Control del agua

Control del agua
Hoy en día, las compañías petroleras producen un promedio de tres barriles de agua por cada barril de
petróleo que extraen de los yacimientos agotados. Se gastan más de 40 mil millones de dólares por año para
hacer frente a los problemas del agua indeseada. En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el control del agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.
Bill Bailey
Mike Crabtree
Jeb Tyrie
Aberdeen, Escocia
Jon Elphick
Cambridge, Inglaterra
Fikri Kuchuk
Dubai, Emiratos Arabes Unidos
Christian Romano
Caracas, Venezuela
Leo Roodhart
Shell International Exploration and Production
La Haya, Holanda
Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,
Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP Amoco
Exploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng Seng
Chang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; Alison
Goligher, Montrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage,
Alaska, EE.UU.; Lisa Silipigno, Oklahoma City, Oklahoma,
EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen.
FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup de
Gas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la
Formación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta de
Registros de Producción), PosiSet, PS PLATFORM
(Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramienta
de Control de Saturación), SqueezeCRETE, TPHL (registro
de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres
fases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL
(Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger.
Excel es una marca de Microsoft Corporation. MaraSEAL
es una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTree
es una marca de Palisade Corporation.
32
Oilfield Review
> Ciclo del agua. El transporte del agua a través
del campo comienza con
el flujo en el yacimiento,
prosigue con la producción y luego con su
procesamiento en la
superficie. Por último, el
agua se desecha en la
superficie o se inyecta
para su eliminación o
para mantener la presión
del yacimiento.
Procesamiento
Demulsificadores/corrosión
Descongestionamiento de
la instalación
Tratamiento
Limpieza
Desecho
Cegado del agua
Control de incrustaciones e hidratos
Inhibidores de la corrosión
gu
P e t r ó l eo y agua
Petró
le
o se
co
A
Si se tiene en cuenta que la producción mundial
de agua es de aproximadamente 210 millones de
barriles por día [33,4 millones m3/d] que acompañan a los 75 millones de barriles por día [11,9
millones m3/d] de petróleo, se podría decir que
muchas compañías se han convertido prácticamente en empresas productoras de agua. Dado
que los sistemas de manejo del agua resultan costosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50
centavos por barril de agua—en un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua, el
costo del manejo del agua puede ascender a $4
por barril de petróleo producido. En algunos sectores del Mar del Norte, la producción de agua
aumenta en la misma proporción en que se
reducen las tasas de producción de petróleo en los
yacimientos.
El agua afecta todas las etapas de la vida del
campo petrolero, desde la exploración—el contacto agua-petróleo (CAP) es un factor fundamental
para determinar el petróleo en sitio—hasta el
abandono del campo, pasando por el desarrollo y
la producción del mismo (abajo). Cuando se extrae
petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el
agua proveniente de un acuífero subyacente o de
los pozos inyectores se mezcla y es producida jun-
a
Modificación del perfil
de los fluidos
Desviación del agua
Monitoreo del fluido
Tratamientos con geles
Modificadores de la
permeabilidad
Remoción del daño
Gas y agua
Petróleo, gas y agua
Petróleo y agua
Nivel de
petróleo
libre
Nivel de
agua libre
Agua
> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas.
La ilustración muestra la distribución de los fluidos en un yacimiento típico antes de comenzar la
producción o la inyección. Por encima del nivel de
petróleo libre, la saturación del agua se encuentra
en su valor irreducible. La zona de transición
entre los niveles de petróleo libre y de agua libre
se caracteriza por un aumento gradual de la saturación de agua hasta alcanzar el 100%. En esta
zona, tanto el petróleo como el agua son parcialmente móviles. El espesor de la zona de transición
depende de factores tales como el tamaño de los
poros, la presión capilar y la mojabilidad. Existe
una zona de transición entre las capas de hidrocarburos y de agua donde la saturación de agua y
petróleo varían. En general, las rocas de baja permeabilidad presentan zonas de transición de
mayor espesor.
Verano de 2000
to con el petróleo. Este flujo de agua a través de un
yacimiento, que luego invade la tubería de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae y se desecha, o bien
se inyecta para mantener la presión del yacimiento,
recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba).
Los productores buscan formas económicas para
mejorar la eficiencia de la producción y los servicios
de control del agua resultan ser uno de los métodos
más rápidos y menos costosos para reducir los costos operativos y aumentar la producción de hidrocarburos en forma simultánea. El aspecto económico de
la producción de agua a lo largo del ciclo del agua
depende de una variedad de factores, como la tasa
de flujo total, las tasas de producción, las
propiedades del fluido, como la densidad del
petróleo y la salinidad del agua y, por último, el
método final de desecho del agua producida. Los
costos operativos, que comprenden las tareas de
levantamiento, separación, filtrado, bombeo y
reinyección, se suman a los costos totales (próxima
página, arriba). Por otra parte, los costos de eliminación del agua pueden variar enormemente: desde
10 centavos por barril, cuando el agua se descarga
en áreas marinas, hasta más de $1,50 por barril
cuando se transporta con camiones en tierra firme.
Si bien el ahorro potencial derivado del control del
agua es importante en sí mismo, tiene más valor el
potencial aumento de la producción y de la recuperación del crudo.
El manejo del ciclo de producción de agua, la
separación de la misma en el fondo o en la superficie y su eliminación, comprenden una amplia
variedad de servicios de campo, que incluyen la
adquisición de datos y el diagnóstico con sensores
de fondo; el perfilaje de producción y el análisis del
agua para detectar problemas de agua; la simulación de yacimientos para caracterizar el flujo y diversas tecnologías para eliminar los problemas del
agua, tales como separación e inyección en el fondo, cegado químico y mecánico, y separación del
agua e instalaciones de producción de superficie.
Este artículo aborda el tema de la detección y
el control del exceso de producción de agua. En
primer lugar, se muestran las distintas formas en
que el agua puede ingresar en el hueco; luego se
describen las mediciones y análisis que se realizan para identificar estos tipos de problemas y, por
último, se examinan los diversos tratamientos y
soluciones. Mediante estudios de casos se muestran aplicaciones en pozos individuales, a nivel de
campo y en instalaciones de superficie.
33
Levantamiento Inversiones/Gastos
Consumos
Separación
Inversiones/Gastos
de agua libre Consumos
Productos químicos
Eliminación de Inversiones/Gastos
restos de crudo Productos químicos
Filtrado
Inversiones/Gastos
Consumos
Bombeo
Inversiones/Gastos
Consumos
Inyección
Inversiones/Gastos
Costo total/bbl
Total de productos químicos
Total de consumos
Total de pozos
Instalaciones de superficie
20.000 bpd
$0,044
5,28%
$0,050
6,38%
$0,087
10,36%
$0,002
0,30%
$0,034
4,09%
$0,147
17,56%
$0,040
4,81%
$0,147
17,47%
$0,012
1,48%
$0,207
24,66%
$0,033
3,99%
$0,030
3,62%
$0,842
100%
$0,074
8,90%
$0,102
12,16%
$0,074
8,89%
$0,589
70,05%
Procesamiento en la superficie
Separación de agua libre
Levantamiento
Inyección
Costo
0,0025 kw/bbl
1,92 kw/bbl
1,2 kw/bbl
$0,028 por kw-hr
50.000 bpd
$0,044
7,95%
$0,054
9,62%
$0,046
8,27%
$0,003
0,45%
$0,034
6,16%
$0,073
12,99%
$0,041
7,25%
$0,068
12,18%
$0,010
1,79%
$0,122
21,89%
$0,034
6,01%
$0,030
5,45%
$0,559
100%
$0,075
13,41%
$0,010
17,87%
$0,075
13,40%
$0,309
55,33%
100.000 bpd
$0,044
9,29%
$0,054
11,24%
$0,035
7,24%
$0,003
0,52%
$0,034
7,20%
$0,056
11,64%
$0,041
8,47%
$0,047
9,85%
$0,010
2,09%
$0,091
19,06%
$0,034
7,03%
$0,030
6,37%
$0,478
100%
$0,075
15,67%
$0,100
20,88%
$0,075
15,66%
$0,227
47,80%
200.000 bpd
$0,044
10,25%
$0,054
12,40%
$0,030
6,82%
$0,003
0,58%
$0,034
7,94%
$0,046
10,58%
$0,041
9,34%
$0,030
6,87%
$0,010
2,31%
$0,079
18,15%
$0,034
7,75%
$0,030
7,02%
$0,434
100%
$0,075
17,28%
$0,100
23,03%
$0,075
17,27%
$0,184
42,41%
Pozos productores
Un pozo de 7000 pies
$1.000.000,00
Recompletación
$300.000
Total 1 pozo
$1.600.000,00
Costo por agua
$400.000,00
Producción total
1.000.000
Agua total
9.000.000
Costo de levantamiento del agua $0,04
Promedio
$0,044
7,69%
$0,054
9,30%
$0,049
8,55%
$0,003
0,43%
$0,034
5,95%
$0,081
13,92%
$0,041
7,00%
$0,073
12,63%
$0,011
1,84%
$0,125
21,61%
$0,034
5,81%
$0,030
5,27%
$0,578
100%
$0,075
12,96%
$0,101
17,38%
$0,075
12,95%
$0,328
56,71%
Pozos inyectores
Perforar y completar
Por completación
3 Completaciones
Un pozo de 7000 pies $600.000,00
Recompletación
$200.000
Total 1 pozo
$1.000.000,00
Total inyectado
32.850.000
Costo de
inyección de agua
$0,03
bbl @ 90% corte de agua
bbl @ 90% corte de agua
$/bbl
Perforar y completar
Por completación
3 Completaciones
3 Completaciones
$/bbl
> Costo del ciclo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barril, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, consumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de crudo, filtrado, bombeo e inyección para niveles de producción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3/d].
34
Otra forma de producción de agua aceptable
proviene de las líneas de flujo convergentes dentro
del hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo,
en un cuadrante de un esquema de inyección de
cinco puntos, un inyector alimenta un productor. El
1.0
flujo del inyector se puede caracterizar como una
serie infinita de líneas de flujo; la más corta es una
línea recta entre el inyector y el productor, mientras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo
desde el inyector al productor. La invasión de agua
B
RAP - Límite económico
C
RAP
Orígenes del agua
El agua se encuentra presente en todos los campos
petroleros y es el fluido más abundante en el campo.1 Si bien es cierto que ningún operador quiere
producir agua, hay aguas que son mejores que
otras. Con respecto a la producción de crudo, es
fundamental distinguir entre el agua de barrido, el
agua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva).
Agua de "barrido"—Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este
tipo de agua es una parte fundamental del manejo
del yacimiento y puede constituir un factor determinante en la productividad de los pozos y de las
reservas finales.2
Agua "buena"—Es el agua producida dentro
del hueco a una tasa inferior al límite económico
de la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Es
una consecuencia inevitable del flujo de agua a
través del yacimiento, y no se puede eliminar sin
perder parte de las reservas. La producción del
agua buena tiene lugar cuando existe un flujo
simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de
la formación. El flujo fraccional de agua está determinado por la tendencia natural de mezcla que
provoca el aumento gradual de la relación
agua/petróleo (próxima página, arriba).
A
0
Producción de petróleo, bbl
D
Recuperación adicional
> Control del agua para aumentar la productividad del pozo y las reservas potenciales. Como ocurre en la mayoría de los pozos maduros, la relación agua/petróleo
(RAP) aumenta con la producción (A) debido al aumento de la cantidad de agua.
Finalmente, el costo del manejo del agua se acerca al valor de la producción de
petróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología del
control del agua reducen la producción de agua del pozo (C), lo cual permite
continuar la producción económica de crudo. El control del agua trae aparejado el
incremento de la recuperación económica del pozo (D).
Oilfield Review
1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “Oilfield Water:
A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review
22 (Noviembre 22, 1999): 4-13.
2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham JL, Ramanan S y
Banerji S: “Water Watching,” Middle East Well
Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; y
Kuchuk F y Sengul M: “The Challenge of Water Control,”
Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22,
1999): 24-43.
3. La relación agua/petróleo (RAP) se obtiene dividiendo la
tasa de producción de agua por la tasa de producción de
petróleo y puede oscilar entre 0 (100% petróleo) e infinito
(100% agua). También se utilizan habitualmente los términos ‘corte de agua’ o ‘flujo fraccional de agua’ definidos
como la tasa de producción de agua dividida por la tasa
total de producción, expresadas en porcentaje o fracción,
respectivamente. La correspondencia entre estas mediciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, una
RAP de 1 implica un corte de agua de 50%). El límite económico de la RAP es la RAP a la cual el costo del tratamiento y eliminación del agua es igual a las ganancias
derivadas del petróleo. La producción por encima de este
límite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puede
aproximar por la ganancia neta obtenida de producir una
unidad adicional de volumen de petróleo, dividida por el
costo de una unidad adicional de volumen de agua.
