ARTICULO 5110

Identificación, evaluación y tratamiento de pozos productores de crudo y gas con problemas de bacteria en formación para reducción

de corrosión e incremento de producción

Pedro R. Rincón, John P. McKee, Carola E. Tarazón, Luis A. Guevara Harvest Vinccler,C.A.

Campo Uracoa, Estación UM-2, Temblador, Edo. Monagas, Venezuela

RESUMEN

Corrosión a fondo de pozo relacionada con bacteria sulfato reductora ha sido detectada en algunos pozos productores de petróleo al este de Venezuela. Estos pozos son producidos por bombeo electro sumergible, bombeo mecánico o gas lift, desde completaciones horizontales y verticales, de empaque de grava convencional. Estos campos han experimentado un incremento en el corte de agua acelerado, acompañado por aumentos bruscos en la velocidad de corrosión. El desarrollo de un procedimiento sistemático para determinar pozos con problemas bacteriales, permite determinar cuando un pozo debe ser tratado. Para remediar los problemas asociados a actividad bacteriana, se desarrollaron tratamientos a fondo de pozo realizados principalmente con THPS y surfactantes no iónicos. Estos tratamientos se realizan tipo estimulación matricial desde la superficie, con coildtubing o durante los trabajos de rehabilitación de pozos. Estos han sido muy exitosos en cuanto a la reducción de los niveles de corrosión y sulfuro de hidrógeno (H2S) en la fase de gas. En muchos casos los niveles de H2S han sido reducidos de 330 ppm a 20 ppm. La velocidad de corrosión en los cupones instalados a niveles de superficie ha sido reducida desde 70 MPY a 0.6 MPY. Estos cupones son también utilizados para determinar la cantidad de sulfuro de hierro depositado en el cupón. Un nuevo método de evaluación, discutido en este estudio, fue usado para cuantificar la cantidad de sulfuro de hierro depositado en el cupón, por la cual se puede inducir la actividad bacterial y la cantidad de sulfuro de hierro depositada en la completación. Un efecto adicional de los tratamientos con biocida, es el incremento de producción en el 74% de los pozos tratados. Estos incrementos han estado en rangos entre el 20% y el 300% de incrementos de producción de crudo. Este estudio discutirá los criterios usados para la selección de pozos candidatos a estimular, la metodología usada para la aplicación del THPS y la evaluación de los resultados obtenidos

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INTRODUCCION

La Unidad Monagas Sur (UMS) esta ubicada al este de Venezuela a unos 800 Km. de Caracas. La UMS produce de 3 campos definidos de petróleo, Uracoa, Tucupita y Bombal (ver Fig.1). Estos campos están conformados por yacimientos de un variado rango de permeabilidad y saturaciones. Estos campos muestran un PI medio y GOR de amplio rango, con cortes de agua muy elevados (sobre el 85% en promedio), el crudo es semipesado (entre 14 y 16 grados API). El principal mecanismo de producción de la UMS es mediante empuje hidráulico activo. En general, la roca del reservorio es arena no consolidada de buena porosidad y excelente permeabilidad. Los pozos son producidos mediante bombeo electrosumergible, bombeo mecánico, gas-lift, desde completaciones horizontales o completaciones de empaque con grava. La SMU estuvo activa desde 1945 hasta 1985, después de esto el campo estuvo produciendo eventualmente y fue reactivado por Benton Vinccler, C.A. en 1992 (Hoy Harvest Vinccler C.A.). Para el año 1998 se comenzó a observar una fuerte contaminación bacterial y corrosión influenciada por microorganismos en las líneas de crudo y agua. Igualmente se evidencio un incremento en la velocidad de corrosión también asociada a MIC en los pozos productores. Para el año 1999 se presentaron violentos incrementos en los niveles de H2S en gas en varios pozos del campo. A mediados de ese mismo año se inició un agresivo programa de tratamientos a nivel de superficie con biocida THPS combinados con surfactantes e inhibidores de corrosión, lo que redujo la velocidad de corrosión drásticamente. En vista de los altos niveles de corrosión a fondo de pozo, que se determinaron estaban asociados a actividad bacteriana, principalmente bacterias sulfato reductora, y de los incrementos de H2S que se venía observando en algunos pozos, para finales de 1999 se realizó el primer tratamiento matricial con biocida THPS a nivel de fondo de pozo. Previamente se había determinado que el THPS era el biocida que menos afectaba la permeabilidad de las formaciones típicas de la SMU. Los tratamientos resultaron exitosos, reduciendo los niveles de H2S, disminuyendo la velocidad de corrosión y bajando la concentración de bacterias. Adicionalmente a esto, se observaron incrementos importantes en la producción de fluidos del pozo acompañados de reducción en el corte de agua. Estos trabajos se fueron incorporando al programa de tratamiento y estimulaciones de los campos, y actualmente se cuenta con registros de más de 125 tratamientos realizados en UMS. A raíz de la experiencia obtenida, se desarrollo un método de monitoreo y selección de pozos candidatos a estimular que ha sido la base de los excelentes resultados obtenidos en los tratamientos realizados que se resumen en una efectividad del 73% en cuanto al incremento de producción, 94% en cuando a la reducción de los niveles de corrosión y 87% en cuanto a reducción de H2S en el gas. Los análisis de cupones en las líneas de flujo y un sencillo método para determinar la cantidad relativa de sulfuro de hierro en los pozos, representan la base para la selección y posterior monitoreo de los tratamientos realizados. En el siguiente trabajo se discutirá los criterios usados para la selección de pozos y el procedimiento de monitoreo usado a nivel de campo y evaluación de tratamientos. Igualmente se describirá el procedimiento usado para los squeeze, las químicas usadas junto al THPS y se observaran los resultados obtenidos.

