Control del agua

Hoy en día, las compañías petroleras producen un promedio de tres barriles de agua por cada barril de petróleo que extraen de los yacimientos agotados. Se gastan más de 40 mil millones de dólares por año para hacer frente a los problemas del agua indeseada. En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el control del agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.

Bill Bailey Mike Crabtree Jeb Tyrie Aberdeen, Escocia Jon Elphick Cambridge, Inglaterra Fikri Kuchuk Dubai, Emiratos Arabes Unidos Christian Romano Caracas, Venezuela Leo Roodhart Shell International Exploration and Production La Haya, Holanda Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston, Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP Amoco Exploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng Seng Chang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; Alison Goligher, Montrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage, Alaska, EE.UU.; Lisa Silipigno, Oklahoma City, Oklahoma, EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen. FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup de Gas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de la Formación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta de Registros de Producción), PosiSet, PS PLATFORM (Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramienta de Control de Saturación), SqueezeCRETE, TPHL (registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL (Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger. Excel es una marca de Microsoft Corporation. MaraSEAL es una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTree es una marca de Palisade Corporation.

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Oilfield Review

> Ciclo del agua. El transporte del agua a través del campo comienza con el flujo en el yacimiento, prosigue con la producción y luego con su procesamiento en la superficie. Por último, el agua se desecha en la superficie o se inyecta para su eliminación o para mantener la presión del yacimiento.

Procesamiento Demulsificadores/corrosión Descongestionamiento de la instalación

Tratamiento Limpieza Desecho

Cegado del agua Control de incrustaciones e hidratos Inhibidores de la corrosión

gu

P e t r ó l eo y agua

Petró le

o se

co

A

Si se tiene en cuenta que la producción mundial de agua es de aproximadamente 210 millones de barriles por día [33,4 millones m3/d] que acompañan a los 75 millones de barriles por día [11,9 millones m3/d] de petróleo, se podría decir que muchas compañías se han convertido prácticamente en empresas productoras de agua. Dado que los sistemas de manejo del agua resultan costosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50 centavos por barril de agua—en un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua, el costo del manejo del agua puede ascender a $4 por barril de petróleo producido. En algunos sectores del Mar del Norte, la producción de agua aumenta en la misma proporción en que se reducen las tasas de producción de petróleo en los yacimientos. El agua afecta todas las etapas de la vida del campo petrolero, desde la exploración—el contacto agua-petróleo (CAP) es un factor fundamental para determinar el petróleo en sitio—hasta el abandono del campo, pasando por el desarrollo y la producción del mismo (abajo). Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, tarde o temprano el agua proveniente de un acuífero subyacente o de los pozos inyectores se mezcla y es producida jun-

a

Modificación del perfil de los fluidos Desviación del agua Monitoreo del fluido Tratamientos con geles Modificadores de la permeabilidad Remoción del daño

Gas y agua Petróleo, gas y agua

Petróleo y agua

Nivel de petróleo libre Nivel de agua libre

Agua

> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas. La ilustración muestra la distribución de los fluidos en un yacimiento típico antes de comenzar la producción o la inyección. Por encima del nivel de petróleo libre, la saturación del agua se encuentra en su valor irreducible. La zona de transición entre los niveles de petróleo libre y de agua libre se caracteriza por un aumento gradual de la saturación de agua hasta alcanzar el 100%. En esta zona, tanto el petróleo como el agua son parcialmente móviles. El espesor de la zona de transición depende de factores tales como el tamaño de los poros, la presión capilar y la mojabilidad. Existe una zona de transición entre las capas de hidrocarburos y de agua donde la saturación de agua y petróleo varían. En general, las rocas de baja permeabilidad presentan zonas de transición de mayor espesor.

Verano de 2000

to con el petróleo. Este flujo de agua a través de un yacimiento, que luego invade la tubería de producción y las instalaciones de procesamiento en la superficie y, por último, se extrae y se desecha, o bien se inyecta para mantener la presión del yacimiento, recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba). Los productores buscan formas económicas para mejorar la eficiencia de la producción y los servicios de control del agua resultan ser uno de los métodos más rápidos y menos costosos para reducir los costos operativos y aumentar la producción de hidrocarburos en forma simultánea. El aspecto económico de la producción de agua a lo largo del ciclo del agua depende de una variedad de factores, como la tasa de flujo total, las tasas de producción, las propiedades del fluido, como la densidad del petróleo y la salinidad del agua y, por último, el método final de desecho del agua producida. Los costos operativos, que comprenden las tareas de levantamiento, separación, filtrado, bombeo y reinyección, se suman a los costos totales (próxima página, arriba). Por otra parte, los costos de eliminación del agua pueden variar enormemente: desde 10 centavos por barril, cuando el agua se descarga en áreas marinas, hasta más de $1,50 por barril cuando se transporta con camiones en tierra firme.

Si bien el ahorro potencial derivado del control del agua es importante en sí mismo, tiene más valor el potencial aumento de la producción y de la recuperación del crudo. El manejo del ciclo de producción de agua, la separación de la misma en el fondo o en la superficie y su eliminación, comprenden una amplia variedad de servicios de campo, que incluyen la adquisición de datos y el diagnóstico con sensores de fondo; el perfilaje de producción y el análisis del agua para detectar problemas de agua; la simulación de yacimientos para caracterizar el flujo y diversas tecnologías para eliminar los problemas del agua, tales como separación e inyección en el fondo, cegado químico y mecánico, y separación del agua e instalaciones de producción de superficie. Este artículo aborda el tema de la detección y el control del exceso de producción de agua. En primer lugar, se muestran las distintas formas en que el agua puede ingresar en el hueco; luego se describen las mediciones y análisis que se realizan para identificar estos tipos de problemas y, por último, se examinan los diversos tratamientos y soluciones. Mediante estudios de casos se muestran aplicaciones en pozos individuales, a nivel de campo y en instalaciones de superficie.

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Levantamiento Inversiones/Gastos Consumos Separación Inversiones/Gastos de agua libre Consumos Productos químicos Eliminación de Inversiones/Gastos restos de crudo Productos químicos Filtrado Inversiones/Gastos Consumos Bombeo Inversiones/Gastos Consumos Inyección Inversiones/Gastos Costo total/bbl Total de productos químicos Total de consumos Total de pozos Instalaciones de superficie

20.000 bpd $0,044 5,28% $0,050 6,38% $0,087 10,36% $0,002 0,30% $0,034 4,09% $0,147 17,56% $0,040 4,81% $0,147 17,47% $0,012 1,48% $0,207 24,66% $0,033 3,99% $0,030 3,62% $0,842 100% $0,074 8,90% $0,102 12,16% $0,074 8,89% $0,589 70,05%

Procesamiento en la superficie Separación de agua libre Levantamiento Inyección Costo

0,0025 kw/bbl 1,92 kw/bbl 1,2 kw/bbl $0,028 por kw-hr

50.000 bpd $0,044 7,95% $0,054 9,62% $0,046 8,27% $0,003 0,45% $0,034 6,16% $0,073 12,99% $0,041 7,25% $0,068 12,18% $0,010 1,79% $0,122 21,89% $0,034 6,01% $0,030 5,45% $0,559 100% $0,075 13,41% $0,010 17,87% $0,075 13,40% $0,309 55,33%

100.000 bpd $0,044 9,29% $0,054 11,24% $0,035 7,24% $0,003 0,52% $0,034 7,20% $0,056 11,64% $0,041 8,47% $0,047 9,85% $0,010 2,09% $0,091 19,06% $0,034 7,03% $0,030 6,37% $0,478 100% $0,075 15,67% $0,100 20,88% $0,075 15,66% $0,227 47,80%

200.000 bpd $0,044 10,25% $0,054 12,40% $0,030 6,82% $0,003 0,58% $0,034 7,94% $0,046 10,58% $0,041 9,34% $0,030 6,87% $0,010 2,31% $0,079 18,15% $0,034 7,75% $0,030 7,02% $0,434 100% $0,075 17,28% $0,100 23,03% $0,075 17,27% $0,184 42,41%

Pozos productores Un pozo de 7000 pies $1.000.000,00 Recompletación $300.000 Total 1 pozo $1.600.000,00 Costo por agua $400.000,00 Producción total 1.000.000 Agua total 9.000.000 Costo de levantamiento del agua $0,04

Promedio $0,044 7,69% $0,054 9,30% $0,049 8,55% $0,003 0,43% $0,034 5,95% $0,081 13,92% $0,041 7,00% $0,073 12,63% $0,011 1,84% $0,125 21,61% $0,034 5,81% $0,030 5,27% $0,578 100% $0,075 12,96% $0,101 17,38% $0,075 12,95% $0,328 56,71%

Pozos inyectores Perforar y completar Por completación 3 Completaciones

Un pozo de 7000 pies $600.000,00 Recompletación $200.000 Total 1 pozo $1.000.000,00 Total inyectado 32.850.000 Costo de inyección de agua $0,03

bbl @ 90% corte de agua bbl @ 90% corte de agua $/bbl

Perforar y completar Por completación 3 Completaciones 3 Completaciones $/bbl

> Costo del ciclo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barril, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, consumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de crudo, filtrado, bombeo e inyección para niveles de producción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3/d].

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Otra forma de producción de agua aceptable proviene de las líneas de flujo convergentes dentro del hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco puntos, un inyector alimenta un productor. El

1.0

flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de líneas de flujo; la más corta es una línea recta entre el inyector y el productor, mientras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor. La invasión de agua

B

RAP - Límite económico C

RAP

Orígenes del agua El agua se encuentra presente en todos los campos petroleros y es el fluido más abundante en el campo.1 Si bien es cierto que ningún operador quiere producir agua, hay aguas que son mejores que otras. Con respecto a la producción de crudo, es fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva). Agua de "barrido"—Proviene de un pozo inyector o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo de este tipo de agua es una parte fundamental del manejo del yacimiento y puede constituir un factor determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.2 Agua "buena"—Es el agua producida dentro del hueco a una tasa inferior al límite económico de la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a través del yacimiento, y no se puede eliminar sin perder parte de las reservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un flujo simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de la formación. El flujo fraccional de agua está determinado por la tendencia natural de mezcla que provoca el aumento gradual de la relación agua/petróleo (próxima página, arriba).

A

0

Producción de petróleo, bbl D Recuperación adicional

> Control del agua para aumentar la productividad del pozo y las reservas potenciales. Como ocurre en la mayoría de los pozos maduros, la relación agua/petróleo (RAP) aumenta con la producción (A) debido al aumento de la cantidad de agua. Finalmente, el costo del manejo del agua se acerca al valor de la producción de petróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología del control del agua reducen la producción de agua del pozo (C), lo cual permite continuar la producción económica de crudo. El control del agua trae aparejado el incremento de la recuperación económica del pozo (D).

Oilfield Review

1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “Oilfield Water: A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 4-13. 2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham JL, Ramanan S y Banerji S: “Water Watching,” Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; y Kuchuk F y Sengul M: “The Challenge of Water Control,” Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 24-43. 3. La relación agua/petróleo (RAP) se obtiene dividiendo la tasa de producción de agua por la tasa de producción de petróleo y puede oscilar entre 0 (100% petróleo) e infinito (100% agua). También se utilizan habitualmente los términos ‘corte de agua’ o ‘flujo fraccional de agua’ definidos como la tasa de producción de agua dividida por la tasa total de producción, expresadas en porcentaje o fracción, respectivamente. La correspondencia entre estas mediciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, una RAP de 1 implica un corte de agua de 50%). El límite económico de la RAP es la RAP a la cual el costo del tratamiento y eliminación del agua es igual a las ganancias derivadas del petróleo. La producción por encima de este límite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puede aproximar por la ganancia neta obtenida de producir una unidad adicional de volumen de petróleo, dividida por el costo de una unidad adicional de volumen de agua. 4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water Problem Types,” presentado en la Conferencia de la Red Educativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anual sobre Modificación Concordante del Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8, 1997.