4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water Problem
Types,” presentado en la Conferencia de la Red
Educativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anual
sobre Modificación Concordante del Yacimiento, Cegado
del Agua y el Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8,
1997.
Verano de 2000
Inyector
Productor
Contacto agua-petróleo
Incremento del tiempo
Sólo agua
Petróleo y agua
Sólo petróleo
Sólo petróleo
> Agua buena y agua mala. El agua buena necesita ser producida junto con el
petróleo y no se puede cegar sin cegar el flujo de hidrocarburos. La separación
en el fondo puede ser una solución. El agua mala no ayuda a la producción y
provoca la disminución de la presión.
Productor
ó le
o
Petr
óleo
tr
Pe
Agu
a
ocurre en un primer momento en la línea de flujo
más corta, mientras el petróleo todavía se produce
de las líneas de flujo más lentas. Esta agua se
debe considerar aceptable, ya que no es posible
cegar determinadas líneas de flujo mientras se
permite la producción de otras.
Dado que el agua buena, por definición, produce petróleo junto con ella, se debería tratar de
maximizar su producción. Para reducir los costos
implícitos, el agua debería eliminarse tan pronto
como fuese posible; en forma ideal mediante un
separador de fondo (abajo a la derecha). Estos
dispositivos, junto con las bombas electrosumergibles, permiten separar hasta el 50% del agua e
inyectarla en el fondo, con lo cual se evitan los
costos del levantamiento y la separación del agua
en la superficie.
Agua "mala"—El resto de este artículo se
ocupa principalmente de los problemas del agua
producida en exceso. El agua mala se puede definir
como el agua producida dentro del hueco, que no
produce petróleo, o bien cuando la producción de
petróleo no es suficiente para compensar el costo
asociado con el manejo del agua, es decir, es agua
producida por encima del límite económico de la
RAP. En los pozos individuales, el origen de la
mayor parte de los problemas de agua mala se
puede clasificar dentro de diez tipos básicos. La
clasificación que se presenta en este artículo es
simple—ya que existen muchas variaciones y
combinaciones posibles—pero resulta útil como
base de una terminología común.4
Ag
ua
< Simulación del flujo de agua en un yacimiento.
El software de simulación de yacimientos
FrontSim resulta ideal para demostrar lo que
ocurre con los fluidos dentro de un yacimiento.
Las líneas de flujo representan el flujo de agua
desde el inyector al productor. El simulador
requiere información geológica, estructural y relativa a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrante
de un esquema uniforme de inyección de cinco
puntos donde el agua proveniente de la línea de
flujo más directa es la primera en invadir el productor. El agua de estas líneas de flujo se considera buena, ya que no se podría cegar sin disminuir la producción de petróleo.
Inyector
Zona de
producción
Petróleo
Salida de
petróleo y
algo de agua
Entrada de
fluido del
yacimiento
Salida de
agua
Zona de
inyección
Agua
> Separador de fondo. La separación del agua en el fondo reduce los costos de
levantamiento del agua excedente. Los separadores más comunes tienen un 50%
de eficiencia. El agua excedente se inyecta en otra formación.
35
Problemas del agua
Los diez tipos básicos de problemas comprenden
desde los más fáciles de resolver hasta los más
difíciles.
Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacadores—Las filtraciones a través
del revestidor, la tubería de producción o los
empacadores permiten que el agua proveniente de
zonas que no producen hidrocarburos ingrese en la
columna de producción (abajo a la izquierda). La
detección de los problemas y la aplicación de las
soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la configuración del pozo. Los registros básicos de producción, tales como la densidad
del fluido, la temperatura y el flujo pueden resultar
suficientes para diagnosticar estos problemas. En
los pozos de mayor complejidad, puede ser necesario contar con registros de flujo de agua (WFL,
por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico de
fluidos, como el registro de la fracción volumétrica
(holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, por
sus siglas en Inglés). Las herramientas con sondas
eléctricas, como la herramienta FloView, pueden
identificar pequeñas cantidades de agua en el flujo
de producción. Las soluciones habituales incluyen
la inyección forzada de fluidos sellantes y el
cegado mecánico por medio de tapones, cemento
o empacadores, aunque también se pueden utilizar
remiendos. Cuando existe este tipo de problema,
conviene aplicar la tecnología de cegado del agua
dentro del revestidor, que es de bajo costo.
Flujo canalizado detrás del revestidor—La
existencia de fallas en la cementación primaria
puede provocar la conexión de zonas acuíferas con
zonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estos
canales permiten que el agua fluya por detrás del
revestidor e invada el espacio anular. Una causa
secundaria puede ser la creación de un ‘vacío’
detrás del revestidor cuando se produce arena.
Este flujo de agua se puede detectar mediante los
registros de temperatura o los registros WFL basados en la activación del oxígeno. La solución principal consiste en el uso de fluidos de cegado, que
> Filtraciones en el revestidor,
en la tubería de producción o
en el empacador.
36
pueden ser cementaciones forzadas de alta
resistencia, fluidos a base de resinas colocados en
el espacio anular, o fluidos a base de geles de
menor resistencia colocados en la formación para
detener el flujo dentro del espacio anular. El
emplazamiento de los mismos es muy importante
y, por lo general, se realiza con tubería flexible.
Contacto agua-petróleo dinámico—Si un contacto agua-petróleo uniforme asciende hacia una
zona abierta de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir producción
de agua indeseada (abajo a la derecha). Esto
ocurre en aquellos lugares donde existe una permeabilidad vertical muy baja. Dado que el área de
flujo es extensa y que el contacto asciende lentamente, puede incluso ocurrir en casos en que las
permeabilidades verticales intrínsecas son sumamente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con
mayores permeabilidades verticales (Kv > 0,01 Kh),
es más probable encontrar conificación de agua y
otros problemas que se describen más adelante.
En realidad, si bien este tipo de problema podría
considerarse como un subgrupo dentro de la conificación, la tendencia a la conificación es tan baja
que el cegado cerca del hueco resulta efectivo. El
diagnóstico no se puede realizar únicamente sobre
la base de la invasión de agua identificada en el
fondo del pozo, ya que otros problemas también
pueden provocar este mismo fenómeno. En un
pozo vertical, este problema se puede resolver
fácilmente por abandono del pozo desde el fondo
utilizando algún sistema mecánico, como un tapón
de cemento o un tapón colocado por medio de
cable de acero. Si el CAP se desplaza muy por
encima de la parte superior del tapón, será necesario realizar un segundo tratamiento. En los pozos
verticales, este problema es el primero que supera
los límites del ambiente local del hueco dentro del
sistema de clasificación utilizado en ese artículo.
En los pozos horizontales, cualquier solución
que se aplique en las cercanías del hueco se debe
extender bastante en todas las direcciones con
respecto al intervalo productor de agua para
> Flujo detrás del revestidor.
> Contacto agua-petróleo
dinámico.
Inyector
Productor
> Capa inundada sin flujo transversal entre las
capas.
impedir que el flujo de agua horizontal supere los
límites del tratamiento y retardar la consiguiente
invasión de agua. Como alternativa, se puede considerar una desviación de la trayectoria una vez
que la RAP resulte intolerable desde el punto de
vista económico.5
Capa inundada sin flujo transversal—Un problema habitual en la producción proveniente de
capas múltiples se produce cuando una zona de
alta permeabilidad rodeada por una barrera de
flujo (como una capa de arcilla) está inundada
(arriba). En este caso, la fuente de agua puede ser
un acuífero activo o un pozo inyector de agua. Por
lo general, la capa inundada presenta el nivel de
permeabilidad más elevado. Al no existir flujo
transversal en el yacimiento, este problema se
resuelve fácilmente mediante la aplicación de fluidos de cegado rígidos o de un cegado mecánico,
ya sea en el inyector o el productor. La decisión de
colocar un fluido de cegado—en general se utiliza
tubería flexible—o utilizar un sistema de cegado
mecánico depende de si se conoce cuál es el
intervalo inundado. En este caso se pueden
emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla
más adelante, para evitar el costo de obtener registros y seleccionar el emplazamiento. La ausencia de flujo transversal depende de la continuidad
de la barrera de permeabilidad.
Los pozos horizontales completados en una
sola capa no son proclives a este tipo de problema. Los problemas de agua en pozos sumamente
inclinados completados en capas múltiples se
pueden tratar de la misma forma que los pozos
verticales.
Fracturas o fallas entre inyector y productor—
En las formaciones naturalmente fracturadas bajo
recuperación secundaria por inyección de agua, el
agua inyectada puede invadir rápidamente los
pozos productores (próxima página, arriba a la
izquierda). Este fenómeno se produce en forma
habitual cuando el sistema de fracturas es
extenso o se encuentra fisurado y se puede confirmar mediante el uso de trazadores radioactivos y
Oilfield Review
Inyector
Falla
Productor
Falla
> Fracturas o fallas entre un inyector y un productor. > Fracturas o fallas en una capa de agua
(pozo vertical).
> Fracturas o fallas en una capa de agua
(pozo horizontal).
pruebas de presión transitoria.6 También se
pueden utilizar registros de trazadores para cuantificar el volumen de las fracturas, valor que se utiliza para el diseño del tratamiento. La inyección de
un gel en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la producción de petróleo
de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reticulados, podría no resultar efectivo dado que su
penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto,
penetra en las fracturas en forma selectiva. Por lo
general, la mejor solución para este problema consiste en cegar la producción de agua.
Los pozos que presentan fracturas o fallas severas a menudo sufren una considerable pérdida
de fluidos de perforación. Si se espera encontrar
una falla conductora y fracturas asociadas con la
misma durante la perforación, conviene bombear
un gel dentro del pozo para resolver al mismo
tiempo el problema de la perforación y los problemas consiguientes de producción de agua y barrido deficiente, en particular en las formaciones
cuya matriz tiene poca permeabilidad.
En los pozos horizontales, puede existir el
mismo problema cuando el pozo intercepta una o
más fallas conductoras o que tienen fracturas conductoras asociadas.
Fracturas o fallas de una capa de agua—El
agua puede provenir de fracturas que interceptan
una zona de agua más profunda (arriba al centro).
Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo
cual resulta especialmente efectivo en los casos
en que las fracturas no contribuyen a la producción
de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben
el bombeo de un fluido gelificado puede servir
para solucionar este problema.
Conificación o formación de cúspide
(cusping)—En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca de los disparos
en una formación cuya permeabilidad vertical es
relativamente elevada (abajo). La tasa crítica de
conificación, que es la tasa máxima a la cual se
puede producir petróleo sin producir agua por
conificación, a menudo es demasiado baja para
que resulte económica. En algunos casos, se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo,
este método difícilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un gran volumen de gel
para provocar una reducción significativa de la
RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica de
conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo,
resulta difícil colocar un gel en forma económica
tan adentro de la formación. Cuando se realizan
tratamientos de menor volumen, por lo general, se
produce una rápida reinvasión del agua a menos
que, por casualidad, el gel se conecte con láminas
de lutitas.
En lugar de colocar un gel, una alternativa conveniente consiste en perforar uno o más huecos
laterales de drenaje cerca del tope de la formación para aprovechar la mayor distancia con
respecto al CAP y la disminución de la caída de
presión, que reducen el efecto de conificación.
En los pozos horizontales, este problema se
puede asociar con la formación de una duna (duning) o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser
posible al menos retardar la formación de la cúspide con una operación de cegado cerca del hueco
que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia
abajo, como en el caso de un CAP ascendente.
ser lo suficientemente grandes para cegar las fracturas a una distancia considerable del pozo.
Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuentra con tres dificultades. En primer lugar, es difícil
determinar el volumen del tratamiento porque se
desconoce el volumen de la fractura. En segundo
lugar, como el tratamiento puede cegar las fracturas productoras de petróleo, conviene efectuar
un tratamiento con sobredesplazamiento para
mantener la productividad cerca del hueco. Por
último, si se utiliza un fluido gelificado, éste
deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al tratamiento. En los casos de fracturas
localizadas, convendrá cegarlas cerca del hueco,
sobre todo si el pozo se encuentra revestido y
cementado. En forma similar, cuando las fracturas
hidráulicas penetran una capa de agua se produce
un deterioro de la producción. Sin embargo, en
esos casos por lo general se conoce mejor el problema y el medio circundante y resulta más fácil
aplicar las soluciones adecuadas, como por ejemplo, los fluidos de cegado.
En muchos yacimientos de carbonatos, las
fracturas suelen ser casi verticales y tienden a
ocurrir en grupos separados por grandes distancias, en especial en las zonas dolomíticas cerradas, por lo cual es poco probable que estas
fracturas intercepten un hueco vertical. Sin
embargo, estas fracturas se observan con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de
agua a menudo ocurre a través de fallas conductoras o fracturas que interceptan un acuífero
(arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,
5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M:
“Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,”
Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4-17.
