Control Del Agua p32 53

8/8/2019 Control Del Agua p32 53

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Oilfield Review32

Control del agua

Bill Bailey

Mike Crabtree

Jeb Tyrie

Aberdeen, Escocia

Jon Elphick

Cambridge, Inglaterra

Fikri KuchukDubai, Emiratos Arabes Unidos

Christian Romano

Caracas, Venezuela

Leo Roodhart

Shell International Exploration and Production

La Haya, Holanda

Hoy en día, las compañías petroleras producen un promedio de tres barriles de agua por cada barril de

petróleo que extraen de los yacimientos agotados. Se gastan más de 40 mil millones de dólares por año para

hacer frente a los problemas del agua indeseada. En muchos casos, las tecnologías innovadoras para el con-

trol del agua pueden significar una reducción de los costos y un aumento en la producción de hidrocarburos.

Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP AmocoExploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng SengChang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; AlisonGoligher, M ontrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage,

Alaska, EE.UU.; Lisa Sili pigno, Oklahoma City, Oklahoma,EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen.

FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup deGas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta deRegistros de Producc ión), PosiSet , PS PLATFORM(Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramientade Control de Satur ación ), SqueezeCRETE, TPHL (registr ode la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tresfases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL(Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger.Excel es una marc a de M icrosoft Corporation. MaraSEALes una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTreees una marca de Palisade Corporation.



Petróleo y agua

Agua

Nivel deagua libre

Petróleo, gas y agua

Gas y agua

Nivel depetróleolibre

> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas.La ilustración muestra la distribución de los flui-dos en un yacimiento típico antes de comenzar laproducc ión o la inyección. Por encima del nivel depetróleo libre, la saturación del agua se encuentra

en su valor irreducible. La zona de transiciónentre los niveles de petróleo libre y de agua librese carac teriza por un aumento gradual de la satu-ración de agua hasta alcanzar el 100%. En estazona, tanto el petróleo como el agua son parcial-mente móviles. El espesor de la zona de transicióndepende de factores tales como el tamaño de losporos, la presión capilar y la mojabilidad. Existeuna zona de transic ión entre las capas de hidro-carburos y de agua donde la saturación de agua ypetróleo varían. En general, las rocas de baja per-meabilidad presentan zonas de transic ión demayor espesor.

Verano de 2000 33

Si se tiene en cuenta que la producción mundial

de agua es de aproximadamente 210 millones de

barriles por día [33,4 millones m3 /d] que acom-

pañan a los 75 millones de barriles por día [11,9

millones m3 /d] de petróleo, se podría decir que

muchas compañías se han convertido práctica-

mente en empresas productoras de agua. Dado

que los sistemas de manejo del agua resultan cos-

tosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50

centavos por barril de agua—en un pozo que pro-

duce petróleo con un 80% de corte de agua, el

costo del manejo del agua puede ascender a $4

por barril de petróleo producido. En algunos sec-

tores del Mar del Norte, la producción de agua

aumenta en la misma proporción en que se

reducen las tasas de producción de petróleo en los

yacimientos.

El agua afecta todas las etapas de la vida del

campo petrolero, desde la exploración—el contac-

to agua-petróleo (CAP) es un factor fundamental

para determinar el petróleo en sitio—hasta el

abandono del campo, pasando por el desarrollo y

la producción del mismo (abajo). Cuando se extraepetróleo de un yacimiento, tarde o temprano el

agua proveniente de un acuífero subyacente o de

los pozos inyectores se mezcla y es producida jun-

Si bien el ahorro potencial derivado del control de

agua es importante en sí mismo, tiene más valor e

potencial aumento de la producción y de la recu

peración del crudo.El manejo del ciclo de producción de agua, la

separación de la misma en el fondo o en la superfi

cie y su eliminación, comprenden una amplia

variedad de servicios de campo, que incluyen la

adquisición de datos y el diagnóstico con sensores

de fondo; el perfilaje de producción y el análisis de

agua para detectar problemas de agua; la simula

ción de yacimientos para caracterizar el flujo y di

versas tecnologías para eliminar los problemas de

agua, tales como separación e inyección en el fon

do, cegado químico y mecánico, y separación de

agua e instalaciones de producción de superficie.

Este artículo aborda el tema de la detección yel control del exceso de producción de agua. En

primer lugar, se muestran las distintas formas en

que el agua puede ingresar en el hueco; luego se

describen las mediciones y análisis que se reali

zan para identificar estos tipos de problemas y, po

último, se examinan los diversos tratamientos y

soluciones. Mediante estudios de casos se mues

tran aplicaciones en pozos individuales, a nivel de

campo y en instalaciones de superficie.

P e t r ó l e o

y

a g u a

P e t

r ó l e

o s e c o

A g

u a

Procesamiento

Demulsificadores/corrosi ón

Descongestionamiento de

la instalación

Tratamiento

Limpieza

Desecho

Cegado del agua

Control de incrustaciones e hidratos

Inhibidores de la corrosión

Modificación del perfil

de los fluidos

Desviación del agua

Monitoreo del fluido

Tratamientos con gelesModificadores de la

permeabilidad

Remoción del daño

> Ciclo del agua. El trans-porte del agua a travésdel campo comienza conel flujo en el yacimiento,prosigue con la produc-ción y luego con suprocesamiento en lasuperfic ie. Por último, elagua se desecha en lasuperficie o se inyectapara su eliminación opara mantener la presión

del yacimiento.

to con el petróleo. Este flujo de agua a través de un

yacimiento, que luego invade la tuberí a de produc-

ción y las instalaciones de procesamiento en la su-

perficie y, por último, se extrae y se desecha, o biense inyecta para mantener la presión del yacimiento,

recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba).

Los productores buscan formas económicas para

mejorar la eficiencia de la producción y los servicios

de control del agua resultan ser uno de los métodos

más rápidos y menos costosos para reducir los cos-

tos operativos y aumentar la producción de hidrocar-

buros en forma simultánea. El aspecto económico de

la producción de agua a lo largo del ciclo del agua

depende de una variedad de factores, como la tasa

de flujo total, las tasas de producción, las

propiedades del fluido, como la densidad del

petróleo y la salinidad del agua y, por último, elmétodo final de desecho del agua producida. Los

costos operativos, que comprenden las tareas de

levantamiento, separación, filtrado, bombeo y

reinyección, se suman a los costos totales (próxima

página, arriba). Por otra parte, los costos de elimi-

nación del agua pueden variar enormemente: desde

10 centavos por barril, cuando el agua se descarga

en áreas marinas, hasta más de $1,50 por barril

cuando se transporta con camiones en tierra firme.



Orígenes del agua

El agua se encuentra presente en todos los campos

petroleros y es el fluido más abundante en el cam-

po.1 Si bien es cierto que ningún operador quiere

producir agua, hay aguas que son mejores que

otras. Con respecto a la producción de crudo, es

fundamental distinguir entre el agua de barrido, el

agua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva).Agua de "barrido" —Proviene de un pozo inyec-

tor o de un acuí fero activo que contribuye al barri-

do del petróleo del yacimiento. El manejo de este

tipo de agua es una parte fundamental del manejo

del yacimiento y puede constituir un factor deter-

minante en la productividad de los pozos y de las

reservas finales.2

Agua "buena" —Es el agua producida dentro

del hueco a una tasa inferior al l í mite económico

de la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Es

una consecuencia inevitable del flujo de agua a

través del yacimiento, y no se puede eliminar sin

perder parte de las reservas. La producción delagua buena tiene lugar cuando existe un flujo

simultáneo de petróleo y agua en toda la matriz de

la formación. El flujo fraccional de agua está deter-

minado por la tendencia natural de mezcla que

provoca el aumento gradual de la relación

agua/petróleo (próxima página, arriba).

