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8/8/2019 Control Del Agua p32 53
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Oilfield Review32
Control del agua
Bill Bailey
Mike Crabtree
Jeb Tyrie
Aberdeen, Escocia
Jon Elphick
Cambridge, Inglaterra
Fikri KuchukDubai, Emiratos Arabes Unidos
Christian Romano
Caracas, Venezuela
Leo Roodhart
Shell International Exploration and Production
La Haya, Holanda
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 con-
trol del agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.
Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP AmocoExploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng SengChang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; AlisonGoligher, M ontrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage,
Alaska, EE.UU.; Lisa Sili pigno, Oklahoma City, Oklahoma,EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen.
FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup deGas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta deRegistros de Producc ión), PosiSet , PS PLATFORM(Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramientade Control de Satur ación ), SqueezeCRETE, TPHL (registr ode la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tresfases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL(Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger.Excel es una marc a de M icrosoft Corporation. MaraSEALes una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTreees una marca de Palisade Corporation.
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Petróleo y agua
Agua
Nivel deagua libre
Petróleo, gas y agua
Gas y agua
Nivel depetróleolibre
> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas.La ilustración muestra la distribución de los flui-dos en un yacimiento típico antes de comenzar laproducc ión o la inyección. Por encima del nivel depetróleo libre, la saturación del agua se encuentra
en su valor irreducible. La zona de transiciónentre los niveles de petróleo libre y de agua librese carac teriza por un aumento gradual de la satu-ración de agua hasta alcanzar el 100%. En estazona, tanto el petróleo como el agua son parcial-mente móviles. El espesor de la zona de transicióndepende de factores tales como el tamaño de losporos, la presión capilar y la mojabilidad. Existeuna zona de transic ión entre las capas de hidro-carburos y de agua donde la saturación de agua ypetróleo varían. En general, las rocas de baja per-meabilidad presentan zonas de transic ión demayor espesor.
Verano de 2000 33
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 acom-
pañan a los 75 millones de barriles por día [11,9
millones m3 /d] de petróleo, se podría decir que
muchas compañías se han convertido práctica-
mente en empresas productoras de agua. Dado
que los sistemas de manejo del agua resultan cos-
tosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50
centavos por barril de agua—en un pozo que pro-
duce 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 sec-
tores 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 contac-
to 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 extraepetróleo de un yacimiento, tarde o temprano el
agua proveniente de un acuífero subyacente o de
los pozos inyectores se mezcla y es producida jun-
Si bien el ahorro potencial derivado del control de
agua es importante en sí mismo, tiene más valor e
potencial aumento de la producción y de la recu
peración del crudo.El manejo del ciclo de producción de agua, la
separación de la misma en el fondo o en la superfi
cie 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 de
agua para detectar problemas de agua; la simula
ción de yacimientos para caracterizar el flujo y di
versas tecnologías para eliminar los problemas de
agua, tales como separación e inyección en el fon
do, cegado químico y mecánico, y separación de
agua e instalaciones de producción de superficie.
Este artículo aborda el tema de la detección yel 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 reali
zan para identificar estos tipos de problemas y, po
último, se examinan los diversos tratamientos y
soluciones. Mediante estudios de casos se mues
tran aplicaciones en pozos individuales, a nivel de
campo y en instalaciones de superficie.
P e t r ó l e o
y
a g u a
P e t
r ó l e
o s e c o
A g
u a
Procesamiento
Demulsificadores/corrosi ón
Descongestionamiento de
la instalación
Tratamiento
Limpieza
Desecho
Cegado del agua
Control de incrustaciones e hidratos
Inhibidores de la corrosión
Modificación del perfil
de los fluidos
Desviación del agua
Monitoreo del fluido
Tratamientos con gelesModificadores de la
permeabilidad
Remoción del daño
> Ciclo del agua. El trans-porte del agua a travésdel campo comienza conel flujo en el yacimiento,prosigue con la produc-ción y luego con suprocesamiento en lasuperfic ie. Por último, elagua se desecha en lasuperficie o se inyectapara su eliminación opara mantener la presión
del yacimiento.
to con el petróleo. Este flujo de agua a través de un
yacimiento, que luego invade la tuberí a de produc-
ción y las instalaciones de procesamiento en la su-
perficie y, por último, se extrae y se desecha, o biense 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 cos-
tos operativos y aumentar la producción de hidrocar-
buros 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, elmétodo 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 elimi-
nación 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.
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Orígenes del agua
El agua se encuentra presente en todos los campos
petroleros y es el fluido más abundante en el cam-
po.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 inyec-
tor o de un acuí fero activo que contribuye al barri-
do del petróleo del yacimiento. El manejo de este
tipo de agua es una parte fundamental del manejo
del yacimiento y puede constituir un factor deter-
minante 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 l í mite 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 delagua 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 deter-
minado por la tendencia natural de mezcla que
provoca el aumento gradual de la relación
agua/petróleo (próxima página, arriba).
34 Oilfield Review
Levantamiento
Separación
de agua libre
Eliminación de
restos de crudo
Filtrado
Bombeo
Inyección
Inversiones/Gastos
Consumos
Inversiones/Gastos
Consumos
Productos quí micos
Inversiones/Gastos
Productos quí micos
Inversiones/Gastos
Consumos
Inversiones/Gastos
ConsumosInversiones/Gastos
Costo total/bbl
Total de productos quí micos
Total de consumos
Total de pozos
Instalaciones de superficie
$0,044
$0,050
$0,087
$0,002
$0,034
$0,147
$0,040
$0,147
$0,012
$0,207
$0,033$0,030
$0,842
$0,074
$0,102
$0,074
$0,589
5,28%
6,38%
10,36%
0,30%
4,09%
17,56%
4,81%
17,47%
1,48%
24,66%
3,99%3,62%
100%
8,90%
12,16%
8,89%
70,05%
$0,044
$0,054
$0,046
$0,003
$0,034
$0,073
$0,041
$0,068
$0,010
$0,122
$0,034$0,030
$0,559
$0,075
$0,010
$0,075
$0,309
7,95%
9,62%
8,27%
0,45%
6,16%
12,99%
7,25%
12,18%
1,79%
21,89%
6,01%5,45%
100%
13,41%
17,87%
13,40%
55,33%
$0,044
$0,054
$0,035
$0,003
$0,034
$0,056
$0,041
$0,047
$0,010
$0,091
$0,034$0,030
$0,478
$0,075
$0,100
$0,075
$0,227
9,29%
11,24%
7,24%
0,52%
7,20%
11,64%
8,47%
9,85%
2,09%
19,06%
7,03%6,37%
100%
15,67%
20,88%
15,66%
47,80%
$0,044
$0,054
$0,030
$0,003
$0,034
$0,046
$0,041
$0,030
$0,010
$0,079
$0,034$0,030
$0,434
$0,075
$0,100
$0,075
$0,184
10,25%
12,40%
6,82%
0,58%
7,94%
10,58%
9,34%
6,87%
2,31%
18,15%
7,75%7,02%
100%
17,28%
23,03%
17,27%
42,41%
$0,044
$0,054
$0,049
$0,003
$0,034
$0,081
$0,041
$0,073
$0,011
$0,125
$0,034$0,030
$0,578
$0,075
$0,101
$0,075
$0,328
7,69%
9,30%
8,55%
0,43%
5,95%
13,92%
7,00%
12,63%
1,84%
21,61%
5,81%5,27%
100%
12,96%
17,38%
12,95%
56,71%
20.000 bpd 50.000 bpd 100.000 bpd 200.000 bpd Promedio
Procesamiento en la superficie Pozos productores Pozos inyectores
Separación de agua libre 0,0025 kw/bbl
Levantamiento 1,92 kw/bbl
Inyección 1,2 kw/bbl
Costo $0,028 por kw-hr
Un pozo de 7000 pies
Recompletación
Total 1 pozo
Costo por agua
Producción total
Agua total
Costo de levantamiento del agua
$1.000.000,00
$300.000
$1.600.000,00
$400.000,00
1.000.000
9.000.000
$0,04
Perforar y completar
Por completación
3 Completaciones
bbl @ 90% corte de agua
bbl @ 90% corte de agua
$/bbl
Un pozo de 7000 pies
Recompletación
Total 1 pozo
Total inyectado
Costo de
inyección de agua
$600.000,00
$200.000
$1.000.000,00
32.850.000
$0,03
Perforar y completar
Por completación
3 Completaciones
3 Completaciones
$/bbl
> Costo del cic lo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barri l, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, con-sumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de c rudo, filtrado, bombeo e inyecc ión para nive-les de produc ción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3 /d].