6. Una fisura es una grieta, rompimiento o fractura de gran
tamaño en una roca.
> Conificación o formación de cúspide.
Verano de 2000
37
Inyector
Productor
> Capa con segregación gravitacional.
38
Acuífero
Barrido areal deficiente—Muchas veces el
agua marginal o subyacente de un acuífero o de un
pozo inyector de agua en una zona productiva,
provoca un barrido areal deficiente (derecha). Por
lo general, la anisotropía areal de la permeabilidad
origina este problema, que es especialmente serio
en los depósitos de canales de arena. La solución
consiste en desviar el agua inyectada fuera del
espacio de los poros, que ya han sido barridos por
agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua de un elemento viscoso, lo que normalmente resulta poco económico.
En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra
mejorar la recuperación mediante la perforación de
pozos de relleno, si bien los tramos laterales de
drenaje se pueden utilizar para llegar al petróleo
no barrido en forma más económica.
Los pozos horizontales pueden atravesar zonas
con diferentes valores de permeabilidad y presión
dentro de la misma capa, lo cual provoca un barrido areal deficiente. También puede suceder que el
agua invada sólo una parte del pozo simplemente
debido a su proximidad horizontal a la fuente de
agua. En cualquiera de los dos casos, es posible
controlar el agua por medio del cegado en las cercanías del hueco y con una extensión vertical lo
suficientemente amplia respecto del agua.
Segregación gravitacional—Cuando en un
yacimiento existe una capa de gran espesor con
buena permeabilidad vertical, la segregación
gravitacional—denominada a veces barrido de
agua en el fondo de la arena (water under-run)—
puede provocar la invasión de agua no deseada en
un pozo en producción (abajo a la izquierda). El
agua, ya sea que provenga de un acuífero o de un
proceso de recuperación secundaria por inyección
de agua, se escurre hacia abajo en la formación
permeable y barre sólo la parte inferior del yacimiento. Cuando existe una relación de movilidad
petróleo-agua desfavorable el problema puede
agravarse, incluso más en las formaciones con
texturas sedimentarias que se vuelven más finas
hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto
con la segregación gravitacional fomentan el flujo
> Barrido areal deficiente.
en la base de la formación. Cualquier tratamiento
realizado en el inyector con el fin de cegar los disparos inferiores tendrá sólo un efecto marginal en
el barrido de un mayor volumen de petróleo antes
de que la segregación gravitacional vuelva a ser
dominante. En el pozo productor existe conificación local y, como ocurrió en el caso de conificación descripto anteriormente, es poco probable
que los tratamientos con geles produzcan resultados duraderos. Los tramos laterales de drenaje
pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo no barrido y los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el
barrido vertical.
En los pozos horizontales, la segregación
gravitacional puede ocurrir cuando el hueco se
encuentra cercano al fondo de la zona productiva,
o bien cuando se supera la tasa crítica de
conificación local.
Capa inundada con flujo transversal—El flujo
transversal de agua puede existir en capas de alta
permeabilidad que no se encuentran aisladas por
barreras impermeables (abajo a la derecha). El
problema de la producción de agua a través de una
capa sumamente permeable con flujo transversal
es similar al de una capa inundada sin flujo
transversal, pero se diferencia de éste en el hecho
Inyector
de que no existe una barrera para detener el flujo
en el yacimiento. En estos casos, los intentos realizados para modificar los perfiles de producción o
de inyección cerca del hueco están condenados al
fracaso debido a la existencia de flujo transversal
lejos del hueco. Es fundamental poder determinar
si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto
que ésta es la única diferencia entre los dos problemas. Cuando no existe flujo transversal, el
problema se puede solucionar fácilmente, mientras que cuando existe flujo transversal es menos
probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin
embargo, en casos aislados, puede ser posible colocar un gel muy penetrante en forma económica
en la capa permeable ladrona, siempre que ésta
sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la zona de petróleo. Aún bajo estas condiciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es
necesario realizar una cuidadosa operación de
ingeniería. En muchos casos, la solución consiste
en perforar uno o más tramos laterales de drenaje
para alcanzar las capas no drenadas.
Los pozos horizontales completados en una
sola capa no son proclives a este tipo de problema. Si un pozo sumamente inclinado está completado en múltiples capas, este problema puede
ocurrir al igual que en un pozo vertical.
Para poder tratar un problema de control del
agua es esencial conocer el problema específico.
Los primeros cuatro problemas se controlan con
relativa facilidad en el hueco o en las cercanías
del mismo. En el caso de los dos problemas siguientes—fracturas entre inyectores y productores, o fracturas de una capa de agua—es
necesario colocar geles muy penetrantes en las
fracturas o las fallas. Los cuatro últimos problemas no admiten soluciones simples y de bajo
costo cerca del hueco, y requieren modificaciones
en la completación o la producción como parte de
la estrategia de manejo del yacimiento. Todo
operador que desee lograr un cegado del agua en
forma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgo
debería comenzar por aplicar las tecnologías comprobadas en los primeros seis tipos de problemas.
Productor
> Capa inundada con flujo transversal.
Oilfield Review
RAP-Límite económico
Logaritmo de la RAP
Técnicas de diagnóstico para el
control del agua
En el pasado, se consideraba que el control del
agua no era más que la simple colocación de un
tapón acompañado por una operación de
cementación, o bien un tratamiento con gel en un
pozo. La razón principal por la cual la industria
petrolera no pudo lograr un método adecuado para
controlar el agua ha sido su falta de conocimiento
de los diferentes problemas y la consiguiente aplicación de soluciones inapropiadas. Esto queda
demostrado con la gran cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y
los resultados con poca o ninguna referencia a la
geología, al yacimiento o al problema de control
del agua. El factor clave es el diagnóstico, es decir
poder identificar el problema específico que se
presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de
tres maneras:
• para seleccionar los pozos que podrían necesitar
un sistema de control del agua
• para determinar el problema de agua de manera
que se pueda seleccionar un método de control
adecuado
• para localizar el punto de entrada del agua en el
pozo de tal manera que se pueda emplazar el
tratamiento en el lugar correcto.
Cuando se cuenta con una historia de
producción confiable, muchas veces ésta contiene
un cúmulo de información que puede ayudar a
diagnosticar el problema del agua. Para poder
distinguir las diferentes fuentes de agua no
aceptable se han desarrollado varias técnicas
analíticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones
agua/petróleo, los datos de producción y las
mediciones de los registros.
Petróleo acumulado, bbl
> Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendencia
ascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si la
RAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producido
acumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el agua
producida se considera agua aceptable.
Gráfico de recuperación—El grafico de recuperación es un gráfico semilogarítmico de la RAP
con respecto a la producción acumulada de
petróleo (arriba). La tendencia de producción se
puede extrapolar al límite económico de la RAP
para determinar la producción de petróleo que se
obtendrá si no se toma ninguna medida para controlar el agua. Si la producción extrapolada es
aproximadamente igual a las reservas esperadas
para el pozo, quiere decir que el pozo produce un
nivel de agua aceptable y no se necesita ninguna
medida de control del agua. Si este valor es mucho
menor que las reservas recuperables esperadas,
significa que el pozo está produciendo agua no
aceptable y, de existir suficientes reservas para
compensar el costo de la intervención, se debería
considerar alguna medida de reparación.
1000
Tasa de producción de petróleo y agua, bpd
10.000
1.000
Tasa del flujo de petróleo
Barriles por día
Gráfico de la historia de producción—Este
gráfico es un gráfico doble logarítmico de tasas de
petróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a la
izquierda). Por lo general, los pozos en los que
conviene aplicar un sistema de control del agua
muestran un aumento de la producción de agua y
una disminución de la producción de petróleo en
forma casi simultánea.
Análisis de la curva de declinación—Este es
un gráfico semilogarítmico de la tasa de producción de petróleo con respecto al petróleo acumulado (abajo a la derecha). El agotamiento normal
produce una curva cuya tendencia es rectilínea,
mientras que una declinación pronunciada puede
indicar la existencia de algún otro problema, como
por ejemplo la disminución severa de la presión o
el aumento del daño.
100
Tasa del flujo de agua
10
1
Petróleo
100
10
1
Agua
0,1
0
0,1
0
10
100
1.000
10.000
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
Petróleo acumulado, bbl
Tiempo, días
> Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de agua
y petróleo con respecto al tiempo puede resultar útil para identificar los
problemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique un
aumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podría
necesitar un tratamiento de remediación.
Verano de 2000
> Curva de declinación. Cualquier cambio brusco en la pendiente de
la típica recta de declinación de la tasa de producción de petróleo,
constituye una advertencia de que el exceso de agua, junto con otros
problemas, pueden estar afectando la producción normal.
39
Gráficos de diagnóstico—Para determinar el
tipo de problema específico estableciendo comparaciones con los esquemas de comportamiento
conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico
doble logarítmico de la RAP con respecto al tiempo
(abajo). Existen tres signos básicos que permiten
distinguir entre los diferentes mecanismos de
invasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturas
o flujo por canal detrás del revestidor; flujo de
agua marginal o un CAP dinámico; y problemas de
conificación.7 Las interpretaciones del flujo de
agua marginal fueron construidas a partir de simu-
100
RAP
RAP
10
1,0
0,1
100
10
RAP
RAP
1
0,1
0,01
RAP'
0,001
0,0001
100
10
RAP
RAP
1
0,1
0,01
RAP'
0,001
0,0001
1
10
100
1.000
10.000
Tiempo, días
> Perfiles de los gráficos de diagnóstico que caracterizan los mecanismos de
invasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incremento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla,
una fractura o un canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquier
momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de una
línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una forma
escalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Un
aumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana en
la vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de
la RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.
40
laciones numéricas y experiencias de campo.8
También se puede utilizar la derivada de la RAP
con respecto al tiempo, si bien su aplicación se ve
limitada por las incertidumbres o el ruido propio de
las mediciones de campo. El ingeniero a cargo de
la interpretación puede aprender a reconocer las
diversas variaciones existentes en estos perfiles y
a minimizar el problema de la carencia de una solución única cuando se combinan con otros datos.
La utilidad de los gráficos de diagnóstico de la
RAP para determinar la invasión del agua en
múltiples capas se ilustra con el ejemplo de un
campo manejado por una importante compañía
que opera en el Mar del Norte. Se trata de un
yacimiento de medianas dimensiones con una
estructura costera de energía entre moderada y
alta que había sido altamente bioturbado, lo cual
provocó grandes variaciones de la permeabilidad
(próxima página, arriba a la izquierda). No existía
ninguna barrera significativa de lutitas, y el
yacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzaba
suavemente hacia un acuífero desde X180 hasta
X290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes del
yacimiento estaban delimitados por fallas sellantes y truncados por una discordancia. Se disparó
un pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en el
centro de esta unidad. En el yacimiento no se encontró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP).
El gráfico de diagnóstico de la RAP generado a
partir de los datos de pruebas de pozos mensuales
muestra el efecto de la variación de la permeabilidad en los estratos del yacimiento (próxima
página, abajo). El gráfico ilustra inundación de las
capas de alta permeabilidad, las que contribuyen
al flujo transversal dentro del yacimiento. La
relación que se observa en los tiempos de
invasión [1800:2400:2800] da una indicación
acerca de las relaciones de permeabilidad en
estas capas. El petróleo acumulado producido y el
producto de la permeabilidad relativa por el espesor de las capas se podrían utilizar para estimar
las reservas remanentes en las zonas de menor
permeabilidad de la formación desde X180 hasta
X204 m [X590 hasta X670 pies].
La respuesta de la RAP muestra que las capas
con mayor permeabilidad se han inundado. Si bien
no hay ninguna evidencia directa de la existencia
de una conexión vertical entre estas capas, el
conocimiento del ambiente deposicional y del
impacto de la bioturbación puede ayudar a
explicar este fenómeno. Es probable que exista
cierta comunicación entre las capas de alta per7. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de la
SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición
Anual de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25,
1995.
8. Yortsos YC, Youngmin C, Zhengming Y y Shah PC:
“Analysis and Interpretation of Water/Oil Ratio in Waterfloods,” SPE Journal 4, no. 4 (Diciembre de 1999): 413-424.
Oilfield Review
14.000
12.000
X680
Tasa de líquido total, bpd
Profundidad medida, pies
Hoyo
Disparos
X770
1,4
1,2
8.000
1,0
6.000
0,8
0,6
4.000
0
0,4
RAP
0,2
200
X950
0
500
1000
1500
2000
Permeabilidad horizontal, mD
2500
3000
> Variaciones de la permeabilidad horizontal en un yacimiento del Mar del Norte.