34 Oilfield Review

Levantamiento

Separación

de agua libre

Eliminación de

restos de crudo

Filtrado

Bombeo

Inyección

Inversiones/Gastos

Consumos

Inversiones/Gastos

Consumos

Productos quí micos

Inversiones/Gastos

Productos quí micos

Inversiones/Gastos

Consumos

Inversiones/Gastos

ConsumosInversiones/Gastos

Costo total/bbl

Total de productos quí micos

Total de consumos

Total de pozos

Instalaciones de superficie

$0,044

$0,050

$0,087

$0,002

$0,034

$0,147

$0,040

$0,147

$0,012

$0,207

$0,033$0,030

$0,842

$0,074

$0,102

$0,074

$0,589

5,28%

6,38%

10,36%

0,30%

4,09%

17,56%

4,81%

17,47%

1,48%

24,66%

3,99%3,62%

100%

8,90%

12,16%

8,89%

70,05%

$0,044

$0,054

$0,046

$0,003

$0,034

$0,073

$0,041

$0,068

$0,010

$0,122

$0,034$0,030

$0,559

$0,075

$0,010

$0,075

$0,309

7,95%

9,62%

8,27%

0,45%

6,16%

12,99%

7,25%

12,18%

1,79%

21,89%

6,01%5,45%

100%

13,41%

17,87%

13,40%

55,33%

$0,044

$0,054

$0,035

$0,003

$0,034

$0,056

$0,041

$0,047

$0,010

$0,091

$0,034$0,030

$0,478

$0,075

$0,100

$0,075

$0,227

9,29%

11,24%

7,24%

0,52%

7,20%

11,64%

8,47%

9,85%

2,09%

19,06%

7,03%6,37%

100%

15,67%

20,88%

15,66%

47,80%

$0,044

$0,054

$0,030

$0,003

$0,034

$0,046

$0,041

$0,030

$0,010

$0,079

$0,034$0,030

$0,434

$0,075

$0,100

$0,075

$0,184

10,25%

12,40%

6,82%

0,58%

7,94%

10,58%

9,34%

6,87%

2,31%

18,15%

7,75%7,02%

100%

17,28%

23,03%

17,27%

42,41%

$0,044

$0,054

$0,049

$0,003

$0,034

$0,081

$0,041

$0,073

$0,011

$0,125

$0,034$0,030

$0,578

$0,075

$0,101

$0,075

$0,328

7,69%

9,30%

8,55%

0,43%

5,95%

13,92%

7,00%

12,63%

1,84%

21,61%

5,81%5,27%

100%

12,96%

17,38%

12,95%

56,71%

20.000 bpd 50.000 bpd 100.000 bpd 200.000 bpd Promedio

Procesamiento en la superficie Pozos productores Pozos inyectores

Separación de agua libre 0,0025 kw/bbl

Levantamiento 1,92 kw/bbl

Inyección 1,2 kw/bbl

Costo $0,028 por kw-hr

Un pozo de 7000 pies

Recompletación

Total 1 pozo

Costo por agua

Producción total

Agua total

Costo de levantamiento del agua

$1.000.000,00

$300.000

$1.600.000,00

$400.000,00

1.000.000

9.000.000

$0,04

Perforar y completar

Por completación

3 Completaciones

bbl @ 90% corte de agua

bbl @ 90% corte de agua

$/bbl

Un pozo de 7000 pies

Recompletación

Total 1 pozo

Total inyectado

Costo de

inyección de agua

$600.000,00

$200.000

$1.000.000,00

32.850.000

$0,03

Perforar y completar

Por completación

3 Completaciones

3 Completaciones

$/bbl

> Costo del cic lo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barri l, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, con-sumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de c rudo, filtrado, bombeo e inyecc ión para nive-les de produc ción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3 /d].

1.0

0

R A P

RAP - Lí mite económico

Recuperación adicional

Producción de petróleo, bbl

A

B

C

D

> Control del agua para aumentar la product ividad del pozo y las reservas poten-ciales. Como ocurre en la mayoría de los pozos maduros, la relación agua/petróleo(RAP) aumenta con la producc ión (A) debido al aumento de la cantidad de agua.Finalmente, el costo del manejo del agua se acerca al valor de la producción depetróleo y al "límite económico" de la RAP (B). La metodología y la tecnología delcontrol del agua reducen la producc ión de agua del pozo (C), lo cual permitecontinuar la producción económica de c rudo. El control del agua trae aparejado elincremento de la recuperación económica del pozo (D).

Otra forma de producción de agua aceptable

proviene de las lí neas de flujo convergentes dentro

del hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo,

en un cuadrante de un esquema de inyección de

cinco puntos, un inyector alimenta un productor. El

flujo del inyector se puede caracterizar como una

serie infinita de lí neas de flujo; la más corta es una

lí nea recta entre el inyector y el productor, mien-

tras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo

desde el inyector al productor. La invasión de agua



Verano de 2000 35

ocurre en un primer momento en la lí nea de flujo

más corta, mientras el petróleo todaví a se produce

de las lí neas de flujo más lentas. Esta agua se

debe considerar aceptable, ya que no es posible

cegar determinadas lí neas de flujo mientras se

permite la producción de otras.

Dado que el agua buena, por definición, pro-

duce petróleo junto con ella, se deberí a tratar de

maximizar su producción. Para reducir los costos

implí citos, el agua deberí a eliminarse tan pronto

como fuese posible; en forma ideal mediante un

separador de fondo (abajo a la derecha). Estos

dispositivos, junto con las bombas electrosumergi-

bles, permiten separar hasta el 50% del agua e

inyectarla en el fondo, con lo cual se evitan los

costos del levantamiento y la separación del agua

en la superficie.

Agua "mala" —El resto de este artí culo se

ocupa principalmente de los problemas del agua

producida en exceso. El agua mala se puede definir

como el agua producida dentro del hueco, que no

produce petróleo, o bien cuando la producción depetróleo no es suficiente para compensar el costo

asociado con el manejo del agua, es decir, es agua

producida por encima del lí mite económico de la

RAP. En los pozos individuales, el origen de la

mayor parte de los problemas de agua mala se

puede clasificar dentro de diez tipos básicos. La

clasificación que se presenta en este artí culo es

simple—ya que existen muchas variaciones y

combinaciones posibles—pero resulta útil como

base de una terminologí a común.4

1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “ Oilfield Water:A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review

22 (Noviembre 22, 1999): 4-13.2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham J L, Ramanan S y

Banerji S: “ Water Watching,” Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; yKuchuk F y Sengul M: “ The Challenge of Wat er Control,”Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22,1999): 24-43.

3. La relación agua/petró leo (RAP) se obtiene dividiendo latasa de producción de agua por la tasa de producción depetróleo y puede oscilar entre 0 (100% petróleo) e infinito(100% agua). También se util izan habitualmente los térmi-nos ‘corte de agua’ o ‘flujo fr accional de agua’ definidoscomo la tasa de producción de agua dividida por la tasatotal de producción, expresadas en porcentaje o fracc ión,respectivamente. La correspondencia entre estas medi-ciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, unaRAP de 1 implica un c orte de agua de 50%). El límite ec o-nómico de la RAP es la RAP a la cual el costo del trata-miento y eliminación del agua es igual a las gananciasderivadas del petróleo. La producción por encima de estelímite provoca un flujo de fondos negativo. Este se puedeaproximar por la ganancia neta obtenida de producir unaunidad adicional de volumen de petróleo, dividida por elcosto de una unidad adicional de volumen de agua.

4. Elphick J y Seright R: “A Classification of Water ProblemTypes,” pr esentado en la Conferencia de la RedEducativa de la 3ra. Conferencia Internacional Anualsobre M odificación Concordante del Yacimiento, Cegadodel Agua y e l Gas, Houston, Texas, EE.UU., Agosto 6-8,1997.

Inyector

I n c r e m e n t o d e l t i e m p o

Contacto agua-petróleo Productor

Petróleo y agua

Sólo agua

Sólo petróleo

Sólo petróleo

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

Inyector

Productor

A g u a

P e t r ó

l e o

P e t r ó

l e o

A g u a

< Simulación del flujo de agua en un yacimiento.El software de simulación de yacimientosFrontSim resulta ideal para demostrar lo queocurre con los fluidos dentro de un yacimiento.Las líneas de flujo representan el flujo de aguadesde el inyector al productor. El simulador

requiere información geológica, estructural y relativa a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrantede un esquema uniforme de inyección de cincopuntos donde el agua proveniente de la línea deflujo más directa es la primera en invadir el pro-ductor. El agua de estas líneas de flujo se consi-dera buena, ya que no se podría cegar s in dis-minuir la producción de petróleo.

Zona deproducción

Zona deinyección

Petróleo

Agua

Entrada defluido delyacimiento

Salida depetróleo yalgo de agua

Salida deagua

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



Problemas del aguaLos diez tipos básicos de problemas comprenden

desde los más fáciles de resolver hasta los más

difí ciles.

Filtraciones en el revestidor, tuberías de pro-

ducción o empacadores —Las filtraciones a través

del revestidor, la tuberí a de producción o los

empacadores permiten que el agua proveniente de

zonas que no producen hidrocarburos ingrese en la

columna de producción (abajo a la izquierda). La

detección de los problemas y la aplicación de las

soluciones correspondientes dependen fundamen-

talmente de la configuración del pozo. Los regis-

tros básicos de producción, tales como la densidad

del fluido, la temperatura y el flujo pueden resultar

suficientes para diagnosticar estos problemas. En

los pozos de mayor complejidad, puede ser nece-

sario contar con registros de flujo de agua (WFL,

por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico de

fluidos, como el registro de la fracción volumétrica

(holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, por

sus siglas en Inglés). Las herramientas con sondas

eléctricas, como la herramienta FloView, puedenidentificar pequeñas cantidades de agua en el flujo

de producción. Las soluciones habituales incluyen

la inyección forzada de fluidos sellantes y el

cegado mecánico por medio de tapones, cemento

o empacadores, aunque también se pueden utilizar

remiendos. Cuando existe este tipo de problema,

conviene aplicar la tecnologí a de cegado del agua

dentro del revestidor, que es de bajo costo.

Flujo canalizado detrás del revestidor —La

existencia de fallas en la cementación primaria

puede provocar la conexión de zonas acuí feras con

zonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estos

canales permiten que el agua fluya por detrás delrevestidor e invada el espacio anular. Una causa

secundaria puede ser la creación de un ‘vací o’

detrás del revestidor cuando se produce arena.

Este flujo de agua se puede detectar mediante los

registros de temperatura o los registros WFL basa-

dos en la activación del oxí geno. La solución prin-

cipal consiste en el uso de fluidos de cegado, que

pueden ser cementaciones forzadas de alta

resistencia, fluidos a base de resinas colocados en

el espacio anular, o fluidos a base de geles de

menor resistencia colocados en la formación para

detener el flujo dentro del espacio anular. El

emplazamiento de los mismos es muy importante

y, por lo general, se realiza con tuberí a flexible.

Contacto agua-petróleo dinámico —Si un con-

tacto agua-petróleo uniforme asciende hacia una

zona abierta de un pozo durante la producción nor-

mal por empuje de agua, puede existir producción

de agua indeseada (abajo a la derecha). Esto

ocurre en aquellos lugares donde existe una per-

meabilidad vertical muy baja. Dado que el área de

flujo es extensa y que el contacto asciende lenta-

mente, puede incluso ocurrir en casos en que las

permeabilidades verticales intrí nsecas son suma-

mente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos con

mayores permeabilidades verticales (K v > 0,01 K h ),

es más probable encontrar conificación de agua y

otros problemas que se describen más adelante.