Verano de 2000

Inyector

Productor

Contacto agua-petróleo

Incremento del tiempo

Sólo agua Petróleo y agua Sólo petróleo Sólo petróleo

> Agua buena y agua mala. El agua buena necesita ser producida junto con el petróleo y no se puede cegar sin cegar el flujo de hidrocarburos. La separación en el fondo puede ser una solución. El agua mala no ayuda a la producción y provoca la disminución de la presión.

Productor

ó le

o

Petr óleo

tr Pe

Agu a

ocurre en un primer momento en la línea de flujo más corta, mientras el petróleo todavía se produce de las líneas de flujo más lentas. Esta agua se debe considerar aceptable, ya que no es posible cegar determinadas líneas de flujo mientras se permite la producción de otras. Dado que el agua buena, por definición, produce petróleo junto con ella, se debería tratar de maximizar su producción. Para reducir los costos implícitos, el agua debería eliminarse tan pronto como fuese posible; en forma ideal mediante un separador de fondo (abajo a la derecha). Estos dispositivos, junto con las bombas electrosumergibles, permiten separar hasta el 50% del agua e inyectarla en el fondo, con lo cual se evitan los costos del levantamiento y la separación del agua en la superficie. Agua "mala"—El resto de este artículo se ocupa principalmente de los problemas del agua producida en exceso. El agua mala se puede definir como el agua producida dentro del hueco, que no produce petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua, es decir, es agua producida por encima del límite económico de la RAP. En los pozos individuales, el origen de la mayor parte de los problemas de agua mala se puede clasificar dentro de diez tipos básicos. La clasificación que se presenta en este artículo es simple—ya que existen muchas variaciones y combinaciones posibles—pero resulta útil como base de una terminología común.4

Ag

ua

< Simulación del flujo de agua en un yacimiento. El software de simulación de yacimientos FrontSim resulta ideal para demostrar lo que ocurre con los fluidos dentro de un yacimiento. Las líneas de flujo representan el flujo de agua desde el inyector al productor. El simulador requiere información geológica, estructural y relativa a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrante de un esquema uniforme de inyección de cinco puntos donde el agua proveniente de la línea de flujo más directa es la primera en invadir el productor. El agua de estas líneas de flujo se considera buena, ya que no se podría cegar sin disminuir la producción de petróleo.

Inyector

Zona de producción Petróleo

Salida de petróleo y algo de agua Entrada de fluido del yacimiento

Salida de agua Zona de inyección

Agua

> Separador de fondo. La separación del agua en el fondo reduce los costos de levantamiento del agua excedente. Los separadores más comunes tienen un 50% de eficiencia. El agua excedente se inyecta en otra formación.

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Problemas del agua Los diez tipos básicos de problemas comprenden desde los más fáciles de resolver hasta los más difíciles. Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacadores—Las filtraciones a través del revestidor, la tubería de producción o los empacadores permiten que el agua proveniente de zonas que no producen hidrocarburos ingrese en la columna de producción (abajo a la izquierda). La detección de los problemas y la aplicación de las soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la configuración del pozo. Los registros básicos de producción, tales como la densidad del fluido, la temperatura y el flujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos problemas. En los pozos de mayor complejidad, puede ser necesario contar con registros de flujo de agua (WFL, por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico de fluidos, como el registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, por sus siglas en Inglés). Las herramientas con sondas eléctricas, como la herramienta FloView, pueden identificar pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción. Las soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el cegado mecánico por medio de tapones, cemento o empacadores, aunque también se pueden utilizar remiendos. Cuando existe este tipo de problema, conviene aplicar la tecnología de cegado del agua dentro del revestidor, que es de bajo costo. Flujo canalizado detrás del revestidor—La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de zonas acuíferas con zonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del revestidor e invada el espacio anular. Una causa secundaria puede ser la creación de un ‘vacío’ detrás del revestidor cuando se produce arena. Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros de temperatura o los registros WFL basados en la activación del oxígeno. La solución principal consiste en el uso de fluidos de cegado, que

> Filtraciones en el revestidor, en la tubería de producción o en el empacador.

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pueden ser cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a base de resinas colocados en el espacio anular, o fluidos a base de geles de menor resistencia colocados en la formación para detener el flujo dentro del espacio anular. El emplazamiento de los mismos es muy importante y, por lo general, se realiza con tubería flexible. Contacto agua-petróleo dinámico—Si un contacto agua-petróleo uniforme asciende hacia una zona abierta de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir producción de agua indeseada (abajo a la derecha). Esto ocurre en aquellos lugares donde existe una permeabilidad vertical muy baja. Dado que el área de flujo es extensa y que el contacto asciende lentamente, puede incluso ocurrir en casos en que las permeabilidades verticales intrínsecas son sumamente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con mayores permeabilidades verticales (Kv > 0,01 Kh), es más probable encontrar conificación de agua y otros problemas que se describen más adelante. En realidad, si bien este tipo de problema podría considerarse como un subgrupo dentro de la conificación, la tendencia a la conificación es tan baja que el cegado cerca del hueco resulta efectivo. El diagnóstico no se puede realizar únicamente sobre la base de la invasión de agua identificada en el fondo del pozo, ya que otros problemas también pueden provocar este mismo fenómeno. En un pozo vertical, este problema se puede resolver fácilmente por abandono del pozo desde el fondo utilizando algún sistema mecánico, como un tapón de cemento o un tapón colocado por medio de cable de acero. Si el CAP se desplaza muy por encima de la parte superior del tapón, será necesario realizar un segundo tratamiento. En los pozos verticales, este problema es el primero que supera los límites del ambiente local del hueco dentro del sistema de clasificación utilizado en ese artículo. En los pozos horizontales, cualquier solución que se aplique en las cercanías del hueco se debe extender bastante en todas las direcciones con respecto al intervalo productor de agua para

> Flujo detrás del revestidor.

> Contacto agua-petróleo dinámico.

Inyector

Productor

> Capa inundada sin flujo transversal entre las capas.

impedir que el flujo de agua horizontal supere los límites del tratamiento y retardar la consiguiente invasión de agua. Como alternativa, se puede considerar una desviación de la trayectoria una vez que la RAP resulte intolerable desde el punto de vista económico.5 Capa inundada sin flujo transversal—Un problema habitual en la producción proveniente de capas múltiples se produce cuando una zona de alta permeabilidad rodeada por una barrera de flujo (como una capa de arcilla) está inundada (arriba). En este caso, la fuente de agua puede ser un acuífero activo o un pozo inyector de agua. Por lo general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más elevado. Al no existir flujo transversal en el yacimiento, este problema se resuelve fácilmente mediante la aplicación de fluidos de cegado rígidos o de un cegado mecánico, ya sea en el inyector o el productor. La decisión de colocar un fluido de cegado—en general se utiliza tubería flexible—o utilizar un sistema de cegado mecánico depende de si se conoce cuál es el intervalo inundado. En este caso se pueden emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla más adelante, para evitar el costo de obtener registros y seleccionar el emplazamiento. La ausencia de flujo transversal depende de la continuidad de la barrera de permeabilidad. Los pozos horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Los problemas de agua en pozos sumamente inclinados completados en capas múltiples se pueden tratar de la misma forma que los pozos verticales. Fracturas o fallas entre inyector y productor— En las formaciones naturalmente fracturadas bajo recuperación secundaria por inyección de agua, el agua inyectada puede invadir rápidamente los pozos productores (próxima página, arriba a la izquierda). Este fenómeno se produce en forma habitual cuando el sistema de fracturas es extenso o se encuentra fisurado y se puede confirmar mediante el uso de trazadores radioactivos y

Oilfield Review

Inyector

Falla

Productor

Falla

> Fracturas o fallas entre un inyector y un productor. > Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo vertical).

> Fracturas o fallas en una capa de agua (pozo horizontal).

pruebas de presión transitoria.6 También se pueden utilizar registros de trazadores para cuantificar el volumen de las fracturas, valor que se utiliza para el diseño del tratamiento. La inyección de un gel en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la producción de petróleo de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reticulados, podría no resultar efectivo dado que su penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto, penetra en las fracturas en forma selectiva. Por lo general, la mejor solución para este problema consiste en cegar la producción de agua. Los pozos que presentan fracturas o fallas severas a menudo sufren una considerable pérdida de fluidos de perforación. Si se espera encontrar una falla conductora y fracturas asociadas con la misma durante la perforación, conviene bombear un gel dentro del pozo para resolver al mismo tiempo el problema de la perforación y los problemas consiguientes de producción de agua y barrido deficiente, en particular en las formaciones cuya matriz tiene poca permeabilidad. En los pozos horizontales, puede existir el mismo problema cuando el pozo intercepta una o más fallas conductoras o que tienen fracturas conductoras asociadas. Fracturas o fallas de una capa de agua—El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua más profunda (arriba al centro). Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo cual resulta especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no contribuyen a la producción de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben

el bombeo de un fluido gelificado puede servir para solucionar este problema. Conificación o formación de cúspide (cusping)—En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada (abajo). La tasa crítica de conificación, que es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir agua por conificación, a menudo es demasiado baja para que resulte económica. En algunos casos, se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo, este método difícilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un gran volumen de gel para provocar una reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica de conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo, resulta difícil colocar un gel en forma económica tan adentro de la formación. Cuando se realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, se produce una rápida reinvasión del agua a menos que, por casualidad, el gel se conecte con láminas de lutitas. En lugar de colocar un gel, una alternativa conveniente consiste en perforar uno o más huecos laterales de drenaje cerca del tope de la formación para aprovechar la mayor distancia con respecto al CAP y la disminución de la caída de presión, que reducen el efecto de conificación. En los pozos horizontales, este problema se puede asociar con la formación de una duna (duning) o de una cúspide. En dichos pozos, puede ser posible al menos retardar la formación de la cúspide con una operación de cegado cerca del hueco que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia abajo, como en el caso de un CAP ascendente.

ser lo suficientemente grandes para cegar las fracturas a una distancia considerable del pozo. Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuentra con tres dificultades. En primer lugar, es difícil determinar el volumen del tratamiento porque se desconoce el volumen de la fractura. En segundo lugar, como el tratamiento puede cegar las fracturas productoras de petróleo, conviene efectuar un tratamiento con sobredesplazamiento para mantener la productividad cerca del hueco. Por último, si se utiliza un fluido gelificado, éste deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al tratamiento. En los casos de fracturas localizadas, convendrá cegarlas cerca del hueco, sobre todo si el pozo se encuentra revestido y cementado. En forma similar, cuando las fracturas hidráulicas penetran una capa de agua se produce un deterioro de la producción. Sin embargo, en esos casos por lo general se conoce mejor el problema y el medio circundante y resulta más fácil aplicar las soluciones adecuadas, como por ejemplo, los fluidos de cegado. En muchos yacimientos de carbonatos, las fracturas suelen ser casi verticales y tienden a ocurrir en grupos separados por grandes distancias, en especial en las zonas dolomíticas cerradas, por lo cual es poco probable que estas fracturas intercepten un hueco vertical. Sin embargo, estas fracturas se observan con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de agua a menudo ocurre a través de fallas conductoras o fracturas que interceptan un acuífero (arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,

5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M: “Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,” Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4-17. 6. Una fisura es una grieta, rompimiento o fractura de gran tamaño en una roca.

> Conificación o formación de cúspide.

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Inyector

Productor

> Capa con segregación gravitacional.