1.0
0
R A P
RAP - Lí mite económico
Recuperación adicional
Producción de petróleo, bbl
A
B
C
D
> Control del agua para aumentar la product ividad del pozo y las reservas poten-ciales. Como ocurre en la mayoría de los pozos maduros, la relación agua/petróleo(RAP) aumenta con la producc ión (A) debido al aumento de la cantidad de agua.Finalmente, el costo del manejo del agua se acerca al valor de la producción depetróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología delcontrol del agua reducen la producc ión de agua del pozo (C), lo cual permitecontinuar la producción económica de c rudo. El control del agua trae aparejado elincremento de la recuperación económica del pozo (D).
Otra forma de producción de agua aceptable
proviene de las lí neas 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
flujo del inyector se puede caracterizar como una
serie infinita de lí neas de flujo; la más corta es una
lí nea recta entre el inyector y el productor, mien-
tras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo
desde el inyector al productor. La invasión de agua
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Verano de 2000 35
ocurre en un primer momento en la lí nea de flujo
más corta, mientras el petróleo todaví a se produce
de las lí neas de flujo más lentas. Esta agua se
debe considerar aceptable, ya que no es posible
cegar determinadas lí neas de flujo mientras se
permite la producción de otras.
Dado que el agua buena, por definición, pro-
duce petróleo junto con ella, se deberí a tratar de
maximizar su producción. Para reducir los costos
implí citos, el agua deberí a eliminarse tan pronto
como fuese posible; en forma ideal mediante un
separador de fondo (abajo a la derecha). Estos
dispositivos, junto con las bombas electrosumergi-
bles, 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 artí culo 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 depetróleo no es suficiente para compensar el costo
asociado con el manejo del agua, es decir, es agua
producida por encima del lí mite 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 artí culo es
simple—ya que existen muchas variaciones y
combinaciones posibles—pero resulta útil como
base de una terminologí a común.4
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 J L, Ramanan S y
Banerji S: “ Water Watching,” Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; yKuchuk F y Sengul M: “ The Challenge of Wat er Control,”Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22,1999): 24-43.
3. La relación agua/petró leo (RAP) se obtiene dividiendo latasa de producción de agua por la tasa de producción depetróleo y puede oscilar entre 0 (100% petróleo) e infinito(100% agua). También se util izan habitualmente los térmi-nos ‘corte de agua’ o ‘flujo fr accional de agua’ definidoscomo la tasa de producción de agua dividida por la tasatotal de producción, expresadas en porcentaje o fracc ión,respectivamente. La correspondencia entre estas medi-ciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, unaRAP de 1 implica un c orte de agua de 50%). El límite ec o-nómico de la RAP es la RAP a la cual el costo del trata-miento y eliminación del agua es igual a las gananciasderivadas del petróleo. La producción por encima de estelímite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puedeaproximar por la ganancia neta obtenida de producir unaunidad adicional de volumen de petróleo, dividida por elcosto de una unidad adicional de volumen de agua.
4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water ProblemTypes,” pr esentado en la Conferencia de la RedEducativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anualsobre M odificación Concordante del Yacimiento, Cegadodel Agua y e l Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8,1997.
Inyector
I n c r e m e n t o d e l t i e m p o
Contacto agua-petróleo Productor
Petróleo y agua
Sólo agua
Sólo petróleo
Sólo petróleo
> Agua buena y agua mala. El agua buena necesita ser producida junto con elpetróleo y no se puede cegar sin cegar el flujo de hidrocarburos. La separaciónen el fondo puede ser una solución. El agua mala no ayuda a la producción yprovoca la disminución de la presión.
Inyector
Productor
A g u a
P e t r ó
l e o
P e t r ó
l e o
A g u a
< Simulación del flujo de agua en un yacimiento.El software de simulación de yacimientosFrontSim resulta ideal para demostrar lo queocurre con los fluidos dentro de un yacimiento.Las líneas de flujo representan el flujo de aguadesde el inyector al productor. El simulador
requiere información geológica, estructural y relativa a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrantede un esquema uniforme de inyección de cincopuntos donde el agua proveniente de la línea deflujo más directa es la primera en invadir el pro-ductor. El agua de estas líneas de flujo se consi-dera buena, ya que no se podría cegar s in dis-minuir la producción de petróleo.
Zona deproducción
Zona deinyección
Petróleo
Agua
Entrada defluido delyacimiento
Salida depetróleo yalgo de agua
Salida deagua
> Separador de fondo. La separación del agua en el fondo reduce los costos delevantamiento del agua excedente. Los separadores más comunes tienen un 50%de eficiencia. El agua excedente se inyecta en otra formación.
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Problemas del aguaLos diez tipos básicos de problemas comprenden
desde los más fáciles de resolver hasta los más
difí ciles.
Filtraciones en el revestidor, tuberías de pro-
ducción o empacadores —Las filtraciones a través
del revestidor, la tuberí a 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 fundamen-
talmente de la configuración del pozo. Los regis-
tros 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 nece-
sario 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, puedenidentificar 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 tecnologí a 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 acuí feras con
zonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estos
canales permiten que el agua fluya por detrás delrevestidor e invada el espacio anular. Una causa
secundaria puede ser la creación de un ‘vací o’
detrás del revestidor cuando se produce arena.
Este flujo de agua se puede detectar mediante los
registros de temperatura o los registros WFL basa-
dos en la activación del oxí geno. La solución prin-
cipal consiste en el uso de fluidos de cegado, que
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 tuberí a flexible.
Contacto agua-petróleo dinámico —Si un con-
tacto agua-petróleo uniforme asciende hacia una
zona abierta de un pozo durante la producción nor-
mal por empuje de agua, puede existir producción
de agua indeseada (abajo a la derecha). Esto
ocurre en aquellos lugares donde existe una per-
meabilidad vertical muy baja. Dado que el área de
flujo es extensa y que el contacto asciende lenta-
mente, puede incluso ocurrir en casos en que las
permeabilidades verticales intrí nsecas son suma-
mente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con
mayores permeabilidades verticales (K v > 0,01 K h ),
es más probable encontrar conificación de agua y
otros problemas que se describen más adelante.
En realidad, si bien este tipo de problema podr í a
considerarse como un subgrupo dentro de la conifi-cación, 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 nece-
sario realizar un segundo tratamiento. En los pozosverticales, este problema es el primero que supera
los lí mites del ambiente local del hueco dentro del
sistema de clasificación utilizado en ese artí culo.
En los pozos horizontales, cualquier solución
que se aplique en las cercaní as del hueco se debe
extender bastante en todas las direcciones con
respecto al intervalo productor de agua para
impedir que el flujo de agua horizontal supere los
lí mites del tratamiento y retardar la consiguiente
invasión de agua. Como alternativa, se puede con-
siderar 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 pro-
blema habitual en la producción proveniente de
capas múltiples se produce cuando una zona dealta 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 acuí fero 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 deflui-
dos de cegado rí gidos 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
tuberí a flexible—o utilizar un sistema de cegado
mecánico depende de si se conoce cuál es elintervalo inundado. En este caso se pueden
emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla
más adelante, para evitar el costo de obtener re-
gistros y seleccionar el emplazamiento. La ausen-
cia 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 proble-
ma. 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 fall as 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 confir-
mar mediante el uso de trazadores radioactivos y
36 Oilfield Review
Inyector Productor
> Filtraciones en el revestidor,en la tubería de producción oen el empacador.
> Flujo detrás del revestidor. > Contacto agua-petróleodinámico.
> Capa inundada sin flujo transversal entre lascapas.
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Verano de 2000 37
pruebas de presión transitoria.6 También se
pueden utilizar registros de trazadores para cuan-
tificar el volumen de las fracturas, valor que se uti-
liza para el diseño del tratamiento. La inyección de
un gel en el pozo inyector puede reducir la produc-
ción de agua sin afectar la producción de petróleo
de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reti-
culados, podrí a 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 con-
siste en cegar la producción de agua.
Los pozos que presentan fracturas o fallas se-
veras 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 proble-
mas consiguientes de producción de agua y ba-
rrido 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 con-
ductoras 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
ser lo suficientemente grandes para cegar las frac-
turas a una distancia considerable del pozo.
Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuen-
tra con tres dificultades. En primer lugar, es difí cil
determinar el volumen del tratamiento porque se
desconoce el volumen de la fractura. En segundo
lugar, como el tratamiento puede cegar las frac-
turas productoras de petróleo, conviene efectuar
un tratamiento con sobredesplazamiento paramantener la productividad cerca del hueco. Por
último, si se utiliza un fluido gelificado, éste
deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno pos-
terior 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 pro-
blema y el medio circundante y resulta más fácil
aplicar las soluciones adecuadas, como por ejem-
plo, los fluidos de cegado.En muchos yacimientos de carbonatos, las
fracturas suelen ser casi verticales y tienden a
ocurrir en grupos separados por grandes distan-
cias, en especial en las zonas dolomí ticas cerra-
das, por lo cual es poco probable que estas
fracturas intercepten un hueco vertical. Sin
embargo, estas fracturas se observan con frecuen-
cia en pozos horizontales donde la producción de
agua a menudo ocurre a través de fallas conduc-
toras o fracturas que interceptan un acuí fero
(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 grantamaño en una roca.
Inyector
Productor
Falla
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).
> Conificación o formación de cúspide.
el bombeo de un fluido gelificado puede servi
para solucionar este problema.
Conificación o formación de cúspide
(cusping)—En un pozo vertical se produce conifi
cación cuando existe un CAP cerca de los disparos
en una formación cuya permeabilidad vertical es
relativamente elevada (abajo). La tasa crí tica de
conificación, que es la tasa máxima a la cual se
puede producir petróleo sin producir agua poconificación, a menudo es demasiado baja para
que resulte económica. En algunos casos, se pro
pone colocar una capa de gel por encima del con-
tacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo
este método difí cilmente podrá detener la conifi
cación, ya que se necesita un gran volumen de ge
para provocar una reducción significativa de la
RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crí tica de
conificación, se necesita un radio gelificado efec
tivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo
resulta difí cil colocar un gel en forma económica
tan adentro de la formación. Cuando se realizan
tratamientos de menor volumen, por lo general, seproduce 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 con
veniente consiste en perforar uno o más huecos
laterales de drenaje cerca del tope de la forma
ción para aprovechar la mayor distancia con
respecto al CAP y la disminución de la caí da de
presión, que reducen el efecto de conificación.
En los pozos horizontales, este problema se
puede asociar con la formación de una duna (dun
ing) o de una cúspide. En dichos pozos, puede se
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.
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Barrido areal deficiente —Muchas veces el
agua marginal o subyacente de un acuí fero o de un
pozo inyector de agua en una zona productiva,
provoca un barrido areal deficiente (derecha). Por
lo general, la anisotropí a 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 volu-
men o una inyección continua de un elemento vis-
coso, 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 barri-
do areal deficiente. También puede suceder que el
agua invada sólo una parte del pozo simplemente
debido a su proximidad horizontal a la fuente deagua. En cualquiera de los dos casos, es posible
controlar el agua por medio del cegado en las cer-
caní as 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 acuí fero o de un
proceso de recuperación secundaria por inyecciónde agua, se escurre hacia abajo en la formación
permeable y barre sólo la parte inferior del yaci-
miento. 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
en la base de la formación. Cualquier tratamiento
realizado en el inyector con el fin de cegar los dis-
paros 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 conifi-cación local y, como ocurrió en el caso de conifi-
cación descripto anteriormente, es poco probable
que los tratamientos con geles produzcan resulta-
dos duraderos. Los tramos laterales de drenaje
pueden resultar efectivos para alcanzar al hidro-
carburo no barrido y los fluidos de inyección vis-
cosos 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 cr í tica 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
38 Oilfield Review
de que no existe una barrera para detener el flujo
en el yacimiento. En estos casos, los intentos rea-
lizados 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 pro-
blemas. Cuando no existe flujo transversal, el
problema se puede solucionar fácilmente, mien-
tras que cuando existe flujo transversal es menos
probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin
embargo, en casos aislados, puede ser posible co-
locar un gel muy penetrante en forma económica
en la capa permeable ladrona, siempre que ésta
sea delgada y tenga alta permeabilidad compara-
da con la zona de petróleo. Aún bajo estas condi-
ciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es
necesario realizar una cuidadosa operación de
ingenierí a. 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 unasola capa no son proclives a este tipo de proble-
ma. Si un pozo sumamente inclinado está comple-
tado 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 cercaní as
del mismo. En el caso de los dos problemas si-
guientes—fracturas entre inyectores y produc-
tores, o fracturas de una capa de agua—es
necesario colocar geles muy penetrantes en las
fracturas o las fallas. Los cuatro últimos proble-mas 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
deberí a comenzar por aplicar las tecnologí as com-
probadas en los primeros seis tipos de problemas.
Inyector Productor Inyector Productor
> Barrido areal deficiente.
> Capa con segregación gravitacional. > Capa inundada con flujo transversal.
A c u
í f e r o
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Petróleo acumulado, bbl
RAP-Lí mite económico
L o g a r i t m o d e l a R A P
> Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendenciaascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si laRAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producidoacumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el aguaproducida se considera agua aceptable.
Verano de 2000 39
Técnicas de diagnóstico para elcontrol del aguaEn 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 apli-
cación de soluciones inapropiadas. Esto queda
demostrado con la gran cantidad de trabajos téc-
nicos en los que se describen los tratamientos y
los resultados con poca o ninguna referencia a la
geologí a, 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 podrí an necesitar
un sistema de control del agua
• para determinar el problema de agua de manera
que se pueda seleccionar un método de controladecuado
• 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
analí ticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones
agua/petróleo, los datos de producción y las
mediciones de los registros.
Gráfico de recuperación —El grafico de recu-
peración es un gráfico semilogarí tmico de la RAP
con respecto a la producción acumulada de
petróleo (arriba). La tendencia de producción sepuede extrapolar al lí mite económico de la RAP
para determinar la producción de petróleo que se
obtendrá si no se toma ninguna medida para con-
trolar 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 deberí a
considerar alguna medida de reparación.
Gráfico de la historia de producción —Este
gráfico es un gráfico doble logarí tmico de tasas de
petróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a la
izquierda). Por lo general, los pozos en los queconviene 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 semilogarí tmico de la tasa de produc
ción de petróleo con respecto al petróleo acumu
lado (abajo a la derecha). El agotamiento norma
produce una curva cuya tendencia es rectilí nea
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.
1000
100
10
T a s a d e p r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o y a g u a ,
b p d
1
0,112080.000 100.00060.0000 20.000 40.000
Petróleo acumulado, bbl
Agua
Petróleo
> Curva de declinación. Cualquier cambio brusco en la pendiente dela típica recta de declinación de la tasa de producc ión de petróleo,constituye una advertencia de que el exceso de agua, junto con otroproblemas, pueden estar afectando la producción normal.
10.000
1.000
0
100
10
1
0,1
Tiempo, dí as
B a r r i l e s p o r d í a
10 100 10.0001.000
Tasa del flujo de agua
Tasa del flujo de petróleo
> Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de aguay petróleo con respecto al t iempo puede resultar útil para identific ar losproblemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique unaumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podríanecesitar un t ratamiento de remediación.
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http://slidepdf.com/reader/full/control-del-agua-p32-53 9/22
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 solu-
ción 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 compañí a
que opera en el Mar del Norte. Se trata de un
yacimiento de medianas dimensiones con una
estructura costera de energí a entre moderada y
alta que habí a sido altamente bioturbado, lo cual
provocó grandes variaciones de la permeabilidad
(próxima página, arriba a la izquierda). No existí a
ninguna barrera significativa de lutitas, y el
yacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzaba
suavemente hacia un acuí fero desde X180 hasta
X290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes delyacimiento estaban delimitados por fallas sellan-
tes 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 en-
contró 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 permeabili-
dad 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 deinvasión [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 espe-
sor de las capas se podrí an 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 delimpacto de la bioturbación puede ayudar a
explicar este fenómeno. Es probable que exista
cierta comunicación entre las capas de alta per-
40 Oilfield Review
7. Chan KS: “ Water Control Diagnostic Plots,” artículo de laSPE 30775, presentado en la Conferencia y ExhibiciónAnual de l a 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 Water-floods,” SPE Journal 4, no. 4 (Dic iembre de 1999): 413-424.