En realidad, si bien este tipo de problema podr í a

considerarse como un subgrupo dentro de la conifi-cación, la tendencia a la conificación es tan baja

que el cegado cerca del hueco resulta efectivo. El

diagnóstico no se puede realizar únicamente sobre

la base de la invasión de agua identificada en el

fondo del pozo, ya que otros problemas también

pueden provocar este mismo fenómeno. En un

pozo vertical, este problema se puede resolver

fácilmente por abandono del pozo desde el fondo

utilizando algún sistema mecánico, como un tapón

de cemento o un tapón colocado por medio de

cable de acero. Si el CAP se desplaza muy por

encima de la parte superior del tapón, será nece-

sario realizar un segundo tratamiento. En los pozosverticales, este problema es el primero que supera

los lí mites del ambiente local del hueco dentro del

sistema de clasificación utilizado en ese artí culo.

En los pozos horizontales, cualquier solución

que se aplique en las cercaní as del hueco se debe

extender bastante en todas las direcciones con

respecto al intervalo productor de agua para

impedir que el flujo de agua horizontal supere los

lí mites del tratamiento y retardar la consiguiente

invasión de agua. Como alternativa, se puede con-

siderar una desviación de la trayectoria una vez

que la RAP resulte intolerable desde el punto de

vista económico.5

Capa inundada sin flujo transversal —Un pro-

blema habitual en la producción proveniente de

capas múltiples se produce cuando una zona dealta permeabilidad rodeada por una barrera de

flujo (como una capa de arcilla) está inundada

(arriba). En este caso, la fuente de agua puede ser

un acuí fero activo o un pozo inyector de agua. Por

lo general, la capa inundada presenta el nivel de

permeabilidad más elevado. Al no existir flujo

transversal en el yacimiento, este problema se

resuelve fácilmente mediante la aplicación deflui-

dos de cegado rí gidos o de un cegado mecánico,

ya sea en el inyector o el productor. La decisión de

colocar un fluido de cegado—en general se utiliza

tuberí a flexible—o utilizar un sistema de cegado

mecánico depende de si se conoce cuál es elintervalo inundado. En este caso se pueden

emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla

más adelante, para evitar el costo de obtener re-

gistros y seleccionar el emplazamiento. La ausen-

cia de flujo transversal depende de la continuidad

de la barrera de permeabilidad.

Los pozos horizontales completados en una

sola capa no son proclives a este tipo de proble-

ma. Los problemas de agua en pozos sumamente

inclinados completados en capas múltiples se

pueden tratar de la misma forma que los pozos

verticales.

Fracturas o fall as entre inyector y productor —En las formaciones naturalmente fracturadas bajo

recuperación secundaria por inyección de agua, el

agua inyectada puede invadir rápidamente los

pozos productores (próxima página, arriba a la

izquierda). Este fenómeno se produce en forma

habitual cuando el sistema de fracturas es

extenso o se encuentra fisurado y se puede confir-

mar mediante el uso de trazadores radioactivos y

36 Oilfield Review

Inyector Productor

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

> Flujo detrás del revestidor. > Contacto agua-petróleodinámico.

> Capa inundada sin flujo transversal entre lascapas.



Verano de 2000 37

pruebas de presión transitoria.6 También se

pueden utilizar registros de trazadores para cuan-

tificar el volumen de las fracturas, valor que se uti-

liza para el diseño del tratamiento. La inyección de

un gel en el pozo inyector puede reducir la produc-

ción de agua sin afectar la producción de petróleo

de la formación. Si se utiliza un flujo de geles reti-

culados, podrí a no resultar efectivo dado que su

penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto,penetra en las fracturas en forma selectiva. Por lo

general, la mejor solución para este problema con-

siste en cegar la producción de agua.

Los pozos que presentan fracturas o fallas se-

veras a menudo sufren una considerable pérdida

de fluidos de perforación. Si se espera encontrar

una falla conductora y fracturas asociadas con la

misma durante la perforación, conviene bombear

un gel dentro del pozo para resolver al mismo

tiempo el problema de la perforación y los proble-

mas consiguientes de producción de agua y ba-

rrido deficiente, en particular en las formaciones

cuya matriz tiene poca permeabilidad.En los pozos horizontales, puede existir el

mismo problema cuando el pozo intercepta una o

más fallas conductoras o que tienen fracturas con-

ductoras asociadas.

Fracturas o fallas de una capa de agua —El

agua puede provenir de fracturas que interceptan

una zona de agua más profunda (arriba al centro).

Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo

cual resulta especialmente efectivo en los casos

en que las fracturas no contribuyen a la producción

de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben

ser lo suficientemente grandes para cegar las frac-

turas a una distancia considerable del pozo.

Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuen-

tra con tres dificultades. En primer lugar, es difí cil

determinar el volumen del tratamiento porque se

desconoce el volumen de la fractura. En segundo

lugar, como el tratamiento puede cegar las frac-

turas productoras de petróleo, conviene efectuar

un tratamiento con sobredesplazamiento paramantener la productividad cerca del hueco. Por

último, si se utiliza un fluido gelificado, éste

deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno pos-

terior al tratamiento. En los casos de fracturas

localizadas, convendrá cegarlas cerca del hueco,

sobre todo si el pozo se encuentra revestido y

cementado. En forma similar, cuando las fracturas

hidráulicas penetran una capa de agua se produce

un deterioro de la producción. Sin embargo, en

esos casos por lo general se conoce mejor el pro-

blema y el medio circundante y resulta más fácil

aplicar las soluciones adecuadas, como por ejem-

plo, los fluidos de cegado.En muchos yacimientos de carbonatos, las

fracturas suelen ser casi verticales y tienden a

ocurrir en grupos separados por grandes distan-

cias, en especial en las zonas dolomí ticas cerra-

das, por lo cual es poco probable que estas

fracturas intercepten un hueco vertical. Sin

embargo, estas fracturas se observan con frecuen-

cia en pozos horizontales donde la producción de

agua a menudo ocurre a través de fallas conduc-

toras o fracturas que interceptan un acuí fero

(arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,

5. Hill D, Neme E, Ehlig-Economides C y Mollinedo M:“ Reentry Drilling Gives New Life to Aging Fields,”Oilfield Review 8, no. 3 (Otoño de 1996): 4-17.

6. Una fisura es una grieta, rompimiento o fractura de grantamaño en una roca.

Inyector

Productor

Falla

Falla

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

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

> Conificación o formación de cúspide.

el bombeo de un fluido gelificado puede servi

para solucionar este problema.

Conificación o formación de cúspide

(cusping)—En un pozo vertical se produce conifi

cación cuando existe un CAP cerca de los disparos

en una formación cuya permeabilidad vertical es

relativamente elevada (abajo). La tasa crí tica de

conificación, que es la tasa máxima a la cual se

puede producir petróleo sin producir agua poconificación, a menudo es demasiado baja para

que resulte económica. En algunos casos, se pro

pone colocar una capa de gel por encima del con-

tacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo

este método difí cilmente podrá detener la conifi

cación, ya que se necesita un gran volumen de ge

para provocar una reducción significativa de la

RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crí tica de

conificación, se necesita un radio gelificado efec

tivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo

resulta difí cil colocar un gel en forma económica

tan adentro de la formación. Cuando se realizan

tratamientos de menor volumen, por lo general, seproduce una rápida reinvasión del agua a menos

que, por casualidad, el gel se conecte con láminas

de lutitas.

En lugar de colocar un gel, una alternativa con

veniente consiste en perforar uno o más huecos

laterales de drenaje cerca del tope de la forma

ción para aprovechar la mayor distancia con

respecto al CAP y la disminución de la caí da de

presión, que reducen el efecto de conificación.

En los pozos horizontales, este problema se

puede asociar con la formación de una duna (dun

ing) o de una cúspide. En dichos pozos, puede se

posible al menos retardar la formación de la cúspide con una operación de cegado cerca del hueco

que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia

abajo, como en el caso de un CAP ascendente.



Barrido areal deficiente —Muchas veces el

agua marginal o subyacente de un acuí fero o de un

pozo inyector de agua en una zona productiva,

provoca un barrido areal deficiente (derecha). Por

lo general, la anisotropí a areal de la permeabilidad

origina este problema, que es especialmente serio

en los depósitos de canales de arena. La solución

consiste en desviar el agua inyectada fuera del

espacio de los poros, que ya han sido barridos por

agua. Esto requiere un tratamiento de gran volu-

men o una inyección continua de un elemento vis-

coso, lo que normalmente resulta poco económico.

En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra

mejorar la recuperación mediante la perforación de

pozos de relleno, si bien los tramos laterales de

drenaje se pueden utilizar para llegar al petróleo

no barrido en forma más económica.

Los pozos horizontales pueden atravesar zonas

con diferentes valores de permeabilidad y presión

dentro de la misma capa, lo cual provoca un barri-

do areal deficiente. También puede suceder que el

agua invada sólo una parte del pozo simplemente

debido a su proximidad horizontal a la fuente deagua. En cualquiera de los dos casos, es posible

controlar el agua por medio del cegado en las cer-

caní as del hueco y con una extensión vertical lo

suficientemente amplia respecto del agua.

