Tratamiento con una enzima biológica para incrementar la producción. Casos históricos

En este artículo se presentan los resultados obtenidos en distintos pozos, en especial en el TJ 1319 del yacimiento Tía Juana. Este sondeo fue tratado en seis (6) oportunidades, respondiendo muy satisfactoriamente a los seis tratamientos.

Asimismo se resumen los fundamentos teóricos que avalan la estimulación realizada y las pruebas de laboratorio sobre fluidos y coronas que documentan la efectividad de la misma. En un caso específico, dichas pruebas pueden suministrar información complementaria que permita un mejor diseño de la estimulación. Se indican también las características que deberían presentar los pozos candidatos, a efectos de optimizar el tratamiento.

Las enzimas son moléculas de característica proteica y estructural que catalizan reacciones, a condición de que las mismas sean termodinámicamente posibles. Por tratarse de catalizadores, las enzimas no son consumidas en las reacciones, ni alteran su equilibrio químico. Sin embargo, las enzimas difieren de otros catalizadores por ser más específicas. En este caso se trata de una enzima biológica que se encuentra compuesta por proteínas combinadas con ADN de microbios, no constituyendo un producto tóxico.

Este tipo de tratamiento se ha realizado repetidamente también en otras partes del mundo (China, Indonesia, Canadá y Argentina). Se recomienda especialmente en pozos de petróleo pertenecientes a reservorios depletados, con porcentajes de agua en aumento y alta declinación, como así también en pozos dañados por la precipitación de parafinas, asfaltenos, ceras y emulsiones o por alteraciones en la mojabilidad, consecuencia de la invasión de surfactantes durante la perforación.
En procesos de recuperación secundaria por inyección de agua, puede aplicarse en pozos inyectores y productores. El tratamiento se ha utilizado tanto en pozos horizontales como verticales.

Introducción

Entre las numerosas causas que provocan disminución de productividad en los pozos, merecen especial mención aquellas que se originan en la competencia entre fluidos. Dichas competencias afectan también la recuperación final de los hidrocarburos.

En efecto, cuando un yacimiento produce con una alta relación gas-petróleo, el reservorio se despresuriza más rápidamente provocando una mayor liberación y producción del gas liberado, con las consecuentes mermas de productividad y recuperación final de petróleo. De igual manera cuando la competencia ocurre entre agua y petróleo, una alta tensión interfacial o una mojabilidad adversa (roca oleófila) dificultan la producción de petróleo y disminuyen su recuperación final.

En este trabajo se presenta el fundamento teórico, las pruebas de laboratorio realizadas y los resultados de campo obtenidos en el tratamiento de pozos, utilizando una enzima biológica para combatir los efectos adversos de la competencia agua petróleo.
Dicha enzima actúa sobre la tensión interfacial agua – petróleo, sobre el ángulo de contacto y sobre la mojabilidad del sistema, facilitando el flujo de petróleo y disminuyendo el daño provocado por parafinas, emulsiones y asfaltenos o por alteraciones de la mojabilidad en la zona cercana al pozo, consecuencia de la invasión de surfactantes durante la perforación.
Es de fundamental importancia seleccionar adecuadamente el pozo candidato al tratamiento, ya que los fracasos observados en algunas de las primeras estimulaciones realizadas son atribuibles a una mala selección de los sondeos en los que se llevó a cabo la estimulación, como así también a un diseño no adecuado para el pozo en cuestión. Es por ello que se pone especial énfasis en detallar las condiciones que deberán reunir los pozos candidatos al tratamiento y las pruebas de laboratorio recomendables para un óptimo diseño de la estimulación.

Naturaleza del Producto y Mecanismo de Acción

Se trata de una enzima biológica líquida, producida a partir de proteínas combinadas con ADN de microbios “oileating”, que se encuentran inertes al final del proceso de fabricación. De esta manera, con su inyección al reservorio se facilita la realización de reacciones biológicas, que mejoran la recuperación y productividad de los yacimientos, a condición de que los pozos elegidos cuenten con determinadas características. La enzima actúa:

• Reduciendo la tensión interfacial agua – petróleo.
• Cambiando la mojabilidad original.
• Restituyendo la mojabilidad original, cuando la misma resultó modificada por la precipitación de asfaltenos o como consecuencia de la invasión de surfactantes durante la perforación.
• Eliminando el daño mediante la remoción de parafinas, ceras,asfaltenos y emulsiones.