La gran variación de la permeabilidad provoca aislación efectiva de las capas,
por lo cual estimula el flujo preferencial a lo largo de las capas de alta permeabilidad. El pozo fue abierto al flujo en la sección media del yacimiento.
1,0
4
RAP
2 3
0,1
1
0,01
2000
3000
Tiempo de producción, días
4000
5000
> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos mensuales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los
1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspondiente a un cambio repentino de la saturación de agua en el frente de
inundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa de
mayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100
días, comportamiento típico del flujo marginal. La entrada de agua se
estabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra prácticamente inundada, lo cual lleva a una RAP constante. Este valor sugiere
que la primera capa que invade contribuye aproximadamente el 14% del
producto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la formación para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), la
invasión de agua se ve a través de las capas interestratificadas de alta
permeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasión
porque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, la
RAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del producto
permeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inundada. El último aumento (punto 4) representa la invasión final de las
capas de alta permeabilidad restantes.
meabilidad, así como también es posible que
exista comunicación vertical dentro de la zona de
baja permeabilidad restante. Cualquier intento
realizado en las cercanías del hueco para controlar el agua proveniente de las capas de alta permeabilidad dependerá del aislamiento vertical
sobre un área de gran extensión entre las reservas
restantes por encima de los X670 pies y las capas
Verano de 2000
400
600
Tiempo, días
800
0,0
1000
> Tasas de producción durante el estrangulamiento. Los datos de
producción durante el período de estrangulamiento en un pozo del
Medio Oriente muestran que el estrangulamiento de la tasa de
producción en un 50% provoca un gran aumento de la RAP.
10
0,001
1000
1,6
10.000
2.000
X860
1,8
Tasa de líquido
Relación agua-petróleo
X590
inundadas que se encuentran por debajo. Esto se
puede confirmar con las mediciones de las presiones de las capas y las pruebas de interferencia
vertical obtenidas con el Probador Modular de la
Dinámica de la Formación MDT; las correlaciones
de lutitas, y los registros de producción.
Análisis de cierre y estrangulación—La historia de producción de la mayoría de los pozos
incluye períodos de estrangulación o cierre. El
análisis de la RAP fluctuante puede proporcionar
indicios muy valiosos para determinar el tipo de
problema. Los problemas de invasión de agua,
como la conificación o una fractura individual que
intercepta una capa de agua más profunda provocan una RAP inferior durante el estrangulamiento
o después del cierre. Por el contrario, cuando las
fracturas o una falla interceptan una capa de agua
superpuesta se produce el efecto opuesto. Estos
sistemas no son estables en el transcurso del
tiempo geológico pero, por cierto, pueden ser
inducidos durante la producción.
En un pozo del Medio Oriente que presentaba
una tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3]
de agua por día y 400 barriles [64 m3] de petróleo
por día después de cada cierre (arriba a la derecha), estas tasas se invirtieron después de algunos
días de producción. Los datos de producción sugieren que la causa aparente fue una falla conductiva
que conectaba el yacimiento de petróleo con un
yacimiento menos profundo que ya había sido
inundado. En los pozos en los que la fuente de
agua se encuentra a una presión superior que el
petróleo, el estrangulamiento del pozo provoca un
aumento de la RAP. La prueba de estrangulamiento
constituye un método de diagnóstico útil para distinguir entre estos dos problemas.
Cuando la calidad de los datos de la historia de
producción es pobre, se puede realizar una prueba
de estrangulamiento de la producción a corto término con varios tamaños de orificios. La presión
se debe monitorear junto con la RAP desde un
separador o, mejor aún, con un medidor de flujo
trifásico, para determinar con precisión los cambios ocurridos en la RAP en función de la caída de
presión. Esto se puede realizar sólo si la presión
en el cabezal del pozo es suficiente para fluir a
varias tasas, por lo que convendría realizarlo en
las primeras etapas de la vida del pozo.
41
Análisis NODAL—El diseño de un sistema de
producción depende del rendimiento combinado
del yacimiento y la tubería de fondo o sistema de
‘plomería’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidades
de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo
provenientes del yacimiento dependen de la caída
de presión en el sistema de tuberías, y la caída de
presión depende de la cantidad de cada fluido que
corre por la tubería. La productividad de un pozo, a
menudo, se puede ver disminuida en gran medida
debido al rendimiento inadecuado o a una falla de
diseño de alguno de los componentes del sistema.
El análisis del comportamiento de un pozo en fluencia junto al de las tuberías asociadas con el mismo,
se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia para evaluar el efecto de cada componente
en un sistema de producción desde el fondo de un
pozo hasta el separador.
El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de
presión en los sistemas de tuberías. Por otra parte,
también es posible determinar el efecto que produce el cambio de cualquiera de los componentes del
sistema sobre las tasas de producción.10 Por ejemplo, habitualmente se cree que el estrangulamiento de un pozo que produce agua servirá para reducir
el corte de agua. Esto sucede por cierto en los casos de conificación convencional, pero en otros
casos, depende del tipo de problema, así como
también de las presiones del yacimiento. Por ejemplo, si un pozo se cierra por un período de tiempo
prolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuelve a poner en funcionamiento) dependerá del problema de agua y de las presiones involucradas.
En el Mar del Norte, un pozo productor de petróleo negro con una inclinación de 35° se dispara
y produce desde cinco capas diferentes. Se sabe
que cada capa se encuentra aislada de las demás
por barreras impermeables de lutitas sin flujo
transversal entre las mismas. El soporte de presión
proviene de un inyector cercano y de un acuífero. El
pozo producía 29.000 bpd [4608 m3/d] con un corte
de agua del 90%. Un registro de producción recien-
42
3000
Presión de fluencia, lpc
> Análisis NODAL multicapa. El modelo de pozo
(gráfico inserto) utilizado
para el análisis NODAL
tiene dos capas, cada una
con diferente espesor y
distinta permeabilidad. El
análisis multicapa muestra las tasas de flujo individual y total de las capas
de petróleo y agua a medida que se producen en
conjunto y a diferentes
presiones.
te realizado en este pozo muestra un significativo
flujo transversal en condiciones de cierre, desde las
capas inferiores hacia la capa superior, la que posiblemente sea una capa ladrona. Se realizó un
análisis NODAL para ajustar el análisis obtenido
con la herramienta de Registros de Producción PLT
tanto para las condiciones de cierre como para las
de fluencia. Este ajuste es necesario a los efectos
de lograr la confiabilidad necesaria en las predicciones de producción adicional de petróleo como
consecuencia de los diversos tratamientos de
cegado del agua (próxima página, arriba).
Si bien el análisis NODAL es una metodología
estándar para simular las respuestas de los pozos,
en este caso hay que considerar dos factores
importantes. En primer lugar, la necesidad de calibrar las respuestas de flujo calculadas frente al
agresivo flujo transversal observado en condiciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho de
que en este caso se encontraban involucradas un
número relativamente grande de capas separadas.
El análisis incluyó seis pasos:
•Construcción de modelos—La construcción básica de modelos de pozos requería un estudio de
desviación detallado, las propiedades de presión,
volumen y temperatura (PVT), las características
del yacimiento en la región próxima al hueco
para cada capa y la ubicación de los disparos.
•Geología—La información geológica acerca del
ambiente deposicional alrededor del pozo fue
necesaria para estimar el grado y la extensión
lateral de las barreras impermeables. El pozo
exhibió una buena extensión lateral de dichas
barreras. En otras áreas del campo, la variación
del ambiente deposicional provocó incertidumbres en la continuidad de las barreras de
permeabilidad, lo cual hizo disminuir la confianza en el mantenimiento de los tratamientos
de cegado localizados.
•Presiones de las capas—Las presiones
individuales de las capas se obtuvieron a partir
de los datos de cierre del pozo. En un principio
se supuso que el factor de daño de la formación
era cero.
2000
1000
0
Petróleo
1000
20 mD, 20 pies
Petróleo
100 mD, 4 pies
Agua
Agua
Tasa de flujo total
2000
Tasa de flujo, bpd
3000
4000
•Selección de la correlación—Se realizó una
comparación de la correlación del flujo multifásico sobre el sistema básico para determinar
el grado de variación que presentaban los
modelos y el impacto de los parámetros de
correlación, como los ángulos de cambio de la
correlación.11 Este paso implica ajustar los datos
obtenidos en las pruebas de pozo.
•Flujo transversal en condiciones de cierre—En
primer lugar, se simuló el flujo transversal en
condiciones de cierre detectado por las mediciones de la herramienta PLT, lo cual permitió evaluar el factor de daño de cada capa. El proceso
requería utilizar un sistema de prueba y error, en
el cual las estimaciones aproximadas (a partir de
pruebas anteriores) del índice de productividad
de cada capa se modificaran en forma secuencial
para ajustar los datos. También se consultó el
historial del pozo para determinar si era factible
encontrar algún daño debido a la perforación o a
consideraciones operativas. En este ejemplo, no
se esperaba encontrar ningún daño.
•Flujo transversal en condiciones de fluencia—Se
repitió este proceso para condiciones de fluencia y se analizaron varias tasas de producción. El
proceso se puede acelerar si se cierran todas las
capas productoras menos una, en forma sucesiva. El índice de productividad y los factores de
daño debido al flujo no darciano de cada capa se
modificaron posteriormente para ajustar los
datos. El modelo final calibrado proporcionó un
buen ajuste para todos los datos.
A continuación se utilizó el modelo calibrado
del análisis NODAL para determinar el incremento
de producción estimado para dos opciones
diferentes de cegado. La primera opción consistía
en cegar completamente toda la producción
proveniente de la capa más profunda, Capa 5
(próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas
9. Elphick J: “NODAL Analysis Shows Increased Oil
Production Following Water Shutoff,” presentado en la
Conferencia de la Red Educativa de la 2da. Conferencia
Internacional Anual sobre Modificación Concordante
del Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston,
Texas, EE.UU., Agosto 19-21, 1996.
10. Beggs HD: Production Optimization Using NODAL
Analysis. Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications,
Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991.
11. Un ángulo de cambio determina cuando las correlaciones multifásicas verticales deberían ser reemplazadas
por correlaciones horizontales. Es importante tener en
cuenta que no existe ninguna correlación en la literatura entre el flujo multifásico y la caída de presión que
resulte adecuada para todos los ángulos de inclinación.
12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “Horizontal Well
Performance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,”
artículo de la SPE 49089, presentado en la Conferencia
Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,
Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.
13. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,
Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemmingway J, Horkowitz
J, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y
Martin A: “Keeping Producing Wells Healthy,”
Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 30-47.
Oilfield Review
Capas
L1
Petróleo calculado
Agua calculada
L2
Petróleo medido
Agua medida
L3
L4
L5
-5.000
0
5.000
10.000
Tasas de flujo por zonas, bpd
15.000
20.000
> Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barras
azules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo de
petróleo computado a partir de los registros de producción. Los círculos representan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran totalmente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican las
tasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferior
a la presión dinámica de fluencia.
las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumento
de la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd
[471 a 682 m3/d]. La producción de agua disminuiría de 26.510 a 12.742 barriles por día [4212 a
2025 m3/d]. La segunda opción implicaría sellar las
Capas 1, 2 y 5, que no producían hidrocarburos, y
producir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultado
de esta segunda opción la producción de petróleo
alcanzó 4613 bppd [733 m3/d], lo que representa
sólo aproximadamente 300 bppd [47 m3/d] más
que la opción 1. Para justificar los tratamientos se
utilizó como argumento la diferencia entre el comportamiento corriente y el pronosticado a partir del
cierre de una o más capas.
Los datos de los registros de producción demostraron que el agua provenía de todas las capas
superiores excepto de una. La mayor parte del
agua no deseada se originaba en la capa más profunda. Debido a las presiones reducidas de la formación, la capa superior estaba robando una
pequeña cantidad de petróleo y de agua que se
producía más abajo. De acuerdo con lo esperado,
los volúmenes de líquido que ingresaban en la
zona ladrona disminuían a medida que aumentaba
la producción. Frente a las altas tasas de producción esperadas tales pérdidas se consideraron
tolerables. El operador decidió entonces adoptar la
opción 1 y colocar un tapón justo por debajo de la
Capa 4, con lo que la Capa 5 quedó completamente aislada.
Registros de producción—Los registros de producción precisos, como los que ofrecen las mediciones de los Servicios de Producción de la
Plataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua
Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)
en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidad
de determinar el flujo y el holdup de cada fase de
fluido en huecos verticales, desviados y horizontales.13 A partir de la adición de los nuevos sensores
ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones locales de sensores y mediciones de velocidad de
cada fase, se han logrado importantes avances en
el diagnóstico de casos simples y complejos con
flujo trifásico. Tales avances en la obtención de registros de producción confiables y precisos, en particular en pozos desviados con cortes de agua
elevados, representan un paso importante en aras
de la identificación y el conocimiento de los
diferentes tipos de problemas de agua.