Segregación gravitacional —Cuando en un

yacimiento existe una capa de gran espesor con

buena permeabilidad vertical, la segregación

gravitacional—denominada a veces barrido de

agua en el fondo de la arena (water under-run)—

puede provocar la invasión de agua no deseada en

un pozo en producción (abajo a la izquierda). El

agua, ya sea que provenga de un acuí fero o de un

proceso de recuperación secundaria por inyecciónde agua, se escurre hacia abajo en la formación

permeable y barre sólo la parte inferior del yaci-

miento. Cuando existe una relación de movilidad

petróleo-agua desfavorable el problema puede

agravarse, incluso más en las formaciones con

texturas sedimentarias que se vuelven más finas

hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto

con la segregación gravitacional fomentan el flujo

en la base de la formación. Cualquier tratamiento

realizado en el inyector con el fin de cegar los dis-

paros inferiores tendrá sólo un efecto marginal en

el barrido de un mayor volumen de petróleo antes

de que la segregación gravitacional vuelva a ser

dominante. En el pozo productor existe conifi-cación local y, como ocurrió en el caso de conifi-

cación descripto anteriormente, es poco probable

que los tratamientos con geles produzcan resulta-

dos duraderos. Los tramos laterales de drenaje

pueden resultar efectivos para alcanzar al hidro-

carburo no barrido y los fluidos de inyección vis-

cosos y gasificados también pueden mejorar el

barrido vertical.

En los pozos horizontales, la segregación

gravitacional puede ocurrir cuando el hueco se

encuentra cercano al fondo de la zona productiva,

o bien cuando se supera la tasa cr í tica de

conificación local.Capa inundada con flujo transversal —El flujo

transversal de agua puede existir en capas de alta

permeabilidad que no se encuentran aisladas por

barreras impermeables (abajo a la derecha). El

problema de la producción de agua a través de una

capa sumamente permeable con flujo transversal

es similar al de una capa inundada sin flujo

transversal, pero se diferencia de éste en el hecho

38 Oilfield Review

de que no existe una barrera para detener el flujo

en el yacimiento. En estos casos, los intentos rea-

lizados para modificar los perfiles de producción o

de inyección cerca del hueco están condenados al

fracaso debido a la existencia de flujo transversal

lejos del hueco. Es fundamental poder determinar

si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto

que ésta es la única diferencia entre los dos pro-

blemas. Cuando no existe flujo transversal, el

problema se puede solucionar fácilmente, mien-

tras que cuando existe flujo transversal es menos

probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin

embargo, en casos aislados, puede ser posible co-

locar un gel muy penetrante en forma económica

en la capa permeable ladrona, siempre que ésta

sea delgada y tenga alta permeabilidad compara-

da con la zona de petróleo. Aún bajo estas condi-

ciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento es

necesario realizar una cuidadosa operación de

ingenierí a. En muchos casos, la solución consiste

en perforar uno o más tramos laterales de drenaje

para alcanzar las capas no drenadas.

Los pozos horizontales completados en unasola capa no son proclives a este tipo de proble-

ma. Si un pozo sumamente inclinado está comple-

tado en múltiples capas, este problema puede

ocurrir al igual que en un pozo vertical.

Para poder tratar un problema de control del

agua es esencial conocer el problema específico.

Los primeros cuatro problemas se controlan con

relativa facilidad en el hueco o en las cercaní as

del mismo. En el caso de los dos problemas si-

guientes—fracturas entre inyectores y produc-

tores, o fracturas de una capa de agua—es

necesario colocar geles muy penetrantes en las

fracturas o las fallas. Los cuatro últimos proble-mas no admiten soluciones simples y de bajo

costo cerca del hueco, y requieren modificaciones

en la completación o la producción como parte de

la estrategia de manejo del yacimiento. Todo

operador que desee lograr un cegado del agua en

forma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgo

deberí a comenzar por aplicar las tecnologí as com-

probadas en los primeros seis tipos de problemas.

Inyector Productor Inyector Productor

> Barrido areal deficiente.

> Capa con segregación gravitacional. > Capa inundada con flujo transversal.

A c u

í f e r o



Petróleo acumulado, bbl

RAP-Lí mite económico

L o g a r i t m o d e l a R A P

> Gráfico de recuperación. El gráfico de recuperación muestra la tendenciaascendente de la relación agua/petróleo respecto de la producción. Si laRAP extrapolada alcanza el límite económico cuando el petróleo producidoacumulado alcanza las reservas recuperables esperadas, entonces el aguaproducida se considera agua aceptable.

Verano de 2000 39

Técnicas de diagnóstico para elcontrol del aguaEn el pasado, se consideraba que el control del

agua no era más que la simple colocación de un

tapón acompañado por una operación de

cementación, o bien un tratamiento con gel en un

pozo. La razón principal por la cual la industria

petrolera no pudo lograr un método adecuado para

controlar el agua ha sido su falta de conocimiento

de los diferentes problemas y la consiguiente apli-

cación de soluciones inapropiadas. Esto queda

demostrado con la gran cantidad de trabajos téc-

nicos en los que se describen los tratamientos y

los resultados con poca o ninguna referencia a la

geologí a, al yacimiento o al problema de control

del agua. El factor clave es el diagnóstico, es decir

poder identificar el problema específico que se

presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de

tres maneras:

• para seleccionar los pozos que podrí an necesitar

un sistema de control del agua

• para determinar el problema de agua de manera

que se pueda seleccionar un método de controladecuado

• para localizar el punto de entrada del agua en el

pozo de tal manera que se pueda emplazar el

tratamiento en el lugar correcto.

Cuando se cuenta con una historia de

producción confiable, muchas veces ésta contiene

un cúmulo de información que puede ayudar a

diagnosticar el problema del agua. Para poder

distinguir las diferentes fuentes de agua no

aceptable se han desarrollado varias técnicas

analí ticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones

agua/petróleo, los datos de producción y las

mediciones de los registros.

Gráfico de recuperación —El grafico de recu-

peración es un gráfico semilogarí tmico de la RAP

con respecto a la producción acumulada de

petróleo (arriba). La tendencia de producción sepuede extrapolar al lí mite económico de la RAP

para determinar la producción de petróleo que se

obtendrá si no se toma ninguna medida para con-

trolar el agua. Si la producción extrapolada es

aproximadamente igual a las reservas esperadas

para el pozo, quiere decir que el pozo produce un

nivel de agua aceptable y no se necesita ninguna

medida de control del agua. Si este valor es mucho

menor que las reservas recuperables esperadas,

significa que el pozo está produciendo agua no

aceptable y, de existir suficientes reservas para

compensar el costo de la intervención, se deberí a

considerar alguna medida de reparación.

Gráfico de la historia de producción —Este

gráfico es un gráfico doble logarí tmico de tasas de

petróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a la

izquierda). Por lo general, los pozos en los queconviene aplicar un sistema de control del agua

muestran un aumento de la producción de agua y

una disminución de la producción de petróleo en

forma casi simultánea.

Análisis de la curva de declinación —Este es

un gráfico semilogarí tmico de la tasa de produc

ción de petróleo con respecto al petróleo acumu

lado (abajo a la derecha). El agotamiento norma

produce una curva cuya tendencia es rectilí nea

mientras que una declinación pronunciada puede

indicar la existencia de algún otro problema, como

por ejemplo la disminución severa de la presión o

el aumento del daño.

1000

100

10

T a s a d e p r o d u c c i ó n d e p e t r ó l e o y a g u a ,

b p d

1

0,112080.000 100.00060.0000 20.000 40.000

Petróleo acumulado, bbl

Agua

Petróleo

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

10.000

1.000

0

100

10

1

0,1

Tiempo, dí as

B a r r i l e s p o r d í a

10 100 10.0001.000

Tasa del flujo de agua

Tasa del flujo de petróleo

> Gráfico de la historia de producción. Un gráfico de las tasas de flujo de aguay petróleo con respecto al t iempo puede resultar útil para identific ar losproblemas de agua. Cualquier cambio brusco y simultáneo que indique unaumento del agua con una reducción del petróleo es señal de que se podríanecesitar un t ratamiento de remediación.



laciones numéricas y experiencias de campo.8

También se puede utilizar la derivada de la RAP

con respecto al tiempo, si bien su aplicación se ve

limitada por las incertidumbres o el ruido propio de

las mediciones de campo. El ingeniero a cargo de

la interpretación puede aprender a reconocer las

diversas variaciones existentes en estos perfiles y

a minimizar el problema de la carencia de una solu-

ción única cuando se combinan con otros datos.

La utilidad de los gráficos de diagnóstico de la

RAP para determinar la invasión del agua en

múltiples capas se ilustra con el ejemplo de un

campo manejado por una importante compañí a

que opera en el Mar del Norte. Se trata de un

yacimiento de medianas dimensiones con una

estructura costera de energí a entre moderada y

alta que habí a sido altamente bioturbado, lo cual

provocó grandes variaciones de la permeabilidad

(próxima página, arriba a la izquierda). No existí a

ninguna barrera significativa de lutitas, y el

yacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzaba

suavemente hacia un acuí fero desde X180 hasta

X290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes delyacimiento estaban delimitados por fallas sellan-

tes y truncados por una discordancia. Se disparó

un pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en el

centro de esta unidad. En el yacimiento no se en-

contró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP).

El gráfico de diagnóstico de la RAP generado a

partir de los datos de pruebas de pozos mensuales

muestra el efecto de la variación de la permeabili-

dad en los estratos del yacimiento (próxima

página, abajo). El gráfico ilustra inundación de las

capas de alta permeabilidad, las que contribuyen

al flujo transversal dentro del yacimiento. La

relación que se observa en los tiempos deinvasión [1800:2400:2800] da una indicación

acerca de las relaciones de permeabilidad en

estas capas. El petróleo acumulado producido y el

producto de la permeabilidad relativa por el espe-

sor de las capas se podrí an utilizar para estimar

las reservas remanentes en las zonas de menor

permeabilidad de la formación desde X180 hasta

X204 m [X590 hasta X670 pies].