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Selección del biocida a usar para tratamientos downhole en pozos productores de petróleo y gas En vista del efectivo control del nivel de corrosión y bacterias obtenido a nivel de superficie con el THPS, este resultaba el producto más idóneo para la aplicación a fondo de pozo. Sin embargo se debía comprobar que no iba a causar ningún efecto negativo a nivel de formación, puesto que la química es introducida dentro de la roca en el well-bore. Para esto se llevó a cabo un estudio de retorno de permeabilidad con varios tipos de biocidas, que consiste en inyectar varias concentraciones de química dentro del núcleo saturado de crudo, para luego determinar la permeabilidad en dirección opuesta del flujo después del paso de la química a través del núcleo. Para estas pruebas, se observo que biocidas como el gluteraldehido causaron pérdidas de permeabilidad mayores al 80% incluso a bajas concentraciones. El THPS, no causó ningún cambio importante en la permeabilidad medida, aún inyectándose a altas concentraciones (20% W/W) y en combinaciones con surfactantes no iónicos, como se puede observar en la Fig. 2. Niveles de H2S en gas Los niveles naturales de H2S en de gas de los pozos productores de la UMS se habían mantenido históricamente por debajo de los 5 ppm. Para finales 1998 se comenzó a observar un incremento acelerado de los niveles de H2S en el gas. Algunos pozos del campo alcanzaron niveles de H2S de más de 400 ppm, mientras que otras zonas mantenían sus niveles por debajo de los 5 ppm. Los aumentos ocurrieron en períodos menores de 1 año. Por las características de este incremento y la evidencia de la presencia de bacteria sulfato reductora en varios puntos del campo, se cree que el proceso de “agriamiento” (souring) del campo tiene orígenes claramente biológicos, concretamente por el efecto de la bacteria sulfato reductora. Aunque no se ha hecho un estudio concreto del origen del proceso contaminación por bacteria de la SMU, se tienen algunas evidencias de que la contaminación haya sido causada por fluidos usados durante el proceso de perforación y completación y algunos inducidos posteriormente durante workovers o estimulaciones. Esto posiblemente ha sido catalizado en las zonas cercanas a los pozos inyectores de agua y gas. Un grupo de estos pozos que venían incrementando sus niveles de H2S, fueron escogidos para los primeros tratamientos realizados. Estos tratamientos mostraron excelentes resultados no solo reduciendo los niveles de H2S, sino en la obtención de resultados adicionales claramente apreciables como reducción de la tasa de corrosión e incremento de la producción del pozo, ya sea por aumento de fluido producido o por reducción del corte de agua. Se continuaron los tratamientos exitosamente, determinándose posteriormente que no solo los pozos con alto contenido de H2S respondían satisfactoriamente al tratamiento, sino que también, pozos con niveles muy bajos de H2S (3-5 pm.) podían estar afectados por actividad bacteriana, por lo que también pueden responder positivamente a los tratamientos con THPS con incrementos importantes de producción y reducciones de los niveles de corrosión.