100
10
1,0
0,1
R A P
R A P
100
10
1
0,0001
0,1
0,01
0,001
R A P
100
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0,0001
10.0001.000100
Tiempo, dí as
101
0,1
0,01
0,001
RAP
RAP
RAP'
RAP'
RAP
> Perfiles de los gráfic os de diagnóstico que caracterizan los mecanismos deinvasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incre-mento 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 cualquiermomento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo gene-ral muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de unalínea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una formaescalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Unaumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana enla vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendien-te de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva dela RAP comienza a semejarse a la del fl ujo marginal. La magnitud de la pen-diente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.
Gráficos de diagnóstico —Para determinar el
tipo de problema específico estableciendo com-
paraciones con los esquemas de comportamiento
conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico
doble logarí tmico 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-
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Verano de 2000 41
meabilidad, así como también es posible que
exista comunicación vertical dentro de la zona de
baja permeabilidad restante. Cualquier intento
realizado en las cercaní as del hueco para contro-
lar el agua proveniente de las capas de alta per-
meabilidad dependerá del aislamiento vertical
sobre un área de gran extensión entre las reservas
restantes por encima de los X670 pies y las capas
inundadas que se encuentran por debajo. Esto se
puede confirmar con las mediciones de las pre-
siones 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 histo-
ria de producción de la mayorí a de los pozos
incluye perí odos de estrangulación o cierre. E
análisis de la RAP fluctuante puede proporciona
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 de
tiempo geológico pero, por cierto, pueden se
inducidos durante la producción.
En un pozo del Medio Oriente que presentaba
una tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3
de agua por dí a y 400 barriles [64 m3] de petróleo
por dí a después de cada cierre (arriba a la dere
cha), estas tasas se invirtieron después de algunos
dí as 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 habí a sido
inundado. En los pozos en los que la fuente de
agua se encuentra a una presión superior que e
petróleo, el estrangulamiento del pozo provoca un
aumento de la RAP. La prueba de estrangulamiento
constituye un método de diagnóstico útil para dis
tinguir 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 tér
mino con varios tamaños de orificios. La presiónse debe monitorear junto con la RAP desde un
separador o, mejor aún, con un medidor de flujo
trifásico, para determinar con precisión los cam
bios ocurridos en la RAP en función de la caí da 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 convendrí a realizarlo en
las primeras etapas de la vida del pozo.
X590
X680
X770
X860
X950300025002000150010005000
P r o f u n d i d a d m e d i d a ,
p i e s
Permeabilidad horizontal, mD
Hoyo
Disparos
> 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 c apas de alta permea-bilidad. El pozo fue abierto al flujo en la sección media del yacimiento.
10
1,0
0,1
0,01
0,0011000 2000 3000 4000 5000
Tiempo de producción, dí as
R A P
1
2 3
4
> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos men-suales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspon-
diente a un cambio repentino de la saturac ión de agua en el frente deinundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa demayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100días, comportamiento típico del fl ujo marginal. La entrada de agua seestabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra práct i-camente inundada, lo cual l leva a una RAP constante. Este valor sugiereque la primera c apa que invade contribuye aproximadamente el 14% delproducto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la forma-ción para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), lainvasión de agua se ve a través de las capas interestratifi cadas de altapermeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasiónporque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, laRAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del productopermeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inun-dada. El último aumento (punto 4) representa la invasión fi nal de lascapas de alta permeabilidad restantes.
14.000 1,8
1,6
1,4
1,2
1,0
0,8
0,6
0,4
0,2
0,0
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0 200 400 600 800 1000
T a s a d e l í q u i d o t o t a l , b p d
Tiempo, dí as
RAP
Tasa de lí quido
> Tasas de producción durante el estrangulamiento. Los datos deproducción durante el período de estrangulamiento en un pozo delMedio Oriente muestran que el estrangulamiento de la tasa deproducc ión en un 50% provoca un gran aumento de la RAP.
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3000
2000
1000
0
P r e s i ó n d e f l u e n c i a ,
l p c
Tasa de flujo, bpd
1000 2000 3000 4000
Petróleo Agua Tasa de flujo total
Agua
Petróleo
100 mD, 4 pies
20 mD, 20 pies
Análisis NODAL—El diseño de un sistema de
producción depende del rendimiento combinado
del yacimiento y la tuberí a de fondo o sistema de
‘plomerí a’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidades
de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo
provenientes del yacimiento dependen de la caí da
de presión en el sistema de tuberí as, y la caí da de
presión depende de la cantidad de cada fluido que
corre por la tuberí a. 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 fluen-
cia junto al de las tuberí as asociadas con el mismo,
se conoce como análisis NODAL y se utiliza con fre-
cuencia 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 de-
terminar la ubicación de zonas de resistencia exce-
siva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de
presión en los sistemas de tuberí as. Por otra parte,
también es posible determinar el efecto que produ-ce el cambio de cualquiera de los componentes del
sistema sobre las tasas de producción.10 Por ejem-
plo, habitualmente se cree que el estrangulamien-
to de un pozo que produce agua servirá para reducir
el corte de agua. Esto sucede por cierto en los ca-
sos de conificación convencional, pero en otros
casos, depende del tipo de problema, así como
también de las presiones del yacimiento. Por ejem-
plo, si un pozo se cierra por un perí odo de tiempo
prolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuel-
ve a poner en funcionamiento) dependerá del pro-
blema de agua y de las presiones involucradas.
En el Mar del Norte, un pozo productor de pe-tróleo 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 acuí fero. El
pozo producí a 29.000 bpd [4608 m3 /d] con un corte
de agua del 90%. Un registro de producción recien-
te realizado en este pozo muestra un significativo
flujo transversal en condiciones de cierre, desde las
capas inferiores hacia la capa superior, la que posi-
blemente 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 predic-
ciones 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 metodologí a
estándar para simular las respuestas de los pozos,
en este caso hay que considerar dos factores
importantes. En primer lugar, la necesidad de cali-
brar las respuestas de flujo calculadas frente al
agresivo flujo transversal observado en condi-
ciones 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 bá-sica de modelos de pozos requerí a un estudio de
desviación detallado, las propiedades de presión,
volumen y temperatura (PVT), las caracterí sticas
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 incer-
tidumbres en la continuidad de las barreras depermeabilidad, lo cual hizo disminuir la con-
fianza 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.
•Selección de la correlación —Se realizó una
comparación de la correlación del flujo multi-
fásico 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 medicio-
nes de la herramienta PLT, lo cual permitió eva-
luar el factor de daño de cada capa. El proceso
requerí a utilizar un sistema de prueba y error, en
el cual las estimaciones aproximadas (a partir de
pruebas anteriores) del í ndice 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 —Serepitió este proceso para condiciones de fluen-
cia y se analizaron varias tasas de producción. El
proceso se puede acelerar si se cierran todas las
capas productoras menos una, en forma suce-
siva. El í ndice 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 consistí aen cegar completamente toda la producción
proveniente de la capa más profunda, Capa 5
(próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas
42 Oilfield Review
9. Elphick J: “NODAL Analysis Show s Increased OilProduction Following Water Shutoff,” presentado en laConferencia de la Red Educativa de la 2da. ConferenciaInternacional Anual sobre Modificación Concordantedel Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston,Texas, EE.UU., Agost o 19-21, 1996.
10. Beggs HD: Production Optimization Using NODALAnalysis . Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications,Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991.
11. Un ángulo de cambio determina cuando las c orrelacio-nes multifásicas verticales deberían ser reemplazadas
por corr elaciones horizontales. Es importante tener encuenta que no existe ninguna correlación en la literatu-ra entre el fl ujo multifásico y la caída de presión queresulte adecuada para todos los ángulos de inclinaci ón.
12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “ Horizontal Wel lPerformance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,”artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica 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, HorkowitzJ, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D yMartin A: “ Keeping Producing Wells Healthy,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 30-47.
> Análisis NODAL multi-capa. El modelo de pozo
(gráfico inserto) utilizadopara el análisi s NODALtiene dos capas, cada unacon diferente espesor ydistinta permeabilidad. Elanálisis multicapa mues-tra las tasas de flujo indi-vidual y total de las capasde petróleo y agua a medi-da que se producen enconjunto y a diferentespresiones.
