Analisis de Problemas de Pozos con Alta Producción de GasPara el caso de problemas de pozos con alta Producción de Gas, la metodología para diagnósticar y controlar el Gas, se realiza de manera similar al problema de alta Producción de Agua, con la diferencia que se realizan análisis cromatográficos de muestras de Gas a fin de definir el patrón del mismo. Adicionalmente se elaborarian los Gráficos de Diagnósticos de Chan mediante la utilización de RGP y RGP’ vs Tiempo.

DIAGRAMA CAUSA - EFECTO

PROBLEMAS DE PRODUCCION DE PETROLEO A CAUSA DE LA ALTA PRODUCCION DE GAS

La entrada de gas libre en un pozo, en cantidades excesivas es normalmente detectada por el aumento de la RGP en superficie.

Se realizan análisis cromatográficos de muestras de gas a fin de definir el patrón del mismo. 

Igualmente se corren registros convencionales de porosidad como el density y neutron para la evaluación de un prospectivo intervalo gasífero

Se elaboran los gráficos de diagnósticos de CHAN mediante la realización de gráficos de RGP y RGP’ vs. Tiempo.

Conificación del GasEs el movimiento preferencialmente vertical del gas que ha entrado a la zona productora, estos problemas son severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical por lo cual se debe mantener un buen control de las diferenciales de presión generadas en un pozo debido a las altas tasas de producción.

Adedamiento del GasPara yacimientos estratificados, donde las características petrofísicas difieren, presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, el empuje de gas se hace presente en estos estratos por lentes más permeables formando adedamiento.

Flujo Cruzado

Se perforaron inicialmente tres capas: La segunda (2) tiene alta permeabilidad, de manera que fluyó muy bien y se agotó más rápidamente 

Se alcanzó un punto donde la presión en esta capa es más baja que en la zona 3 

Los fluidos fluyen ahora de la Zona 3 hacia la Zona 2 

Esto también ocurrirá cuando se cierra el pozo.

Fugas en Tuberías

Las filtraciones a través del revestidor, la tubería de producción o las empacaduras permiten que el gas proveniente de zonas que no producen hidrocarburos ingrese a la columna de producción.

Estas filtraciones son detectadas por un inesperado incremento en la producción de gas. 

Precipitación de Asfaltenos:

Producen taponamiento de las tuberías de producción. 

Puntos de Atención: Alta Frecuencia de Taponamientos

Disminución de la producción de líquidos

Incremento en la Producción de Gas

Aumento de la RGP

Daño a la Formación

Disminución de la Productividad de los Pozos

CAUSAS DE PROBLEMAS DE ALTA PRODUCCION DE GAS SEGUN EL MECANISMO DE PRODUCCION DEL YACIMIENTO.

* Yacimiento con empuje de capa de gas primaria/secundaria, en condiciones de pozos con alto drawdown (producciòn sobre tasa crítica).

Diagnósticos: Comportamiento de Producción: Rápido Aumento de la RGP

Gráfico Diagnóstico de Chan: Identificar el mecanísmo de producción de GAS.

Zona suprayacente saturada de Gas. CGP Cercano

Análisis de la Relación Kv/Kh (de existir información de núcleos). Alta relación Kv/Kh

Registros PLT: Identificación de zona de gas

Trabajo a Realizar: Cañonear hacia la base de la arena

Producir por debajo de la tasa crítica.

Cierre Temporal: Cerrar el pozo por un tiempo, dejar estabilizar los fluidos (segregación gravitacional) y volver a producir bajo tasa Crítica.   

* Yacimientos con empuje con capa de gas, estratificados donde las características petrofísicas difieren presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, pudiendo ocasionar el adedamiento por la presencia de gas en estos lentes muy permeables.

Diagnóstico:  Comportamiento de la Producción: rápido aumento de la RGP.

Gráfico Diagnóstico de Chan: Identifica el Mecanismo de Producción de Gas.

Zona suprayecente saturada de gas.

CGP cercano.

Caracterización areal de permeabilidades por unidad de flujo.

Registros PLT para identificar zonas de gas.

Trabajos a Realizar: Completacion Selectiva

Producir por debajo de la tasa crítica.

Aislar mecánicamente la zona de gas: tapón puente, empacaduras, etc.

Aislar la zona de gas por forzamiento de cemento .

* Canalización de gas productor - inyector: Por canal de alta permeabilidad natural / inducido.

Por sobreinyección de gas (fracturamiento).