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Criterio para la selección de pozos a tratar En base a estos resultados y a las pruebas realizadas se diseñó un sencillo procedimiento de selección de pozos basado en 6 variables a monitorear, que pudiera ser considerado como una regla de dedo “rule of thumb” aplicado en otros campos con condiciones similares a estudiar. Basados en estudios estadísticos se determino que variaciones desfavorables de al menos 3 de estas 6 variables convierten al pozo en un candidato a tratar. 1) Incrementos violentos de H2S en el gas Cumple con esta característica pozos en los que se haya observado incrementos del nivel del H2S en el gas mayores a 5 pm por mes. Sin embargo,para el caso de la los campos estudiados donde los nivels normales de H2S son bajos, pozos con más de 30 pm de H2S son seleccionados de igual manera para tratamiento. Esto se mantiene como criterio ya que el gas producido en el campo es comercializado, lo cual hace que los niveles de H2S se deban mantener bajo en los pozos. Por otro lado, el H2S es reactivo y altamente tóxico; los efectos un proceso de agriamiento en un campo incluyen un incremento en las velocidades de corrosión del hierro y el acero, precipitación del sulfuro de hierro y contaminación de los fluidos producidos6. 2) Incrementos de velocidad de corrosión Los pozos de la UMS son tratados con inhibidores de corrosión inyectados continuamente a través de capilares, lo que hace que los niveles de corrosión se mantengan relativamente controlados. Sin embargo, en algunos casos se presentan incrementos en la velocidad de corrosión monitoreada en las líneas de flujo de los pozos generalmente asociado a MIC los cuales no son controlados por los inhibidores de corrosión. Esto se infiere del análisis de los cupones en los que se observa el tipo de ataque, color del cupón y productos de corrosión. Las reducciones en la velocidad de corrosión obtenidas con los tratamientos con biocida (ver presentación de resultados), son un indicativo claro de estas afirmaciones. 3) Alto contenido de Bacterias en pozos productores Mediante métodos de análisis de bacteria como Rapid check o viales de dilución en serie API, se puede determinar los niveles de BSR planctónica a nivel de superficie en los pozos productores. Mediciones de más de 1000 col/ml son tomadas como evidencia clara de presencia de bacteria sulfato reductora y puede considerase un nivel alto tomando en cuenta el punto de muestra y la continua movilidad del fluido en esta sección de los pozos. Esto no nos da una indicación exacta de la presencia y cantidad de bacterias, pero representa un parámetro relativo que puede indicar incremento en la actividad bacteriana. Igualmente estas medidas de bacterias se pueden obtener de los sólidos o incrustaciones presentes en los cupones al momento de su extracción. Este análisis se realiza en el momento de extraer el cupón sacando los sólidos adheridos al mismo. Con esto se realiza un cultivo, que da cierta idea de los niveles de bacteria sessil presente en la línea de flujo del pozo. 4) Reducción del fluido producido superiores a la declinación esperada del pozo. Muchas de estas declinaciones han sido asociadas a taponamientos con sulfuro de hierro en los poros de la formacion. El sulfuro de hierro se forma como resultado de

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la reacción del H2S con el hierro5 como producto final del proceso que envuelve el metabolismo bacterial. 5) Incrementos de corte de agua superiores a la declinación calculada para cada pozo. Incrementos inesperados de los niveles de corte de agua en un pozo podrían ser causados por taponamientos de sulfuro de hierro a nivel de formación y rejillas. Esto puede ser explicado por la mayor movilidad del agua con respecto al crudo, lo que haría que esta fluyera más rápido que el petróleo. 6) Formación de sulfuro de hierro a nivel de cupones. Determinar si se está formando sulfuro de hierro en la boca del pozo o en las rejillas a fondo de pozo, es una tarea muy complicada. Solo una inspección directa de los equipos de la completación después de un workover, nos puede dar una indicación real de la cantidad, tipo y origen del sulfuro de hierro que se ha formado a fondo o en superficie de determinado pozo. Sin embargo a través de un sencillo procedimiento incluido en el análisis del cupón se puede obtener un valor relativo del sulfuro de hierro formado a nivel de superficie por el que se puede inducir los niveles de formación de sulfuro a fondo de pozo. Una breve descripción de este procedimiento es mostrada a continuación: 1) Instalar un cupón en el pozo productor que se quiere estudiar (actualmente se están monitoreando con cupones el 100% de los pozos en todos los campos) 2) Mantener el cupón al menos 30 días de exposición. 3) Extraer el cupón y mantenerlo en condiciones anaeróbicas hasta llegar al laboratorio para ser analizado (tiempo menor a 8 horas). 4) Limpiar el cupón con xileno. 5) Sumergir el cupón inmediatamente en una solución de ácido clorhídrico al 10% inhibido, dentro de una campana de extracción. Sobre el recipiente y a una altura definida, se coloca un lector de H2S en gas. Esta lectura es registrada, tomándose como valor de referencia el valor máximo medido por la lectora, dividido entre el número de días de exposición del cupón. El medidor de H2S obtiene lectura que van de 0 a 300 ppm de H2S producto de la reacción entre el ácido y el cupón. Valores obtenidos mayores a los 0.5 ppm de H2S por día de exposición del cupón, son considerados altos. Este parámetro ha mantenido una correlación directa con lo observado a nivel de campo en cuanto a velocidad de corrosión, bacterias y reducción de producción del pozo cuando esto es causado por taponamientos producto del incremento de la formación de sulfuros de hierro. Las propiedades del THPS en conjunto con varios tipos de surfactantes para disolver sulfuro de hierro2, dan una alta probabilidad de obtener resultados exitosos en cuanto a incrementos de producción al asegurarse mediante este método que este se ha formando en el pozo. Los componentes del sulfuro de hierro son un importante factor a considerar en la producción de petróleo debido a sus efectos dañinos sobre los productos del petróleo, su naturaleza corrosiva, su tendencia a taponar el medio poroso implicando una pérdida en la productividad y su efecto en características de oxidación7.