El mecanismo de acción es el siguiente:

Previo a la inyección de la enzima, el petróleo adherido a las paredes de la roca ejerce una resistencia que afecta el flujo de fluidos al pozo.

La enzima se inyecta diluida en una solución acuosa.

La solución inyectada interactúa con la roca desprendiendo el petróleo de la misma y adhiriendo la solución acuosa a las paredes de la roca. De esta manera puede restituirse también la mojabilidad original en el caso de rocas inicialmente hidrófilas cuya mojabilidad sufrió alteraciones por la precipitación de asfaltenos o cambiarse la mojabilidad original en el caso de rocas oleófilas. Al mismo tiempo se disminuye la tensión interfacialagua – petróleo, facilitando el flujo de este último fluido.
La enzima difunde en el agua existente en el medio poroso, extendiendo así la acción más allá de la zona alcanzada originalmente por el fluido inyectado.

Pozos Tratados con Enzima Biológica – Resultados obtenidos

Si bien la cantidad de pozos tratados por Pdvsa con la solución enzimática ha sido superior y no obstante haber continuado con los tratamientos hasta el presente, para este trabajo, se utilizó la estadista 2000 – 2007 extraída de la Tesis de Gutiérrez y Pineda(1), habida cuenta de ser la que posee datos mejor documentados. En la misma, se cuenta con información de 32 pozos estimulados por Pdvsa en Venezuela entre los años 2000 y 2007, 25 de ellos en el año 2000 y los 7 restantes entre 2004 y 2007. Los resultados se presentan en la Tabla I.

Tabla I – Estadística de los pozos estimulados por Pdvsa

Como puede verse, el porcentaje de pozos con incremento de producción negativo o nulo fue mucho más significativo en el primer período que en el segundo (10 pozos sin resultado positivo sobre 25 sondeos tratados en el año 2000, contra solo un resultado negativo en 7 intervenciones durante el segundo período). La razón de la relativamente importante cantidad de resultados no positivos obtenidos durante los primeros años resulta atribuible a no haberse elegido correctamente los pozos a estimular, consecuencia de la falta de experiencia existente. Una vez detectadas las variables técnicas y operativas a tomar en cuenta para la selección de los sondeos, el número de fracasos disminuyó drásticamente hasta prácticamente anularse en el segundo período. La experiencia adquirida fue producto no solo del análisis crítico de los procedimientos usados, características físicas y resultados obtenidos en los pozos tratados, sino también de las pruebas de laboratorio realizadas. Se observa asimismo que en virtud de la mejor selección y diseño, el incremento de producción promedio por pozo estimulado fue muy superior en la segunda campaña (300 bbl/día/pozo – 47,7 m3 /día/pozo – contra 24 bbl/día/pozo – 3,8 m3/día/pozo).
Otro hecho a destacar es que, como puede verse en la Tabla I, en líneas generales los tratamientos han tenido mejores resultados en pozos de buena productividad.

Ensayos de Laboratorio

Se realizaron diferentes tipos de análisis de laboratorio para determinar la aplicabilidad del producto a distintos tipos de roca y crudo en diferentes situaciones y ante diversos problemas. Inyectada en la concentración y condiciones adecuadas, la solución acuosa de la enzima se mostró eficaz, tanto en calizas como en areniscas, a efectos de solucionar los siguientes problemas de daño:

• Bloqueo por adherencia del petróleo a las paredes de la roca.
• Bloqueo por agua.
• obstrucción de parafinas y asfaltenos.
• Mojabilidad adversa original o provocada por el uso de surfactantes durante la construcción del pozo.
• Alta tensión interfacial agua – petróleo.

Las Figuras 1 y 2 muestran la liberación y desprendimiento de gotas de petróleo en una roca originalmente saturada 100% con dicho fluido.