La respuesta de la RAP muestra que las capas

con mayor permeabilidad se han inundado. Si bien

no hay ninguna evidencia directa de la existencia

de una conexión vertical entre estas capas, el

conocimiento del ambiente deposicional y delimpacto de la bioturbación puede ayudar a

explicar este fenómeno. Es probable que exista

cierta comunicación entre las capas de alta per-

40 Oilfield Review

7. Chan KS: “ Water Control Diagnostic Plots,” artículo de laSPE 30775, presentado en la Conferencia y ExhibiciónAnual de l a SPE, Dallas, Texas, EE.UU., Octubre 22-25,1995.

8. Yortsos YC, Youngmin C, Zhengming Y y Shah PC:“ Analysis and Interpretation of Water/Oil Ratio in Water-floods,” SPE Journal 4, no. 4 (Dic iembre de 1999): 413-424.

100

10

1,0

0,1

R A P

R A P

100

10

1

0,0001

0,1

0,01

0,001

R A P

100

10

1

0,0001

10.0001.000100

Tiempo, dí as

101

0,1

0,01

0,001

RAP

RAP

RAP'

RAP'

RAP

> Perfiles de los gráfic os de diagnóstico que caracterizan los mecanismos deinvasión del agua. Una trayectoria de flujo abierta (arriba) muestra un incre-mento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla,una fractura o un canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquiermomento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (medio) por lo gene-ral muestra un rápido aumento en el momento de la invasión seguido de unalínea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una formaescalonada dependiendo de los contrastes de permeabilidad de la capa. Unaumento gradual de la RAP (abajo) indica la conificación de agua temprana enla vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendien-te de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva dela RAP comienza a semejarse a la del fl ujo marginal. La magnitud de la pen-diente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles inferiores.

Gráficos de diagnóstico —Para determinar el

tipo de problema específico estableciendo com-

paraciones con los esquemas de comportamiento

conocidos, se utiliza un gráfico de diagnóstico

doble logarí tmico de la RAP con respecto al tiempo

(abajo). Existen tres signos básicos que permiten

distinguir entre los diferentes mecanismos de

invasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturas

o flujo por canal detrás del revestidor; flujo de

agua marginal o un CAP dinámico; y problemas de

conificación.7 Las interpretaciones del flujo de

agua marginal fueron construidas a partir de simu-



Verano de 2000 41

meabilidad, así como también es posible que

exista comunicación vertical dentro de la zona de

baja permeabilidad restante. Cualquier intento

realizado en las cercaní as del hueco para contro-

lar el agua proveniente de las capas de alta per-

meabilidad dependerá del aislamiento vertical

sobre un área de gran extensión entre las reservas

restantes por encima de los X670 pies y las capas

inundadas que se encuentran por debajo. Esto se

puede confirmar con las mediciones de las pre-

siones de las capas y las pruebas de interferencia

vertical obtenidas con el Probador Modular de la

Dinámica de la Formación MDT; las correlaciones

de lutitas, y los registros de producción.

Análisis de cierre y estrangulación —La histo-

ria de producción de la mayorí a de los pozos

incluye perí odos de estrangulación o cierre. E

análisis de la RAP fluctuante puede proporciona

indicios muy valiosos para determinar el tipo de

problema. Los problemas de invasión de agua

como la conificación o una fractura individual que

intercepta una capa de agua más profunda provocan una RAP inferior durante el estrangulamiento

o después del cierre. Por el contrario, cuando las

fracturas o una falla interceptan una capa de agua

superpuesta se produce el efecto opuesto. Estos

sistemas no son estables en el transcurso de

tiempo geológico pero, por cierto, pueden se

inducidos durante la producción.

En un pozo del Medio Oriente que presentaba

una tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3

de agua por dí a y 400 barriles [64 m3] de petróleo

por dí a después de cada cierre (arriba a la dere

cha), estas tasas se invirtieron después de algunos

dí as de producción. Los datos de producción sugieren que la causa aparente fue una falla conductiva

que conectaba el yacimiento de petróleo con un

yacimiento menos profundo que ya habí a sido

inundado. En los pozos en los que la fuente de

agua se encuentra a una presión superior que e

petróleo, el estrangulamiento del pozo provoca un

aumento de la RAP. La prueba de estrangulamiento

constituye un método de diagnóstico útil para dis

tinguir entre estos dos problemas.

Cuando la calidad de los datos de la historia de

producción es pobre, se puede realizar una prueba

de estrangulamiento de la producción a corto tér

mino con varios tamaños de orificios. La presiónse debe monitorear junto con la RAP desde un

separador o, mejor aún, con un medidor de flujo

trifásico, para determinar con precisión los cam

bios ocurridos en la RAP en función de la caí da de

presión. Esto se puede realizar sólo si la presión

en el cabezal del pozo es suficiente para fluir a

varias tasas, por lo que convendrí a realizarlo en

las primeras etapas de la vida del pozo.

X590

X680

X770

X860

X950300025002000150010005000

P r o f u n d i d a d m e d i d a ,

p i e s

Permeabilidad horizontal, mD

Hoyo

Disparos

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

10

1,0

0,1

0,01

0,0011000 2000 3000 4000 5000

Tiempo de producción, dí as

R A P

1

2 3

4

> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos men-suales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspon-

diente a un cambio repentino de la saturac ión de agua en el frente deinundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa demayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100días, comportamiento típico del fl ujo marginal. La entrada de agua seestabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra práct i-camente inundada, lo cual l leva a una RAP constante. Este valor sugiereque la primera c apa que invade contribuye aproximadamente el 14% delproducto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la forma-ción para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), lainvasión de agua se ve a través de las capas interestratifi cadas de altapermeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasiónporque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, laRAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del productopermeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inun-dada. El último aumento (punto 4) representa la invasión fi nal de lascapas de alta permeabilidad restantes.

14.000 1,8

1,6

1,4

1,2

1,0

0,8

0,6

0,4

0,2

0,0

12.000

10.000

8.000

6.000

4.000

2.000

0 200 400 600 800 1000

T a s a d e l í q u i d o t o t a l , b p d

Tiempo, dí as

RAP

Tasa de lí quido

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



3000

2000

1000

0

P r e s i ó n d e f l u e n c i a ,

l p c

Tasa de flujo, bpd

1000 2000 3000 4000

Petróleo Agua Tasa de flujo total

Agua

Petróleo

100 mD, 4 pies

20 mD, 20 pies

Análisis NODAL—El diseño de un sistema de

producción depende del rendimiento combinado

del yacimiento y la tuberí a de fondo o sistema de

‘plomerí a’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidades

de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo

provenientes del yacimiento dependen de la caí da

de presión en el sistema de tuberí as, y la caí da de

presión depende de la cantidad de cada fluido que

corre por la tuberí a. La productividad de un pozo, a

menudo, se puede ver disminuida en gran medida

debido al rendimiento inadecuado o a una falla de

diseño de alguno de los componentes del sistema.

El análisis del comportamiento de un pozo en fluen-

cia junto al de las tuberí as asociadas con el mismo,

se conoce como análisis NODAL y se utiliza con fre-

cuencia para evaluar el efecto de cada componente

en un sistema de producción desde el fondo de un

pozo hasta el separador.

El análisis NODAL también se emplea para de-

terminar la ubicación de zonas de resistencia exce-

siva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de

presión en los sistemas de tuberí as. Por otra parte,

también es posible determinar el efecto que produ-ce el cambio de cualquiera de los componentes del

sistema sobre las tasas de producción.10 Por ejem-

plo, habitualmente se cree que el estrangulamien-

to de un pozo que produce agua servirá para reducir

el corte de agua. Esto sucede por cierto en los ca-

sos de conificación convencional, pero en otros

casos, depende del tipo de problema, así como

también de las presiones del yacimiento. Por ejem-

plo, si un pozo se cierra por un perí odo de tiempo

prolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuel-

ve a poner en funcionamiento) dependerá del pro-

blema de agua y de las presiones involucradas.

En el Mar del Norte, un pozo productor de pe-tróleo negro con una inclinación de 35° se dispara

y produce desde cinco capas diferentes. Se sabe

que cada capa se encuentra aislada de las demás

por barreras impermeables de lutitas sin flujo

transversal entre las mismas. El soporte de presión

proviene de un inyector cercano y de un acuí fero. El

pozo producí a 29.000 bpd [4608 m3 /d] con un corte

de agua del 90%. Un registro de producción recien-

te realizado en este pozo muestra un significativo

flujo transversal en condiciones de cierre, desde las

capas inferiores hacia la capa superior, la que posi-

blemente sea una capa ladrona. Se realizó un

análisis NODAL para ajustar el análisis obtenido

con la herramienta de Registros de Producción PLT

tanto para las condiciones de cierre como para las

de fluencia. Este ajuste es necesario a los efectos

de lograr la confiabilidad necesaria en las predic-

ciones de producción adicional de petróleo como

consecuencia de los diversos tratamientos de

cegado del agua (próxima página, arriba).

Si bien el análisis NODAL es una metodologí a

estándar para simular las respuestas de los pozos,

en este caso hay que considerar dos factores

importantes. En primer lugar, la necesidad de cali-

brar las respuestas de flujo calculadas frente al

agresivo flujo transversal observado en condi-

ciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho de

que en este caso se encontraban involucradas un

número relativamente grande de capas separadas.

El análisis incluyó seis pasos:

•Construcción de modelos —La construcción bá-sica de modelos de pozos requerí a un estudio de

desviación detallado, las propiedades de presión,

volumen y temperatura (PVT), las caracterí sticas

del yacimiento en la región próxima al hueco

para cada capa y la ubicación de los disparos.

•Geología —La información geológica acerca del

ambiente deposicional alrededor del pozo fue

necesaria para estimar el grado y la extensión

lateral de las barreras impermeables. El pozo

exhibió una buena extensión lateral de dichas

barreras. En otras áreas del campo, la variación

del ambiente deposicional provocó incer-

tidumbres en la continuidad de las barreras depermeabilidad, lo cual hizo disminuir la con-

fianza en el mantenimiento de los tratamientos

de cegado localizados.