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Diseño y procedimiento de los tratamientos con biocida. Los tratamientos son realizados como cualquier estimulación matricial. Generalmente se realiza desde el Bull head del pozo, por razones económicas y por los sistemas de levantamiento artificial que impiden el uso de unidades de coiledtubing. La idea fundamental del tratamiento es el forzamiento del biocida puro o con algún surfactante en la formación. Generalmente se emplea THPS al 20%, utilizando entre 660 y 1200 gal mezclados usualmente con un surfactante no iónico de 3% a 5%. Esta mezcla es forzada a la formación en radios de penetración que han oscilado entre los 3 y los 15 pies. El radio de penetración es calculado con la fórmula del volumen de un cilindro, y la porosidad de la formación. El forzamiento se realiza con agua de producción filtrada que es la misma agua de formación. Esto reduce cualquier daño que se pudiera generar por la introducción de cualquier fluido incompatible. Esta agua es mezclada con surfactantes (2%) y usualmente se le agrega a la mezcla 2% de KCl. Los surfactantes de mayor eficiencia han sido los no iónicos en base a Nonylfenol etoxilados, igualmente surfactantes en donde el sodio dodecil difenil oxido disulfonado mostraron resultados positivos. Surfactantes en base a amonio cuaternario son una opción que da resultados muy efectivos pero que debe usarse con mucho cuidado debido al carácter catiónico de este surfactante y sus posibles efectos en la formación. Para algunas estimulaciones se ha utilizado un pre-flush inicial de xileno principalmente en pozos de bajo corte de agua. La finalidad de esto es disolver cualquier capa protectora de hidrocarburos que pudiera evitar el contacto del THPS con el sulfuro de hierro de la formación. Igualmente se ha utilizado un estabilizador de hierro para los pozos de alto contenido de hierro. Otra practica generalmente utilizada es la de agregar a la salmuera de desplazamiento 3% de THPS después del THPS concentrado. En caso de que el pozo lo requiera se puede agregar algún inhibidor de corrosión compatible con el THPS para proteger la tubería del pozo. El forzamiento del biocida se realiza a tasas de bombeo muy bajas (menores de 0.5 Bls/min). Esto es uno de los aspectos fundamentales de estos tratamientos ya que esto aumenta la posibilidad de que el THPS se distribuya uniformemente en el la formación del pozo. Finalmente el pozo se deja en remojo por un período que oscila entre 24 a 48 horas. Evaluación y discusión de resultados de los resultados Desde Agosto de 1999 hasta el presente se han realizado en SMU 127 tratamientos a 80 pozos productores utilizando la metodología de “empuje” matricial con THPS, en combinación con surfactantes y otros químicos. La finalidad principal de estos tratamientos es la reducción de los niveles de bacteria que pueda estar actuando en fondo de pozo, especialmente la sulfato reductora. Sin embargo debido a los efectos asociados a los tratamientos en cuanto a reducción de los niveles de corrosión e incremento de producción, la evaluación de estos tratamientos se realizará en base a las siguientes variables:

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Producción del pozo Contenido de H2S en el gas. Contenido de bacterias en el agua Medición de niveles de corrosión en línea de flujo. Incrementos de producción observados. Los 127 tratamientos realizados han generado incrementos de producción de petróleo promedios de 70 BOPD por pozo. En 106 de los 127 tratamientos realizados se ha observado incrementos de producción lo que le da un 73% de éxito en los trabajos realizados. Se han obtenido incrementos de más del 300% de la producción de petróleo como se puede observar en la Fig.3, 4 y 5. Estos incrementos de producción hacen que la rentabilidad de cada tratamiento sea muy alta. Aproximadamente incrementos de más de 900.000 Bls Bls de petróleo han sido asociados a los tratamientos realizados.) Según los estudios y las observaciones realizadas, estos incrementos de producción se deben principalmente a las propiedades del THPS combinado con surfactantes para disolver sulfuros de hierro1. Estos sulfuros de hierro se acumulan en la boca del pozo en los primeros pies de la formación, donde las condiciones de temperatura y presión del yacimiento favorecen el crecimiento de la BSR. El aumento de sulfuro de hierro contribuye de igual manera a taponar las rejillas y contribuye en gran manera a unir partículas de arena, finos y otros productos de corrosión que crean acumulaciones sólidas de mayor tamaño que van taponado los pozos. El sulfuro de hierro en la formación no solo produce taponamientos, sino a la vez contribuye al aumento de la producción de agua. Por esta razón en el 50% de los pozos tratados se observa alguna reducción del corte de agua asociado al pozo. Ver tabla de resultados 1. El biocida que se mantiene residual en la formación hace que los niveles bacteriales se mantengan bajos, reduciendo la formación de H2S y sulfuro de hierro. Esto hace que los incrementos de producción tengan una duración promedio de 5 meses. La reacción de THPS con el sulfuro de hierro en el pozo, se comprueba al observar incrementos importantes del contenido de hierro generalmente durante la semana siguiente al tratamiento. Ver Tabla de resultados 1 Reducción de niveles de H2S en gas El gas producido y comercializado en la SMU, debe mantenerse por debajo de los 12 ppm de H2S en el gas. Por esta razón y otras de tipo ambiental y de seguridad, se han realizado grandes esfuerzos por tratar de mantener niveles bajos de H2S en los pozos productores. Para 1998 y 1999 se observó un incremento acelerado de los niveles de H2S en más del 15% de los pozos del campo. Alguno de estos pozos llegó a superar los 400 ppm de H2S en el gas. Los tratamientos con biocida han logrado disminuir los niveles de H2S en el 87% de los pozos tratados. Estos niveles de H2S se han mantenido por debajo de los niveles antes del tratamiento por un promedio de 4.meses. Ver Figura 6 y 7.