Fig. 1 – Desprendimiento de gotas de petróleo
Fig. 2 – Liberación y desprendimiento de gotas de petróleo en una roca originalmente saturada 100% con dicho fluido
Asimismo, se realizaron ensayos en sistemas petróleo – agua de formación, en contacto con areniscas y calizas. Se introdujo el producto a distintas concentraciones midiéndose la variación de la tensión interfacial en distintas condiciones de temperatura, presión, concentración y PH. Estos ensayos realizados a temperatura y presión de reservorio, utilizando muestras de roca representativas, permiten determinar la concentración óptima a utilizar para cada situación particular.
De igual manera, también se realizaron pruebas para sis- temas “petróleo – solución acuosa de la enzima biológica” en contacto con areniscas y calizas, midiéndose la variación en el tiempo del ángulo de contacto, valor éste que caracteriza la mojabilidad. A modo de ejemplo en las Figuras 3 y 4 se muestran dichas variaciones para un sistema con determinadas propiedades.
Fig.3 – Disminución del ángulo de contacto arenisca vs. caliza
Fig.4 – Demostración visual del ángulo de contacto en ambas rocas
Asimismo, se realizaron numerosas pruebas de desplazamiento de la solución biológica en testigos corona y ensayos de remoción de daño. Todas las experiencias de laboratorio, como así también el análisis crítico de los procedimientos usados en los tratamientos, de las características físicas de los pozos tratados y de los resultados de campo obtenidos permitieron determinar cuáles debían ser las características de los sondeos a estimular.
Características Óptimas del Reservorio
Si bien el producto se puede utilizar en un muy variado rango de condiciones, las pruebas de laboratorio, los tratamientos realizados entre 2000 y el presente permiten establecer estas condiciones como las de aplicabilidad óptima:

• Arenisca

• °API: 13 – 40

• Permeabilidad: 50 – 700 md

• Porosidad: 15 – 35%

• Espesor neto con petróleo: 14 – 110 pies (4 – 34 metros)

• Temperatura: 80 – 180 °F (27 – 82 °C)