Por ejemplo, un operador perforó un pozo
horizontal en el Golfo de México en una arena
gasífera pequeña que producía agua en forma
excesiva después de un período corto de
producción. En este pozo, se suponía que la fuente
más probable del agua no aceptable era agua
marginal proveniente del acuífero inferior. Si el
agua marginal ingresaba en el talón (heel) del
pozo, una solución económica sería correr una
tubería flexible en el pozo y cementar la porción
alrededor del talón, dejando la tubería flexible en
el lugar para permitir la producción de la punta
(toe) del pozo. Esto dilataría la posterior
producción de agua hasta que el agua avanzara
hasta superar el tapón de cemento. Sin embargo,
si el agua provenía de la punta del pozo se podría
cementar la porción inferior del mismo utilizando
tubería flexible y un empacador en la malla. Una
tercera posibilidad era que el agua ingresara desde el centro del pozo, con lo cual sería difícil aislar
la entrada de agua y continuar la producción desde la punta y el talón del pozo. El operador necesitaba conocer el punto exacto de ingreso del agua
para realizar las operaciones correspondientes.
Opción 2 ( Cierre de las Capas 1, 2, y 5)
Opción 2 petróleo
Opción 2 agua
Opción 1 petróleo
Opción 1 agua
L1
L3
Capas
Capas
L2
L3
L4
L4
-6000
-4000
-2000
0
2000
4000
Tasas de flujo por zonas, bpd
6000
8000
0
1000
2000
3000
4000
5000
Tasas de flujo por zonas, bpd
6000
7000
8000
> El análisis NODAL permite predecir los beneficios del control del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5
con un tapón y producir de las capas superiores, o bien cegar las Capas 1, 2 y 5, dejando las Capas 3 y 4 en producción. La primera opción (izquierda) produciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211 m3/d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la producción de 1647 bppd [262 m3/d]. La segunda opción es más costosa y probablemente requiera la colocación de un tapón para aislar la Capa 5, además de
cementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.
Verano de 2000
43
TPHL
TPHL
GHOST
Desv.> 90°
Perfil del agua Perfil del gas
Desviación ProfundiGas
Gas
Gas
WFL
WFL
dad
85 Grados 95
Agua
Agua
Agua
Tasa del
Tasa del flujo
Velocidad
medida,
flujo de gas
de agua
del agua
Holdup Profun. vertical verdadera Holdup
Rayos Gamma
pies
20 API 70
1
0 X070 pies X055 1
0 0 pies/min 500 0 bpd 1200 0 bpd 25.000
X200
X300
X400
Entrada
de agua
X500
X600
Entrada
de agua
> Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviación
del hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se observa en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOST
identifican claramente el agua que penetra la sección horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En la
pista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anular, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes de
cada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil se
observa un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por encima de X350. La
pista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad del
agua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene un
perfil de la tasa de flujo de agua a partir del holdup del TPHL y la velocidad del WFL. La pista 8 contiene el
perfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó utilizando los datos de holdup de la herramienta GHOST.
El programa de perfilaje incluyó la configuración básica de la Plataforma PS junto con las
herramientas de Detección Optica del Holdup de
Gas GHOST y de Control de Saturación RSTPro,
trasportadas por tubería flexible. Las mediciones
de las herramientas GHOST y FloView y la velocidad del fluido derivada del molinete del medidor
de flujo, representan los fluidos dentro de la malla
de completación, mientras que los registros de
TPHL y las mediciones del WFL responden al flujo
dentro y fuera de la malla (arriba).
Las mediciones de velocidad del agua del registro WFL se combinan con las mediciones del
holdup de las herramientas GHOST y TPHL para
calcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En este ejemplo, más del 50% de la producción de agua
proviene de la punta del pozo, que fluye por detrás
de la malla y en el espacio anular del empaque de
grava. Por medio de la medición GHOST también
se identificó el agua adicional que ingresaba a mitad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450
pies]. Dado que la mayor parte del gas provenía de
la punta del pozo, el operador decidió continuar la
44
producción sin realizar ninguna intervención
adicional.
Las herramientas que obtienen imágenes a
través del revestidor, como la herramienta de
Imágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar la
calidad del trabajo de cementación en un pozo e
identificar los canales de flujo detrás del revestidor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en Nueva
México que producía sólo agua, se confirmó la
existencia de un canal por encima de los disparos
(derecha). Se realizó una cementación a presión (o
cementación forzada), después de lo cual el pozo
comenzó a producir petróleo y, en la actualidad,
produce 50 bppd [8 m3/d] sin corte de agua.
14. Hegeman P y Pelissier-Combescure J: “Production
Logging for Reservoir Testing,” Oilfield Review 9, no. 2
(Primavera de 1997): 16-20.
15. AL Shahri AM, AL Ubaidan AA, Kibsgaard P y Kuchuk F:
“Monitoring Areal and Vertical Sweep and Reservoir
Pressure in the Ghawar Field using Multiprobe Wireline
Formation Tester,” artículo de la SPE 48956, presentado en
la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.
16. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeal R, Thomas EC,
Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid
Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.
Diagnósticos especiales para la
comunicación vertical
El flujo transversal de agua adopta dos formas
claramente definidas. Además del flujo transversal
en el yacimiento, que ya se ha analizado, también
existe flujo transversal dentro del hueco; ambos
tipos son interdependientes y merecen especial
atención.
Cada vez que el hueco penetra múltiples capas
que se encuentran con diferentes presiones existe
la posibilidad de que se produzca flujo transversal.
La diferencia de presión se mantiene sólo cuando
y donde existe una aislación continua entre cada
capa, lo cual implica que el flujo transversal del
yacimiento y del hueco son mutuamente
excluyentes en cualquier par de capas. Algunos
yacimientos, por ejemplo los que presentan
canales de arenas apiladas, tienen barreras
locales de lutitas que se extienden por cientos de
metros. Sin embargo, estos yacimientos pueden
contener conexiones verticales distantes que
provocan el flujo transversal y la comunicación de
las presiones, si bien presentan aislamiento local
con variaciones de presión transitorias entre las
capas cuando se los somete a una prueba de
estrangulamiento. Como resultado de ello se proProfundidad, pies
X100
X200
Canal
Canal
Disparos
X300
> Un canal que produce agua. La imagen del
cemento en el espacio anular detrás del revestidor
permitió identificar un canal de agua. Las imágenes obtenidas con la herramienta de Imágenes
Ultrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempo
de tránsito en la pista 2—confirman que existe un
gran canal abierto en el espacio anular cementado detrás del revestidor, justo por encima de los
disparos.
Oilfield Review
duce una combinación de los problemas propios de
las capas inundadas con y sin flujo transversal.
La identificación de la presencia de flujo transversal en la formación es de fundamental importancia. Las capas inundadas sin flujo transversal
pueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco,
si bien no existen soluciones simples cuando las
capas no se encuentran aisladas por barreras
impermeables. Además, las capas inundadas sin
flujo transversal estarán sujetas al flujo transversal
interno del hueco durante el cierre. Existen varios
métodos de diagnóstico que resultan útiles para
determinar la comunicación vertical.
Pruebas con tasas variables—Con poco esfuerzo adicional, un registro de producción puede
convertirse en un registro de producción con tasas
variables o "prueba multicapa," midiendo la tasa
de producción de cada capa frente a varias presiones de producción diferentes, con mediciones
estacionarias posicionadas entre cada capa. De
esta forma se podrá determinar el índice de productividad y la presión promedio del yacimiento
para cada capa.14 El flujo transversal potencial se
puede estimar utilizando el análisis NODAL.
Probadores de la formación operados con cable
de acero—Tanto las mediciones de presión de la
formación obtenidas con herramientas operadas
con cable de acero, como las obtenidas con las
herramientas MDT o el Probador de la Formación a
Repetición RFT, pueden mostrar si existe comunicación de la presión entre las capas.15 Si las
capas tienen presiones diferentes y no se
X000
comunican en el hueco, quiere decir que se
encuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuando
presentan la misma presión, puede ocurrir que
estén comunicadas o bien que hayan producido (o
hayan sido inyectadas) con tasas similares, por lo
cual la presión resultante es la misma.
Prueba de interferencia vertical—Una prueba
de interferencia vertical realizada con la herramienta MDT muestra la permeabilidad vertical
efectiva cerca del hueco. La permeabilidad vertical
se puede determinar a partir de los cambios en la
presión de la formación medida con un sensor de
presión, mientras el fluido de la formación se
bombea a través de una sonda de muestreo separada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre la
pared del hueco.16
Correlaciones de lutitas—Las correlaciones de
los registros pueden demostrar si en un campo
existen grandes barreras de lutitas. Cuando se
observa una excelente correlación de las lutitas
entre los diferentes pozos, quiere decir que las
capas del yacimiento se encuentran aisladas por
roca impermeable y es improbable que exista flujo
transversal dentro del yacimiento.
Registros del medidor de flujo durante el
cierre—El registro de producción (a través del
molinete del medidor de flujo) puede detectar el
flujo transversal en el hueco durante el cierre del
pozo; de existir, constituiría un signo evidente de
presión diferencial entre las capas aisladas.
Prueba de estrangulamiento—Las pruebas de
estrangulamiento o los datos de producción
pueden proporcionar un útil diagnóstico de comunicación vertical mediante la detección de presiones diferenciales.
Soluciones para el control del agua
Cada tipo de problema tiene distintas opciones de
solución que varían desde las simples soluciones
mecánicas y químicas, que son relativamente de
bajo costo, hasta las más complejas y costosas
soluciones de completaciones re-trabajadas. Es
habitual la existencia de diversos problemas de
control del agua y, a menudo, se hace necesario
adoptar una combinación de varias soluciones.
Hoy en día, además de las soluciones tradicionales descriptas anteriormente, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes desde el
punto de vista económico para los problemas de
control del agua.
Tapón PosiSet
Presiones
iniciales del
yacimiento
X100
Formaciones
Profundidad, pies
X200
X300
Jurásico
Superior
Presiones
actuales del
yacimiento
Tarbut
X400
Ness
Petróleo
X500
Etive
X600
Rannoch
Conjunto
del tapón
Agua
> Aplicación de la herramienta PosiSeT de
accionamiento mecánico. El tapón PosiSeT se baja a
través de la tubería de producción y se utiliza para
cegar el agua en las cercanías del hueco. Se puede
> Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo, bajar con cable de acero o por medio de tubería
flexible y utiliza un sistema de anclaje positivo con
las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presión
de cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presión anclas superiores e inferiores (arriba) y elementos
entre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entre sellantes que aislan las capas productoras de agua
tanto en huecos abiertos como revestidos (abajo).
sí por barreras de permeabilidad verticales.
X700
5200
Verano de 2000
5400
5600
5800
6000
Presión, lpc
6200
6400
45
Soluciones mecánicas—En muchos de los
problemas que ocurren en las cercanías del hueco,
como las filtraciones del revestidor, el flujo por
detrás del revestidor, el ascenso de agua desde el
fondo y las capas inundadas sin flujo transversal,
se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables.
La herramienta PosiSet, que incluye un tapón
mecánico, se puede transportar con tubería flexible o bajar con cable de acero. Esta herramienta
Cable eléctrico
Herramienta de
bajada al pozo
Camisa PatchFlex
Disparos
> Camisa PatchFlex. Formada por un cilindro de
un compuesto flexible realizado con fibra de carbono, resinas termosellantes y un revestimiento
de goma, la camisa PatchFlex se construye
alrededor de un elemento inflable que se acopla a
una herramienta de bajada al pozo y se la baja
con cable de acero. Cuando la camisa se encuentra posicionada frente al área a ser tratada, una
bomba incluida en la herramienta de bajada al
pozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Las
resinas son calentadas hasta que se polimerizan
completamente. A continuación, el elemento
inflable se desinfla y se extrae, con lo cual queda
una camisa dura, resistente a la presión, perfectamente ajustada, inclusive en los casos en que el
revestidor se encuentra dañado o corroído.
46
utiliza tecnología que ya ha sido probada en el
campo y garantiza el cegado del hueco tanto en
huecos revestidos como en huecos abiertos
(página previa, a la derecha).