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Los resultados demuestran que el agriamiento de los pozos del campo es de origen bacterial. Este H2S se produce como resultado del metabolismo de la bacteria sulfato reductora 4. Algunos pozos no presentan altos niveles de H2S aunque se pueda encontrar en ellos alto nivel de bacterias sulfato reductora y alto contenido de sulfuro de hierro. Esto se debe a que una vez generado el H2S en el resevorio, este es llevado a la fase acuosa y es disuelta en la fase residual de crudo o es secuestrada por los minerales ferrosos. Los pozos con bajo H2S en general presentan altos contenidos de hierro de formación, incrementando los productos de corrosión. Los minerales que pueden considerarse con capacidad para secuestrar el H2S son la siderita (FeCO3), hematita (Fe2O3) y magnetita (Fe3O4). Estos minerales en contacto con el H2S generan sulfuros de hierro especialmente Pyrrhotite (FeS) y pirita (FeS2)8. Reducción del contenido de bacterias. En los pozos productores se mantiene un constante monitoreo de los niveles de bacteria tanta sulfato reductora como ácido productora. Para los efectos del estudio realizado se tomarán en cuenta solos los niveles de BSR, ya que es a esta a las que se asocian los problemas relacionados con H2S y sulfuro de hierro. Se tienen registros de los niveles de bacteria BSR en su estado planctónico a nivel de superficie para los pozos que se han tratado con biocida. En la tabla 1 se observa una reducción de los niveles bacteriales que usualmente promedian niveles iniciales entre 104 y 106 col/ml. Los niveles posteriores al tratamiento bajan a niveles entre 0 a 101 las 3 semanas posteriores al tratamiento en un 80% de los pozos estudiados. Posteriormente se va presentado un incremento paulatino de estos niveles de bacteria hasta que en períodos que promedian los 5 meses llegan a niveles de 102-103. El control del los niveles de bacteria, está asociado al residual de biocida que se mantiene en el pozo después de cada tratamiento. En algunos casos se han medido residuales hasta de 15 ppm de THPS 5 meses después de la realización del tratamiento. Medición de los niveles de corrosión. Los niveles de corrosión de los pozos se miden mediante la instalación de cupones de corrosión en la línea de flujo de cada pozo. Este es uno de los factores más importantes que se observa a la hora de escoger un pozo para tratamiento o de evaluar los resultados de algún tratamiento. De acuerdo al análisis de los resultados obtenidos, se ha encontrado reducción de los niveles de corrosión en el 94% de los pozos tratados. Comparando la velocidad de corrosión anterior al tratamiento con la velocidad de corrosión posterior al tratamiento, en todos los pozos tratados se puede afirmar que la eficiencia del tratamiento con biocida tiene un 94% de eficiencia en cuanto a reducción de corrosión. En las figuras 8 y 9 que se presenta en los apéndices se puede ver los cupones antes y después de los tratamientos. En estas se pueden observar distintos ataques asociados con bacteria sulfato reductora. Los cupones analizados antes de los tratamientos mostraron generalmente niveles elevados de sulfuro de hierro incrustado en el cupón. Esto se puede comprobar por el

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color negro que generalmente presentan y los niveles de H2S generados al ser sumergidos una solución de HCl. Estas condiciones cambian drásticamente en los cupones analizados después del tratamiento. Otra ventaja de los tratamientos con biocida a fondo de pozo es que al arrancar el pozo una buena cantidad de biocida sale a la superficie, lo que equivale a realizar un tratamiento en lotes a nivel de superficie, contribuyendo al control bacterial no solo a fondo de pozo sino a nivel de líneas y planta de tratamiento. Efecto del radio de penetración. De acuerdo a los resultados obtenidos los principales daños que se consiguen en los pozos causados por sulfuro de hierro se presentan en los primeros pies de la formación. En la Figura 10, se puede observar la comparación de los resultados para radios de penetración mayores a 5 pies y radios menores a 5 pies. La efectividad en cuanto incremento de producción en los pozos en los que se han usado radios mayores a 5 pies es de 77% mientras que para radios menores a 5 pies es de 65%. Debido a los costos y el tiempo de bombeo asociado al incremento de penetración de cada tratamiento se ha fijado el radio de penetración en 3 ft como un valor estandard para los tratamientos que se realizan. Sin embargo en los tratamientos que se realizan para bajar niveles muy elevados de H2S en el gas, se deben usar radios de penetraciones mayores a los 5 pies ya que se ha observado una mayor eficiencia del tratamiento cuando en cuanto a reducción de H2S y duración del tratamiento. Pozos tratados con taladro en sitio. La debilidad del procedimiento propuesto de tratamiento es que al inyectarse del bullhead del pozo se tiene muy poco control de a donde va a irse la mezcla de química concentrada, especialmente en las completaciones horizontales. Esto se puede subsanar realizando el tratamiento con una unidad de coiledtubing lo que permitiría tener contacto con toda la sección horizontal del pozo. La práctica que se ha venido realizando es la de realizar los tratamiento durante el servicio de taladro que se realice en un pozo. Las ventajas de estos tratamientos son las siguientes: Se tiene contacto completo con la formación al realizarse el tratamiento directamente del bullhead a las perforaciones. Se remueve cualquier posible contaminación bacterial que se haya producido en la operación del workover. Los resultados obtenidos de 15 tratamientos realizados durante los trabajos de reparación con taladro en pozos que presentaban alta actividad bacteriana han mostrado una efectividad del 100% en cuanto a incremento de producción y reducción del H2S en el gas. Los niveles de H2S para estos casos se han mantenido permanentemente por debajo de los niveles anteriores al tratamiento. Ver figuras 6 y 7.

