, sino también puede aumentar la
probabilidad de ácido para alcanzar la zona de agua justo por debajo del intervalo objetivo.
Bullheading a una tasa superior no sólo empujar el fluido de tratamiento para el intervalo de
menor resistencia, sino también alimentar el intervalo a una velocidad más de lo que puede
tomar. Por lo tanto, la intención de bullheading el desviador VES antes de bombear el ácido es
bloquear la producción de la zona de agua con eficacia. Zona productora de agua,
presumiblemente, tiene mayor capacidad de consumo. Como tubería flexible no podía
proporcionar una mayor velocidad de bombeo, la técnica bullheading se prefirió el método de
colocación TC.
Resultados del tratamiento

7. Todos los cuatro pocillos A, B, C y D fueron estimuladas utilizando la estrategia se explica en el
diseño del tratamiento. Debido a las limitaciones de terminación, medidores de presión no se
puede ejecutar para controlar BHP durante los tratamientos. En lugar de BHP, los cambios en la
presión en la superficie durante el tratamiento de estimulación se utiliza para medir la efectividad
de los VES desviar el agente en el aumento de la cobertura zonal. La trama abajo (fig. 4) muestra la
ejecución del tratamiento en el pozo A.
La gráfica que se muestra arriba muestra la respuesta de la presión medida y la tasa de suspensión
de todo el tratamiento de estimulación. La trama está dividida en etapas separadas que
representan los valores medidos de velocidad y la presión a medida que cada fluido de
tratamiento se bombea en la superficie. Es evidente a partir de la trama que se está viendo un
aumento de 500 psi como el desviador VES entra en la formación de taponamiento de las zonas
acuosas de modo que el ácido siguiente es fácilmente desviados en las zonas de petróleo del
cojinete.
Post-producción la estimulación de todos los pocillos tres indica que los dos objetivos de un
aumento sostenido de la producción con una reducción en el corte de agua se han alcanzado. Por
otra parte, todos los pozos fueron restablecidos a la producción normal de su condición de bien
muerto. 3 de cada 4 pozos se han animado y la producción de aceite con el corte de agua sigue
siendo alta. La producción de petróleo no se sostendrá en un bien después de una semana.
Teniendo en cuenta no historias clínicas de estimulación ácida matriz en la alta corte de agua de
pozos en Arabia Saudita, el objetivo se logró con éxito un reto que indica una dirección para su
futura aplicación.
La siguiente gráfica (Fig. 5) muestra la ganancia incremental en la producción de petróleo que se
logró después de estimulación de la matriz con el desviador de VES. MBOD se mide como 1.000
barriles de petróleo por día.

8. Conclusiones
Aplicación en el campo ha validado la eficacia de VES desviar agente. Siguientes conclusiones se
pueden extraer a partir de esta aplicación en el campo:
1. Matriz de acidificación en la alta corte de agua de pozos puede tener éxito si se diseña
correctamente.
2. Pozos muertos han sido amenizado por la estimulación ácida de la matriz.
3. Los resultados de las aplicaciones de campo demuestran la eficacia de VES desviar agente en
pozos con contraste de permeabilidad.
4. La desviación efectiva que se ha logrado en los pozos con la propagación de largo a cabo
múltiples intervalos perforados.
5. El procedimiento se recomienda para otros pozos de agua de alta cortadas en el campo.
Agradecimientos
Los autores desean agradecer a la gerencia de SaudiAramco y Schlumberger por su apoyo y
permiso para publicar este artículo. Los autores también desea agradecer el apoyo recibido de
Messad S. Al-Harbi, dijo Rifat, Ibrahim H. Al Arnaout y Turki F. Al-Saadoun a través de la ejecución
de este proyecto