Cuando el hueco debe mantenerse abierto
hasta niveles más profundos que el punto de
invasión del agua, la solución puede ser colocar un
remiendo que se baja a través de la tubería de producción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo,
denominado camisa PatchFlex, que se puede colocar por medio de tubería flexible o cable de acero
dentro del revestidor y se ha utilizado con todo
éxito en diversas aplicaciones en todo el mundo
(izquierda). Resulta especialmente indicado para
cegar la entrada de agua o gas mediante operaciones realizadas a través de la tubería de producción, y para modificar el perfil de inyección y para
el aislamiento zonal. Las camisas inflables se construyen conforme a las necesidades, para ajustarse
a la longitud de los intervalos agujereados y
pueden soportar las presiones de flujo transversal
en el hueco. Una vez colocada, la camisa pasa a ser
una tubería corta compuesta ubicada dentro del
revestidor; si fuera necesario realizar una posterior
operación de cementación forzada, la camisa se
puede fresar utilizando técnicas de perforación a
través de la tubería de producción, o bien se puede
volver a disparar para permitir la re-entrada de las
zonas. La única desventaja de la tubería corta compuesta es que el diámetro del hueco se ve reducido
en poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo,
otros remiendos mecánicos ocupan aún más espacio del diámetro interno del revestidor.
En un pozo del Mar del Norte, la compañía
Shell UK Exploration and Production logró reducir el
corte de agua del 85% al 10% utilizando una
camisa PatchFlex para aislar los intervalos con producción de agua. La sonda de perfilaje Plataforma
PS cuantificó las distintas contribuciones de fluidos
provenientes de cada zona productiva. Se pudo determinar que la mayor parte del agua indeseable
provenía de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m
[4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RST
confirmaron la elevada saturación de agua en los
intervalos productores de agua. Además, el análisis de saturación del RST identificó la existencia
de otras dos zonas de petróleo que no habían sido
abiertas al flujo por debajo de las otras zonas productoras. Si bien se podría haber utilizado un tapón
tradicional para cegar la zona productora de agua,
también podía bloquear las nuevas zonas de
petróleo subyacentes. Por medio de la tecnología
PatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de agua
y puso en producción las nuevas zonas petrolíferas
que se encontraban por debajo de las mismas.
Soluciones químicas—Los tratamientos químicos requieren el emplazamiento preciso del fluido. La tubería flexible con empacadores inflables
permite colocar la mayor parte de los fluidos de
los tratamientos sin riesgo de afectar las zonas de
hidrocarburos. La inyección doble con tubería
flexible es un proceso que consiste en bombear un
fluido protector a lo largo de la tubería flexible
hasta el espacio anular del revestidor y bombear
el fluido del tratamiento a través de la tubería
flexible (próxima página, arriba).
El cemento SqueezeCRETE constituye otro elemento clave dentro del conjunto de soluciones
para el control del agua.17 Debido a su escasa pérdida de fluido y a su capacidad de penetrar
microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sistema ideal para tratamientos de remediación de
filtraciones en las tuberías, provocadas por flujo
detrás de las mismas. Una vez colocado, este
cemento ofrece gran resistencia a la compresión,
baja permeabilidad y alta resistencia a los
ataques químicos. El tratamiento SqueezeCRETE a
menudo se utiliza con cemento común para cegar
disparos cuando existe un problema de capas
inundadas, o bien cuando asciende el agua del
fondo o el CAP. También se puede aplicar para el
sellado de empaques de grava, filtraciones en el
revestidor o canales por detrás del revestidor.
Los geles rígidos son sumamente efectivos
para cegar excesos de agua en las cercanías del
hueco (próxima página, abajo a la izquierda). A
diferencia del cemento, los geles se pueden forzar
dentro de la formación para realizar el cegado
completo de esa zona o para llegar a las barreras
de lutitas. Con respecto a los tratamientos de
cemento presentan una ventaja operativa, ya que
se pueden perforar con chorros de fluidos en lugar
de triturarlos con mechas. Habitualmente están
hechos a base de polímeros con aditivos reticuladores. Productos como los sistemas MaraSEAL y
OrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad y
tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,
Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP,
Martínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11,
no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.
18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabilidades inferiores a 25 mD.
19. O’Brien W, Stratton JJ y Lane RH: “Mechanistic
Reservoir Modeling Improves Fissure Treatment Gel
Design in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North Dome
Field, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en la
Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston,
Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999.
20. Elphick J, Fletcher P y Crabtree M: “Techniques for
Zonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en la
Reunión de la Asociación de Ingenieros de Producción,
Reading, Inglaterra, Noviembre 4-5, 1998.
Oilfield Review
D
E
Revestidor
Empaque
de grava
Tubería de producción
Tubería flexible
Empacador
Empacador
tados a presión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás del
revestidor y capas inundadas sin flujo transversal,
o colocados selectivamente en la zona de agua
usando tubería flexible y un empacador.18
Otra solución es un fluido gelificado que se
puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero
sólo penetra las formaciones con permeabilidades
superiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandes
volúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589
m3] de estos fluidos poco costosos, por lo general
se logra cegar amplios sistemas de fracturas que
rodean al pozo inyector o a los pozos productores.19 Al igual que los geles rígidos, los
productos del tipo de los sistemas Marcit y OrganoSEAL-F son polímeros reticulados simples de
mezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo
(hasta tres días) antes de volverse rígidos y se
pueden bombear a través de las mallas de
completación.
Por otra parte, se están desarrollando fluidos
inteligentes o selectivos en la forma de polímeros
y surfactantes para tratamientos de la matriz de la
formación cercana al hueco. Estos tratamientos,
denominados modificadores de permeabilidad
relativa, producen un material similar al de un gel
para detener el flujo en las capas de agua, pero
mantienen el comportamiento del fluido en las
capas de petróleo para permitir que continúe la
producción. En algunas aplicaciones, ofrecen la
posibilidad de realizar un tratamiento selectivo
simplemente utilizando un método de emplazamiento forzado de bajo costo.
E
Fluido protector
Zona de petróleo B
A
D
Fluido de tratamiento
Zona inundada C
> Inyección doble con tubería flexible. En los problemas de control
del agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido de
tratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejado
con tubería flexible para proporcionar el aislamiento del hueco
entre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En este
ejemplo con empaque de grava, para detener el avance del agua
no deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de la
tubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo se
bombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia la
zona productora de petróleo.
En los pozos horizontales, los tratamientos
para resolver los problemas de agua resultan
más efectivos cuando la zona tratada se encuentra aislada del resto del hueco. En los huecos
revestidos, y hasta cierto punto, en los huecos
abiertos, esto se logra en forma mecánica con
empacadores inflables. Sin embargo, cuando se
ha colocado una malla o una tubería corta pero
no se han cementado, estos dispositivos mecánicos no logran aislar el espacio anular abierto
detrás de la tubería. El Empacador Químico
Anular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarrollado para estos casos, realiza el aislamiento
entre las diversas zonas utilizando empacadores
o tapones colocados por medio de tubería flexible
(abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consiste
en alcanzar una cobertura circunferencial total
sobre una longitud relativamente pequeña, mientras se deja la tubería corta libre del material que
podría obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la
Tubería flexible
Empacadores inflables
Revestidor
Tubería de producción
Tubería flexible
Empacador
Zona de petróleo C
Empacador B
A
Gel rígido
Hueco abierto
Empacador químico
Barrera
Zona inundada D
Cañería ranurada
> Aplicación de un gel rígido utilizando tubería flexible. Se bombea
un gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de agua
de una capa sin flujo transversal. Un empacador inflable en la
tubería flexible (B) aisla la zona productora de petróleo (C) de la
zona inundada (D).
Verano de 2000
> Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamiento
de un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranurada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamiento
mediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflables
para rellenar el espacio anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado para
fraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de gran
resistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.
47
Petróleo
Agua
Petróleo
Petróleo
Agua
Agua
> Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conificación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y el
petróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo puede incrementar el corte de agua, pero mejora la eficiencia de barrido y aumenta las reservas recuperables a largo término. Como alternativa, el agua y el petróleo se pueden producir en forma separada
a través de la tubería de producción y el espacio anular (derecha).
herramienta a través de esa sección. La
operación consiste en bombear un fluido de baja
viscosidad, a base de cemento, por medio de
tubería flexible y emplazarlo en el espacio comprendido entre dos empacadores a través de las
pequeñas ranuras de la tubería corta. Una vez en
su lugar, el fluido adquiere inmediatamente la
dureza de un gel, lo cual impide su desmoronamiento y garantiza el relleno completo y el aislamiento del espacio anular.
Soluciones de completación—Diversas
alternativas de completación, como pozos con
múltiples tramos laterales, desviaciones de sus
trayectorias, aislamiento con tubería flexible y
completaciones dobles, pueden servir para
resolver problemas difíciles de agua tales como
CAPs ascendentes, conificación, barrido areal
incompleto y segregación gravitacional.21 Por
ejemplo, una estrategia muy utilizada cuando
existe conificación en pozos de alto valor es la
coproducción de agua, que consiste en cañonear
la pata de agua y utilizar completaciones dobles
(arriba).
Problemas de pozos inyectores
Los pozos inyectores pueden originar problemas
si el agua de inyección no está filtrada correctamente, ya que puede contener partículas tan
grandes que provoquen el taponamiento de la
matriz. Por otra parte, si no se trata en forma
adecuada con químicos de producción como
bactericidas y secuestrantes de oxígeno, el daño
puede aumentar. Ambos factores pueden provocar el aumento de la presión de inyección
21. Hill et al, referencia 5.
22. La inyectividad es la medida de la cantidad de líquido
que se puede bombear en un pozo (o en una zona) con
una diferencia dada entre la presión del fluido de inyección y la presión de la formación.
48
hasta que se inicia una fractura, que en un principio es corta, pero luego crece en longitud y en
altura para mantener la inyectividad a medida
que las caras de la fractura se taponan.22 Cuando
las fracturas inducidas se extienden en forma
vertical a través de varias capas, se pierde el control sobre el barrido vertical y resulta difícil recuperar el control del perfil de inyección.
La fracturación térmica, que a menudo se
encuentra en las zonas marinas, es provocada por
la reducción de los esfuerzos en la zona de inyección debido al enfriamiento. La zona que tiene
mayor inyectividad se enfría en primer lugar y
luego se fractura, tomando aún más fluido de
inyección y provocando un escaso barrido vertical
(derecha). Como en estos casos, resulta difícil
evitar la fracturación térmica, probablemente la
mejor estrategia sea garantizar la fracturación de
todas las zonas, ya sea por medios térmicos o
hidráulicos, para obtener un perfil de inyección
más parejo. Algunas veces si existe una capa de
alta permeabilidad adyacente a la capa de baja
permeabilidad, la fractura térmica puede irrumpir
en la zona de alta permeabilidad, la cual puede
llegar a tomar toda el agua de inyección y como
consecuencia se pierde el barrido de la zona de
baja permeabilidad.
Evaluación de los riesgos
La justificación de un tratamiento en cualquier
pozo depende del valor del incremento esperado
en la producción de hidrocarburos. Se trata de un
valor ‘esperado,’ lo cual indica que existe un
cierto grado de incertidumbre en el análisis.
Algunos tratamientos destinados al control del
agua pueden garantizar un aumento substancial
de la producción. En tales circunstancias, el elemento primario de incertidumbre es el éxito de la
operación en sí misma. Cuando el incremento de
la producción es relativamente pequeño (o se
basa en diversos supuestos) no sólo comienza a
cobrar importancia el riesgo de la operación, sino
también el pronóstico mismo se convierte en un
riesgo clave. Por lo tanto, el operador necesita
cuantificar el valor de un tratamiento de control
del agua. Una posibilidad consiste en realizar un
análisis que incorpora los componentes multifacéticos de riesgo utilizando los métodos de
análisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sus
siglas en Inglés). Los árboles de decisión son
herramientas valiosas que permiten visualizar y
cuantificar todas las opciones disponibles y la
probabilidad de sus resultados. A modo de ilustración, PrecisionTree, un producto de Palisade
Corporation, es un programa de análisis de
decisiones que se utiliza con el programa Excel
de planillas de cálculo. Este software se puede
acoplar con los métodos de Monte Carlo, con lo
cual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluye
riesgos’ para analizar las opciones con respecto
al control del agua para pozos específicos
(próxima página).
Control del agua a nivel de campo
Los problemas de control del agua, las técnicas
de diagnóstico y las soluciones ya se han analizado en el contexto de su aplicación en pozos
individuales dentro de un campo. Ahora bien, si
las técnicas de diagnóstico se modifican y se
extienden a una gran cantidad de pozos en un
campo, se obtendrá una mayor reducción en el
manejo total del agua y, en muchos casos, se
logrará un incremento importante en la produc-
Fractura
térmica
Entrada
de agua
> Fracturación térmica en un pozo inyector. Las
fracturas se pueden iniciar en los pozos inyectores a través de la presión y el esfuerzo térmico
inducido por la entrada de agua fría. Esto resulta
en un perfil de barrido vertical deficiente.