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CONCLUSIONES

Según los estudios realizados a nivel de laboratorio, el THPS, no causa ningún daño al ser aplicado en la formación de la SMU de arena no consolidada, incluso a concentraciones del 20%. El gluteraldehido es el producto que causa mayores daños a nivel de formación, incluso al realizar la prueba a bajas dosis. A nivel de fondo de pozo el surfactante más eficiente para combinar con el THPS sin causar daños en la formación es el surfactante no iónico en base a Nonylphenol ethoxylated. El método de selección de pozos a tratar con biocida basado en niveles de H2S en gas, niveles de bacteria, velocidad de corrosión-sulfuro de hierro en cupón y cambios y producción y corte de agua del pozo, ha garantizado la efectividad de las estimulaciones y define los parámetros para la evaluación de los resultados de cada tratamiento. La efectividad de los tratamientos en cuanto a incremento de producción es de 73%. La duración promedio de estos es 5 meses con incrementos de 70 BOPD por pozo. Los aumentos fueron del 20 al 300% del crudo producido. Se observó reducción de los niveles de H2S en el gas en el 87% de los pozos tratados. En promedio los niveles de H2S se redujeron en 60% por un período de 4 meses. El 94% de los pozos tratados mostraron reducción de la velocidad de corrosión. La eficiencia de estos tratamientos para inhibir corrosión es del 90%. En el 95% de los pozos tratados se observó reducción de los niveles de Placktonic SRB en las líneas de flujo a nivel de superficie en los pozos. Se observó una relación directa entre el H2S medido de la reacción de un cupón de corrosión con HCl, con los niveles bacteriales y la formación del sulfuro de hierro en el pozo productor de crudo en donde el cupón fue instalado. Los tratamientos realizados con radios de penetración mayores a 5 pies resultaron más eficientes en cuanto a incrementos de producción y reducción de H2S. Sin embargo, por razones económicas y de tiempos muy largos de bombeos se utilizaron generalmente radios de penetración de 3 pies con los que se han obtenido igualmente muy buenos resultados. Los tratamientos más eficientes realizados han sido los que se efectuaron con el taladro en sitio. Pues se puede asegurar el contacto de la química con todas las secciones de las perforaciones del pozo. Los tratamientos realizados en pozos horizontales fueron menos eficientes que las realizadas en los pozos verticales o direccionales, ya que es difícil asegurar que la mezcla de químicos llegue a las zonas más dañadas del pozo. Se puede usar un solvente en pozos de bajo corte de agua para disolver hidrocarburos que pudieran evitar el contacto del THPS con las zonas a tratar. Las ganancias netas de los tratamientos con respecto al incremento de producción conseguido en cada pozo es de más del 800%, sin tomar en cuenta las ganancias obtenidas en reducción de H2S y velocidad de corrosión.

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REFERENCIAS

1. Gilbert PD, Grech JM, Talbot RE, Veale MA, Hernandez KA “Tetrakishdroxymethylphosphonium sulfate THPS for Dissolving Iron Sulfides Downhole and Topside-a study of the chemistry influencing dissolution” Nace Paper 02030, Corrosion 2002.

2. Larsen J, Sanders PF, Talbot R. “Experience with the use of THPS for the control of Downhole hydrogen sulfide” Paper 123 Corrosion 2000

3. Eden B., Laycock P. Fielder M.,”Oilfield Reservoir Souring” OTH 92385, HSE Books.

4. Little B, “Relationship between Corrosion and the Biological Sulfur Cycle: A review”. Corrosion-Vol. 56, N4. Nace 2000

5. Nasr-EL Din, “Iron Sulfide Formation in Water Supply Wells With Gas Lift” SPE 65028. Houston 2001.

6. Seto C. “Reservoir Souring in the Carolina Field” SPE 59778, Calgary, Canada 2000.

7. Shedid A. “Formation Damage Due To Sulfur Deposition in Porous Media” SPE 73721 Louisiana, 2002.

8. 8. Ligthelm, D. “Reservoir Souring: An analytical Model for H2S Generation and Transportation in an Oil Reservoir Owing to Bacterial Activity”. SPE 23141. Alberdeen 1991.

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Fig 3.

Fig 1. Localidad de la Unidad Mongas Sur

Return Permeability Testing

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

%THPS %THPS+surfactant DBNPA Glutaraldehyde

K p

erm

eabi

lity

(md)

%permeability K before chemical K after chemical

No change of permeability using THPS

83% of permeability reduction using glutaraldehyde

Fig 2. Prueba de retorno de permeabilidad en núcleos de la formación de SMU

utilizando THPS, 20% THPS+3% surfactante no ionico, 2% DBNPA and 1% Gluteraldehido.