•Presiones de las capas —Las presiones

individuales de las capas se obtuvieron a partir

de los datos de cierre del pozo. En un principio

se supuso que el factor de daño de la formación

era cero.

•Selección de la correlación —Se realizó una

comparación de la correlación del flujo multi-

fásico sobre el sistema básico para determinar

el grado de variación que presentaban los

modelos y el impacto de los parámetros de

correlación, como los ángulos de cambio de la

correlación.11 Este paso implica ajustar los datos

obtenidos en las pruebas de pozo.

•Flujo transversal en condiciones de cierre —En

primer lugar, se simuló el flujo transversal en

condiciones de cierre detectado por las medicio-

nes de la herramienta PLT, lo cual permitió eva-

luar el factor de daño de cada capa. El proceso

requerí a utilizar un sistema de prueba y error, en

el cual las estimaciones aproximadas (a partir de

pruebas anteriores) del í ndice de productividad

de cada capa se modificaran en forma secuencial

para ajustar los datos. También se consultó el

historial del pozo para determinar si era factible

encontrar algún daño debido a la perforación o a

consideraciones operativas. En este ejemplo, no

se esperaba encontrar ningún daño.

•Flujo transversal en condiciones de fluencia —Serepitió este proceso para condiciones de fluen-

cia y se analizaron varias tasas de producción. El

proceso se puede acelerar si se cierran todas las

capas productoras menos una, en forma suce-

siva. El í ndice de productividad y los factores de

daño debido al flujo no darciano de cada capa se

modificaron posteriormente para ajustar los

datos. El modelo final calibrado proporcionó un

buen ajuste para todos los datos.

A continuación se utilizó el modelo calibrado

del análisis NODAL para determinar el incremento

de producción estimado para dos opciones

diferentes de cegado. La primera opción consistí aen cegar completamente toda la producción

proveniente de la capa más profunda, Capa 5

(próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas

42 Oilfield Review

9. Elphick J: “NODAL Analysis Show s Increased OilProduction Following Water Shutoff,” presentado en laConferencia de la Red Educativa de la 2da. ConferenciaInternacional Anual sobre Modificación Concordantedel Yacimiento, Cegado del Agua y el Gas, Houston,Texas, EE.UU., Agost o 19-21, 1996.

10. Beggs HD: Production Optimization Using NODALAnalysis . Tulsa, Oklahoma, EE.UU.: OGCI Publications,Oil & Gas Consultants International, Inc., 1991.

11. Un ángulo de cambio determina cuando las c orrelacio-nes multifásicas verticales deberían ser reemplazadas

por corr elaciones horizontales. Es importante tener encuenta que no existe ninguna correlación en la literatu-ra entre el fl ujo multifásico y la caída de presión queresulte adecuada para todos los ángulos de inclinaci ón.

12. Lenn C, Kuchuk F, Rounce J y Hook P: “ Horizontal Wel lPerformance Evaluation y Fluid Entry Mechanisms,”artículo de la SPE 49089, presentado en la ConferenciaTécnica y Exhibición Anual de la SPE, Nueva Orleáns,Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.

13. Akhnoukh R, Leighton J , Bigno Y, Bouroumeau-Fuseau P,Quin E, Catala G, Silipigno L, Hemmingway J, HorkowitzJ, Hervé X, Whittaker C, Kusaka K, Markel D yMartin A: “ Keeping Producing Wells Healthy,”Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 30-47.

> Análisis NODAL multi-capa. El modelo de pozo

(gráfico inserto) utilizadopara el análisi s NODALtiene dos capas, cada unacon diferente espesor ydistinta permeabilidad. Elanálisis multicapa mues-tra las tasas de flujo indi-vidual y total de las capasde petróleo y agua a medi-da que se producen enconjunto y a diferentespresiones.



C a p a s

Tasas de flujo por zonas, bpd

-6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000

Opción 1 petróleo

Opción 1 aguaL1

L2

L3

L4

Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)

C a p a s


0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 800

Opción 2 petróleo

Opción 2 agua

L3

L4

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

> El análisis NODAL permite predec ir l os beneficios del contr ol del agua. Las dos opciones propuestas para este pozo eran simplemente cegar la Capa 5con un tapón y producir de las capas superiores, o bien cegar las Capas 1, 2 y 5, dejando las Capas 3 y 4 en producción. La primera opción (izquierda) pro-duciría un aumento neto esperado de la producción de 1328 bppd [211 m 3 /d], mientras que la segunda opción (derecha) predice un aumento neto en la pro-ducc ión de 1647 bppd [262 m3 /d]. La segunda opción es más costosa y probablemente requiera la coloc ación de un t apón para aislar la Capa 5, además decementar las Capas 1 y 2. El operador prefirió la opción 1.

Verano de 2000 43

las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumento

de la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd[471 a 682 m3 /d]. La producción de agua dismi-

nuirí a de 26.510 a 12.742 barriles por dí a [4212 a

2025 m3 /d]. La segunda opción implicarí a sellar las

Capas 1, 2 y 5, que no producí an hidrocarburos, y

producir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultado

de esta segunda opción la producción de petróleo

alcanzó 4613 bppd [733 m3 /d], lo que representa

sólo aproximadamente 300 bppd [47 m3 /d] más

que la opción 1. Para justificar los tratamientos se

utilizó como argumento la diferencia entre el com-

portamiento corriente y el pronosticado a partir del

cierre de una o más capas.

Los datos de los registros de producción de-mostraron que el agua provení a de todas las capas

superiores excepto de una. La mayor parte del

agua no deseada se originaba en la capa más pro-

funda. Debido a las presiones reducidas de la for-mación, la capa superior estaba robando una

pequeña cantidad de petróleo y de agua que se

producí a más abajo. De acuerdo con lo esperado,

los volúmenes de lí quido que ingresaban en la

zona ladrona disminuí an a medida que aumentaba

la producción. Frente a las altas tasas de produc-

ción esperadas tales pérdidas se consideraron

tolerables. El operador decidió entonces adoptar la

opción 1 y colocar un tapón justo por debajo de la

Capa 4, con lo que la Capa 5 quedó completa-

mente aislada.

Registros de producción —Los registros de pro-

ducción precisos, como los que ofrecen las medi-ciones de los Servicios de Producción de la

Plataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua

en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidad

de determinar el flujo y el holdup de cada fase de

fluido en huecos verticales, desviados y horizonta

les.13 A partir de la adición de los nuevos sensores

ópticos y eléctricos, que incorporan mediciones lo

cales de sensores y mediciones de velocidad de

cada fase, se han logrado importantes avances en

el diagnóstico de casos simples y complejos con

flujo trifásico. Tales avances en la obtención de re

gistros de producción confiables y precisos, en par

ticular en pozos desviados con cortes de agua

elevados, representan un paso importante en aras

de la identificación y el conocimiento de los

diferentes tipos de problemas de agua.

Por ejemplo, un operador perforó un pozo

horizontal en el Golfo de México en una arena

gasí fera pequeña que producí a agua en forma

excesiva después de un perí odo corto de

producción. En este pozo, se suponí a que la fuente

más probable del agua no aceptable era agua

marginal proveniente del acuí fero inferior. Si e

agua marginal ingresaba en el talón (heel) de

pozo, una solución económica serí a correr unatuberí a flexible en el pozo y cementar la porción

alrededor del talón, dejando la tuberí a flexible en

el lugar para permitir la producción de la punta

(toe) del pozo. Esto dilatarí a la posterio

producción de agua hasta que el agua avanzara

hasta superar el tapón de cemento. Sin embargo

si el agua provení a de la punta del pozo se podr í a

cementar la porción inferior del mismo utilizando

tuberí a flexible y un empacador en la malla. Una

tercera posibilidad era que el agua ingresara des

de el centro del pozo, con lo cual serí a difí cil aisla

la entrada de agua y continuar la producción des

de la punta y el talón del pozo. El operador necesitaba conocer el punto exacto de ingreso del agua

para realizar las operaciones correspondientes.

C a p a s


-5.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000

Petróleo calculado

Agua calculada

Petróleo medido

Agua medida

L1

L2

L3

L4

L5

> Ajuste del análisis NODAL con las mediciones de producción. Las barrasazules representan el flujo de agua y las barras verdes muestran el flujo depetróleo computado a partir de los registros de producción. Los c írculos repre-sentan los resultados del análisis NODAL. Las Capas 2 y 5 se encuentran total -mente inundadas. La Capa 1 recibe agua y algo de petróleo, como indican lastasas de flujo negativas, puesto que la presión estática del yacimiento es inferiora la presión dinámica de fluencia.



X100

X200

X300

Profundidad, pies

Canal

Disparos

Canal

El programa de perfilaje incluyó la configu-ración básica de la Plataforma PS junto con las

herramientas de Detección Optica del Holdup de

Gas GHOST y de Control de Saturación RSTPro,

trasportadas por tuberí a flexible. Las mediciones

de las herramientas GHOST y FloView y la veloci-

dad del fluido derivada del molinete del medidor

de flujo, representan los fluidos dentro de la malla

de completación, mientras que los registros de

TPHL y las mediciones del WFL responden al flujo

dentro y fuera de la malla (arriba).

Las mediciones de velocidad del agua del re-

gistro WFL se combinan con las mediciones del

holdup de las herramientas GHOST y TPHL paracalcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En es-

te ejemplo, más del 50% de la producción de agua

proviene de la punta del pozo, que fluye por detrás

de la malla y en el espacio anular del empaque de

grava. Por medio de la medición GHOST también

se identificó el agua adicional que ingresaba a mi-

tad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450

pies]. Dado que la mayor parte del gas proven í a de

la punta del pozo, el operador decidió continuar la

producción sin realizar ninguna intervenciónadicional.