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Acuífero

Barrido areal deficiente—Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuífero o de un pozo inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal deficiente (derecha). Por lo general, la anisotropía areal de la permeabilidad origina este problema, que es especialmente serio en los depósitos de canales de arena. La solución consiste en desviar el agua inyectada fuera del espacio de los poros, que ya han sido barridos por agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua de un elemento viscoso, lo que normalmente resulta poco económico. En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos de relleno, si bien los tramos laterales de drenaje se pueden utilizar para llegar al petróleo no barrido en forma más económica. Los pozos horizontales pueden atravesar zonas con diferentes valores de permeabilidad y presión dentro de la misma capa, lo cual provoca un barrido areal deficiente. También puede suceder que el agua invada sólo una parte del pozo simplemente debido a su proximidad horizontal a la fuente de agua. En cualquiera de los dos casos, es posible controlar el agua por medio del cegado en las cercanías del hueco y con una extensión vertical lo suficientemente amplia respecto del agua. Segregación gravitacional—Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con buena permeabilidad vertical, la segregación gravitacional—denominada a veces barrido de agua en el fondo de la arena (water under-run)— puede provocar la invasión de agua no deseada en un pozo en producción (abajo a la izquierda). El agua, ya sea que provenga de un acuífero o de un proceso de recuperación secundaria por inyección de agua, se escurre hacia abajo en la formación permeable y barre sólo la parte inferior del yacimiento. Cuando existe una relación de movilidad petróleo-agua desfavorable el problema puede agravarse, incluso más en las formaciones con texturas sedimentarias que se vuelven más finas hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto con la segregación gravitacional fomentan el flujo

> Barrido areal deficiente.

en la base de la formación. Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de cegar los disparos inferiores tendrá sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor volumen de petróleo antes de que la segregación gravitacional vuelva a ser dominante. En el pozo productor existe conificación local y, como ocurrió en el caso de conificación descripto anteriormente, es poco probable que los tratamientos con geles produzcan resultados duraderos. Los tramos laterales de drenaje pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo no barrido y los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el barrido vertical. En los pozos horizontales, la segregación gravitacional puede ocurrir cuando el hueco se encuentra cercano al fondo de la zona productiva, o bien cuando se supera la tasa crítica de conificación local. Capa inundada con flujo transversal—El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad que no se encuentran aisladas por barreras impermeables (abajo a la derecha). El problema de la producción de agua a través de una capa sumamente permeable con flujo transversal es similar al de una capa inundada sin flujo transversal, pero se diferencia de éste en el hecho

Inyector

de que no existe una barrera para detener el flujo en el yacimiento. En estos casos, los intentos realizados para modificar los perfiles de producción o de inyección cerca del hueco están condenados al fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del hueco. Es fundamental poder determinar si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto que ésta es la única diferencia entre los dos problemas. Cuando no existe flujo transversal, el problema se puede solucionar fácilmente, mientras que cuando existe flujo transversal es menos probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin embargo, en casos aislados, puede ser posible colocar un gel muy penetrante en forma económica en la capa permeable ladrona, siempre que ésta sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la zona de petróleo. Aún bajo estas condiciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es necesario realizar una cuidadosa operación de ingeniería. En muchos casos, la solución consiste en perforar uno o más tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no drenadas. Los pozos horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Si un pozo sumamente inclinado está completado en múltiples capas, este problema puede ocurrir al igual que en un pozo vertical. Para poder tratar un problema de control del agua es esencial conocer el problema específico. Los primeros cuatro problemas se controlan con relativa facilidad en el hueco o en las cercanías del mismo. En el caso de los dos problemas siguientes—fracturas entre inyectores y productores, o fracturas de una capa de agua—es necesario colocar geles muy penetrantes en las fracturas o las fallas. Los cuatro últimos problemas no admiten soluciones simples y de bajo costo cerca del hueco, y requieren modificaciones en la completación o la producción como parte de la estrategia de manejo del yacimiento. Todo operador que desee lograr un cegado del agua en forma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgo debería comenzar por aplicar las tecnologías comprobadas en los primeros seis tipos de problemas.

Productor

> Capa inundada con flujo transversal.

Oilfield Review

RAP-Límite económico

Logaritmo de la RAP

Técnicas de diagnóstico para el control del agua En el pasado, se consideraba que el control del agua no era más que la simple colocación de un tapón acompañado por una operación de cementación, o bien un tratamiento con gel en un pozo. La razón principal por la cual la industria petrolera no pudo lograr un método adecuado para controlar el agua ha sido su falta de conocimiento de los diferentes problemas y la consiguiente aplicación de soluciones inapropiadas. Esto queda demostrado con la gran cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y los resultados con poca o ninguna referencia a la geología, al yacimiento o al problema de control del agua. El factor clave es el diagnóstico, es decir poder identificar el problema específico que se presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras: • para seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control del agua • para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método de control adecuado • para localizar el punto de entrada del agua en el pozo de tal manera que se pueda emplazar el tratamiento en el lugar correcto. Cuando se cuenta con una historia de producción confiable, muchas veces ésta contiene un cúmulo de información que puede ayudar a diagnosticar el problema del agua. Para poder distinguir las diferentes fuentes de agua no aceptable se han desarrollado varias técnicas analíticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones agua/petróleo, los datos de producción y las mediciones de los registros.

Petróleo acumulado, bbl

> Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendencia ascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si la RAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producido acumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el agua producida se considera agua aceptable.

Gráfico de recuperación—El grafico de recuperación es un gráfico semilogarítmico de la RAP con respecto a la producción acumulada de petróleo (arriba). La tendencia de producción se puede extrapolar al límite económico de la RAP para determinar la producción de petróleo que se obtendrá si no se toma ninguna medida para controlar el agua. Si la producción extrapolada es aproximadamente igual a las reservas esperadas para el pozo, quiere decir que el pozo produce un nivel de agua aceptable y no se necesita ninguna medida de control del agua. Si este valor es mucho menor que las reservas recuperables esperadas, significa que el pozo está produciendo agua no aceptable y, de existir suficientes reservas para compensar el costo de la intervención, se debería considerar alguna medida de reparación. 1000 Tasa de producción de petróleo y agua, bpd

10.000

1.000 Tasa del flujo de petróleo Barriles por día

Gráfico de la historia de producción—Este gráfico es un gráfico doble logarítmico de tasas de petróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a la izquierda). Por lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control del agua muestran un aumento de la producción de agua y una disminución de la producción de petróleo en forma casi simultánea. Análisis de la curva de declinación—Este es un gráfico semilogarítmico de la tasa de producción de petróleo con respecto al petróleo acumulado (abajo a la derecha). El agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la existencia de algún otro problema, como por ejemplo la disminución severa de la presión o el aumento del daño.

100 Tasa del flujo de agua 10

1

Petróleo 100

10

1 Agua 0,1 0

0,1 0

10

100

1.000

10.000

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

Petróleo acumulado, bbl

Tiempo, días

> Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de agua y petróleo con respecto al tiempo puede resultar útil para identificar los problemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique un aumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podría necesitar un tratamiento de remediación.

Verano de 2000

> Curva de declinación. Cualquier cambio brusco en la pendiente de la típica recta de declinación de la tasa de producción de petróleo, constituye una advertencia de que el exceso de agua, junto con otros problemas, pueden estar afectando la producción normal.

39

Gráficos de diagnóstico—Para determinar el tipo de problema específico estableciendo comparaciones con los esquemas de comportamiento conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico doble logarítmico de la RAP con respecto al tiempo (abajo). Existen tres signos básicos que permiten

distinguir entre los diferentes mecanismos de invasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturas o flujo por canal detrás del revestidor; flujo de agua marginal o un CAP dinámico; y problemas de conificación.7 Las interpretaciones del flujo de agua marginal fueron construidas a partir de simu-

100 RAP

RAP

10

1,0

0,1 100 10 RAP

RAP

1 0,1 0,01

RAP'

0,001 0,0001 100 10

RAP

RAP

1 0,1 0,01 RAP'

0,001 0,0001 1

10

100

1.000

10.000

Tiempo, días

> Perfiles de los gráficos de diagnóstico que caracterizan los mecanismos de invasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incremento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla, una fractura o un canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquier momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de una línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una forma escalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Un aumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana en la vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de la RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.

40

laciones numéricas y experiencias de campo.8 También se puede utilizar la derivada de la RAP con respecto al tiempo, si bien su aplicación se ve limitada por las incertidumbres o el ruido propio de las mediciones de campo. El ingeniero a cargo de la interpretación puede aprender a reconocer las diversas variaciones existentes en estos perfiles y a minimizar el problema de la carencia de una solución única cuando se combinan con otros datos. La utilidad de los gráficos de diagnóstico de la RAP para determinar la invasión del agua en múltiples capas se ilustra con el ejemplo de un campo manejado por una importante compañía que opera en el Mar del Norte. Se trata de un yacimiento de medianas dimensiones con una estructura costera de energía entre moderada y alta que había sido altamente bioturbado, lo cual provocó grandes variaciones de la permeabilidad (próxima página, arriba a la izquierda). No existía ninguna barrera significativa de lutitas, y el yacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzaba suavemente hacia un acuífero desde X180 hasta X290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes del yacimiento estaban delimitados por fallas sellantes y truncados por una discordancia. Se disparó un pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en el centro de esta unidad. En el yacimiento no se encontró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP). El gráfico de diagnóstico de la RAP generado a partir de los datos de pruebas de pozos mensuales muestra el efecto de la variación de la permeabilidad en los estratos del yacimiento (próxima página, abajo). El gráfico ilustra inundación de las capas de alta permeabilidad, las que contribuyen al flujo transversal dentro del yacimiento. La relación que se observa en los tiempos de invasión [1800:2400:2800] da una indicación acerca de las relaciones de permeabilidad en estas capas. El petróleo acumulado producido y el producto de la permeabilidad relativa por el espesor de las capas se podrían utilizar para estimar las reservas remanentes en las zonas de menor permeabilidad de la formación desde X180 hasta X204 m [X590 hasta X670 pies]. La respuesta de la RAP muestra que las capas con mayor permeabilidad se han inundado. Si bien no hay ninguna evidencia directa de la existencia de una conexión vertical entre estas capas, el conocimiento del ambiente deposicional y del impacto de la bioturbación puede ayudar a explicar este fenómeno. Es probable que exista cierta comunicación entre las capas de alta per7. Chan KS: “Water Control Diagnostic Plots,” artículo de la SPE 30775, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25, 1995. 8. Yortsos YC, Youngmin C, Zhengming Y y Shah PC: “Analysis and Interpretation of Water/Oil Ratio in Waterfloods,” SPE Journal 4, no. 4 (Diciembre de 1999): 413-424.

Oilfield Review

14.000 12.000

X680

Tasa de líquido total, bpd

Profundidad medida, pies

Hoyo Disparos

X770

1,4 1,2

8.000

1,0

6.000

0,8 0,6

4.000

0

0,4

RAP

0,2 200

X950 0

500

1000 1500 2000 Permeabilidad horizontal, mD

2500

3000

> Variaciones de la permeabilidad horizontal en un yacimiento del Mar del Norte. La gran variación de la permeabilidad provoca aislación efectiva de las capas, por lo cual estimula el flujo preferencial a lo largo de las capas de alta permeabilidad. El pozo fue abierto al flujo en la sección media del yacimiento.