Uracoa. Est. UM-2 & Uracoa Est. UM-1 Bombal Est. Tucupita

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Biocide treatment results.

Fig. 3.a. Well UM-117. Oil production.

Fig. 3.b. Well UM-79. Oil production

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

BENTON VINCCLER, C.A.CAMPO URACOA

HISTORICO Y PRONOSTICOS DE PRODUCCIONTRATAMIENTOS QUIMICOS

POZO: UM-117

UM-117CT-before-baseCT-AfterBOPD

SMUUracoa Field

Historical and estimated productionBiocide treatment

UM-117

Year

BO

PD

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

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BENTON VINCCLER, C.A.CAMPO URACOA

HISTORICO Y PRONOSTICOS DE PRODUCCIONTRATAMIENTOS QUIMICOS

POZO: UM-117

UM-117CT-before-baseCT-AfterBOPD

SMUUracoa Field

Historical and estimated productionBiocide treatment

UM-117

Year

BO

PD

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

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TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-79:02SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-79

UM-79CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

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2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

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TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-79:02SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-79

UM-79CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

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Fig 4. Biocide treatment results.

Fig. 4.a. Well UM-139 Oil production.

Fig. 4.b. Well Tex-65. Oil production

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09100

500

1000

5000

10000

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-139SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-139

UM-139CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

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2000 01 02 03 04 05 06 07 08 09100

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5000

10000

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-139SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-139

UM-139CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000

POZO : TEX-65SMU

Tucupita FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentTex-65

Tex-65CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

1998 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000

POZO : TEX-65SMU

Tucupita FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentTex-65

Tex-65CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

15

Fig 5. Biocide treatment results.

Fig. 5.a. Well UM-118. Oil production.

Fig. 5.b. Well UM-84. Oil production.

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-118

SMUUracoa Field

Historical and estimated productionBiocide treatment

UM-118

UM-118CT-before-baseCT-AfterBOPD

BOPD

Year

2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-118

SMUUracoa Field

Historical and estimated productionBiocide treatment

UM-118

UM-118CT-before-baseCT-AfterBOPD

BOPD

Year

1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000 U

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-84SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-84

UM-84CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

1997 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 0910

50

100

500

1000

5000

10000 U

TRATAMIENTOS QUIMICOSPOZO: UM-84SMU

Uracoa FieldHistorical and estimated production

Biocide treatmentUM-84

UM-84CT-before-baseCT-AfterBOPD

Year

BO

PD

16

Table 1. Resultados com tratamiento THPS en los pozos UM-70, UM-78, UM-109 UM-33, TEX-65 y UM-143

Parameter Before Treatment After Treatment Δ WELL 24-Abr 30-AbrUM-70 BFPD 905 1028 123

Date treatment BOPD 272 432 16025-Apr-03 BSW 70 58 -12

Used 660 galons of EXP-407 HZ 35 35 0(THPS+3%surfactant) Iron count (ppm) 45,53 54 8,47with 165 galons of Corrosion Inhibitor CORROSION MPY 4,25 1,35 -2,9KCL and non ionic surfactant DATA Bacteria (col/ml) 10000 0 -10000

H2S (ppm) 5 3 -2

Parameter Before Treatment After Treatment Δ WELL 23-Abr 05-MayUM-78 BFPD 2070 1694 -376

Date treatment BOPD 166 203 3724-Apr-03 BSW 92 88 -4

Used 660 galons of EXP-407 HZ 50 43 -7(THPS+3%surfactant) Iron count (ppm) 12,28 30 17,72with 165 galons of Corrosion Inhibitor CORROSION MPY 9,3 0,94 -8,36KCL and non ionic surfactant DATA Bacteria (col/ml) 100000 0 -100000

H2S (ppm) 3 1,5 -1,5

Parameter Before Treatment After Treatment Δ WELL WELL TEST 01-Jun 09-Jun

UM-109 BFPD 417 1262 845BOPD 46 126 80,2

04-Jun-03 BSW 89 90 1Used 660 galons of EXP-407 HZ 45 45 0(THPS+3%surfactant) Iron count (ppm) 23 43 20with KCL and non inonic surfactant CORROSION MPY 2 0,5 -1,5

DATA Bacteria (col/ml) 1000 0 -1000H2S (ppm) 5 2 -3

0Parameter Before Treatment After Treatment Δ

WELL WELL TEST 27-Jun 02-AgoUM-33 BFPD 618 996 378

BOPD 346 458 11204-Jul-03 BSW 44 51 7

Used 660 galons of EXP-407 HZ 40 40 0(THPS+3%surfactant Iron count (ppm) 15 29 14with KCL and non inonic surfactant+ CORROSION MPY 0,17 0,07 -0,1iron stabilizer+bio) DATA Bacteria (col/ml) 100000 0 -100000

