En la región subandina del sur de Bolivia, un pozo de gas natural operativo durante 15 años experimentó por primera vez una obstrucción por incrustaciones debido a la incompatibilidad del agua entre los intervalos, lo que provocó una caída drástica en la producción. El equipo de producción de Repsol realizó múltiples intervenciones y finalmente, mediante un plan integral de remediación, logró restaurar la producción estable del pozo, extendiendo el ciclo de limpieza de menos de 3 meses a más de un año.
Alejandro Guzmán, ingeniero senior de yacimientos de Repsol, presentó el caso SPE 227964 en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE (ATCE), explicando que el problema de incrustaciones se resolvió mediante el lavado ácido de la tubería, el aislamiento de intervalos, el tratamiento ácido de la zona cercana al pozo y la aplicación de inhibidores de incrustaciones. Estas medidas permitieron aumentar la producción de 19 MMcf/día a 75 MMcf/día y mantener una operación estable durante más de un año.
El pozo W8, ubicado en el campo W en el sur de la cuenca subandina a una profundidad de aproximadamente 6.000 metros, tiene tres intervalos productores de gas. Menos de 3 meses después de su puesta en producción, el caudal cayó abruptamente de 70 MMcf/día a 30 MMcf/día. Las pruebas confirmaron que la restricción en profundidad se originaba por severas incrustaciones. El equipo inicialmente aplicó un lavado con ácido orgánico, que restauró brevemente la producción, pero el efecto duró menos de 3 meses.
En busca de una solución a largo plazo, el equipo ejecutó un flujo de trabajo de múltiples pasos, que incluyó análisis de fluidos e incrustaciones, pruebas de solubilidad, evaluación de compatibilidad del sistema y modelado de incrustaciones. El análisis de agua mostró similitud entre las aguas de los diferentes intervalos, y las pruebas de laboratorio confirmaron que el aumento de temperatura agravaba la formación de incrustaciones. El análisis mineralógico indicó que las incrustaciones eran de calcita, y que el ácido orgánico podía disolver el 98% de la muestra en 4 horas.
El equipo probó un inhibidor de incrustaciones a base de poliacrilato, encontrando que era efectivo para prevenir las incrustaciones. El análisis de compatibilidad roca-fluido respaldó el tratamiento ácido de la zona cercana al pozo, proporcionando una limpieza más profunda. Mediante modelado con software comercial, el equipo determinó que la caída de presión, los cambios en el área de flujo y la incompatibilidad del agua eran las principales causas de las incrustaciones.
Basándose en el análisis, el equipo implementó medidas de intervención: inmersión con ácido de la tubería, el espacio anular y la superficie del yacimiento durante 7 horas, instalación de un tapón puente eléctrico para aislar intervalos, y bombeo de inhibidor de incrustaciones con una inmersión de 5 horas. Guzmán declaró: "La producción se recuperó inmediatamente de 19 MMcf/día a 75 MMcf/día, y luego se estabilizó en 66 MMcf/día". La aplicación del inhibidor de incrustaciones permitió que el pozo mantuviera esta producción durante más de un año.
Guzmán atribuyó el éxito al plan integral que abordó la incompatibilidad del agua, las restricciones de flujo y la prevención de incrustaciones. Afirmó: "El pozo está desempeñándose mejor que antes". Este método se ha extendido en el campo W y se han identificado pozos candidatos para futuros tratamientos químicos, proporcionando un caso de estudio replicable para problemas de incrustaciones similares.