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C a p a s
Tasas de flujo por zonas, bpd
-6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000
Opción 1 petróleo
Opción 1 aguaL1
L2
L3
L4
Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)
C a p a s
Tasas de flujo por zonas, bpd
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 800
Opción 2 petróleo
Opción 2 agua
L3
L4
Opción 2 ( Cierre de las Capas 1, 2, y 5)
> El análisis NODAL permite predec ir l os beneficios del contr ol del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5con 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) pro-duciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211 m 3 /d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la pro-ducc ión de 1647 bppd [262 m3 /d]. La segunda opción es más costosa y probablemente requiera la coloc ación de un t apón para aislar la Capa 5, además decementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.
Verano de 2000 43
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 dismi-
nuirí a de 26.510 a 12.742 barriles por dí a [4212 a
2025 m3 /d]. La segunda opción implicarí a sellar las
Capas 1, 2 y 5, que no producí an 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 com-
portamiento corriente y el pronosticado a partir del
cierre de una o más capas.
Los datos de los registros de producción de-mostraron que el agua provení a de todas las capas
superiores excepto de una. La mayor parte del
agua no deseada se originaba en la capa más pro-
funda. Debido a las presiones reducidas de la for-mación, la capa superior estaba robando una
pequeña cantidad de petróleo y de agua que se
producí a más abajo. De acuerdo con lo esperado,
los volúmenes de lí quido que ingresaban en la
zona ladrona disminuí an a medida que aumentaba
la producción. Frente a las altas tasas de produc-
ción 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 completa-
mente aislada.
Registros de producción —Los registros de pro-
ducción precisos, como los que ofrecen las medi-ciones de los Servicios de Producción de la
Plataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua
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 horizonta
les.13 A partir de la adición de los nuevos sensores
ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones lo
cales 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 re
gistros de producción confiables y precisos, en par
ticular 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
gasí fera pequeña que producí a agua en forma
excesiva después de un perí odo corto de
producción. En este pozo, se suponí a que la fuente
más probable del agua no aceptable era agua
marginal proveniente del acuí fero inferior. Si e
agua marginal ingresaba en el talón (heel) de
pozo, una solución económica serí a correr unatuberí a flexible en el pozo y cementar la porción
alrededor del talón, dejando la tuberí a flexible en
el lugar para permitir la producción de la punta
(toe) del pozo. Esto dilatarí a la posterio
producción de agua hasta que el agua avanzara
hasta superar el tapón de cemento. Sin embargo
si el agua provení a de la punta del pozo se podr í a
cementar la porción inferior del mismo utilizando
tuberí a flexible y un empacador en la malla. Una
tercera posibilidad era que el agua ingresara des
de el centro del pozo, con lo cual serí a difí cil aisla
la entrada de agua y continuar la producción des
de la punta y el talón del pozo. El operador necesitaba conocer el punto exacto de ingreso del agua
para realizar las operaciones correspondientes.
C a p a s
Tasas de flujo por zonas, bpd
-5.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000
Petróleo calculado
Agua calculada
Petróleo medido
Agua medida
L1
L2
L3
L4
L5
> Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barrasazules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo depetróleo computado a partir de los registros de producción. Los c írculos repre-sentan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran total -mente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican lastasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferiora la presión dinámica de fluencia.
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X100
X200
X300
Profundidad, pies
Canal
Disparos
Canal
El programa de perfilaje incluyó la configu-ración 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 tuberí a flexible. Las mediciones
de las herramientas GHOST y FloView y la veloci-
dad 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 re-
gistro WFL se combinan con las mediciones del
holdup de las herramientas GHOST y TPHL paracalcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En es-
te 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 mi-
tad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450
pies]. Dado que la mayor parte del gas proven í a de
la punta del pozo, el operador decidió continuar la
producción sin realizar ninguna intervenciónadicional.
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 revesti-
dor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en Nueva
México que producí a 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.
Diagnósticos especiales para lacomunicación verticalEl 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 localcon variaciones de presión transitorias entre las
capas cuando se los somete a una prueba de
estrangulamiento. Como resultado de ello se pro-
44 Oilfield Review
14. Hegeman P y Pelissier-Combescure J: “ ProductionLogging 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 Ar eal and Vertical Sweep and ReservoirPressure in the Ghawar Field using Multiprobe WirelineFormation Tester,” artículo de l a SPE 48956, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.
16. Crombie A, Halford F, Hashem M, M cNeal R, Thomas EC,Melbourne G y M ullins OC: “ Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.
Profundi-dad
medida,pies
X200
X300
X400
X500
X600
Desv.> 90°Gas
Agua
TPHL TPHL
Profun. vertical verdaderapiesX070 X055
Gas
GHOST
Holdup1 0
Agua
Perfil del agua
WFLTasa del flujo
de agua
1 0
Desviación
Rayos GammaAPI20 70
85 95GradosWFL
Velocidaddel agua
pies/min0 500
Perfil del gas
Tasa delflujo de gas
bpd bpd0 1200 0 25.000
Gas
Holdup
Agua
Entradade agua
Entradade agua
> Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviacióndel hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se obser-va en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOSTidentifi can c laramente el agua que penetra la secc ión horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En lapista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anu-lar, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes decada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil seobserva un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por enc ima de X350. Lapista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad delagua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene unperfil de la tasa de flujo de agua a parti r del holdup del TPHL y la veloc idad del WFL. La pista 8 contiene elperfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó util izando los datos de holdup de la herramienta GHOST.
> Un canal que produce agua. La imagen delcemento en el espacio anular detrás del revestidorpermitió identificar un canal de agua. Las imáge-nes obtenidas con la herramienta de ImágenesUltrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempode tránsito en la pista 2—confirman que existe ungran canal abierto en el espacio anular cementa-do detrás del revestidor, justo por encima de losdisparos.
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Verano de 2000 45
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 herra-
mienta 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 sepa-
rada 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 flujotransversal 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, constituirí a un signo evidente de
presión diferencial entre las capas aisladas.
Prueba de estrangulamiento —Las pruebas de
estrangulamiento o los datos de producción
X100
X000
5200 5400 5600 5800 6000 6200 6400
X300
P r o f u n d i d a d ,
p i e s
Presión, lpc
X500
X700
X400
X600
X200 JurásicoSuperior
Tarbut
Ness
Etive
Rannoch
Formaciones
Presionesactuales delyacimiento
Presionesiniciales delyacimiento
> Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo,las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presiónde cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presiónentre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entresí por barreras de permeabilidad verticales.
Conjunto
del tapón
Petróleo
Agua
Tapón PosiSet
> Aplicación de la herramienta PosiSeT deacc ionamiento mecánic o. El tapón PosiSeT se bajatravés de la tubería de producción y se utiliza paracegar el agua en las cercanías del hueco. Se puedbajar con cable de acero o por medio de tuberíaflexible y utili za un sistema de anclaje positivo conanclas superiores e inferiores (arriba) y elementossellantes que aislan las capas productoras de agutanto en huecos abiertos como revestidos (abajo).
duce una combinación de los problemas propios de
las capas inundadas con y sin flujo transversal.
La identificación de la presencia de flujo trans-
versal en la formación es de fundamental impor-
tancia. 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 es-
fuerzo 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 pre-
siones de producción diferentes, con mediciones
estacionarias posicionadas entre cada capa. De
esta forma se podrá determinar el í ndice de pro-
ductividad y la presión promedio del yacimiento
para cada capa.14
El flujo transversal potencial sepuede 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 comu-
nicación de la presión entre las capas.15 Si las
capas tienen presiones diferentes y no se
pueden proporcionar un útil diagnóstico de comu
nicación vertical mediante la detección de pre
siones diferenciales.
Soluciones para el control del aguaCada tipo de problema tiene distintas opciones de
solución que varí an desde las simples soluciones
mecánicas y quí micas, 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 dí a, además de las soluciones tradi
cionales descriptas anteriormente, existen méto
dos nuevos, innovadores y convenientes desde e
punto de vista económico para los problemas de
control del agua.
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Soluciones mecánicas —En muchos de los
problemas que ocurren en las cercaní as 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 tuberí a flexi-
ble o bajar con cable de acero. Esta herramienta
Soluciones químicas —Los tratamientos quí -
micos requieren el emplazamiento preciso del flui-
do. La tuberí a 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 tuberí a
flexible es un proceso que consiste en bombear un
fluido protector a lo largo de la tuberí a flexible
hasta el espacio anular del revestidor y bombear
el fluido del tratamiento a través de la tuberí a
flexible (próxima página, arriba).