1,0 4 RAP

2 3 0,1 1 0,01

2000

3000 Tiempo de producción, días

4000

5000

> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos mensuales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los 1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspondiente a un cambio repentino de la saturación de agua en el frente de inundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa de mayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100 días, comportamiento típico del flujo marginal. La entrada de agua se estabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra prácticamente inundada, lo cual lleva a una RAP constante. Este valor sugiere que la primera capa que invade contribuye aproximadamente el 14% del producto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la formación para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), la invasión de agua se ve a través de las capas interestratificadas de alta permeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasión porque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, la RAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del producto permeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inundada. El último aumento (punto 4) representa la invasión final de las capas de alta permeabilidad restantes.

meabilidad, así como también es posible que exista comunicación vertical dentro de la zona de baja permeabilidad restante. Cualquier intento realizado en las cercanías del hueco para controlar el agua proveniente de las capas de alta permeabilidad dependerá del aislamiento vertical sobre un área de gran extensión entre las reservas restantes por encima de los X670 pies y las capas

Verano de 2000

400 600 Tiempo, días

800

0,0 1000

> Tasas de producción durante el estrangulamiento. Los datos de producción durante el período de estrangulamiento en un pozo del Medio Oriente muestran que el estrangulamiento de la tasa de producción en un 50% provoca un gran aumento de la RAP.

10

0,001 1000

1,6

10.000

2.000

X860

1,8 Tasa de líquido

Relación agua-petróleo

X590

inundadas que se encuentran por debajo. Esto se puede confirmar con las mediciones de las presiones de las capas y las pruebas de interferencia vertical obtenidas con el Probador Modular de la Dinámica de la Formación MDT; las correlaciones de lutitas, y los registros de producción. Análisis de cierre y estrangulación—La historia de producción de la mayoría de los pozos

incluye períodos de estrangulación o cierre. El análisis de la RAP fluctuante puede proporcionar indicios muy valiosos para determinar el tipo de problema. Los problemas de invasión de agua, como la conificación o una fractura individual que intercepta una capa de agua más profunda provocan una RAP inferior durante el estrangulamiento o después del cierre. Por el contrario, cuando las fracturas o una falla interceptan una capa de agua superpuesta se produce el efecto opuesto. Estos sistemas no son estables en el transcurso del tiempo geológico pero, por cierto, pueden ser inducidos durante la producción. En un pozo del Medio Oriente que presentaba una tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3] de agua por día y 400 barriles [64 m3] de petróleo por día después de cada cierre (arriba a la derecha), estas tasas se invirtieron después de algunos días de producción. Los datos de producción sugieren que la causa aparente fue una falla conductiva que conectaba el yacimiento de petróleo con un yacimiento menos profundo que ya había sido inundado. En los pozos en los que la fuente de agua se encuentra a una presión superior que el petróleo, el estrangulamiento del pozo provoca un aumento de la RAP. La prueba de estrangulamiento constituye un método de diagnóstico útil para distinguir entre estos dos problemas. Cuando la calidad de los datos de la historia de producción es pobre, se puede realizar una prueba de estrangulamiento de la producción a corto término con varios tamaños de orificios. La presión se debe monitorear junto con la RAP desde un separador o, mejor aún, con un medidor de flujo trifásico, para determinar con precisión los cambios ocurridos en la RAP en función de la caída de presión. Esto se puede realizar sólo si la presión en el cabezal del pozo es suficiente para fluir a varias tasas, por lo que convendría realizarlo en las primeras etapas de la vida del pozo.

41

Análisis NODAL—El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del yacimiento y la tubería de fondo o sistema de ‘plomería’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidades de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo provenientes del yacimiento dependen de la caída de presión en el sistema de tuberías, y la caída de presión depende de la cantidad de cada fluido que corre por la tubería. La productividad de un pozo, a menudo, se puede ver disminuida en gran medida debido al rendimiento inadecuado o a una falla de diseño de alguno de los componentes del sistema. El análisis del comportamiento de un pozo en fluencia junto al de las tuberías asociadas con el mismo, se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia para evaluar el efecto de cada componente en un sistema de producción desde el fondo de un pozo hasta el separador. El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de presión en los sistemas de tuberías. Por otra parte, también es posible determinar el efecto que produce el cambio de cualquiera de los componentes del sistema sobre las tasas de producción.10 Por ejemplo, habitualmente se cree que el estrangulamiento de un pozo que produce agua servirá para reducir el corte de agua. Esto sucede por cierto en los casos de conificación convencional, pero en otros casos, depende del tipo de problema, así como también de las presiones del yacimiento. Por ejemplo, si un pozo se cierra por un período de tiempo prolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuelve a poner en funcionamiento) dependerá del problema de agua y de las presiones involucradas. En el Mar del Norte, un pozo productor de petróleo negro con una inclinación de 35° se dispara y produce desde cinco capas diferentes. Se sabe que cada capa se encuentra aislada de las demás por barreras impermeables de lutitas sin flujo transversal entre las mismas. El soporte de presión proviene de un inyector cercano y de un acuífero. El pozo producía 29.000 bpd [4608 m3/d] con un corte de agua del 90%. Un registro de producción recien-

42

3000

Presión de fluencia, lpc

> Análisis NODAL multicapa. El modelo de pozo (gráfico inserto) utilizado para el análisis NODAL tiene dos capas, cada una con diferente espesor y distinta permeabilidad. El análisis multicapa muestra las tasas de flujo individual y total de las capas de petróleo y agua a medida que se producen en conjunto y a diferentes presiones.

te realizado en este pozo muestra un significativo flujo transversal en condiciones de cierre, desde las capas inferiores hacia la capa superior, la que posiblemente sea una capa ladrona. Se realizó un análisis NODAL para ajustar el análisis obtenido con la herramienta de Registros de Producción PLT tanto para las condiciones de cierre como para las de fluencia. Este ajuste es necesario a los efectos de lograr la confiabilidad necesaria en las predicciones de producción adicional de petróleo como consecuencia de los diversos tratamientos de cegado del agua (próxima página, arriba). Si bien el análisis NODAL es una metodología estándar para simular las respuestas de los pozos, en este caso hay que considerar dos factores importantes. En primer lugar, la necesidad de calibrar las respuestas de flujo calculadas frente al agresivo flujo transversal observado en condiciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho de que en este caso se encontraban involucradas un número relativamente grande de capas separadas. El análisis incluyó seis pasos: •Construcción de modelos—La construcción básica de modelos de pozos requería un estudio de desviación detallado, las propiedades de presión, volumen y temperatura (PVT), las características del yacimiento en la región próxima al hueco para cada capa y la ubicación de los disparos. •Geología—La información geológica acerca del ambiente deposicional alrededor del pozo fue necesaria para estimar el grado y la extensión lateral de las barreras impermeables. El pozo exhibió una buena extensión lateral de dichas barreras. En otras áreas del campo, la variación del ambiente deposicional provocó incertidumbres en la continuidad de las barreras de permeabilidad, lo cual hizo disminuir la confianza en el mantenimiento de los tratamientos de cegado localizados. •Presiones de las capas—Las presiones individuales de las capas se obtuvieron a partir de los datos de cierre del pozo. En un principio se supuso que el factor de daño de la formación era cero.

2000

1000

0

Petróleo

1000

20 mD, 20 pies

Petróleo

100 mD, 4 pies

Agua

Agua

Tasa de flujo total

2000 Tasa de flujo, bpd

3000

4000

•Selección de la correlación—Se realizó una comparación de la correlación del flujo multifásico sobre el sistema básico para determinar el grado de variación que presentaban los modelos y el impacto de los parámetros de correlación, como los ángulos de cambio de la correlación.11 Este paso implica ajustar los datos obtenidos en las pruebas de pozo. •Flujo transversal en condiciones de cierre—En primer lugar, se simuló el flujo transversal en condiciones de cierre detectado por las mediciones de la herramienta PLT, lo cual permitió evaluar el factor de daño de cada capa. El proceso requería utilizar un sistema de prueba y error, en el cual las estimaciones aproximadas (a partir de pruebas anteriores) del índice de productividad de cada capa se modificaran en forma secuencial para ajustar los datos. También se consultó el historial del pozo para determinar si era factible encontrar algún daño debido a la perforación o a consideraciones operativas. En este ejemplo, no se esperaba encontrar ningún daño. •Flujo transversal en condiciones de fluencia—Se repitió este proceso para condiciones de fluencia y se analizaron varias tasas de producción. El proceso se puede acelerar si se cierran todas las capas productoras menos una, en forma sucesiva. El índice de productividad y los factores de daño debido al flujo no darciano de cada capa se modificaron posteriormente para ajustar los datos. El modelo final calibrado proporcionó un buen ajuste para todos los datos. A continuación se utilizó el modelo calibrado del análisis NODAL para determinar el incremento de producción estimado para dos opciones diferentes de cegado. La primera opción consistía en cegar completamente toda la producción proveniente de la capa más profunda, Capa 5 (próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas 9. Elphick J: “NODAL Analysis Shows Increased Oil Production Following Water Shutoff,” presentado en la Conferencia de la Red Educativa de la 2da. Conferencia Internacional Anual sobre Modificación Concordante del Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 19-21, 1996. 10. Beggs HD: Production Optimization Using NODAL Analysis. Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications, Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991. 11. Un ángulo de cambio determina cuando las correlaciones multifásicas verticales deberían ser reemplazadas por correlaciones horizontales. Es importante tener en cuenta que no existe ninguna correlación en la literatura entre el flujo multifásico y la caída de presión que resulte adecuada para todos los ángulos de inclinación. 12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “Horizontal Well Performance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,” artículo de la SPE 49089, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998. 13. Akhnoukh R, Leighton J, Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P, Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemmingway J, Horkowitz J, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D y Martin A: “Keeping Producing Wells Healthy,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 30-47.

Oilfield Review

Capas

L1

Petróleo calculado Agua calculada

L2

Petróleo medido Agua medida

L3

L4

L5 -5.000

0

5.000 10.000 Tasas de flujo por zonas, bpd

15.000

20.000

> Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barras azules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo de petróleo computado a partir de los registros de producción. Los círculos representan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran totalmente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican las tasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferior a la presión dinámica de fluencia.

las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumento de la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd [471 a 682 m3/d]. La producción de agua disminuiría de 26.510 a 12.742 barriles por día [4212 a 2025 m3/d]. La segunda opción implicaría sellar las Capas 1, 2 y 5, que no producían hidrocarburos, y producir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultado de esta segunda opción la producción de petróleo alcanzó 4613 bppd [733 m3/d], lo que representa sólo aproximadamente 300 bppd [47 m3/d] más que la opción 1. Para justificar los tratamientos se utilizó como argumento la diferencia entre el comportamiento corriente y el pronosticado a partir del cierre de una o más capas. Los datos de los registros de producción demostraron que el agua provenía de todas las capas superiores excepto de una. La mayor parte del

agua no deseada se originaba en la capa más profunda. Debido a las presiones reducidas de la formación, la capa superior estaba robando una pequeña cantidad de petróleo y de agua que se producía más abajo. De acuerdo con lo esperado, los volúmenes de líquido que ingresaban en la zona ladrona disminuían a medida que aumentaba la producción. Frente a las altas tasas de producción esperadas tales pérdidas se consideraron tolerables. El operador decidió entonces adoptar la opción 1 y colocar un tapón justo por debajo de la Capa 4, con lo que la Capa 5 quedó completamente aislada. Registros de producción—Los registros de producción precisos, como los que ofrecen las mediciones de los Servicios de Producción de la Plataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua

Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)

en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidad de determinar el flujo y el holdup de cada fase de fluido en huecos verticales, desviados y horizontales.13 A partir de la adición de los nuevos sensores ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones locales de sensores y mediciones de velocidad de cada fase, se han logrado importantes avances en el diagnóstico de casos simples y complejos con flujo trifásico. Tales avances en la obtención de registros de producción confiables y precisos, en particular en pozos desviados con cortes de agua elevados, representan un paso importante en aras de la identificación y el conocimiento de los diferentes tipos de problemas de agua. Por ejemplo, un operador perforó un pozo horizontal en el Golfo de México en una arena gasífera pequeña que producía agua en forma excesiva después de un período corto de producción. En este pozo, se suponía que la fuente más probable del agua no aceptable era agua marginal proveniente del acuífero inferior. Si el agua marginal ingresaba en el talón (heel) del pozo, una solución económica sería correr una tubería flexible en el pozo y cementar la porción alrededor del talón, dejando la tubería flexible en el lugar para permitir la producción de la punta (toe) del pozo. Esto dilataría la posterior producción de agua hasta que el agua avanzara hasta superar el tapón de cemento. Sin embargo, si el agua provenía de la punta del pozo se podría cementar la porción inferior del mismo utilizando tubería flexible y un empacador en la malla. Una tercera posibilidad era que el agua ingresara desde el centro del pozo, con lo cual sería difícil aislar la entrada de agua y continuar la producción desde la punta y el talón del pozo. El operador necesitaba conocer el punto exacto de ingreso del agua para realizar las operaciones correspondientes.