Las herramientas que obtienen imágenes a

través del revestidor, como la herramienta de

Imágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar la

calidad del trabajo de cementación en un pozo e

identificar los canales de flujo detrás del revesti-

dor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en Nueva

México que producí a sólo agua, se confirmó la

existencia de un canal por encima de los disparos

(derecha). Se realizó una cementación a presión (o

cementación forzada), después de lo cual el pozo

comenzó a producir petróleo y, en la actualidad,

produce 50 bppd [8 m3 /d] sin corte de agua.

Diagnósticos especiales para lacomunicación verticalEl flujo transversal de agua adopta dos formas

claramente definidas. Además del flujo transversal

en el yacimiento, que ya se ha analizado, también

existe flujo transversal dentro del hueco; ambos

tipos son interdependientes y merecen especial

atención.

Cada vez que el hueco penetra múltiples capas

que se encuentran con diferentes presiones existe

la posibilidad de que se produzca flujo transversal.

La diferencia de presión se mantiene sólo cuando

y donde existe una aislación continua entre cada

capa, lo cual implica que el flujo transversal del

yacimiento y del hueco son mutuamente

excluyentes en cualquier par de capas. Algunos

yacimientos, por ejemplo los que presentan

canales de arenas apiladas, tienen barreras

locales de lutitas que se extienden por cientos de

metros. Sin embargo, estos yacimientos pueden

contener conexiones verticales distantes que

provocan el flujo transversal y la comunicación de

las presiones, si bien presentan aislamiento localcon variaciones de presión transitorias entre las

capas cuando se los somete a una prueba de

estrangulamiento. Como resultado de ello se pro-

44 Oilfield Review

14. Hegeman P y Pelissier-Combescure J: “ ProductionLogging for Reservoir Testing,” Oilfield Review 9, no. 2(Primavera de 1997): 16-20.

15. AL Shahri AM, AL Ubaidan AA, Kibsgaard P y Kuchuk F:“ Monitoring Ar eal and Vertical Sweep and ReservoirPressure in the Ghawar Field using Multiprobe WirelineFormation Tester,” artículo de l a SPE 48956, presentado enla Conferencia Técnica y Exhibición Anual de la SPE,Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Septiembre 28-30, 1998.

16. Crombie A, Halford F, Hashem M, M cNeal R, Thomas EC,Melbourne G y M ullins OC: “ Innovations in Wireline FluidSampling,” Oilfield Review 10, no. 3 (Otoño de 1998): 26-41.

Profundi-dad

medida,pies

X200

X300

X400

X500

X600

Desv.> 90°Gas

Agua

TPHL TPHL

Profun. vertical verdaderapiesX070 X055

Gas

GHOST

Holdup1 0

Agua

Perfil del agua

WFLTasa del flujo

de agua

1 0

Desviación

Rayos GammaAPI20 70

85 95GradosWFL

Velocidaddel agua

pies/min0 500

Perfil del gas

Tasa delflujo de gas

bpd bpd0 1200 0 25.000

Gas

Holdup

Agua

Entradade agua

Entradade agua

> Perfil de flujo en el fondo del pozo. La pista 1 contiene la curva de rayos gamma (verde) y la desviacióndel hueco (línea llena negra) obtenida de los registros a hueco abierto. La profundidad medida se obser-va en la pista 2. En la pista 3, el holdup de gas (rojo) y de agua (azul) obtenidos con la herramienta GHOSTidentifi can c laramente el agua que penetra la secc ión horizontal del hueco a X450 pies y X640 pies. En lapista 4 se observan los aportes de gas (rojo) y de agua (azul) en la totalidad del hueco y del espacio anu-lar, que se grafican con respecto al perfil de la trayectoria del hueco. Estos holdups independientes decada fase se derivan del registro de holdup trifásico obtenido con la herramienta TPHL. En el perfil seobserva un incremento del agua a medida que el hueco se hace más vertical por enc ima de X350. Lapista 5 muestra los registros de holdup de gas (rojo) y de agua (azul). Las mediciones de velocidad delagua del Registro del Flujo de Agua WFL (círculos azules) aparecen en la pista 6. La pista 7 contiene unperfil de la tasa de flujo de agua a parti r del holdup del TPHL y la veloc idad del WFL. La pista 8 contiene elperfil de la tasa de flujo de gas, que se calculó util izando los datos de holdup de la herramienta GHOST.

> Un canal que produce agua. La imagen delcemento en el espacio anular detrás del revestidorpermitió identificar un canal de agua. Las imáge-nes obtenidas con la herramienta de ImágenesUltrasónicas USI—amplitud en la pista 1 y tiempode tránsito en la pista 2—confirman que existe ungran canal abierto en el espacio anular cementa-do detrás del revestidor, justo por encima de losdisparos.



Verano de 2000 45

comunican en el hueco, quiere decir que se

encuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuando

presentan la misma presión, puede ocurrir que

estén comunicadas o bien que hayan producido (o

hayan sido inyectadas) con tasas similares, por lo

cual la presión resultante es la misma.

Prueba de interferencia vertical —Una prueba

de interferencia vertical realizada con la herra-

mienta MDT muestra la permeabilidad vertical

efectiva cerca del hueco. La permeabilidad vertical

se puede determinar a partir de los cambios en la

presión de la formación medida con un sensor de

presión, mientras el fluido de la formación se

bombea a través de una sonda de muestreo sepa-

rada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre la

pared del hueco.16

Correlaciones de lutitas —Las correlaciones de

los registros pueden demostrar si en un campo

existen grandes barreras de lutitas. Cuando se

observa una excelente correlación de las lutitas

entre los diferentes pozos, quiere decir que las

capas del yacimiento se encuentran aisladas por

roca impermeable y es improbable que exista flujotransversal dentro del yacimiento.

Registros del medidor de flujo durante el

cierre —El registro de producción (a través del

molinete del medidor de flujo) puede detectar el

flujo transversal en el hueco durante el cierre del

pozo; de existir, constituirí a un signo evidente de

presión diferencial entre las capas aisladas.

Prueba de estrangulamiento —Las pruebas de

estrangulamiento o los datos de producción

X100

X000

5200 5400 5600 5800 6000 6200 6400

X300

P r o f u n d i d a d ,

p i e s

Presión, lpc

X500

X700

X400

X600

X200 JurásicoSuperior

Tarbut

Ness

Etive

Rannoch

Formaciones

Presionesactuales delyacimiento

Presionesiniciales delyacimiento

> Mediciones de presión que muestran la aislación de las capas. Las mediciones de presión, por ejemplo,las obtenidas con la herramienta MDT, se pueden utilizar en pozos de relleno para establecer la presiónde cada capa después de un período de producción en el campo. Cuando existen diferencias de presiónentre las capas debido a agotamiento diferencial, se deduce que las capas se encuentran aisladas entresí por barreras de permeabilidad verticales.

Conjunto

del tapón

Petróleo

Agua

Tapón PosiSet

> Aplicación de la herramienta PosiSeT deacc ionamiento mecánic o. El tapón PosiSeT se bajatravés de la tubería de producción y se utiliza paracegar el agua en las cercanías del hueco. Se puedbajar con cable de acero o por medio de tuberíaflexible y utili za un sistema de anclaje positivo conanclas superiores e inferiores (arriba) y elementossellantes que aislan las capas productoras de agutanto en huecos abiertos como revestidos (abajo).

duce una combinación de los problemas propios de

las capas inundadas con y sin flujo transversal.

La identificación de la presencia de flujo trans-

versal en la formación es de fundamental impor-

tancia. Las capas inundadas sin flujo transversal

pueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco,

si bien no existen soluciones simples cuando las

capas no se encuentran aisladas por barreras

impermeables. Además, las capas inundadas sin

flujo transversal estarán sujetas al flujo transversal

interno del hueco durante el cierre. Existen varios

métodos de diagnóstico que resultan útiles para

determinar la comunicación vertical.

Pruebas con tasas variables —Con poco es-

fuerzo adicional, un registro de producción puede

convertirse en un registro de producción con tasas

variables o "prueba multicapa," midiendo la tasa

de producción de cada capa frente a varias pre-

siones de producción diferentes, con mediciones

estacionarias posicionadas entre cada capa. De

esta forma se podrá determinar el í ndice de pro-

ductividad y la presión promedio del yacimiento

para cada capa.14

El flujo transversal potencial sepuede estimar utilizando el análisis NODAL.

Probadores de la formación operados con cable

de acero —Tanto las mediciones de presión de la

formación obtenidas con herramientas operadas

con cable de acero, como las obtenidas con las

herramientas MDT o el Probador de la Formación a

Repetición RFT, pueden mostrar si existe comu-

nicación de la presión entre las capas.15 Si las

capas tienen presiones diferentes y no se

pueden proporcionar un útil diagnóstico de comu

nicación vertical mediante la detección de pre

siones diferenciales.

Soluciones para el control del aguaCada tipo de problema tiene distintas opciones de

solución que varí an desde las simples soluciones

mecánicas y quí micas, que son relativamente de

bajo costo, hasta las más complejas y costosas

soluciones de completaciones re-trabajadas. Es

habitual la existencia de diversos problemas de

control del agua y, a menudo, se hace necesario

adoptar una combinación de varias soluciones

Hoy en dí a, además de las soluciones tradi

cionales descriptas anteriormente, existen méto

dos nuevos, innovadores y convenientes desde e

punto de vista económico para los problemas de

control del agua.



Soluciones mecánicas —En muchos de los

problemas que ocurren en las cercaní as del hueco,

como las filtraciones del revestidor, el flujo por

detrás del revestidor, el ascenso de agua desde el

fondo y las capas inundadas sin flujo transversal,

se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables.