Por trabajos de estimulación: fracturamiento hidraulico; acidificación matricial.

Elevada tasa de producción: adedamiento.

Diagnostico:  Comportamiento de Producción: Alto RGP coincide con inicio de la inyección en pozo vecino Caracterización en laboratorio de gas producido Vs. Gas de formación: Cromatografía 

Registros de PLT (productores) y de Inyectividad (Inyectores). 

Registros de Saturación: monitoreo de frentes de inyección 

Trabajos a Realizar: Bloqueo del canal de alta permeabilidad: mediante cementación del cañoneo 

Control de la tasa de inyección: manteniendo la presión de inyección por debajo de la presión de fractura de la formación. 

Control de la tasa de producción: para evitar una canalización forzada del gas 

Baja densidad de cañoneo: en el intervalo de alta permeabilidad. 

* Zonas de Gas Adyacentes.- Fracturamiento Natural La causa se debe a Yacimientos Fracturados, donde los canales de alta permeabilidad pueden conectar la capa de gas con el pozo.

 Diagnóstico:  Comportamiento de Producción 

Caracterización de Yacimiento: Caracterización del Sistema de Fractura 

Trabajos a Realizar:  Aislar zona de gas. (De ser posible) 

Abandonar el Pozo 

* Zonas de Gas Adyacentes. Fracturamiento Inducido/Acidificación Matricial  Es causada por Propagación indeseada de la fractura ó mal diseño de la misma.

Diagnóstico: Comportamiento de Producción: incremento de la RGP coincide con tratamiento.

Trabajo a Realizar:  Cementación Forzada: En caso de falla de cemento .

Aislar Zona ( Completación Selectivas). 

CAUSAS DE PROBLEMAS DE ALTA PRODUCCION DE GAS POR COMUNICACION

Causas:  Deficiente cementación primaria. 

Arena infra y/o suprayacente saturada de agua o gas. 

 Diagnosticos:  Comportamiento de Producción: Prueba de Completación: alto RGP, no esperado. Rápido aumento de la RGP. 

Graficos Diagnóstico de Chan: identificación el tipo de mecanismo de producción de gas 

Registro de Cementación CBL/VDL): identificación de la zona no cementada. 

Registro PLT: identificación de la fuente de producción de gas 

Pruebas selectivas de Producción: identificación de la fuente de producción de gas 

Caracterización en laboratorio de gas producido Vs. Gas de formación: Cromatografía.

Trabajos a Realizar:  Realizar una cementación forzada o circulante: para reparar cementación primaria. 

Traer de nuevo el pozo a producción: a tasa controlada, y monitorear RGP 

* Por Fallas en Herramientas:  Falla en el revestidor: revestidor corroído o roto 

Falla en tubería: hueco en tubería, juntas mal enroscadas 

Empacaduras desasentadas: comunicación entre zonas. 

Tapón filtrando: comunicación entre zonas no deseada. 

Diagnostico del Problema: Comportamiento de Producción; Prueba de Completación: alto RGP, no esperado. 

Registro de Cementación CBL/VDL): descarta que no es un problema de cementación primaria 

Registro PLT: identificación de la fuente de producción de gas 

Pruebas selectivas de Producción: identificación de la fuente de producción de gas 

Caracterización en laboratorio de gas producido Vs. Gas de formación: Cromatografía 

Pruebas de filtración de empacaduras: identificación de empacaduras desasentadas. 

Banderola: identificación de la profundidad del hueco en la tubería 

Trabajos a Realizar:   Sacar completación y cambiar tubería rota. 

Colocación de un “pack off”: hueco de tubería (menor a 2 pies) 

Intentar asentar empacadura por presión o hidraulica. 

Sacar completación y sustituir empacadura. 

Colocación de un “casing patch”: hueco en revestidor. 

Cementar revestidor: hueco en revestidor. 

Registros de Pozos

La Evaluación de Formaciones (Registro de pozos) es el método por el cual se evalúa

el yacimiento. En este artículo se describiran los mètodos básicos para estudiar las

formaciones y los equipos que emplean.

Las Herramientas Básicas de Registros son las siguientes:

REGISTRO CALIPER: Uno o más brazos se adhieren a la pared del pozo con el

propósito de registrar el Diametro del hoyo.