Opción 2 ( Cierre de las Capas 1, 2, y 5) Opción 2 petróleo Opción 2 agua

Opción 1 petróleo Opción 1 agua

L1

L3

Capas

Capas

L2

L3 L4 L4 -6000

-4000

-2000

0 2000 4000 Tasas de flujo por zonas, bpd

6000

8000

0

1000

2000

3000 4000 5000 Tasas de flujo por zonas, bpd

6000

7000

8000

> El análisis NODAL permite predecir los beneficios del control del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5 con un tapón y producir de las capas superiores, o bien cegar las Capas 1, 2 y 5, dejando las Capas 3 y 4 en producción. La primera opción (izquierda) produciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211 m3/d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la producción de 1647 bppd [262 m3/d]. La segunda opción es más costosa y probablemente requiera la colocación de un tapón para aislar la Capa 5, además de cementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.

Verano de 2000

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TPHL TPHL GHOST Desv.> 90° Perfil del agua Perfil del gas Desviación ProfundiGas Gas Gas WFL WFL dad 85 Grados 95 Agua Agua Agua Tasa del Tasa del flujo Velocidad medida, flujo de gas de agua del agua Holdup Profun. vertical verdadera Holdup Rayos Gamma pies 20 API 70 1 0 X070 pies X055 1 0 0 pies/min 500 0 bpd 1200 0 bpd 25.000

X200

X300

X400 Entrada de agua X500

X600 Entrada de agua

> Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviación del hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se observa en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOST identifican claramente el agua que penetra la sección horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En la pista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anular, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes de cada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil se observa un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por encima de X350. La pista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad del agua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene un perfil de la tasa de flujo de agua a partir del holdup del TPHL y la velocidad del WFL. La pista 8 contiene el perfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó utilizando los datos de holdup de la herramienta GHOST.

El programa de perfilaje incluyó la configuración básica de la Plataforma PS junto con las herramientas de Detección Optica del Holdup de Gas GHOST y de Control de Saturación RSTPro, trasportadas por tubería flexible. Las mediciones de las herramientas GHOST y FloView y la velocidad del fluido derivada del molinete del medidor de flujo, representan los fluidos dentro de la malla de completación, mientras que los registros de TPHL y las mediciones del WFL responden al flujo dentro y fuera de la malla (arriba). Las mediciones de velocidad del agua del registro WFL se combinan con las mediciones del holdup de las herramientas GHOST y TPHL para calcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En este ejemplo, más del 50% de la producción de agua proviene de la punta del pozo, que fluye por detrás de la malla y en el espacio anular del empaque de grava. Por medio de la medición GHOST también se identificó el agua adicional que ingresaba a mitad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450 pies]. Dado que la mayor parte del gas provenía de la punta del pozo, el operador decidió continuar la

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producción sin realizar ninguna intervención adicional. Las herramientas que obtienen imágenes a través del revestidor, como la herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar la calidad del trabajo de cementación en un pozo e identificar los canales de flujo detrás del revestidor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en Nueva México que producía sólo agua, se confirmó la existencia de un canal por encima de los disparos (derecha). Se realizó una cementación a presión (o cementación forzada), después de lo cual el pozo comenzó a producir petróleo y, en la actualidad, produce 50 bppd [8 m3/d] sin corte de agua. 14. Hegeman P y Pelissier-Combescure J: “Production Logging for Reservoir Testing,” Oilfield Review 9, no. 2 (Primavera de 1997): 16-20. 15. AL Shahri AM, AL Ubaidan AA, Kibsgaard P y Kuchuk F: “Monitoring Areal and Vertical Sweep and Reservoir Pressure in the Ghawar Field using Multiprobe Wireline Formation Tester,” artículo de la SPE 48956, presentado en la Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998. 16. Crombie A, Halford F, Hashem M, McNeal R, Thomas EC, Melbourne G y Mullins OC: “Innovations in Wireline Fluid Sampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

Diagnósticos especiales para la comunicación vertical El flujo transversal de agua adopta dos formas claramente definidas. Además del flujo transversal en el yacimiento, que ya se ha analizado, también existe flujo transversal dentro del hueco; ambos tipos son interdependientes y merecen especial atención. Cada vez que el hueco penetra múltiples capas que se encuentran con diferentes presiones existe la posibilidad de que se produzca flujo transversal. La diferencia de presión se mantiene sólo cuando y donde existe una aislación continua entre cada capa, lo cual implica que el flujo transversal del yacimiento y del hueco son mutuamente excluyentes en cualquier par de capas. Algunos yacimientos, por ejemplo los que presentan canales de arenas apiladas, tienen barreras locales de lutitas que se extienden por cientos de metros. Sin embargo, estos yacimientos pueden contener conexiones verticales distantes que provocan el flujo transversal y la comunicación de las presiones, si bien presentan aislamiento local con variaciones de presión transitorias entre las capas cuando se los somete a una prueba de estrangulamiento. Como resultado de ello se proProfundidad, pies X100

X200

Canal

Canal Disparos

X300

> Un canal que produce agua. La imagen del cemento en el espacio anular detrás del revestidor permitió identificar un canal de agua. Las imágenes obtenidas con la herramienta de Imágenes Ultrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempo de tránsito en la pista 2—confirman que existe un gran canal abierto en el espacio anular cementado detrás del revestidor, justo por encima de los disparos.

Oilfield Review

duce una combinación de los problemas propios de las capas inundadas con y sin flujo transversal. La identificación de la presencia de flujo transversal en la formación es de fundamental importancia. Las capas inundadas sin flujo transversal pueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco, si bien no existen soluciones simples cuando las capas no se encuentran aisladas por barreras impermeables. Además, las capas inundadas sin flujo transversal estarán sujetas al flujo transversal interno del hueco durante el cierre. Existen varios métodos de diagnóstico que resultan útiles para determinar la comunicación vertical. Pruebas con tasas variables—Con poco esfuerzo adicional, un registro de producción puede convertirse en un registro de producción con tasas variables o "prueba multicapa," midiendo la tasa de producción de cada capa frente a varias presiones de producción diferentes, con mediciones estacionarias posicionadas entre cada capa. De esta forma se podrá determinar el índice de productividad y la presión promedio del yacimiento para cada capa.14 El flujo transversal potencial se puede estimar utilizando el análisis NODAL. Probadores de la formación operados con cable de acero—Tanto las mediciones de presión de la formación obtenidas con herramientas operadas con cable de acero, como las obtenidas con las herramientas MDT o el Probador de la Formación a Repetición RFT, pueden mostrar si existe comunicación de la presión entre las capas.15 Si las capas tienen presiones diferentes y no se X000

comunican en el hueco, quiere decir que se encuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuando presentan la misma presión, puede ocurrir que estén comunicadas o bien que hayan producido (o hayan sido inyectadas) con tasas similares, por lo cual la presión resultante es la misma. Prueba de interferencia vertical—Una prueba de interferencia vertical realizada con la herramienta MDT muestra la permeabilidad vertical efectiva cerca del hueco. La permeabilidad vertical se puede determinar a partir de los cambios en la presión de la formación medida con un sensor de presión, mientras el fluido de la formación se bombea a través de una sonda de muestreo separada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre la pared del hueco.16 Correlaciones de lutitas—Las correlaciones de los registros pueden demostrar si en un campo existen grandes barreras de lutitas. Cuando se observa una excelente correlación de las lutitas entre los diferentes pozos, quiere decir que las capas del yacimiento se encuentran aisladas por roca impermeable y es improbable que exista flujo transversal dentro del yacimiento. Registros del medidor de flujo durante el cierre—El registro de producción (a través del molinete del medidor de flujo) puede detectar el flujo transversal en el hueco durante el cierre del pozo; de existir, constituiría un signo evidente de presión diferencial entre las capas aisladas. Prueba de estrangulamiento—Las pruebas de estrangulamiento o los datos de producción

pueden proporcionar un útil diagnóstico de comunicación vertical mediante la detección de presiones diferenciales. Soluciones para el control del agua Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las simples soluciones mecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo, hasta las más complejas y costosas soluciones de completaciones re-trabajadas. Es habitual la existencia de diversos problemas de control del agua y, a menudo, se hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. Hoy en día, además de las soluciones tradicionales descriptas anteriormente, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas de control del agua.

Tapón PosiSet

Presiones iniciales del yacimiento

X100

Formaciones

Profundidad, pies

X200

X300

Jurásico Superior

Presiones actuales del yacimiento

Tarbut X400

Ness Petróleo

X500

Etive

X600 Rannoch

Conjunto del tapón Agua

> Aplicación de la herramienta PosiSeT de accionamiento mecánico. El tapón PosiSeT se baja a través de la tubería de producción y se utiliza para cegar el agua en las cercanías del hueco. Se puede > Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo, bajar con cable de acero o por medio de tubería flexible y utiliza un sistema de anclaje positivo con las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presión de cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presión anclas superiores e inferiores (arriba) y elementos entre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entre sellantes que aislan las capas productoras de agua tanto en huecos abiertos como revestidos (abajo). sí por barreras de permeabilidad verticales. X700 5200

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5400

5600

5800 6000 Presión, lpc

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6400

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Soluciones mecánicas—En muchos de los problemas que ocurren en las cercanías del hueco, como las filtraciones del revestidor, el flujo por detrás del revestidor, el ascenso de agua desde el fondo y las capas inundadas sin flujo transversal, se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables. La herramienta PosiSet, que incluye un tapón mecánico, se puede transportar con tubería flexible o bajar con cable de acero. Esta herramienta

Cable eléctrico

Herramienta de bajada al pozo Camisa PatchFlex Disparos

> Camisa PatchFlex. Formada por un cilindro de un compuesto flexible realizado con fibra de carbono, resinas termosellantes y un revestimiento de goma, la camisa PatchFlex se construye alrededor de un elemento inflable que se acopla a una herramienta de bajada al pozo y se la baja con cable de acero. Cuando la camisa se encuentra posicionada frente al área a ser tratada, una bomba incluida en la herramienta de bajada al pozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Las resinas son calentadas hasta que se polimerizan completamente. A continuación, el elemento inflable se desinfla y se extrae, con lo cual queda una camisa dura, resistente a la presión, perfectamente ajustada, inclusive en los casos en que el revestidor se encuentra dañado o corroído.