H2S (ppm) 6 13 70

WELL TEST

WELL TEST

WELL Parameter Before Treatment After Treatment Δ OBSERVATIONSTEX-65

26-Aug-04 BFPD 1689 3893 2204Used 935 galons of EXP-407 BOPD 144 237 93(THPS+3%surfactant BSW 91 93 2with KCL and non inonic surfactant+ CORROSION HZ 49 49 0corrosion inhibitor) DATA MPY 18.93 0.28 -18.65 Corrosion controled after

TOTAL COST TREATMENT Bacteria (col/ml) 10 0 -10 biocide treatment$10,443.40 Iron sulfite 110 0 -110

WELL Parameter Before Treatment After Treatment Δ OBSERVATIONSUM-14327-Apr-05 BFPD 440 1330 890

Used 935 galons of EXP-407 BOPD 97 164 67(THPS+3%surfactant BSW 91 93 2with KCL and non inonic surfactant+ CORROSION HZ 49 49 0corrosion inhibitor) DATA MPY 18.93 0.28 -18.65 Corrosion controled after

TOTAL COST TREATMENT Bacteria (col/ml) 10 0 -10 biocide treatment$10,443.40 Iron sulfite 110 0 -110

WELL TEST

WELL TEST

17

Fig 6. Niveles de H2S en la fase de gas. Pozo Tex-67

Fig 7. Niveles de H2S en la fase de gas.Pozo Tex-65

Tex-67 H2S level

0

20

40

60

80

100

120

140

Ago-

99

Oct

-99

Feb-

00

Abr-

00

May

-00

Jul-0

0

Sep-

00

Dic

-00

Feb-

01

Abr-

01

Jun-

01

Ago-

01

Oct

-01

Dic

-01

Apr-

02

Jun-

02

Aug-

02

Oct

-02

(H2S

ppm

)

H2S level (ppm) Lineal (H2S level (ppm))

Treated with biocide

October 1999

Treated with biocide

April 2000Treated with biocide

with rig

Tex-65 H2S level

0

50

100

150

200

250

300

350

May

-99

Oct

-99

Ene

-00

Abr

-00

May

-00

Jul-0

0

Ago

-00

Sep

-00

Oct

-00

Ene

-01

Mar

-01

May

-01

Jul-0

1

Sep

-01

Nov

-01

Mar

-02

May

-02

Jul-0

2

Sep

-02

Dec

-02

(H2S

ppm

)

H2S level (ppm) Exponencial (H2S level (ppm))

Treated with biocide

October 1999

Treated with biocide

May 2000

Treated with Biocide

May 2001

Treated with biocideJuly 2002

with rig

18

Fig 8. Cupones antes y después del tratamiento con THPS. Pozos UM-100, UM-103 y UM-102

Chemical in use: Corrosion inhibitor @ 70 ppm

43.03 MPY

Before treatment

1.26 MPY

After treatment

DATE MPYEne-01 43,03 BFPD BOPD %BSWMay-01 1,26 1552 341 78

ppm H2S 0%CO2 2,7

Chemical in use: corrosion inhibitor @ 55 ppm

48.22 MPY

Before biocide treatment

4.74 MPY

After biocide treatment

DATE MPYEne-01 46,29 BFPD BOPD %BSWMay-01 1,1 1729 363 79

ppm H2S 3%CO2 2,1

Chemical in use: Corrosion inhibitor @ 75 ppm

64.56 MPY

before treatment

3.38 MPY

After biocide treatment

DATE MPYEne-01 46,29 BFPD BOPD %BSWMay-01 1,1 1606 289 82

ppm H2S 1%CO2 4

Well Test (April-24)

POZO UM-102

POZO UM-100

Well Test (May-09)

POZO UM-103

Well Test (May-07)

19

Fig.9 Cupones antes y después del tratamiento con THPS. Pozos UM-79 and UM-118

Chemical in use: CH-309V@70 ppm

67 MPYBefore treatment

4.13 MPYAfter treatment

DATE MPYEne-01 50,54 BFPD BOPD %BSWMay-01 4,13 1181 401 66

ppm H2S 1%CO2 3

Chemical in use: CH-309V@70 ppm

60.67 MPY

Before treatment

0.25PY

After Treatment

DATE MPYEne-01 67,62 BFPD BOPD %BSWMay-01 0,25 1564 454 71

ppm H2S 4%CO2 1

Well Test (May 08)

POZO UM-118

POZO UM-79

Well Test (May 08)

20

Fig 10. Efecto del radio de penetración vs. Resultados

Fig 11. Ganancia de tratamientos realizados

Efect of penetration radio vs results

0,00

10,00

20,00

30,00

40,00

50,00

60,00

70,00

80,00

90,00

BOPD increasedaverage

Porcentualincrease average

AVERAGE OFDURATION OF

THEINCREMENT OFPRODUCTION

Treatments done Efectivity Cost average perwell ($M)

Penetration radio > 5 FTPenetration radion < 5 FT

648,65%

973,19%

1521,84%

100,00%

0,00% 200,00% 400,00% 600,00% 800,00% 1000,00% 1200,00% 1400,00% 1600,00%

Total cost of treatment

Production increases

Gain for Downhole corrosionreduction: Delay of workover and

additional oil recovered

Total gain of 127 treatments

Invesment