El cemento SqueezeCRETE constituye otro ele-
mento clave dentro del conjunto de soluciones
para el control del agua.17 Debido a su escasa pér-
dida de fluido y a su capacidad de penetrar
microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sis-
tema ideal para tratamientos de remediación de
filtraciones en las tuberí as, 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 quí micos. El tratamiento SqueezeCRETE amenudo 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 rí gidos son sumamente efectivos
para cegar excesos de agua en las cercaní as 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 decemento 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 polí meros con aditivos reticu-
ladores. Productos como los sistemas MaraSEAL y
OrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad y
tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec-
46 Oilfield Review
17. Boisnaul t JM , Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturka r AM , Mar oy P, Mof fett C, Mejía GP,Mar tínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11,no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.
18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabili-dades inferiores a 25 mD.
19. O’Brien W, Stratton JJ y Lane RH: “M echanisticReservoir Modeling Improves Fissure Treatment GelDesign in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North DomeField, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en laConferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston,Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999.
20. Elphick J, Fletcher P y Crabtree M: “ Techniques forZonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en laReunión de la Asociac ión de Ingenieros de Producción,Reading, Inglater ra, Noviembre 4-5, 1998.
Herramienta debajada al pozo
Cable eléctrico
Camisa PatchFlex
Disparos
> Camisa PatchFlex. Formada por un c ilindro deun compuesto flexible realizado con fibra de car-bono, resinas termosellantes y un revestimientode goma, la camisa PatchFlex se construye
alrededor de un elemento inflable que se acopla auna herramienta de bajada al pozo y se la bajacon cable de acero. Cuando la camisa se encuen-tra posicionada frente al área a ser tratada, unabomba incluida en la herramienta de bajada alpozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Lasresinas son calentadas hasta que se polimerizancompletamente. A continuación, el elementoinflable se desinfla y se extrae, con lo cual quedauna camisa dura, resistente a la presión, perfecta-mente ajustada, inclusive en los casos en que elrevestidor se encuentra dañado o corroído.
utiliza tecnologí a 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 tuberí a de pro-
ducción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo,
denominado camisa PatchFlex, que se puede colo-
car por medio de tuberí a 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 opera-
ciones realizadas a través de la tuberí a de produc-
ción, y para modificar el perfil de inyección y para
el aislamiento zonal. Las camisas inflables se cons-
truyen 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 seruna tuberí a 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 tuberí a de producción, o bien se puede
volver a disparar para permitir la re-entrada de las
zonas. La única desventaja de la tuberí a corta com-
puesta 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 espa-
cio del diámetro interno del revestidor.
En un pozo del Mar del Norte, la compañí a
Shell UK Exploration and Production logró reducir elcorte de agua del 85% al 10% utilizando una
camisa PatchFlex para aislar los intervalos con pro-
ducción de agua. La sonda de perfilaje Plataforma
PS cuantificó las distintas contribuciones de fluidos
provenientes de cada zona productiva. Se pudo de-
terminar que la mayor parte del agua indeseable
provení a 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 aná-
lisis de saturación del RST identificó la existencia
de otras dos zonas de petróleo que no habí an sido
abiertas al flujo por debajo de las otras zonas pro-ductoras. Si bien se podrí a haber utilizado un tapón
tradicional para cegar la zona productora de agua,
también podí a bloquear las nuevas zonas de
petróleo subyacentes. Por medio de la tecnologí a
PatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de agua
y puso en producción las nuevas zonas petrolí feras
que se encontraban por debajo de las mismas.
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Verano de 2000 47
tados a presión en la formación para tratar proble-
mas de agua específicos, como flujo por detrás del
revestidor y capas inundadas sin flujo transversal,
o colocados selectivamente en la zona de agua
usando tuberí a 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 produc-
tores.19 Al igual que los geles rí gidos, los
productos del tipo de los sistemas Marcit y Or-
ganoSEAL-F son polí meros reticulados simples de
mezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo
(hasta tres dí as) antes de volverse rí gidos 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 polí merosy 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 emplaza-
miento forzado de bajo costo.
detrás de la tuberí a. El Empacador Quí mico
Anular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarro
llado para estos casos, realiza el aislamiento
entre las diversas zonas utilizando empacadores
o tapones colocados por medio de tuberí a flexible
(abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consiste
en alcanzar una cobertura circunferencial tota
sobre una longitud relativamente pequeña, mien
tras se deja la tuberí a corta libre del material que
podrí a obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la
> Inyecc ión doble con tubería flexible. En los problemas de controldel agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido detratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejadocon tubería flexible para proporc ionar el aislamiento del huecoentre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En esteejemplo con empaque de grava, para detener el avance del aguano deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de latubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo sebombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia la
zona productora de petróleo.
> Aplicación de un gel rígido utilizando tubería flexible. Se bombeaun gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de aguade una capa sin flujo transversal. Un empacador inflable en latubería flexible (B) aisla la zona productora de petróleo (C) de lazona inundada (D).
Zona de petróleo B
Zona inundada C
A
D
D E
E
Fluido de tratamiento
Fluido protector
Tuberí a de producción
Tuberí a flexible
Empacador E m p a q u e
d e g r a v a
E m
p a c a d o r
Revestidor
Zona de petróleo C
Zona inundada D
Barrera
Tuberí a de producción
Tuberí a flexible
Empacador
Revestidor
Empacador B
A Gel rí gido
Tuberí a flexible Empacadores inflables
Cañerí a ranurada
Empacador quí micoHueco abierto
> Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamientde un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranu-rada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamientomediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflablespara rellenar el espac io anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado parafraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de granresistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.
En los pozos horizontales, los tratamientos
para resolver los problemas de agua resultan
más efectivos cuando la zona tratada se encuen-
tra 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 tuber í a corta pero
no se han cementado, estos dispositivos mecáni-
cos no logran aislar el espacio anular abierto
8/8/2019 Control Del Agua p32 53
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herramienta a través de esa sección. La
operación consiste en bombear un fluido de baja
viscosidad, a base de cemento, por medio de
tuberí a flexible y emplazarlo en el espacio com-prendido entre dos empacadores a través de las
pequeñas ranuras de la tuberí a corta. Una vez en
su lugar, el fluido adquiere inmediatamente la
dureza de un gel, lo cual impide su desmoro-
namiento y garantiza el relleno completo y el ais-
lamiento del espacio anular.
Soluciones de completación —Diversas
alternativas de completación, como pozos con
múltiples tramos laterales, desviaciones de sus
trayectorias, aislamiento con tuberí a flexible y
completaciones dobles, pueden servir para
resolver problemas difí ciles de agua tales como
CAPs ascendentes, conificación, barrido arealincompleto 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 inyectoresLos pozos inyectores pueden originar problemas
si el agua de inyección no está filtrada correcta-
mente, ya que puede contener partí culas tan
grandes que provoquen el taponamiento de la
matriz. Por otra parte, si no se trata en formaadecuada con quí micos de producción como
bactericidas y secuestrantes de oxí geno, el daño
puede aumentar. Ambos factores pueden pro-
vocar el aumento de la presión de inyección
hasta que se inicia una fractura, que en un prin-
cipio 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
Cuandolas fracturas inducidas se extienden en forma
vertical a través de varias capas, se pierde el con-
trol sobre el barrido vertical y resulta difí cil recu-
perar 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 inyec-
ción debido al enfriamiento. La zona que tiene
mayor inyectividad se enfrí a 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 difí cil
evitar la fracturación térmica, probablemente lamejor 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 cualquierpozo 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 ele-
mento primario de incertidumbre es el éxito de la
48 Oilfield Review
21. Hill et al, referencia 5.
22. La inyectividad es la medida de la c antidad de líquidoque se puede bombear en un pozo (o en una zona) conuna diferencia dada entre la presión del fluido de inyec-ción y la presión de la formación.
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
Petróleo
Agua
> Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conifi-cación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y elpetróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo pue-de incrementar el corte de agua, pero mejora la efic iencia de barrido y aumenta las reservas recupe-rables a largo término. Como alternativa, el agua y el petróleo se pueden producir en forma separadaa través de la tubería de producción y el espacio anular (derecha).