• Presión: 350 – 1000 psi (25 – 70 atm)
Tratamiento Pozo TJ 1319(2) (3)
El pozo TJ 1319 del yacimiento Tía Juana pertenece a la Unidad de Producción Rosa Mediano, ubicada en el departamento de Zulia, más precisamente en el municipio de Cabimas. El pozo se terminó el 23/8/1999 en el intervalo 3240′ – 3304′ (ver Figura 5).
Fig. 5 – Pozo TJ 1319 – Perfil y esquema de terminación
La producción inicial fue de 800 bbl/d (127,2 m3/d), sin agua, con una relación gas-petróleo de 1.886 scf/bbl (336 m3 /m3). Inmediatamente terminado el pozo, se observó una rápida declinación, al punto que al 20/8/2000 el sondeo producía 112 bbl/d (17,8 m3/d) con un 22% de agua. A efectos de restituir la producción, aunque fuese parcialmente, el 7/11/2000 se inyectó un solvente químico, no respondiendo el pozo a dicho tratamiento. El 6/9/2000 se realizó una prueba de recuperación de presión, documentándose un factor de daño (SE) de 17. A efectos de remover el mismo, el 19/12/2000 se inyectó la solución de enzima biológica, lo que provocó un incremento significativo de producción (252 bbl/d – 40 m3/d- al 13/1/2001).
Al 8/8/2004 luego de una declinación continua aunque mucho menos abrupta que la inicial, el pozo producía 124 bbl/d (19,7 m3/d), razón por la cual el 19/8/2004 se repitió el tratamiento con enzimas, llevándose la producción estabilizada a un valor de 800 bbl/d (127,2 m3/d), para luego de 17 meses comenzar a declinar. Debido a esa disminución de la producción, el 10/12/2005 se repitió el tratamiento por tercera vez, llevándose el pozo a una producción de 560 bbl/d (89,0 m3/d).
El 16/8/2006 la producción había caído a 151 bbl/d (24 m3/d), motivo por el cual el 29/8/2006 se realizó un nuevo tratamiento con solución enzimática, el cuarto, que llevó la producción a un valor estabilizado de casi 800 bbl/d (127,2 m3/d) con un pico de 920 bbl/d (146,3 m3/d).
Una nueva caída de producción comenzó a manifestarse aproximadamente a los 8 meses del tratamiento, inmediatamente después del pico mencionado, de manera tal que al 21/8/2008 el pozo estaba produciendo 130 bbl/d (20,7 m3/d). Habida cuenta de esta situación se decidió realizar una quinta estimulación, que tuvo lugar el 29/8/2008. Como consecuencia de la misma el pozo tuvo un pico de producción de 392 bbl/d (62,3 m3/d) el 17/9/2008. No obstante al observarse una fuerte declinación después del tratamiento, a los 22 meses de la estimulación el pozo aún producía 184 bbl/d (29,3 m3/d), 41,5% más que antes del tratamiento.
La sexta estimulación se realizó el 30/12/2015. Si bien el pozo respondió incrementando su producción, no se puede hablar aún de un caudal estabilizado dado el escaso tiempo transcurrido y habida cuenta de que la reacción de los sondeos suele no ser inmediata.
Se estima que el incremento neto de recuperación atribuible a los 5 primeros tratamientos, fue de 603 mil barriles (96 mil m3) hasta abril de 2011, notándose producciones y recuperaciones más altas predominantemente en las últimas estimulaciones, consecuencia de mejoras en los diseños (curva de aprendizaje). La razón por la cual el incremento se computó solamente hasta abril de 2011 radica en el hecho de que a dicha fecha se realizaron en el pozo otras actividades que provocaron también mejoras en la productividad del mismo.
En la Fig. 6 se presenta la historia de producción del pozo TJ 1319. Cabe destacar que la política aplicada en este sondeo, con un alto grado de acierto, fue determinar, tras un análisis económico, una línea base a tomar como referencia para iniciar los retratamientos, una vez que la producción cayese en ese valor.
Fig. 6 – Historia de producción del pozo TJ1319
Conclusiones
La estimulación de pozos con solución enzimática ha sido apli- cada exitosamente en varias regiones del mundo, con el objetivo de aumentar la productividad y la recuperación final de los reservorios.

• La solución biológica actúa reduciendo la tensión interfacialagua – petróleo, variando la mojabilidad original o alterada de

la formación y eliminando daños.

• Petróleos de Venezuela S.A. ha llevado a cabo una importante cantidad de tratamientos con resultados exitosos.

• La cantidad y calidad de los éxitos ha ido aumentando en el tiempo a medida que se iba recorriendo la curva de aprendizaje, identificándose mejor los pozos candidatos y optimizando los diseños.

• En líneas generales los tratamientos han tenido mejor resultado

en pozos de buena productividad.

• Los ensayos de laboratorio realizados sobre rocas y fluidos del

reservorio constituyeron una herramienta fundamental en el

proceso de optimización.

• El pozo TJ 1319 fue estimulado con enzimas en 6 oportunidades,

respondiendo muy satisfactoriamente en las 6 ocasiones. Esto

indica que el proceso es repetible en un mismo sondeo.

• La política adoptada en el pozo TJ 1319 en lo referente a establecer una línea base a tomar como referencia para iniciar los retratamientos, una vez que la producción cayese en ese valor,

se considera altamente recomendable.

Bibliografía

(1) Gutiérrez Lobo, S. y Pineda Maldonado, J: “Metodología para la selección de pozos candidatos a la estimulación con enzimas” – Tesis presentada a la Universidad de Zulia en Abril de 2014.
(2) Martínez, R., Ávila, J. y Pacheco, E.: “Metodología de flujo fraccional para el cálculo del mejoramiento de la capacidad de flujo en el pozo TJ 1319, mediante la aplicación de una enzima líquida” – Pdvsa Documento Interno.
(3) Edward Pacheco, Karina Mavárez, Yaribeth Pirela. Proyecto de Estimulación de Pozos con Enzimas Biológicas en las Unidades de Producción del Distrito Lago Norte.