Oilfield Review
Rama
1
n
Tapódo
a
Rama
2
c
de coloOK
ilidad
Probabr el tapón
coloca éxito
con
oción
Remcrusde in nes
io
c
ta sa:
exito ción
ca
Colo pón
del ta
n
Tapó
no o
ad
coloc
Abanr
donao
z
el po
n
Tapódo
a
coloc
OK
ión
Decis
Re- r
ca
colo ón
el tap
n
Tapó
no o
d
a
coloc
d de
bilida
Probeamover s
r cione
ta
incruossamente
it
ex
Abanr
donazo
el po
ión
Decis
d de
bilida
Probraemover es
n
stacio
incruosamente
t
i
ex
over
Rem stau
r
c
in es
cion ente
am
nuev
ción total de hidrocarburos en el campo.
Cuando se conjuga el diagnóstico correcto
con la aplicación de soluciones comprobadas, el
control del agua puede convertirse en una herramienta efectiva para el manejo del yacimiento. Si
bien es posible aplicar estrategias individuales
de control del agua en un cierto número de pozos
dentro de un campo, en los campos extensos
puede resultar poco eficiente e implicar un gran
consumo de tiempo. El primer objetivo de un programa de control del agua en todo un campo consiste en identificar los pozos que presentan las
siguientes características:
•El pozo es accesible para realizar una intervención.
•La completación es lo suficientemente robusta
Verano de 2000
Rama
4
Rama
5
con
Pozousr
c
in es
n
tacio
n
oció
Remcrusde in nes
tacioitosa
x
no e
Rama
3
< Arbol de decisiones para un pozo con incrustaciones minerales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultados
posibles de los tratamientos, representados por ramas con las
pérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de alcanzar el final de cada rama. Los círculos (amarillos) representan los nodos de chances donde existen dos o más resultados
posibles. El resultado de cada rama es independiente de cualquier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descripta
por una distribución de probabilidad unimodal (verde) calculada a partir de las simulaciones Monte Carlo. Los nodos cuadrados (azules) representan las decisiones en las cuales la rama
seleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemento fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias,
consideradas como maximización del valor. Este esquema permite comparar los diferentes escenarios en una distribución
óptima de los escasos recursos.
d
bilida
Probcaolocar
de apón
el t xito
con é
n
oció
Remcrusde iniones
tac osa:
exit ación
c
Colotapón
del
ón
Tapado
c
coloK
O
ón
Tapado
c
coloK
O
a
Ram
6
a
Ram
7
a
Ram
8
n
oció
Remcrusde iniones
tac itosa
x
no e
como para tolerar la intervención.
•Existe un valor económico relacionado con la
reducción de la producción de agua en ese
pozo.
•El pozo tiene un problema de control del agua
que se puede tratar en forma económica con un
riesgo aceptable.
Las estrategias de control del agua en todo un
campo a menudo son diferentes de las que se
aplican en cada pozo individual. Por ejemplo, es
posible que sea necesario modificar los diseños
de completación que han dado buenos resultados
en pozos individuales para lograr mejoras en
todo un campo. Como ejemplo se puede citar el
caso de un operador en América del Sur que
estaba produciendo de un yacimiento multicapa
con distintas unidades de flujo separadas por
lutitas. Se dispararon todas las capas ignorando
las diferencias de presión que existían entre las
distintas capas. Como resultado, se inundaron
varias capas en diferentes pozos y la consiguiente disminución de la presión provocó una
reducción en la producción de petróleo en
las capas restantes. En un principio, el
operador simplemente cegó el
agua en las capas inundadas donde la geología
local resultaba favorable, pero
la producción del campo continuó
declinando debido a una mayor invasión
de agua y a un posible flujo transversal a
través de las barreras de lutitas discontinuas.
Utilizando una estrategia de control del agua a
nivel de campo, el operador abandonó la producción simultánea para iniciar la producción de
cada capa en forma individual en cada pozo, con
el propósito de impedir el flujo transversal y
lograr una caída de presión efectiva en las capas
de petróleo de baja presión. Esto significa que, si
bien un menor número de pozos drenaba cada
capa, se conseguía mayor eficiencia en el barrido
del campo.
Al considerar los tratamientos a nivel de
campo también se tiene en cuenta la influencia
colectiva del comportamiento de la producción
de muchos pozos. La geología local y regional—
en términos de estructura y heterogeneidad—
ejercen influencia sobre el movimiento de los
fluidos. Por ejemplo, es importante tener en
cuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos
49
1 año
2 años
5 años
10 años
> Simulación de líneas de flujo. El modelado de las
líneas de flujo de agua simuladas con el software
FrontSim y ajustadas con la historia de producción
puede utilizarse para mostrar las interacciones entre los pozos y detallar la fracción exacta de agua
que fluye entre los pozos inyectores y productores.
En este ejemplo con 10 productores (círculos rojos)
y 5 inyectores (círculos azules), el modelo permite
visualizar el destino del agua de inyección después
de 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas
(azules) se observan claramente cerca del centro
del yacimiento.
50
productores y los acuíferos o los pozos inyectores
(izquierda), además de las estrategias de completación actuales y futuras, que también son factores fundamentales dentro del análisis. Resulta
claro que no es necesario realizar un estudio de
pre-selección o de pre-factibilidad de pozos prolongado cada vez que se inicia un proyecto de
control del agua en todo el campo. Tampoco un
estudio de pre-selección debería ser simplemente
un mecanismo para identificar pozos tratables. El
estudio debe ajustarse al problema y los amplios
conocimientos del operador a menudo pueden
servir para perfeccionar y facilitar el mismo.
Cada estudio de pre-selección de pozos para
el control del agua utiliza herramientas de ingeniería de diagnóstico para identificar los pozos de
mayor valor y los que pueden ser tratados en
forma efectiva y con bajo riesgo. El estudio de
pre-seleción consta de dos fases: la fase de diagnóstico y la fase de soluciones. En la primera fase
se utilizan los conocimientos y la experiencia del
operador en la región junto con la ingeniería y el
software de Schlumberger para analizar la naturaleza y la causa del problema. En primer término,
se examinan los pozos para seleccionar un área
de enfoque dentro del campo; luego, una vez
más, para identificar los pozos que podrían
beneficiarse con algún tipo de intervención y, por
último, para seleccionar los pozos cuyo valor es
suficiente para justificar el tratamiento.
La metodología basada en el software
WaterCASE examina los pozos probables
tomando como base los datos existentes, como
las historias de producción, los registros de producción disponibles, la caracterización de los
yacimientos a partir de modelos numéricos y
analíticos, y los datos y la experiencia de los
tratamientos realizados en pozos vecinos (próxima página, arriba). Un estudio reciente realizado
por Schlumberger en el Mar del Norte muestra
los resultados del proceso de identificación. En
este caso, un campo contenía aproximadamente
100 pozos con cortes de agua que oscilaban entre
el 20% y el 90%, mientras que el promedio del
campo era del 60%. A partir del estudio de preselección se obtuvieron los siguientes resultados:
•15 pozos son submarinos, requieren un equipo
para intervenciones y 6 tienen problemas con el
árbol de producción o problemas de pescas en
el pozo, lo cual dificulta las intervenciones.
•De los 85 pozos restantes, 20 presentan problemas de corrosión en las tuberías, lo cual
aumenta el riesgo de intervención.
•De los pozos restantes, 25 tienen un gran
potencial de productividad adicional si se
reduce el corte de agua.
•De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solucionables: filtraciones del revestidor, flujo
detrás de las tuberías, agua en el fondo, capas
con alta permeabilidad sin flujo transversal o
fracturas desde el inyector al productor.
Los resultados identifican los pozos candidatos primarios para pasar a la segunda fase
del proceso de intervención; el desarrollo de un
plan de soluciones.
En esta fase se desarrolla un amplio espectro
de soluciones, que incluyen distintas opciones
mecánicas, de fluidos y de completación. Estas
soluciones están clasificadas de acuerdo con sus
riesgos, costos y beneficios mediante el análisis
de riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA).
Existen soluciones rápidas y que se pagan pronto
y otras de mayor alcance, cuyos costos son más
elevados pero que ofrecen mejores resultados.
Schlumberger trabaja en forma conjunta con el
personal a cargo de la operación para identificar
la opción de tratamiento más efectiva, de menor
riesgo y mayor valor para cada pozo. La solución
escogida para cada pozo se desarrolla totalmente desde una perspectiva ingenieril y se
somete a la consideración y revisión final de los
expertos antes su puesta en práctica.
En el proceso general de selección deberían
incluirse servicios de control del agua relacionados con los tratamientos de superficie (página
52), para maximizar la reducción de costos en
todo el campo. Una solución integrada es a
menudo una combinación de elementos que
incluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas de
superficie. Las instalaciones de superficie pueden
aportar hasta un 25% de la reducción de los costos totales del sistema de manejo del agua.
Problemas a nivel de campo
Tarde o temprano la mayor parte de los campos
petroleros se encuentran bajo un empuje de
agua, ya sea por un tratamiento de recuperación
secundaria mediante la inyección de agua o por
un acuífero natural. Si se desea aumentar en
forma significativa el factor de recuperación se
debe incrementar por lo menos uno de los componentes de dicho factor: la eficiencia del
desplazamiento, la eficiencia del barrido areal o
la eficiencia del barrido vertical. El primero, la eficiencia del desplazamiento, sólo se puede mejorar reduciendo la saturación residual del petróleo
con un surfactante, flujo miscible o esquema
alternativo de agua y gas. El control del agua
mejora la eficiencia del barrido areal o vertical.
Para poder realizar un análisis de barrido de
agua a nivel de un campo es necesario entender la
geología y contar con una adecuada caracterización
del yacimiento. En los inicios de la vida del campo
se sabe bastante poco acerca de la caracterización
del yacimiento, en particular de su heterogeneidad,
pero la información aumenta gradualmente a medi-
Oilfield Review
< Pantalla del programa WaterCASE. En este caso una interfaz del usuario
realiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resultados de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problema
de control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respuestas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdo
con su probabilidad de incidencia. La lógica de la estructura del software
WaterCASE se muestra superpuesta por encima del despliegue de la pantalla.
l
to inicia
mien
Releva
Tipo de
a
problem
ontrol
o de c
d
o
t
é
M
nica
Mecá
do de o
Métaozamient
empl
o
Fluid
a
e tas
uloludmen
c
l
á
C y vo
es
cion
nda
ome
Rec
23. Dake LP: “The Practice of Reservoir Engineering,” in
Developments of Petroleum Science 36. Oxford,
Inglaterra: Elsevier, 1994: 445-450.
Verano de 2000
grandes canales
de disolución causados por el flujo de agua del
subsuelo, que a veces tienen
varios metros de amplitud, y pueden
crear trayectos de alta velocidad para el
flujo, provocando a menudo invasión prematura de agua. Estos se deben considerar como
derivaciones de los problemas de agua inducidos
por fracturas, y el cegado de este tipo de canales
resulta sumamente difícil.
Muchos operadores se resisten a controlar el
agua en forma preventiva antes de que se produzca
una invasión, por lo cual la mayor parte de las
operaciones son de remediación. El control preventivo del agua debería incluir el estrangulamiento de
las zonas con mayor permeabilidad para crear un
barrido más uniforme, lo cual significaría sacrificar
el flujo de fondos en un principio a cambio de un
retorno incierto, debido a que no se tiene un
1,0
Flujo fraccional, corte de agua
da que se obtienen datos de la dinámica de la producción.
En los casos de ambientes
de deposición calmos, como las
áreas marinas poco profundas, a
menudo se encuentran arcillas continuas
que proporcionan un buen aislamiento vertical
entre las capas, por lo cual el aumento del barrido
vertical resulta conveniente. Cualquier problema
existente con las capas inundadas sin flujo transversal se puede corregir fácilmente en el hueco y,
en este ambiente, este problema es más habitual
que el problema de las capas inundadas con flujo
transversal, que resulta más difícil de solucionar.
Las arenas eólicas, que a menudo tienen buen
espesor y buena permeabilidad vertical, presentan
problemas con respecto al control del agua. Puede
existir segregación gravitacional de fluidos, causando invasión de agua en los pozos productores.
En ambientes con deposición fluvial y
deltaica, por lo general, se crean canales de arenas, que pueden variar desde arenas bien apiladas con buena continuidad vertical y horizontal
hasta canales aislados con escasa comunicación.
Dado que en este ambiente pueden producirse
varios tipos de problemas, es importante realizar
una caracterización correcta de las arenas.