Fracturatérmica
Entradade agua
> Fracturación t érmica en un pozo inyector. Lasfrac turas se pueden iniciar en los pozos inyec-tores a través de la presión y el esfuerzo térmicoinducido por la entr ada de agua fría. Esto resultaen un perfil de barrido vertical deficiente.
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 multi-
facéticos 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 ilus-
tración, 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 especí ficos(próxima página).
Control del agua a nivel de campoLos problemas de control del agua, las técnicas
de diagnóstico y las soluciones ya se han anali-
zado 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-
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Pozo con
incrus-
taciones
Probabilida
d de
remover
incrus taci
ones
exi tosame
n te
Probabilida
d de
remo ver
incrus tacion
es
e xi tosamen
te
Probabilida
d
de colocar
el tapón
con é xi to
Probabilidad d
e
colocar el tap
ón
con éxito
Remoción
deincrus-
taciones
exitosa:
Colocación
del tapón
Remoción
deincrus
-
taciones
exitosa:
Colocacióndel ta
pón
Remoció
n
deincrus
-
tacione
s
no exito
sa
T apón
colocado
OK
T apón
colocado
OK
Tapónno
colocado
Decisión
Aban-
donar
el pozo
Remover
incrusta-
ciones
nuevam
ente
Remoció
n
deincrus
-
taciones
no exitos
a
Decisión
Aban-
donar
el pozo
Re-
colocar
el tapón
Tapón
colocado
OK
Tapón
colocado
OK
Rama1
Rama2
Rama3
Rama4
Rama5
Rama6
Rama
7
Rama8
Tapón
no
colocado
< Arbol de decisiones para un pozo con incr ustaciones mine-rales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultadosposibles de los tratamientos, representados por ramas con laspérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de al-canzar el final de cada rama. Los c írculos (amarillos) representan los nodos de chances donde existen dos o más resultadosposibles. El resultado de cada rama es independiente de cual-quier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descriptapor una distribución de probabilidad unimodal (verde) calcula-da a partir de las simulaciones M onte Carlo. Los nodos cuadrados (azules) representan las decisiones en las cuales la ramaseleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemen
to fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias,consideradas como maximización del valor. Este esquema permite comparar los diferentes escenarios en una distribuciónóptima de los escasos recursos.
Verano de 2000 49
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 herra-
mienta 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 extensospuede resultar poco eficiente e implicar un gran
consumo de tiempo. El primer objetivo de un pro-
grama de control del agua en todo un campo con-
siste en identificar los pozos que presentan las
siguientes caracterí sticas:
•El pozo es accesible para realizar una inter-
vención.
•La completación es lo suficientemente robusta
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 e
caso de un operador en América del Sur que
estaba produciendo de un yacimiento multicapacon distintas unidades de flujo separadas po
lutitas. Se dispararon todas las capas ignorando
las diferencias de presión que existí an entre las
distintas capas. Como resultado, se inundaron
varias capas en diferentes pozos y la consi
guiente disminución de la presión provocó una
reducción en la producción de petróleo en
las capas restantes. En un principio, e
operador simplemente cegó e
agua en las capas inun
dadas donde la geologí a
local resultaba favorable, pero
la producción del campo continuódeclinando 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 produc
ción 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 caí da de presión efectiva en las capas
de petróleo de baja presión. Esto significa que, s
bien un menor número de pozos drenaba cada
capa, se conseguí a 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 geologí a 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
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http://slidepdf.com/reader/full/control-del-agua-p32-53 19/22
productores y los acuí feros o los pozos inyectores
(izquierda), además de las estrategias de com-
pletación actuales y futuras, que también son fac-
tores fundamentales dentro del análisis. Resulta
claro que no es necesario realizar un estudio de
pre-selección o de pre-factibilidad de pozos pro-
longado cada vez que se inicia un proyecto de
control del agua en todo el campo. Tampoco un
estudio de pre-selección deberí a 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 inge-
nierí a 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 diag-
nóstico y la fase de soluciones. En la primera fase
se utilizan los conocimientos y la experiencia del
operador en la región junto con la ingenierí a y el
software de Schlumberger para analizar la natu-raleza 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 podr í an
beneficiarse con algún tipo de intervención y, por
último, para seleccionar los pozos cuyo valor es
suficiente para justificar el tratamiento.
La metodologí a basada en el software
WaterCASE examina los pozos probables
tomando como base los datos existentes, como
las historias de producción, los registros de pro-
ducción disponibles, la caracterización de los
yacimientos a partir de modelos numéricos yanalí ticos, y los datos y la experiencia de los
tratamientos realizados en pozos vecinos (próxi-
ma 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 contení a 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 pre-
selección 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 enel pozo, lo cual dificulta las intervenciones.
•De los 85 pozos restantes, 20 presentan proble-
mas de corrosión en las tuberí as, 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 solu-
cionables: filtraciones del revestidor, flujo
detrás de las tuberí as, agua en el fondo, capas
con alta permeabilidad sin flujo transversal o
fracturas desde el inyector al productor.
Los resultados identifican los pozos can-
didatos 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 total-
mente desde una perspectiva ingenieril y se
somete a la consideración y revisión final de losexpertos antes su puesta en práctica.
En el proceso general de selección deberí an
incluirse servicios de control del agua relaciona-
dos 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 cos-
tos totales del sistema de manejo del agua.
Problemas a nivel de campoTarde 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 acuí fero natural. Si se desea aumentar en
forma significativa el factor de recuperación se
debe incrementar por lo menos uno de los com-
ponentes de dicho factor: la eficiencia del
desplazamiento, la eficiencia del barrido areal o
la eficiencia del barrido vertical. El primero, la efi-
ciencia del desplazamiento, sólo se puede mejo-
rar reduciendo la saturación residual del petróleo
con un surfactante, flujo miscible o esquemaalternativo 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
geologí a 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-
50 Oilfield Review
1 año
2 años
5 años
10 años
> Simulación de líneas de flujo. El modelado de laslíneas de flujo de agua simuladas con el softwareFrontSim y ajustadas con la historia de producciónpuede utilizarse para mostrar las interacc iones en-tre los pozos y detallar la fracción exacta de aguaque fluye entre los pozos inyectores y productores.En este ejemplo c on 10 productores (c írculos rojos)y 5 inyectores (círculos azules), el modelo permitevisualizar el destino del agua de inyección despuésde 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas(azules) se observan claramente cerca del centrodel yacimiento.
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1,0
0,75
0,5
0,25
0,00 10 20 30 40 50 60 70
F l u j o
f r a c c i o n a l , c o r t e d e a g u a
Saturación de agua, %
A B
Corte de agua 95%
Saturación deagua final, 38%
Saturación deagua final, 58%
> Pronóstico del flujo fraccional. Las dos curvas de flujo fracc ional muestran cómo podría funcionar unyacimiento de múliples capas bajo diferentes suposiciones. Las dos curvas muestran una gran diferenciaen el valor final de saturación de agua de formación con el mismo corte de agua. Suponiendo que lascapas del yacimiento se inundan de acuerdo con su capacidad de flujo, la Curva A muestra una cantidadsubstancial de petróleo que todavía permanece en la formación. Suponiendo que las capas se inundandesde el fondo hacia la superficie, la Curva B muestra que se puede recuperar casi todo el petróleo.
T i p o d e p r o b l e
m a R e l e v
a m i e n t o i n i c
i a l
M é t o d o d e c o
n t r o l
M e c á n i c a
Reco me n d
ac io ne s
F l u i d o
C á l c u l o d
e t a s a
y v o l u m e
n
M é t o d o d e
e m p l a z a m i e
n t o
Verano de 2000 51
da que se obtie-
nen datos de la diná-mica 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 trans-
versal 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 difí cil 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, cau-
sando invasión de agua en los pozos productores.
En ambientes con deposición fluvial y
deltaica, por lo general, se crean canales de are-
nas, que pueden variar desde arenas bien api-
ladas 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 frac-
turas 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
grandes canales
de disolución causa-
dos por el flujo de agua delsubsuelo, que a veces tienen
varios metros de amplitud, y pueden
crear trayectos de alta velocidad para el
flujo, provocando a menudo invasión pre-
matura 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 difí cil.