El comportamiento del registro Caliper reacciona con la presencia de arena, como se

puede ver en la imagen de abajo: 

REGISTRO DE RAYOS GAMMA: mide el nivel de la presencia natural de Rayos

Gamma en las formaciones. Básicamente, la emisión de rayos gamma es producida

por tres series radioactivas encontradas en la corteza terrestre, como lo son: series de

Potasios (K40), de Uranio y de Thorio. Las arcillas y el carbón exhiben alta radiación

de rayos gamma, sin embargo las arenas y carbonatos muestran baja radiación

Gamma.

En arenas limpias, la lectura de los Rayos Gamma debería estar alrededor de 40 º

API. Si el valor de Gamma Ray se encuentra entre  40-75 API, puede también

clasificarse como arena pero  SUCIA. En FORMACIONES ARCILLOSAS , la lectura

de GR se encuentra entre 120-180 API . Esto difiere bastante de la lectura mostrada

cuando la formación es arenosa. En presencia de Carbón, la lectura es demasiado

alta, por sobre los 200 º API, dependiendo de la formación.

APLICACIONES DEL REGISTRO GAMMA RAY:

- Control de Profundidades

- Correlaciones

- Límites de formaciones

- Espesor de formaciones

- Litología

- Volúmen de Arcilla

(Image from http://www.kgs.ku.edu)

REGISTRO DE RESISTIVIDAD: con este se mide la Resistividad de la Formación,

aplicando conceptos básicos de electricidad. La corriente puede atravesar únicamente

a través del agua en la formación, por lo tanto la resistividad va a depender de: 1)

Resistividad del Agua de la Formación, 2) Cantidad de Agua y presencia de

Hidrocarburos en la Formación y 3) Estructura de Poro.

Resistivity Measurement Concept

Altas lecturas de Resistividad reflejan alto contenido de Hidrocarburos en la

formación, ya que estos son fluidos no conductores. Al contrario, bajas lecturas de

Resistividad indicarán alta presencia de agua en la formación , llamadas ARENAS

HUMEDAS, ya que el agua es un fluido conductor. La resistividad es la clave para la

determinación de hidrocarburos.

HAY DOS TIPOS DE REGISTROS DE RESISTIVIDAD:

1) Registro de Inducción: La resistividad de la formación es medidad induciendo flujo

de corriente, lo cual produce un Campo Electromagnetico, según la Ley de Faraday,

este campo produce un Circuito a Tierra que a su vez produce que el campo

electromagnetico regreso con los retornos hacia las antenas receptoras. Las antenas

Transmisoras y receptoras miden la resistividad de la formación mediante la inducción

de un flujo de corriente.

El registro de Inducción es adecuado para fluidos de perforación no conductores. La

Resistividad en las arcillas está alrededor de 1,5 a 4 ohm-m, mientras que las arenas

de agua o húmedas presentan valores de 4 - 10 ohm-m. Y para arenas petrolíferas se

manejan criterios de valores mayores a 10 ohm-m.  En formaciones arcillosas no hay

separación entre las líneas de resistividad profunda y somera , porque la arcilla es una

zona No permeable, por lo que no habrá filtración de lodo hacia la formación. Por lo

cual la separación entre las líneas de resistividad profunda y somera se pueden ver en

zonas permeables , como Arenas.

2) Registro Laterolog: este perfilaje tiene un circuito básico de emisión y medición de

electrodos, a través de los cuales una caida de potencial en la medición dará la

resistividad de la roca. Es apropiado para cuando se está usando fluidos de

perforación conductores, como lodos base agua.

REGISTRO DE DENSIDAD: MIDE la densidad aparente de la formación usando la

dispersión de rayos Gamma. Esta densidad aparente puede relacionarse a la

porosidad cuando se conoce la litología, mediante la siguiente ecuación:

Ø = (ρma -ρb) / ( ρma - ρf )

Donde

Ø = Porosidad obtenida de la densidad

ρma = Densidad de la Matriz ( para las areniscas pma ~ 2.65 – 2.7 gm/cc)

ρb = Densidad aparente de la formación

ρf = Densidad del Fluido (1.1 Lodo salado, y 1.0 lodo fresco)

Densidad de Matriz comunmente conocidas

Mineral pma (gm/cc)

ARENISCA 2.65

CALIZA 2.71

DOLOMITA 2.87

ANHIDRITA 2.98

SAL 2.03

EL REGISTRO DE DENSIDAD emplea una sonda tipo plataforma con brazos hacia

los costados que también proveen medidas de caliper. Los instrumentos de densidad

generalmente consisten de una fuente de Rayos Gamma, como el Celsio-137 y dos

detonadores. La fuente y los detectores se localizan en una plataforma que es forzada

contra los lados del hoyo desnudo. El Espaciado Largo del detector lee la mayor parte

de la formación, en cambio el espaciado corto de los detonadores mide tanto la

formación como los materiales presentes entre la plataforma y la formación, tal como

lo muestra la figura de abajo.