Los yacimientos de carbonatos presentan sus
propios problemas, que incluyen frecuentes fracturas naturales que provocan invasión de agua
proveniente de una capa de agua, o a través de
fracturas que conectan los pozos inyectores con
los pozos productores. Por otra parte, pueden existir
conocimiento completo de las heterogeneidades
del yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar el
perfil de producción (y de inyección) por medio de la
estimulación selectiva de las zonas con menor permeabilidad. Esta constituye una opción particularmente atractiva debido a la
posibilidad de utilizar tubería flexible
para emplazar con precisión fracturas
hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento de
las técnicas de perforación horizontal, incluyendo
los pozos con múltiples tramos laterales y las
tuberías flexibles también ofrecen una mayor variedad de soluciones viables para resolver problemas en yacimientos complejos. Sin embargo, es
probable que se mantenga este enfoque predominantemente reactivo respecto del control del agua
y, como consecuencia, de un mejor barrido, hasta
que se logre realizar una caracterización temprana
del yacimiento más precisa.
Tomando como base los datos conocidos, o
incluso una estimación aproximada, del volumen
del yacimiento y la curva de flujo fraccional, se
puede calcular la recuperación esperada,
suponiendo que la producción continúa hasta un
corte de agua dado. Si se compara la recuperación
esperada con la recuperación final indicada por los
gráficos semilogarítmicos de la RAP, se pueden utilizar diagnósticos a nivel de campo para estimar la
eficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP es
menor que la curva de flujo fraccional, quiere decir
que existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la producción de petróleo se acelera, entonces deberá
compensar el valor del retardo supuesto en los
Corte de agua 95%
0,75
A
B
0,5
Saturación de
agua final, 58%
0,25
Saturación de
agua final, 38%
0,0
0
10
20
30
40
Saturación de agua, %
50
60
70
> Pronóstico del flujo fraccional. Las dos curvas de flujo fraccional muestran cómo podría funcionar un
yacimiento de múliples capas bajo diferentes suposiciones. Las dos curvas muestran una gran diferencia
en el valor final de saturación de agua de formación con el mismo corte de agua. Suponiendo que las
capas del yacimiento se inundan de acuerdo con su capacidad de flujo, la Curva A muestra una cantidad
substancial de petróleo que todavía permanece en la formación. Suponiendo que las capas se inundan
desde el fondo hacia la superficie, la Curva B muestra que se puede recuperar casi todo el petróleo.
51
cálculos del valor actual neto; esto es, el valor del
petróleo cuando se produce menos su valor cuando
se hubiera producido. Si el petróleo es incremental,
se puede utilizar el valor de este petróleo incremental para justificar los costos de la operación de
control del agua. El petróleo incremental es a
menudo más valioso que el petróleo acelerado.
Instalaciones de superficie
Las instalaciones de superficie separan el agua
del petróleo y la procesan hasta lograr una
especificación aceptable adecuada para desecharla en el medio ambiente o para reinyectarla
(abajo). El gas se envía a una planta de procesamiento o simplemente se lo quema, mientras que
el petróleo se somete a un proceso de eliminación
de impurezas mediante el cual se quita el agua
del petróleo hasta que su concentración baje al
0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones de
entrega. El agua se reinyecta para su eliminación
y para mantener la presión del yacimiento. En una
instalación típica de tratamiento de agua para
inyección, todas las corrientes de agua de cada
etapa del proceso de separación se someten a un
proceso de eliminación de los restos de petróleo
hasta lograr un nivel compatible con la descarga
al medio ambiente o a la formación receptora, que
por lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En la
etapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50
micrones para quitar los sólidos, lo cual hace que
el agua sea más compatible con la formación
antes de la reinyección.
nibles hoy en día para uso comercial en forma de
una planta de separación en el pozo. El petróleo, el
agua y el gas son separados cerca del cabezal del
pozo y el agua y el gas indeseables se vuelven a
inyectar para mantener la presión del yacimiento,
o bien se los elimina con bombas multifásicas.
Instalaciones de superficie convencionales—
Las instalaciones convencionales de separación
gravitacional pueden ser diseñadas para perfiles
de producción específicos. Dotadas de las
mejores prácticas y tecnologías, las instalaciones
de superficie pueden significar importantes ahorros en el proceso de eliminación del agua
(próxima página). Por ejemplo, la separación centrífuga realizada por Framo Engineering—tecnología derivada de las prácticas de bombeo
multifásico—podría proporcionar en el futuro
inmediato una importante disminución de los
costos operativos y ahorros de capital, ya que
permite reducir la cantidad y el tamaño del
equipamiento y los costos de la inyección de
químicos. La separación centrífuga se podría
extender a la planta de separación en el pozo.
Otras tecnologías específicas utilizadas para
reducir la concentración de agua en el petróleo
hasta niveles sumamente bajos incluyen sistemas de deshidratación, que pueden reducir el
contenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; los
sistemas de ultradeshidratación, que reducen el
agua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finos
para filtrar partículas de detritos, como partículas
de arena de hasta 2 micrones de tamaño.
Los tratamientos químicos incluyen quebradores de emulsión, biocidas, polielectrolitos y
secuestrantes de oxígeno que se agregan al agua
para condicionarla para la reinyección, además
de inhibidores de corrosión y químicos para
combatir las incrustaciones minerales, que se
adicionan para proteger las tuberías y los equipamientos de fondo. Cuando el agua se produce
a altas tasas, los aditivos químicos constituyen
hasta un 20% de los costos de manejo del agua
en la superficie. El equipamiento de superficie y
las instalaciones representan el 80% restante.
En la práctica, las soluciones de superficie
comienzan en el fondo. Una separación parcial
del agua y el petróleo realizada en el fondo del
pozo puede eliminar algunos de los costos de
levantamiento del agua. Como alternativa a la
separación en el fondo y reinyección simultáneas, existe la producción segregada en el
fondo por la cual el agua y los hidrocarburos son
producidos en forma separada, con lo cual se
evita la necesidad de contar con instalaciones de
separación en la superficie. Por último, los
tratamientos químicos, como los quebradores de
emulsión, los químicos para destruir las incrustaciones minerales y los inhibidores de corrosión
inyectados en el fondo pueden preparar los fluidos para poder realizar un tratamiento de superficie eficiente.24
Concepto de planta de separación en el
pozo—Las tecnologías de separación existentes
y el bombeo multifásico se encuentran dispo-
Separación primaria del petróleo/agua/gas
Separación
9%
Inhibidor de
corrosión
Pulido de agua
Polielectrolito
Inhibidor de
incrustación
Petróleo
Biocida
Tanque de
compensación
del agua
producida
Demulsificador
> Instalaciones de superficie típicas y costos
relativos. Las instalaciones para el manejo del
agua en la superficie incluyen separadores primarios de petróleo, agua y gas; sistemas para
remover las impurezas remanentes de petróleo
del agua, sistemas de filtración de sólidos,
además de tratamientos químicos. Estos sistemas permiten garantizar que el agua reinyectada sea compatible con la formación receptora
y que no causará otros problemas, como
depósitos de residuos minerales y corrosión en
el pozo ni daño en el yacimiento. También se
muestran los costos relativos del ciclo del agua
desde el pozo productor (costos de levantamiento de 17%), químicos 13%, costos de
remoción y procesamiento (incluyendo separación 9%; separación de restos de crudo 14% y
filtrado 15%), bombeo 27% y, por último, costos
de reinyección 5%. Las estimaciones del costo
promedio del manejo del agua de 50 centavos
por barril, parten del supuesto de que los campos se encuentran en tierra firme, que los pozos
tienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] de
profundidad, y que producen 1000 bppd [159
m3/d] e inyectan 5000 barriles de agua por día
[795 m3/d].
52
Deshidratador
de petróleo
Separador
Separación de restos de crudo
Productos
químicos 13%
Filtros
Inhibidor de
corrosión
Inhibidor de
incrustación
Bombas de
Pozos de
inyección
inyección
Polielectrolito
Pozo 17%
Biocida
Filtrado
15%
Levantamiento del fluido
Tanque
de agua
filtrada
Separación
de restos de
crudo 14%
Filtrado de agua
Barredor
de oxígeno
Bombeo
27%
Pozo
5%
Inyección de agua
Oilfield Review
A medida que la producción diaria de agua
aumenta en todo el mundo, las instalaciones de
superficie, que originalmente no fueron diseñadas para manejar grandes volúmenes de agua,
se deben reacondicionar con equipamientos
capaces de manejar fracciones mayores de agua
en forma económica. Hoy en día, algunos
yacimientos producen en forma efectiva con un
corte de agua superior al 95%. En yacimientos
bien conocidos, tales mejoras en los servicios de
manejo de agua en las instalaciones de superficie
permiten descubrir reservas recuperables
adicionales.
El proyecto Apertura de LASMO Plc en el
campo Dación de Venezuela constituye un ejemplo de una estrategia de control del agua utilizada para mejorar el aspecto económico de la
producción de petróleo en todo un campo,
reduciendo los cuellos de botella existentes en
las posibilidades de manejo del agua en la superficie. El proyecto administrado por la alianza
LASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998
y comprende tres etapas:
•Completar un mejoramiento intensivo y eliminar
los cuellos de botella en las instalaciones de
superficie para incrementar la capacidad de
procesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178
m3/d] con corte de agua del 50% a 80.000 bpd
[12.712 m3/d] con un corte de agua del 60%, lo
que aumenta la producción de crudo de 10.000
a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m3/d].
•Equipar nuevas instalaciones de producción con
capacidad de procesamiento de 360.000 bpd
[57.204 m3/d] con un corte de agua del 75%,
hasta alcanzar una capacidad de procesamiento
de crudo de 90.000 bppd [14.300 m3/d].
•Reacondicionar el módulo de manejo del agua
en el futuro para incentivar la capacidad de
manejo del agua en el campo maduro y poder
afrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cual
permitiría una fase final de producción
económica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3/d]
y 30.000 bppd.
En este proyecto particular de redesarrollo de
todo un campo, los servicios de control y manejo
del agua han permitido aumentar la explotación
de las reservas al duplicar el factor de recuperación de crudo del 14 al 35%.
Una mirada hacia el futuro
Si bien los objetivos de reducir los costos del
manejo de la producción excesiva de agua y de
descubrir reservas recuperables adicionales en
campos maduros parecen difíciles de alcanzar,
algunos factores positivos ya se encuentran a
Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo
Separador de
primera etapa
Separador de segunda etapa
Separador ciclónico Desgasificador
Medidor de agua
Bomba de petróleo
Válvula de control
del nivel de la interfase
Bomba de agua
Sección transversal del separador ciclónico
Compartimiento
Agua sucia
de agua limpia
Compartimiento
de agua sucia
Compartimiento
de petróleo
Escotilla
Agua limpia
Separación ciclónica
< Limpieza del agua en la superficie. El
petróleo se elimina del agua producida
antes de proceder a su desecho en un río
o en el mar, o antes de reinyectarla en el
yacimiento (arriba). La unidad de separación ciclónica (abajo) se encuentra posicionada aguas abajo con respecto a las
salidas de agua sobre el separador y
aguas arriba del desgasificador. Su función consiste en quitar todo el petróleo
retenido en el agua y reintegrarlo al proceso de separación antes de que el agua
sea enviada al desgasificador.
Exclusión del petróleo
nuestro alcance. Hoy en día, el conocimiento de
los problemas del flujo de agua y sus soluciones
constituyen un componente fundamental dentro
de la ingeniería de yacimientos.
Para poder aprovechar al máximo los elementos disponibles como un primer paso en el
control del agua, se requiere un conocimiento
detallado de los activos, los recursos, las actividades y los costos asociados con el manejo del
agua producida. Pueden entonces surgir oportunidades que permitan reducir los costos de las
prácticas tradicionales y los materiales (químicos) e identificar dónde se podrán controlar en el
futuro los potenciales aumentos de costos. Las
innovaciones técnicas permitirán manejar mayores volúmenes con las instalaciones existentes.
Se debe tener en cuenta el sistema de producción en su totalidad, desde el yacimiento hasta
el punto de transferencia de custodia del
petróleo y el lugar de descanso final del agua. En
la actualidad, muchas compañías operadoras y
empresas de servicios concentran sus programas
de investigación y desarrollo en la construcción
de las herramientas apropiadas para manejar
esta ola de agua producida.
Por último, un enfoque integrado con respecto
al control del agua en todos los pozos, desde el
yacimiento hasta su eliminación (o su reinyección
en el yacimiento para mantener la presión) producirá una reducción de costos en forma inmediata
y a largo plazo. Los servicios integrados de manejo
de agua se visualizan como el factor clave dentro
de la optimización de la producción del yacimiento,
ya que proporcionan los medios para producir
reservas recuperables adicionales. Mientras los
servicios destinados al control del agua serán
responsables de gran parte del progreso futuro,
una planta de separación instalada en el fondo—
construida sobre el concepto de planta de separación en el pozo—permitirá minimizar los costos
de manejo del agua producida y los procesos de las
instalaciones optimizadas podrán convertir los
desechos en un bien utilizable, lo que a su vez contribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sin
embargo, la ganancia real proviene del aumento
potencial de la producción de petróleo.
—RH
24. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y
King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,”
Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.
Verano de 2000
53