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 preven-
tivo del agua deberí a incluir el estrangulamiento delas zonas con mayor permeabilidad para crear un
barrido más uniforme, lo cual significarí a sacrificar
el flujo de fondos en un principio a cambio de un
retorno incierto, debido a que no se tiene un
conocimiento completo de las heterogeneidades
del yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar e
perfil de producción (y de inyección) por medio de la
estimulación selectiva de las zonas con menor per
meabilidad. Esta constituye una opción par
ticularmente atractiva debido a la
posibilidad de utilizar tuberí a 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
tuberí as flexibles también ofrecen una mayor va
riedad de soluciones viables para resolver proble
mas en yacimientos complejos. Sin embargo, es
probable que se mantenga este enfoque predomi
nantemente reactivo respecto del control del aguay, 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 semilogarí tmicos de la RAP, se pueden uti
lizar diagnósticos a nivel de campo para estimar la
eficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP esmenor que la curva de flujo fraccional, quiere deci
que existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la pro
ducción de petróleo se acelera, entonces deberá
compensar el valor del retardo supuesto en los
< Pantalla del programa WaterCASE. En este c aso una interf az del usuariorealiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resulta-dos de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problemde control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respuetas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdocon su probabilidad de inc idencia. La lógica de la estructura del softwareWaterCASE se muestra superpuesta por enc ima del despliegue de la pantalla
23. Dake LP: “ The Practice of Reservoir Engineering,” inDevelopments of Petroleum Science 36. Oxford,Inglaterra: Elsevier, 1994: 445-450.
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http://slidepdf.com/reader/full/control-del-agua-p32-53 21/22
Separación9%
Separación primaria del petróleo/agua/gas
Inhibidor decorrosión
Demulsificador
Separador
Productosquí micos 13%
Pozo 17%
Separación de restos de crudo
Filtrado15%
Separaciónde restos decrudo 14%
Petróleo
Levantamiento del fluido
Inhibidor deincrustación
Deshidratadorde petróleo
Polielectrolito
Biocida
Polielectrolito
Biocida
Barredorde oxígeno
Tanquede aguafiltrada
Tanque decompensación
del aguaproducida
Inhibidor decorrosión
Inhibidor deincrustación
Pulido de agua
Inyección de aguaFiltrado de agua
Bombas deinyección Pozos de
inyecciónFiltros
Bombeo27%
Pozo5%
> Instalaciones de superficie típicas y costosrelativos. Las instalaciones para el manejo delagua en la superficie incluyen separadores pri-marios de petróleo, agua y gas; sistemas pararemover las impurezas remanentes de petróleodel agua, sistemas de filtración de sólidos,además de tratamientos químicos. Estos sis-temas permiten garantizar que el agua reinyec-tada sea compatible con la formación receptoray que no causará otros problemas, comodepósitos de residuos minerales y corrosión enel pozo ni daño en el yacimiento. También semuestran los costos relativos del ciclo del aguadesde el pozo productor (costos de levan-
tamiento de 17%), químicos 13%, costos deremoción y procesamiento (incluyendo sepa-ración 9%; separación de restos de c rudo 14% yfiltr ado 15%), bombeo 27% y, por último, costosde reinyección 5%. Las estimaciones del costopromedio del manejo del agua de 50 centavospor barril , parten del supuesto de que los cam-pos se encuentran en tierra firme, que los pozostienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] deprofundidad, y que producen 1000 bppd [159m3 /d] e inyec tan 5000 barriles de agua por día[795 m3 /d].
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 incre-
mental 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 superficieLas instalaciones de superficie separan el agua
del petróleo y la procesan hasta lograr una
especificación aceptable adecuada para dese-
charla en el medio ambiente o para reinyectarla
(abajo). El gas se enví a a una planta de procesa-
miento 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 tí pica de tratamiento de agua para
inyección, todas las corrientes de agua de cadaetapa 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.
Los tratamientos quí micos incluyen quebrado-
res de emulsión, biocidas, polielectrolitos y
secuestrantes de oxí geno que se agregan al agua
para condicionarla para la reinyección, además
de inhibidores de corrosión y quí micos para
combatir las incrustaciones minerales, que se
adicionan para proteger las tuberí as y los equi-
pamientos de fondo. Cuando el agua se produce
a altas tasas, los aditivos quí micos 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 simul-
táneas, 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, lostratamientos quí micos, como los quebradores de
emulsión, los quí micos para destruir las incrusta-
ciones minerales y los inhibidores de corrosión
inyectados en el fondo pueden preparar los flui-
dos para poder realizar un tratamiento de super-
ficie eficiente.24
Concepto de planta de separación en el
pozo —Las tecnologí as de separación existentes
y el bombeo multifásico se encuentran dispo-
nibles hoy en dí a 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 especí ficos. Dotadas de las
mejores prácticas y tecnologí as, las instalaciones
de superficie pueden significar importantes a-
horros en el proceso de eliminación del agua
(próxima página). Por ejemplo, la separación cen-
trí fuga realizada por Framo Engineering—tec-
nologí a derivada de las prácticas de bombeo
multifásico—podrí a 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
quí micos. La separación centrí fuga se podrí a
extender a la planta de separación en el pozo.Otras tecnologí as especí ficas utilizadas para
reducir la concentración de agua en el petróleo
hasta niveles sumamente bajos incluyen sis-
temas 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 partí culas de detritos, como partí culas
de arena de hasta 2 micrones de tamaño.
52 Oilfield Review
8/8/2019 Control Del Agua p32 53
http://slidepdf.com/reader/full/control-del-agua-p32-53 22/22
Escotilla
Compartimientode petróleo
Compartimientode agua sucia
Separación ciclónica
Agua limpia
Compartimientode agua limpiaAgua sucia
Exclusión del petróleo
Sección transversal del separador ciclónico
A medida que la producción diaria de agua
aumenta en todo el mundo, las instalaciones de
superficie, que originalmente no fueron dise-
ñadas para manejar grandes volúmenes de agua,
se deben reacondicionar con equipamientos
capaces de manejar fracciones mayores de agua
en forma económica. Hoy en dí a, 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 ejem-
plo de una estrategia de control del agua uti-
lizada 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 super-
ficie. 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
permitirí a 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 recu-
peración de crudo del 14 al 35%.
Una mirada hacia el futuroSi 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 difí ciles de alcanzar,
algunos factores positivos ya se encuentran a
nuestro alcance. Hoy en dí a, el conocimiento de
los problemas del flujo de agua y sus soluciones
constituyen un componente fundamental dentro
de la ingenierí a de yacimientos.
Para poder aprovechar al máximo los ele-
mentos disponibles como un primer paso en elcontrol del agua, se requiere un conocimiento
detallado de los activos, los recursos, las activi-
dades y los costos asociados con el manejo del
agua producida. Pueden entonces surgir oportu-
nidades que permitan reducir los costos de las
prácticas tradicionales y los materiales (quí mi-
cos) e identificar dónde se podrán controlar en el
futuro los potenciales aumentos de costos. Las
innovaciones técnicas permitirán manejar mayo-
res volúmenes con las instalaciones existentes.
Se debe tener en cuenta el sistema de produc-
ción en su totalidad, desde el yacimiento hasta
el punto de transferencia de custodia delpetróleo y el lugar de descanso final del agua. En
la actualidad, muchas compañí as 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 e
yacimiento hasta su eliminación (o su reinyección
en el yacimiento para mantener la presión) pro
ducirá una reducción de costos en forma inmediata
y a largo plazo. Los servicios integrados de manejode agua se visualizan como el factor clave dentro
de la optimización de la producción del yacimiento
ya que proporcionan los medios para produci
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 sepa
ración 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 con
tribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sinembargo, la ganancia real proviene del aumento
potencial de la producción de petróleo. —RH
24. Crabtree M , Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “ Fighting Scale —Removal and Prevention,”Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.
Bomba de agua
Válvula de controldel nivel de la interfase
Medidor de agua
Separador ciclónico
Separador deprimera etapa Separador de segunda etapa
Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo
Desgasificador
Bomba de petróleo
< Limpieza del agua en la superficie. Elpetróleo se elimina del agua producidaantes de proceder a su desecho en un r íoo en el mar, o antes de reinyectarla en elyacimiento (arriba). La unidad de sepa-ración ciclónica (abajo) se encuentra posi-cionada aguas abajo con respecto a lassalidas de agua sobre el separador yaguas arriba del desgasificador. Su fun-ción consiste en quitar todo el petróleoretenido en el agua y reintegrarlo al pro-ceso de separación antes de que el aguasea enviada al desgasificador.