Optimización del fluido de completación para reacondicionamientos de pozos en el bloque 18- Palo Azul

Abstract

Estudio analítico de campo y bibliográfica. El estudio central se lo realizó en el campo palo azul perteneciente al bloque 18, actualmente operado por Petroamazonas EP. Se revisó toda la información de fluidos de completación y los diferentes aditivos que lo componen para analizar el porcentaje de las concentraciones en el fluido de completación. Para la selección del fluido óptimo de completación del campo, se realizará un estudio con el fluido de completación convencional que actualmente se está trabajando en el campo, conjuntamente con la implementación de la nanotecnología en el fluido de control. De tal forma que, debido a existir la experiencia de haber realizado un control de pozo con esta tecnología, específicamente en el pozo plab 036-h, se contrastará los resultados de este control con otros controles de pozos realizados en la misma arena, posteriormente se analizará el historial de producción antes y después del control de pozo en porcentajes, para determinar el fluido óptimo de completación para el campo Palo Azul Bloque 18. En el año 2018 se realizaron 19 trabajos de reacondicionamientos en el campo Palo Azul, en los cuales 18 de ellos se utilizó fluido de control con química normal y 1 pozo con fluido de control nanotecnología. Con fluido de completación normal, se obtuvo 13 trabajos exitosos y 5 trabajos no exitosos. En el único trabajo de reacondicionamiento que se utilizó la nanotecnología como aditivo principal en el fluido de completación, fue exitoso. Las pruebas de emulsión con nanotecnología realizadas a diferentes pozos del campo Palo Azul determinan que se obtiene una mejor separación de fluidos en el tiempo, calidad de la interfaces o interfaces bien definidas (para evitar microemulsiones), fase de agua libre de petróleo. Con respecto a la mojabilidad de la roca si se encuentra adherida al petróleo la cambia al agua, este fenómeno físico sucede cuando la nanotecnología ingrese a través de los poros, sin causar emulsiones de petróleo y agua. La tasa de penetración de un fluido de completación con nanotecnología es mayor que un fluido convencional, esto se ve reflejado en el aumento de producción de fluidos ya que limpia la formación. La inclusión de la nanotecnología en la industria petrolera trae consigo un enorme potencial para encontrar soluciones en la producción de hidrocarburos, aumentar la recuperación de yacimientos de petróleo y abrir nuevos caminos para la creación de nuevos productos que aportarán al cambio positivo de la industria. Con la nanotecnología se puede observar una mejora en la interfase en donde se forman las microemulsiones, y las paredes del frasco de vidrio están libres de petróleo. Esto significa que el BSW no va a variar y la producción del pozo, puede incrementarse una vez que el pozo entre a producción.