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utiliza tecnología que ya ha sido probada en el campo y garantiza el cegado del hueco tanto en huecos revestidos como en huecos abiertos (página previa, a la derecha). Cuando el hueco debe mantenerse abierto hasta niveles más profundos que el punto de invasión del agua, la solución puede ser colocar un remiendo que se baja a través de la tubería de producción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo, denominado camisa PatchFlex, que se puede colocar por medio de tubería flexible o cable de acero dentro del revestidor y se ha utilizado con todo éxito en diversas aplicaciones en todo el mundo (izquierda). Resulta especialmente indicado para cegar la entrada de agua o gas mediante operaciones realizadas a través de la tubería de producción, y para modificar el perfil de inyección y para el aislamiento zonal. Las camisas inflables se construyen conforme a las necesidades, para ajustarse a la longitud de los intervalos agujereados y pueden soportar las presiones de flujo transversal en el hueco. Una vez colocada, la camisa pasa a ser una tubería corta compuesta ubicada dentro del revestidor; si fuera necesario realizar una posterior operación de cementación forzada, la camisa se puede fresar utilizando técnicas de perforación a través de la tubería de producción, o bien se puede volver a disparar para permitir la re-entrada de las zonas. La única desventaja de la tubería corta compuesta es que el diámetro del hueco se ve reducido en poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo, otros remiendos mecánicos ocupan aún más espacio del diámetro interno del revestidor. En un pozo del Mar del Norte, la compañía Shell UK Exploration and Production logró reducir el corte de agua del 85% al 10% utilizando una camisa PatchFlex para aislar los intervalos con producción de agua. La sonda de perfilaje Plataforma PS cuantificó las distintas contribuciones de fluidos provenientes de cada zona productiva. Se pudo determinar que la mayor parte del agua indeseable provenía de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m [4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RST confirmaron la elevada saturación de agua en los intervalos productores de agua. Además, el análisis de saturación del RST identificó la existencia de otras dos zonas de petróleo que no habían sido abiertas al flujo por debajo de las otras zonas productoras. Si bien se podría haber utilizado un tapón tradicional para cegar la zona productora de agua, también podía bloquear las nuevas zonas de petróleo subyacentes. Por medio de la tecnología PatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de agua y puso en producción las nuevas zonas petrolíferas que se encontraban por debajo de las mismas.

Soluciones químicas—Los tratamientos químicos requieren el emplazamiento preciso del fluido. La tubería flexible con empacadores inflables permite colocar la mayor parte de los fluidos de los tratamientos sin riesgo de afectar las zonas de hidrocarburos. La inyección doble con tubería flexible es un proceso que consiste en bombear un fluido protector a lo largo de la tubería flexible hasta el espacio anular del revestidor y bombear el fluido del tratamiento a través de la tubería flexible (próxima página, arriba). El cemento SqueezeCRETE constituye otro elemento clave dentro del conjunto de soluciones para el control del agua.17 Debido a su escasa pérdida de fluido y a su capacidad de penetrar microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sistema ideal para tratamientos de remediación de filtraciones en las tuberías, provocadas por flujo detrás de las mismas. Una vez colocado, este cemento ofrece gran resistencia a la compresión, baja permeabilidad y alta resistencia a los ataques químicos. El tratamiento SqueezeCRETE a menudo se utiliza con cemento común para cegar disparos cuando existe un problema de capas inundadas, o bien cuando asciende el agua del fondo o el CAP. También se puede aplicar para el sellado de empaques de grava, filtraciones en el revestidor o canales por detrás del revestidor. Los geles rígidos son sumamente efectivos para cegar excesos de agua en las cercanías del hueco (próxima página, abajo a la izquierda). A diferencia del cemento, los geles se pueden forzar dentro de la formación para realizar el cegado completo de esa zona o para llegar a las barreras de lutitas. Con respecto a los tratamientos de cemento presentan una ventaja operativa, ya que se pueden perforar con chorros de fluidos en lugar de triturarlos con mechas. Habitualmente están hechos a base de polímeros con aditivos reticuladores. Productos como los sistemas MaraSEAL y OrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad y tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP, Martínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29. 18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabilidades inferiores a 25 mD. 19. O’Brien W, Stratton JJ y Lane RH: “Mechanistic Reservoir Modeling Improves Fissure Treatment Gel Design in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North Dome Field, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en la Conferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston, Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999. 20. Elphick J, Fletcher P y Crabtree M: “Techniques for Zonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en la Reunión de la Asociación de Ingenieros de Producción, Reading, Inglaterra, Noviembre 4-5, 1998.

Oilfield Review

D

E

Revestidor

Empaque de grava

Tubería de producción Tubería flexible Empacador

Empacador

tados a presión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás del revestidor y capas inundadas sin flujo transversal, o colocados selectivamente en la zona de agua usando tubería flexible y un empacador.18 Otra solución es un fluido gelificado que se puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero sólo penetra las formaciones con permeabilidades superiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandes volúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589 m3] de estos fluidos poco costosos, por lo general se logra cegar amplios sistemas de fracturas que rodean al pozo inyector o a los pozos productores.19 Al igual que los geles rígidos, los productos del tipo de los sistemas Marcit y OrganoSEAL-F son polímeros reticulados simples de mezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo (hasta tres días) antes de volverse rígidos y se pueden bombear a través de las mallas de completación. Por otra parte, se están desarrollando fluidos inteligentes o selectivos en la forma de polímeros y surfactantes para tratamientos de la matriz de la formación cercana al hueco. Estos tratamientos, denominados modificadores de permeabilidad relativa, producen un material similar al de un gel para detener el flujo en las capas de agua, pero mantienen el comportamiento del fluido en las capas de petróleo para permitir que continúe la producción. En algunas aplicaciones, ofrecen la posibilidad de realizar un tratamiento selectivo simplemente utilizando un método de emplazamiento forzado de bajo costo.

E Fluido protector

Zona de petróleo B

A D Fluido de tratamiento

Zona inundada C

> Inyección doble con tubería flexible. En los problemas de control del agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido de tratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejado con tubería flexible para proporcionar el aislamiento del hueco entre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En este ejemplo con empaque de grava, para detener el avance del agua no deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de la tubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo se bombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia la zona productora de petróleo.

En los pozos horizontales, los tratamientos para resolver los problemas de agua resultan más efectivos cuando la zona tratada se encuentra aislada del resto del hueco. En los huecos revestidos, y hasta cierto punto, en los huecos abiertos, esto se logra en forma mecánica con empacadores inflables. Sin embargo, cuando se ha colocado una malla o una tubería corta pero no se han cementado, estos dispositivos mecánicos no logran aislar el espacio anular abierto

detrás de la tubería. El Empacador Químico Anular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarrollado para estos casos, realiza el aislamiento entre las diversas zonas utilizando empacadores o tapones colocados por medio de tubería flexible (abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consiste en alcanzar una cobertura circunferencial total sobre una longitud relativamente pequeña, mientras se deja la tubería corta libre del material que podría obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la

Tubería flexible

Empacadores inflables

Revestidor Tubería de producción Tubería flexible Empacador

Zona de petróleo C Empacador B

A

Gel rígido

Hueco abierto

Empacador químico

Barrera

Zona inundada D Cañería ranurada

> Aplicación de un gel rígido utilizando tubería flexible. Se bombea un gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de agua de una capa sin flujo transversal. Un empacador inflable en la tubería flexible (B) aisla la zona productora de petróleo (C) de la zona inundada (D).

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> Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamiento de un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranurada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamiento mediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflables para rellenar el espacio anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado para fraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de gran resistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.

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Petróleo

Agua

Petróleo

Petróleo

Agua

Agua

> Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conificación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y el petróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo puede incrementar el corte de agua, pero mejora la eficiencia de barrido y aumenta las reservas recuperables a largo término. Como alternativa, el agua y el petróleo se pueden producir en forma separada a través de la tubería de producción y el espacio anular (derecha).

herramienta a través de esa sección. La operación consiste en bombear un fluido de baja viscosidad, a base de cemento, por medio de tubería flexible y emplazarlo en el espacio comprendido entre dos empacadores a través de las pequeñas ranuras de la tubería corta. Una vez en su lugar, el fluido adquiere inmediatamente la dureza de un gel, lo cual impide su desmoronamiento y garantiza el relleno completo y el aislamiento del espacio anular. Soluciones de completación—Diversas alternativas de completación, como pozos con múltiples tramos laterales, desviaciones de sus trayectorias, aislamiento con tubería flexible y completaciones dobles, pueden servir para resolver problemas difíciles de agua tales como CAPs ascendentes, conificación, barrido areal incompleto y segregación gravitacional.21 Por ejemplo, una estrategia muy utilizada cuando existe conificación en pozos de alto valor es la coproducción de agua, que consiste en cañonear la pata de agua y utilizar completaciones dobles (arriba). Problemas de pozos inyectores Los pozos inyectores pueden originar problemas si el agua de inyección no está filtrada correctamente, ya que puede contener partículas tan grandes que provoquen el taponamiento de la matriz. Por otra parte, si no se trata en forma adecuada con químicos de producción como bactericidas y secuestrantes de oxígeno, el daño puede aumentar. Ambos factores pueden provocar el aumento de la presión de inyección 21. Hill et al, referencia 5. 22. La inyectividad es la medida de la cantidad de líquido que se puede bombear en un pozo (o en una zona) con una diferencia dada entre la presión del fluido de inyección y la presión de la formación.

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hasta que se inicia una fractura, que en un principio es corta, pero luego crece en longitud y en altura para mantener la inyectividad a medida que las caras de la fractura se taponan.22 Cuando las fracturas inducidas se extienden en forma vertical a través de varias capas, se pierde el control sobre el barrido vertical y resulta difícil recuperar el control del perfil de inyección. La fracturación térmica, que a menudo se encuentra en las zonas marinas, es provocada por la reducción de los esfuerzos en la zona de inyección debido al enfriamiento. La zona que tiene mayor inyectividad se enfría en primer lugar y luego se fractura, tomando aún más fluido de inyección y provocando un escaso barrido vertical (derecha). Como en estos casos, resulta difícil evitar la fracturación térmica, probablemente la mejor estrategia sea garantizar la fracturación de todas las zonas, ya sea por medios térmicos o hidráulicos, para obtener un perfil de inyección más parejo. Algunas veces si existe una capa de alta permeabilidad adyacente a la capa de baja permeabilidad, la fractura térmica puede irrumpir en la zona de alta permeabilidad, la cual puede llegar a tomar toda el agua de inyección y como consecuencia se pierde el barrido de la zona de baja permeabilidad. Evaluación de los riesgos La justificación de un tratamiento en cualquier pozo depende del valor del incremento esperado en la producción de hidrocarburos. Se trata de un valor ‘esperado,’ lo cual indica que existe un cierto grado de incertidumbre en el análisis. Algunos tratamientos destinados al control del agua pueden garantizar un aumento substancial de la producción. En tales circunstancias, el elemento primario de incertidumbre es el éxito de la

operación en sí misma. Cuando el incremento de la producción es relativamente pequeño (o se basa en diversos supuestos) no sólo comienza a cobrar importancia el riesgo de la operación, sino también el pronóstico mismo se convierte en un riesgo clave. Por lo tanto, el operador necesita cuantificar el valor de un tratamiento de control del agua. Una posibilidad consiste en realizar un análisis que incorpora los componentes multifacéticos de riesgo utilizando los métodos de análisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sus siglas en Inglés). Los árboles de decisión son herramientas valiosas que permiten visualizar y cuantificar todas las opciones disponibles y la probabilidad de sus resultados. A modo de ilustración, PrecisionTree, un producto de Palisade Corporation, es un programa de análisis de decisiones que se utiliza con el programa Excel de planillas de cálculo. Este software se puede acoplar con los métodos de Monte Carlo, con lo cual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluye riesgos’ para analizar las opciones con respecto al control del agua para pozos específicos (próxima página). Control del agua a nivel de campo Los problemas de control del agua, las técnicas de diagnóstico y las soluciones ya se han analizado en el contexto de su aplicación en pozos individuales dentro de un campo. Ahora bien, si las técnicas de diagnóstico se modifican y se extienden a una gran cantidad de pozos en un campo, se obtendrá una mayor reducción en el manejo total del agua y, en muchos casos, se logrará un incremento importante en la produc-

Fractura térmica

Entrada de agua

> Fracturación térmica en un pozo inyector. Las fracturas se pueden iniciar en los pozos inyectores a través de la presión y el esfuerzo térmico inducido por la entrada de agua fría. Esto resulta en un perfil de barrido vertical deficiente.