El registro de Densidad muestra la configuración de fuentes y detectores de una

herramienta de registro de densidad compensado.  

Los rayos gamma dejan la fuentes y son dispersados por las órbitas de los electrones de los átomos de los materiales. Si el material es muy denso (contiene muchos electrones), los rayos gamma dispersos resultarán con reducción del nivel de energía del rayo gamma.  Por lo tanto, habrán menos rayos gamma que alcanzaran los detonadores. En otro caso, formaciones de baja densidad (que contengan pocos

electrones), los rayos gamma emitidos no tendrán mucha reducción en su nivel de energía, por lo que habrá mayor cantidad de rayos gamma que alcancen los detonadores.  

Además de esto, la herramienta de densidad puede identificar la litología de la

formación por el Valor Foto Eléctrico (PE). Abajo se muestra una lista de los valores

comunes de PE para cada litología: 

LITOLOGÍA VALOR FOTO ELECTRICO (PE)

Arenisca 1.81

Arcilla 2.5-4.0

Caliza 5.08

Dolomita 3.14

En las arcillas, la densidad aparente se lee alrededor de 2.55-2.6 gm/cc. En arenas,

este valor oscila entre  2.00-2.5 gm/cc, lo cual demuestra que es de baja densidad,

debido a que es una formación porosa. Para carbones, la densidad aparente leída es

muy baja en comparación con la arcilla o arenas.

REGISTRO NEUTRON: este perfilaje mide la habilidad de la formación para atenuar

el paso de neutrones a través de la misma. Esta medida se basa en el contenido de

hidrógeno de la formación. En yacimientos limpios el hidrógeno puede representar

presencia de agua o petróleo.

Los neutrones son partículas eléctricamente neutrales de la misma masa que el átomo de Hidrogeno. Las fuentes usadas en los registros Neutrón son combinaciones de minerales como Americio (Am) y Berilio (Be). Los neutrones dejan la fuente con alta energía (y alta velocidad), y colisionan con los materiales de la formación de manera elástica. Los neutrones rebotan con núcleos pesados con alta energía, pero pierden energía cuando chocan con núcleos de hidrógeno. Los detectores diseñados para detectar neutrones con baja energía lo hacen después que estos colisionan con átomos de minerales en la formación y en unidades de Tasa de Conteo. Una Tasa de Conteo alta demostrará pocos átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de baja porosidad. Al contrario, una tasa de conteo baja refleja alta cantidad de átomos de hidrógeno, lo cual significa que la formación es de alta porosidad. 

La abundancia de hidrógeno o la cantidad por unidad de volumen es convertida directamente  a unidades de porosidad neutrón.  La Porosidad Neutrón es porosidad real en calizas limpieas, pero en otras litologías como arenas y dolomitas, se requieren factores de conversión.

En las arcillas, la lectura de porosidad neutrón será alta debido al contenido de agua entrampada dentro . Normalmente en petróleos o árenas de agua, la porosidad neutrón oscila entre los valores de 15- 30% , pero en arenas de gas, los valores de porosidad neutrón se encuentran entre 10 - 15% . La porosidad en zonas de gas es baja porque la cantidad de átomos de hidrógeno en el gas es menor que en el agua o petróleo comparada a un mismo volumen. En el Carbón, las lecturas están entre 40-50% debido a la mayor cantidad de agua entrampada.

REGISTRO SONICO: con este perfilaje se mide el tiempo más corto requerido por

una onda comprimida para viajar verticalmente a través de un pie de la formación

adyacente al hoyo del pozo.  El viaje sónico puede relacionarse a la porosidad

cuando la litología es conocida. La Ecuación de Wyllie se usa para relacionar el

tiempo de viaje con la porosidad: 

 

Porosidad = (Δt log - Δt ma) / (Δt f - Δt ma)

 Donde

Δt log = Tiempo de Viaje en la formación leída del Registro. 

Δt ma = Tiempo de Viaje de la Matriz a cero porosidad

Δt f = Tiempo de Viaje del Fluido 

Todos los Tiempos de Viaje están en valores de MICROSEGUNDOS POR PIE.