es.wedoany.com Noticia: El dióxido de cloro (ClO₂), gracias a su fuerte poder oxidante, puede eliminar eficazmente las incrustaciones, biopelículas y obstrucciones de hidrocarburos pesados en pozos fracturados no convencionales. Una serie de pruebas de campo realizadas en la Cuenca Pérmica (Permian Basin) demuestran que esta tecnología puede aumentar significativamente la presión de flujo y la tasa de recuperación de los pozos petroleros.
Los resultados de una prueba de reestimulación con dióxido de cloro en 10 pozos mostraron un aumento promedio del 76% en la presión de flujo. Sobre esta base, se realizaron más de 60 tratamientos en más de 40 pozos, con aumentos generales en la presión de fondo de pozo del 70% al 300%. El análisis de producción indica que la mayoría de los pozos en la formación Wolfcamp superaron el 10% de la tasa de recuperación (RF). Entre ellos, la tasa de recuperación promedio de petróleo en seis pozos tratados fue del 12%, un aumento promedio del 42% en comparación con antes del tratamiento; la tasa de recuperación promedio de gas natural fue del 20%, un aumento del 69%.
En el caso del pozo B-1 en Wolfcamp B, condado de Pecos, que utiliza una bomba eléctrica sumergible (ESP) y comenzó su producción inicial en mayo de 2022, tras el primer tratamiento con dióxido de cloro, la producción aumentó de 180 barriles/día a 400 barriles/día; un segundo tratamiento 12 meses después elevó la producción de 145 barriles/día a 225 barriles/día. Después del primer tratamiento, la presión estática de fondo de pozo (BHP) aumentó de aproximadamente 975 psi a 3,580 psi; tras el segundo tratamiento, pasó de 1,210 psi a 2,700 psi. En los 30 días posteriores al primer tratamiento, se acumularon 6,600 barriles de petróleo, y en los 30 días después del segundo tratamiento, se acumularon 3,500 barriles adicionales. El pozo vecino B-2, tras el tratamiento, vio aumentar su relación gas-petróleo (GOR) de 230 Mscfd a 650 Mscfd, lo que indica la reconexión de zonas del yacimiento con gas que antes estaban aisladas debido a contaminantes como incrustaciones. En el condado de Reeves, se realizaron un total de 10 tratamientos con dióxido de cloro en seis pozos, lo que resultó en un aumento de producción de aproximadamente 480,000 barriles de petróleo y 5.3 bcf (1.385 MMboe), con un costo total de tratamiento de aproximadamente 900,000 dólares.
El dióxido de cloro, un gas inestable, generalmente se genera in situ mediante la reacción de una solución acuosa de clorito de sodio con un ácido, y se disuelve en agua para su uso en operaciones de campo. Está registrado por la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. (EPA) como desinfectante y bactericida, capaz de destruir biopelículas, y se descompone en sustancias inofensivas en cuestión de horas después de la reacción. ExxonMobil lo ha utilizado para eliminar residuos de lodo de perforación, polímeros reductores de fricción y otras sustancias que dañan la permeabilidad. Cuando se usa en combinación con ácido clorhídrico (HCl), el dióxido de cloro puede descomponer incrustaciones como sulfuro de hierro, sulfato de bario, sulfuro de estroncio y calcita, que reducen la inyectividad o la productividad, y mantiene parafinas y asfaltenos en solución para su posterior flujo de retorno. La eliminación de biomasa requiere una concentración de dióxido de cloro de aproximadamente 4,000 ppm en combinación con un nanosurfactante.
Durante el proceso de tratamiento, el uso de agentes desviadores es crucial. Sin un agente desviador, el fluido de tratamiento fluirá hacia la ruta de menor resistencia, evitando las zonas dañadas. Los métodos de desviación comunes incluyen ácido gelificado, sal de roca y bolas biológicas solubles, siendo estas últimas las que proporcionan una desviación efectiva en más del 90% de los tratamientos.
En un caso específico, el pozo A-0 en el condado de Reeves, en la Cuenca del Delaware (Delaware Basin), que ya estaba cerrado y considerado candidato para abandono, tras una estimulación con dióxido de cloro y ácido en enero de 2023, la producción de petróleo y gas aumentó de aproximadamente 1 barril/día antes del cierre a 125 barriles equivalentes de petróleo/día. En 18 meses, la recuperación acumulada pasó de aproximadamente 623,000 barriles equivalentes de petróleo a 870,000 barriles equivalentes de petróleo. El análisis de diagnóstico de presión (PDA) mostró que el pozo recuperó un flujo lineal después de la estimulación, lo que indica que la disminución de la producción en años anteriores se debió principalmente a daños y no al agotamiento del yacimiento, una tendencia observada en aproximadamente el 60% al 70% de los pozos tratados.
El pozo A-10, que también utiliza una bomba eléctrica sumergible (ESP), logró resultados similares. Antes del tratamiento, la producción era de aproximadamente 90 barriles/día, y después del primer tratamiento aumentó a 187 barriles/día. Un segundo tratamiento 15 meses después elevó la producción de 60 barriles/día a 125 barriles/día. El análisis mostró que la recuperación final estimada (EUR) de petróleo aumentó un 48%, de aproximadamente 273,000 barriles a 395,000 barriles. La tasa de declive después del segundo tratamiento fue menor que la del primero, y su período de flujo lineal fue más largo, lo que indica una mayor limpieza del pozo.
En cuanto a su economía, el equipo de investigación comparó el tratamiento con dióxido de cloro con el refracturamiento (refrac) tradicional. Tomando como ejemplo el pozo Well R en el condado de Culberson de la Cuenca Pérmica, cuya producción había caído a menos de 20 barriles equivalentes de petróleo/día, con una tasa de corte de agua del 99%. El operador realizó una estimulación con dióxido de cloro a un costo total de 790,000 dólares. La producción en los primeros 30 días (IP30) fue de aproximadamente 230 barriles equivalentes de petróleo/día y 1.7 MMscfd, equivalente al 65% de la producción inicial de 2015; la producción acumulada de hidrocarburos del pozo en los 9 meses posteriores al tratamiento fue mayor que la producción acumulada en los 9 meses posteriores a la finalización inicial. En comparación, un plan hipotético de refracturamiento, que requeriría un nuevo revestimiento, cementación y servicios de estimulación, tendría un costo estimado de hasta 3,806,000 dólares. Aunque la producción absoluta de petróleo del tratamiento con dióxido de cloro es menor que la del refracturamiento, su período de recuperación de la inversión es de solo 65 días (frente a aproximadamente un año para el refracturamiento), su valor actual neto (VAN) a 5 años es de 2.1 millones de dólares (frente a 1 millón de dólares para el refracturamiento), y su retorno de la inversión (ROI) alcanza 3.95, que es 2.7 veces el del plan de refracturamiento (1.45).
Estos resultados de investigación provienen de una serie de artículos publicados en conferencias de la SPE y tecnología de fracturación hidráulica (SPE-223521-MS, SPE-230595-MS, URTeC: 3818857), escritos por P. Dalamarinis y S. Fusselman, entre otros, que detallan el potencial de aplicación del dióxido de cloro como agente de reestimulación en pozos horizontales no convencionales.
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