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Rama 1

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Rama 2

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ción total de hidrocarburos en el campo. Cuando se conjuga el diagnóstico correcto con la aplicación de soluciones comprobadas, el control del agua puede convertirse en una herramienta efectiva para el manejo del yacimiento. Si bien es posible aplicar estrategias individuales de control del agua en un cierto número de pozos dentro de un campo, en los campos extensos puede resultar poco eficiente e implicar un gran consumo de tiempo. El primer objetivo de un programa de control del agua en todo un campo consiste en identificar los pozos que presentan las siguientes características: •El pozo es accesible para realizar una intervención. •La completación es lo suficientemente robusta

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Rama 4

Rama 5

con Pozousr c in es n tacio

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Rama 3

< Arbol de decisiones para un pozo con incrustaciones minerales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultados posibles de los tratamientos, representados por ramas con las pérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de alcanzar el final de cada rama. Los círculos (amarillos) representan los nodos de chances donde existen dos o más resultados posibles. El resultado de cada rama es independiente de cualquier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descripta por una distribución de probabilidad unimodal (verde) calculada a partir de las simulaciones Monte Carlo. Los nodos cuadrados (azules) representan las decisiones en las cuales la rama seleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemento fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias, consideradas como maximización del valor. Este esquema permite comparar los diferentes escenarios en una distribución óptima de los escasos recursos.

d bilida Probcaolocar de apón el t xito con é n oció Remcrusde iniones tac osa: exit ación c Colotapón del

ón Tapado c coloK O

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como para tolerar la intervención. •Existe un valor económico relacionado con la reducción de la producción de agua en ese pozo. •El pozo tiene un problema de control del agua que se puede tratar en forma económica con un riesgo aceptable. Las estrategias de control del agua en todo un campo a menudo son diferentes de las que se aplican en cada pozo individual. Por ejemplo, es posible que sea necesario modificar los diseños de completación que han dado buenos resultados

en pozos individuales para lograr mejoras en todo un campo. Como ejemplo se puede citar el caso de un operador en América del Sur que estaba produciendo de un yacimiento multicapa con distintas unidades de flujo separadas por lutitas. Se dispararon todas las capas ignorando las diferencias de presión que existían entre las distintas capas. Como resultado, se inundaron varias capas en diferentes pozos y la consiguiente disminución de la presión provocó una reducción en la producción de petróleo en las capas restantes. En un principio, el operador simplemente cegó el agua en las capas inundadas donde la geología local resultaba favorable, pero la producción del campo continuó declinando debido a una mayor invasión de agua y a un posible flujo transversal a través de las barreras de lutitas discontinuas. Utilizando una estrategia de control del agua a nivel de campo, el operador abandonó la producción simultánea para iniciar la producción de cada capa en forma individual en cada pozo, con el propósito de impedir el flujo transversal y lograr una caída de presión efectiva en las capas de petróleo de baja presión. Esto significa que, si bien un menor número de pozos drenaba cada capa, se conseguía mayor eficiencia en el barrido del campo. Al considerar los tratamientos a nivel de campo también se tiene en cuenta la influencia colectiva del comportamiento de la producción de muchos pozos. La geología local y regional— en términos de estructura y heterogeneidad— ejercen influencia sobre el movimiento de los fluidos. Por ejemplo, es importante tener en cuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos

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1 año

2 años

5 años

10 años

> Simulación de líneas de flujo. El modelado de las líneas de flujo de agua simuladas con el software FrontSim y ajustadas con la historia de producción puede utilizarse para mostrar las interacciones entre los pozos y detallar la fracción exacta de agua que fluye entre los pozos inyectores y productores. En este ejemplo con 10 productores (círculos rojos) y 5 inyectores (círculos azules), el modelo permite visualizar el destino del agua de inyección después de 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas (azules) se observan claramente cerca del centro del yacimiento.

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productores y los acuíferos o los pozos inyectores (izquierda), además de las estrategias de completación actuales y futuras, que también son factores fundamentales dentro del análisis. Resulta claro que no es necesario realizar un estudio de pre-selección o de pre-factibilidad de pozos prolongado cada vez que se inicia un proyecto de control del agua en todo el campo. Tampoco un estudio de pre-selección debería ser simplemente un mecanismo para identificar pozos tratables. El estudio debe ajustarse al problema y los amplios conocimientos del operador a menudo pueden servir para perfeccionar y facilitar el mismo. Cada estudio de pre-selección de pozos para el control del agua utiliza herramientas de ingeniería de diagnóstico para identificar los pozos de mayor valor y los que pueden ser tratados en forma efectiva y con bajo riesgo. El estudio de pre-seleción consta de dos fases: la fase de diagnóstico y la fase de soluciones. En la primera fase se utilizan los conocimientos y la experiencia del operador en la región junto con la ingeniería y el software de Schlumberger para analizar la naturaleza y la causa del problema. En primer término, se examinan los pozos para seleccionar un área de enfoque dentro del campo; luego, una vez más, para identificar los pozos que podrían beneficiarse con algún tipo de intervención y, por último, para seleccionar los pozos cuyo valor es suficiente para justificar el tratamiento. La metodología basada en el software WaterCASE examina los pozos probables tomando como base los datos existentes, como las historias de producción, los registros de producción disponibles, la caracterización de los yacimientos a partir de modelos numéricos y analíticos, y los datos y la experiencia de los tratamientos realizados en pozos vecinos (próxima página, arriba). Un estudio reciente realizado por Schlumberger en el Mar del Norte muestra los resultados del proceso de identificación. En este caso, un campo contenía aproximadamente 100 pozos con cortes de agua que oscilaban entre el 20% y el 90%, mientras que el promedio del campo era del 60%. A partir del estudio de preselección se obtuvieron los siguientes resultados: •15 pozos son submarinos, requieren un equipo para intervenciones y 6 tienen problemas con el árbol de producción o problemas de pescas en el pozo, lo cual dificulta las intervenciones. •De los 85 pozos restantes, 20 presentan problemas de corrosión en las tuberías, lo cual aumenta el riesgo de intervención. •De los pozos restantes, 25 tienen un gran potencial de productividad adicional si se reduce el corte de agua. •De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solucionables: filtraciones del revestidor, flujo

detrás de las tuberías, agua en el fondo, capas con alta permeabilidad sin flujo transversal o fracturas desde el inyector al productor. Los resultados identifican los pozos candidatos primarios para pasar a la segunda fase del proceso de intervención; el desarrollo de un plan de soluciones. En esta fase se desarrolla un amplio espectro de soluciones, que incluyen distintas opciones mecánicas, de fluidos y de completación. Estas soluciones están clasificadas de acuerdo con sus riesgos, costos y beneficios mediante el análisis de riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA). Existen soluciones rápidas y que se pagan pronto y otras de mayor alcance, cuyos costos son más elevados pero que ofrecen mejores resultados. Schlumberger trabaja en forma conjunta con el personal a cargo de la operación para identificar la opción de tratamiento más efectiva, de menor riesgo y mayor valor para cada pozo. La solución escogida para cada pozo se desarrolla totalmente desde una perspectiva ingenieril y se somete a la consideración y revisión final de los expertos antes su puesta en práctica. En el proceso general de selección deberían incluirse servicios de control del agua relacionados con los tratamientos de superficie (página 52), para maximizar la reducción de costos en todo el campo. Una solución integrada es a menudo una combinación de elementos que incluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas de superficie. Las instalaciones de superficie pueden aportar hasta un 25% de la reducción de los costos totales del sistema de manejo del agua. Problemas a nivel de campo Tarde o temprano la mayor parte de los campos petroleros se encuentran bajo un empuje de agua, ya sea por un tratamiento de recuperación secundaria mediante la inyección de agua o por un acuífero natural. Si se desea aumentar en forma significativa el factor de recuperación se debe incrementar por lo menos uno de los componentes de dicho factor: la eficiencia del desplazamiento, la eficiencia del barrido areal o la eficiencia del barrido vertical. El primero, la eficiencia del desplazamiento, sólo se puede mejorar reduciendo la saturación residual del petróleo con un surfactante, flujo miscible o esquema alternativo de agua y gas. El control del agua mejora la eficiencia del barrido areal o vertical. Para poder realizar un análisis de barrido de agua a nivel de un campo es necesario entender la geología y contar con una adecuada caracterización del yacimiento. En los inicios de la vida del campo se sabe bastante poco acerca de la caracterización del yacimiento, en particular de su heterogeneidad, pero la información aumenta gradualmente a medi-

Oilfield Review

< Pantalla del programa WaterCASE. En este caso una interfaz del usuario realiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resultados de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problema de control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respuestas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdo con su probabilidad de incidencia. La lógica de la estructura del software WaterCASE se muestra superpuesta por encima del despliegue de la pantalla.

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23. Dake LP: “The Practice of Reservoir Engineering,” in Developments of Petroleum Science 36. Oxford, Inglaterra: Elsevier, 1994: 445-450.

Verano de 2000

grandes canales de disolución causados por el flujo de agua del subsuelo, que a veces tienen varios metros de amplitud, y pueden crear trayectos de alta velocidad para el flujo, provocando a menudo invasión prematura de agua. Estos se deben considerar como derivaciones de los problemas de agua inducidos por fracturas, y el cegado de este tipo de canales resulta sumamente difícil. Muchos operadores se resisten a controlar el agua en forma preventiva antes de que se produzca una invasión, por lo cual la mayor parte de las operaciones son de remediación. El control preventivo del agua debería incluir el estrangulamiento de las zonas con mayor permeabilidad para crear un barrido más uniforme, lo cual significaría sacrificar el flujo de fondos en un principio a cambio de un retorno incierto, debido a que no se tiene un 1,0 Flujo fraccional, corte de agua

da que se obtienen datos de la dinámica de la producción. En los casos de ambientes de deposición calmos, como las áreas marinas poco profundas, a menudo se encuentran arcillas continuas que proporcionan un buen aislamiento vertical entre las capas, por lo cual el aumento del barrido vertical resulta conveniente. Cualquier problema existente con las capas inundadas sin flujo transversal se puede corregir fácilmente en el hueco y, en este ambiente, este problema es más habitual que el problema de las capas inundadas con flujo transversal, que resulta más difícil de solucionar. Las arenas eólicas, que a menudo tienen buen espesor y buena permeabilidad vertical, presentan problemas con respecto al control del agua. Puede existir segregación gravitacional de fluidos, causando invasión de agua en los pozos productores. En ambientes con deposición fluvial y deltaica, por lo general, se crean canales de arenas, que pueden variar desde arenas bien apiladas con buena continuidad vertical y horizontal hasta canales aislados con escasa comunicación. Dado que en este ambiente pueden producirse varios tipos de problemas, es importante realizar una caracterización correcta de las arenas. Los yacimientos de carbonatos presentan sus propios problemas, que incluyen frecuentes fracturas naturales que provocan invasión de agua proveniente de una capa de agua, o a través de fracturas que conectan los pozos inyectores con los pozos productores. Por otra parte, pueden existir

conocimiento completo de las heterogeneidades del yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar el perfil de producción (y de inyección) por medio de la estimulación selectiva de las zonas con menor permeabilidad. Esta constituye una opción particularmente atractiva debido a la posibilidad de utilizar tubería flexible para emplazar con precisión fracturas hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento de las técnicas de perforación horizontal, incluyendo los pozos con múltiples tramos laterales y las tuberías flexibles también ofrecen una mayor variedad de soluciones viables para resolver problemas en yacimientos complejos. Sin embargo, es probable que se mantenga este enfoque predominantemente reactivo respecto del control del agua y, como consecuencia, de un mejor barrido, hasta que se logre realizar una caracterización temprana del yacimiento más precisa. Tomando como base los datos conocidos, o incluso una estimación aproximada, del volumen del yacimiento y la curva de flujo fraccional, se puede calcular la recuperación esperada, suponiendo que la producción continúa hasta un corte de agua dado. Si se compara la recuperación esperada con la recuperación final indicada por los gráficos semilogarítmicos de la RAP, se pueden utilizar diagnósticos a nivel de campo para estimar la eficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP es menor que la curva de flujo fraccional, quiere decir que existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la producción de petróleo se acelera, entonces deberá compensar el valor del retardo supuesto en los

Corte de agua 95% 0,75 A

B

0,5 Saturación de agua final, 58% 0,25 Saturación de agua final, 38% 0,0 0

10

20

30 40 Saturación de agua, %

50

60

70

> Pronóstico del flujo fraccional. Las dos curvas de flujo fraccional muestran cómo podría funcionar un yacimiento de múliples capas bajo diferentes suposiciones. Las dos curvas muestran una gran diferencia en el valor final de saturación de agua de formación con el mismo corte de agua. Suponiendo que las capas del yacimiento se inundan de acuerdo con su capacidad de flujo, la Curva A muestra una cantidad substancial de petróleo que todavía permanece en la formación. Suponiendo que las capas se inundan desde el fondo hacia la superficie, la Curva B muestra que se puede recuperar casi todo el petróleo.

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cálculos del valor actual neto; esto es, el valor del petróleo cuando se produce menos su valor cuando se hubiera producido. Si el petróleo es incremental, se puede utilizar el valor de este petróleo incremental para justificar los costos de la operación de control del agua. El petróleo incremental es a menudo más valioso que el petróleo acelerado. Instalaciones de superficie Las instalaciones de superficie separan el agua del petróleo y la procesan hasta lograr una especificación aceptable adecuada para desecharla en el medio ambiente o para reinyectarla (abajo). El gas se envía a una planta de procesamiento o simplemente se lo quema, mientras que el petróleo se somete a un proceso de eliminación de impurezas mediante el cual se quita el agua del petróleo hasta que su concentración baje al 0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones de entrega. El agua se reinyecta para su eliminación y para mantener la presión del yacimiento. En una instalación típica de tratamiento de agua para inyección, todas las corrientes de agua de cada etapa del proceso de separación se someten a un proceso de eliminación de los restos de petróleo hasta lograr un nivel compatible con la descarga al medio ambiente o a la formación receptora, que por lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En la etapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50 micrones para quitar los sólidos, lo cual hace que el agua sea más compatible con la formación antes de la reinyección.

nibles hoy en día para uso comercial en forma de una planta de separación en el pozo. El petróleo, el agua y el gas son separados cerca del cabezal del pozo y el agua y el gas indeseables se vuelven a inyectar para mantener la presión del yacimiento, o bien se los elimina con bombas multifásicas. Instalaciones de superficie convencionales— Las instalaciones convencionales de separación gravitacional pueden ser diseñadas para perfiles de producción específicos. Dotadas de las mejores prácticas y tecnologías, las instalaciones de superficie pueden significar importantes ahorros en el proceso de eliminación del agua (próxima página). Por ejemplo, la separación centrífuga realizada por Framo Engineering—tecnología derivada de las prácticas de bombeo multifásico—podría proporcionar en el futuro inmediato una importante disminución de los costos operativos y ahorros de capital, ya que permite reducir la cantidad y el tamaño del equipamiento y los costos de la inyección de químicos. La separación centrífuga se podría extender a la planta de separación en el pozo. Otras tecnologías específicas utilizadas para reducir la concentración de agua en el petróleo hasta niveles sumamente bajos incluyen sistemas de deshidratación, que pueden reducir el contenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; los sistemas de ultradeshidratación, que reducen el agua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finos para filtrar partículas de detritos, como partículas de arena de hasta 2 micrones de tamaño.

Los tratamientos químicos incluyen quebradores de emulsión, biocidas, polielectrolitos y secuestrantes de oxígeno que se agregan al agua para condicionarla para la reinyección, además de inhibidores de corrosión y químicos para combatir las incrustaciones minerales, que se adicionan para proteger las tuberías y los equipamientos de fondo. Cuando el agua se produce a altas tasas, los aditivos químicos constituyen hasta un 20% de los costos de manejo del agua en la superficie. El equipamiento de superficie y las instalaciones representan el 80% restante. En la práctica, las soluciones de superficie comienzan en el fondo. Una separación parcial del agua y el petróleo realizada en el fondo del pozo puede eliminar algunos de los costos de levantamiento del agua. Como alternativa a la separación en el fondo y reinyección simultáneas, existe la producción segregada en el fondo por la cual el agua y los hidrocarburos son producidos en forma separada, con lo cual se evita la necesidad de contar con instalaciones de separación en la superficie. Por último, los tratamientos químicos, como los quebradores de emulsión, los químicos para destruir las incrustaciones minerales y los inhibidores de corrosión inyectados en el fondo pueden preparar los fluidos para poder realizar un tratamiento de superficie eficiente.24 Concepto de planta de separación en el pozo—Las tecnologías de separación existentes y el bombeo multifásico se encuentran dispo-

Separación primaria del petróleo/agua/gas Separación 9%

Inhibidor de corrosión

Pulido de agua

Polielectrolito

Inhibidor de incrustación

Petróleo

Biocida Tanque de compensación del agua producida

Demulsificador

> Instalaciones de superficie típicas y costos relativos. Las instalaciones para el manejo del agua en la superficie incluyen separadores primarios de petróleo, agua y gas; sistemas para remover las impurezas remanentes de petróleo del agua, sistemas de filtración de sólidos, además de tratamientos químicos. Estos sistemas permiten garantizar que el agua reinyectada sea compatible con la formación receptora y que no causará otros problemas, como depósitos de residuos minerales y corrosión en el pozo ni daño en el yacimiento. También se muestran los costos relativos del ciclo del agua desde el pozo productor (costos de levantamiento de 17%), químicos 13%, costos de remoción y procesamiento (incluyendo separación 9%; separación de restos de crudo 14% y filtrado 15%), bombeo 27% y, por último, costos de reinyección 5%. Las estimaciones del costo promedio del manejo del agua de 50 centavos por barril, parten del supuesto de que los campos se encuentran en tierra firme, que los pozos tienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] de profundidad, y que producen 1000 bppd [159 m3/d] e inyectan 5000 barriles de agua por día [795 m3/d].

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Deshidratador de petróleo

Separador

Separación de restos de crudo

Productos químicos 13% Filtros

Inhibidor de corrosión Inhibidor de incrustación Bombas de Pozos de inyección inyección

Polielectrolito

Pozo 17%

Biocida

Filtrado 15% Levantamiento del fluido

Tanque de agua filtrada

Separación de restos de crudo 14%

Filtrado de agua

Barredor de oxígeno

Bombeo 27% Pozo 5%

Inyección de agua

Oilfield Review

A medida que la producción diaria de agua aumenta en todo el mundo, las instalaciones de superficie, que originalmente no fueron diseñadas para manejar grandes volúmenes de agua, se deben reacondicionar con equipamientos capaces de manejar fracciones mayores de agua en forma económica. Hoy en día, algunos yacimientos producen en forma efectiva con un corte de agua superior al 95%. En yacimientos bien conocidos, tales mejoras en los servicios de manejo de agua en las instalaciones de superficie permiten descubrir reservas recuperables adicionales. El proyecto Apertura de LASMO Plc en el campo Dación de Venezuela constituye un ejemplo de una estrategia de control del agua utilizada para mejorar el aspecto económico de la producción de petróleo en todo un campo, reduciendo los cuellos de botella existentes en las posibilidades de manejo del agua en la superficie. El proyecto administrado por la alianza LASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998 y comprende tres etapas: •Completar un mejoramiento intensivo y eliminar los cuellos de botella en las instalaciones de superficie para incrementar la capacidad de procesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178 m3/d] con corte de agua del 50% a 80.000 bpd [12.712 m3/d] con un corte de agua del 60%, lo que aumenta la producción de crudo de 10.000 a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m3/d]. •Equipar nuevas instalaciones de producción con capacidad de procesamiento de 360.000 bpd [57.204 m3/d] con un corte de agua del 75%, hasta alcanzar una capacidad de procesamiento de crudo de 90.000 bppd [14.300 m3/d]. •Reacondicionar el módulo de manejo del agua en el futuro para incentivar la capacidad de manejo del agua en el campo maduro y poder afrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cual permitiría una fase final de producción económica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3/d] y 30.000 bppd. En este proyecto particular de redesarrollo de todo un campo, los servicios de control y manejo del agua han permitido aumentar la explotación de las reservas al duplicar el factor de recuperación de crudo del 14 al 35%. Una mirada hacia el futuro Si bien los objetivos de reducir los costos del manejo de la producción excesiva de agua y de descubrir reservas recuperables adicionales en campos maduros parecen difíciles de alcanzar, algunos factores positivos ya se encuentran a

Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo Separador de primera etapa

Separador de segunda etapa

Separador ciclónico Desgasificador

Medidor de agua Bomba de petróleo

Válvula de control del nivel de la interfase

Bomba de agua

Sección transversal del separador ciclónico Compartimiento Agua sucia de agua limpia Compartimiento de agua sucia Compartimiento de petróleo

Escotilla

Agua limpia Separación ciclónica

< Limpieza del agua en la superficie. El petróleo se elimina del agua producida antes de proceder a su desecho en un río o en el mar, o antes de reinyectarla en el yacimiento (arriba). La unidad de separación ciclónica (abajo) se encuentra posicionada aguas abajo con respecto a las salidas de agua sobre el separador y aguas arriba del desgasificador. Su función consiste en quitar todo el petróleo retenido en el agua y reintegrarlo al proceso de separación antes de que el agua sea enviada al desgasificador.

Exclusión del petróleo

nuestro alcance. Hoy en día, el conocimiento de los problemas del flujo de agua y sus soluciones constituyen un componente fundamental dentro de la ingeniería de yacimientos. Para poder aprovechar al máximo los elementos disponibles como un primer paso en el control del agua, se requiere un conocimiento detallado de los activos, los recursos, las actividades y los costos asociados con el manejo del agua producida. Pueden entonces surgir oportunidades que permitan reducir los costos de las prácticas tradicionales y los materiales (químicos) e identificar dónde se podrán controlar en el futuro los potenciales aumentos de costos. Las innovaciones técnicas permitirán manejar mayores volúmenes con las instalaciones existentes. Se debe tener en cuenta el sistema de producción en su totalidad, desde el yacimiento hasta el punto de transferencia de custodia del petróleo y el lugar de descanso final del agua. En la actualidad, muchas compañías operadoras y empresas de servicios concentran sus programas de investigación y desarrollo en la construcción de las herramientas apropiadas para manejar esta ola de agua producida.

Por último, un enfoque integrado con respecto al control del agua en todos los pozos, desde el yacimiento hasta su eliminación (o su reinyección en el yacimiento para mantener la presión) producirá una reducción de costos en forma inmediata y a largo plazo. Los servicios integrados de manejo de agua se visualizan como el factor clave dentro de la optimización de la producción del yacimiento, ya que proporcionan los medios para producir reservas recuperables adicionales. Mientras los servicios destinados al control del agua serán responsables de gran parte del progreso futuro, una planta de separación instalada en el fondo— construida sobre el concepto de planta de separación en el pozo—permitirá minimizar los costos de manejo del agua producida y los procesos de las instalaciones optimizadas podrán convertir los desechos en un bien utilizable, lo que a su vez contribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sin embargo, la ganancia real proviene del aumento potencial de la producción de petróleo. —RH

24. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y King G: “Fighting Scale—Removal and Prevention,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 30-45.

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