La herramienta PosiSet, que incluye un tapón

mecánico, se puede transportar con tuberí a flexi-

ble o bajar con cable de acero. Esta herramienta

Soluciones químicas —Los tratamientos quí -

micos requieren el emplazamiento preciso del flui-

do. La tuberí a flexible con empacadores inflables

permite colocar la mayor parte de los fluidos de

los tratamientos sin riesgo de afectar las zonas de

hidrocarburos. La inyección doble con tuberí a

flexible es un proceso que consiste en bombear un

fluido protector a lo largo de la tuberí a flexible

hasta el espacio anular del revestidor y bombear

el fluido del tratamiento a través de la tuberí a

flexible (próxima página, arriba).

El cemento SqueezeCRETE constituye otro ele-

mento clave dentro del conjunto de soluciones

para el control del agua.17 Debido a su escasa pér-

dida de fluido y a su capacidad de penetrar

microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sis-

tema ideal para tratamientos de remediación de

filtraciones en las tuberí as, provocadas por flujo

detrás de las mismas. Una vez colocado, este

cemento ofrece gran resistencia a la compresión,

baja permeabilidad y alta resistencia a los

ataques quí micos. El tratamiento SqueezeCRETE amenudo se utiliza con cemento común para cegar

disparos cuando existe un problema de capas

inundadas, o bien cuando asciende el agua del

fondo o el CAP. También se puede aplicar para el

sellado de empaques de grava, filtraciones en el

revestidor o canales por detrás del revestidor.

Los geles rí gidos son sumamente efectivos

para cegar excesos de agua en las cercaní as del

hueco (próxima página, abajo a la izquierda). A

diferencia del cemento, los geles se pueden forzar

dentro de la formación para realizar el cegado

completo de esa zona o para llegar a las barreras

de lutitas. Con respecto a los tratamientos decemento presentan una ventaja operativa, ya que

se pueden perforar con chorros de fluidos en lugar

de triturarlos con mechas. Habitualmente están

hechos a base de polí meros con aditivos reticu-

ladores. Productos como los sistemas MaraSEAL y

OrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad y

tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec-

46 Oilfield Review

17. Boisnaul t JM , Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturka r AM , Mar oy P, Mof fett C, Mejía GP,Mar tínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11,no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.

18. Estos geles no penetran en formaciones con permeabili-dades inferiores a 25 mD.

19. O’Brien W, Stratton JJ y Lane RH: “M echanisticReservoir Modeling Improves Fissure Treatment GelDesign in Horizontal Injectors, Idd El Shargi North DomeField, Qatar,” artículo de la SPE 56743, presentado en laConferencia y Exhibición Anual de la SPE, Houston,Texas, EE.UU., Octubre 3-6, 1999.

20. Elphick J, Fletcher P y Crabtree M: “ Techniques forZonal Isolation in Horizontal Wells,” presentado en laReunión de la Asociac ión de Ingenieros de Producción,Reading, Inglater ra, Noviembre 4-5, 1998.

Herramienta debajada al pozo

Cable eléctrico

Camisa PatchFlex

Disparos

> Camisa PatchFlex. Formada por un c ilindro deun compuesto flexible realizado con fibra de car-bono, resinas termosellantes y un revestimientode goma, la camisa PatchFlex se construye

alrededor de un elemento inflable que se acopla auna herramienta de bajada al pozo y se la bajacon cable de acero. Cuando la camisa se encuen-tra posicionada frente al área a ser tratada, unabomba incluida en la herramienta de bajada alpozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Lasresinas son calentadas hasta que se polimerizancompletamente. A continuación, el elementoinflable se desinfla y se extrae, con lo cual quedauna camisa dura, resistente a la presión, perfecta-mente ajustada, inclusive en los casos en que elrevestidor se encuentra dañado o corroído.

utiliza tecnologí a que ya ha sido probada en el

campo y garantiza el cegado del hueco tanto en

huecos revestidos como en huecos abiertos

(página previa, a la derecha).

Cuando el hueco debe mantenerse abierto

hasta niveles más profundos que el punto de

invasión del agua, la solución puede ser colocar un

remiendo que se baja a través de la tuberí a de pro-

ducción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo,

denominado camisa PatchFlex, que se puede colo-

car por medio de tuberí a flexible o cable de acero

dentro del revestidor y se ha utilizado con todo

éxito en diversas aplicaciones en todo el mundo

(izquierda). Resulta especialmente indicado para

cegar la entrada de agua o gas mediante opera-

ciones realizadas a través de la tuberí a de produc-

ción, y para modificar el perfil de inyección y para

el aislamiento zonal. Las camisas inflables se cons-

truyen conforme a las necesidades, para ajustarse

a la longitud de los intervalos agujereados y

pueden soportar las presiones de flujo transversal

en el hueco. Una vez colocada, la camisa pasa a seruna tuberí a corta compuesta ubicada dentro del

revestidor; si fuera necesario realizar una posterior

operación de cementación forzada, la camisa se

puede fresar utilizando técnicas de perforación a

través de la tuberí a de producción, o bien se puede

volver a disparar para permitir la re-entrada de las

zonas. La única desventaja de la tuberí a corta com-

puesta es que el diámetro del hueco se ve reducido

en poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo,

otros remiendos mecánicos ocupan aún más espa-

cio del diámetro interno del revestidor.

En un pozo del Mar del Norte, la compañí a

Shell UK Exploration and Production logró reducir elcorte de agua del 85% al 10% utilizando una

camisa PatchFlex para aislar los intervalos con pro-

ducción de agua. La sonda de perfilaje Plataforma

PS cuantificó las distintas contribuciones de fluidos

provenientes de cada zona productiva. Se pudo de-

terminar que la mayor parte del agua indeseable

provení a de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m

[4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RST

confirmaron la elevada saturación de agua en los

intervalos productores de agua. Además, el aná-

lisis de saturación del RST identificó la existencia

de otras dos zonas de petróleo que no habí an sido

abiertas al flujo por debajo de las otras zonas pro-ductoras. Si bien se podrí a haber utilizado un tapón

tradicional para cegar la zona productora de agua,

también podí a bloquear las nuevas zonas de

petróleo subyacentes. Por medio de la tecnologí a

PatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de agua

y puso en producción las nuevas zonas petrolí feras

que se encontraban por debajo de las mismas.



Verano de 2000 47

tados a presión en la formación para tratar proble-

mas de agua específicos, como flujo por detrás del

revestidor y capas inundadas sin flujo transversal,

o colocados selectivamente en la zona de agua

usando tuberí a flexible y un empacador.18

Otra solución es un fluido gelificado que se

puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero

sólo penetra las formaciones con permeabilidades

superiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandes

volúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589

m3] de estos fluidos poco costosos, por lo general

se logra cegar amplios sistemas de fracturas que

rodean al pozo inyector o a los pozos produc-

tores.19 Al igual que los geles rí gidos, los

productos del tipo de los sistemas Marcit y Or-

ganoSEAL-F son polí meros reticulados simples de

mezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo

(hasta tres dí as) antes de volverse rí gidos y se

pueden bombear a través de las mallas de

completación.

Por otra parte, se están desarrollando fluidos

inteligentes o selectivos en la forma de polí merosy surfactantes para tratamientos de la matriz de la

formación cercana al hueco. Estos tratamientos,

denominados modificadores de permeabilidad

relativa, producen un material similar al de un gel

para detener el flujo en las capas de agua, pero

mantienen el comportamiento del fluido en las

capas de petróleo para permitir que continúe la

producción. En algunas aplicaciones, ofrecen la

posibilidad de realizar un tratamiento selectivo

simplemente utilizando un método de emplaza-

miento forzado de bajo costo.

detrás de la tuberí a. El Empacador Quí mico

Anular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarro

llado para estos casos, realiza el aislamiento

entre las diversas zonas utilizando empacadores

o tapones colocados por medio de tuberí a flexible

(abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consiste

en alcanzar una cobertura circunferencial tota

sobre una longitud relativamente pequeña, mien

tras se deja la tuberí a corta libre del material que

podrí a obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la

> Inyecc ión doble con tubería flexible. En los problemas de controldel agua donde resulta fundamental el emplazamiento del fluido detratamiento, se puede utilizar un empacador inflable (A) manejadocon tubería flexible para proporc ionar el aislamiento del huecoentre las zonas de petróleo (B) y las zonas inundadas (C). En esteejemplo con empaque de grava, para detener el avance del aguano deseada se bombea un fluido de tratamiento (D) a través de latubería flexible hacia la zona inundada inferior y al mismo tiempo sebombea un fluido protector (E) a través del espacio anular hacia la

zona productora de petróleo.

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

Zona de petróleo B

Zona inundada C

A

D

D E

E

Fluido de tratamiento

Fluido protector

Tuberí a de producción

Tuberí a flexible

Empacador E m p a q u e

d e g r a v a

E m

p a c a d o r

Revestidor

Zona de petróleo C

Zona inundada D

Barrera

Tuberí a de producción

Tuberí a flexible

Empacador

Revestidor

Empacador B

A Gel rí gido

Tuberí a flexible Empacadores inflables

Cañerí a ranurada

Empacador quí micoHueco abierto

> Empacador Químico Anular (ACP). La tecnología del ACP incluye el emplazamientde un fluido a base de cemento en el espacio anular entre una cañería corta ranu-rada no cementada y la formación. El fluido es conducido a la zona del tratamientomediante tubería flexible e inyectado entre un conjunto de empacadores inflablespara rellenar el espac io anular sobre un intervalo seleccionado. Está diseñado parafraguar en esta posición formando un tapón permanente, impermeable y de granresistencia, que aisla completamente el volumen del espacio anular.

En los pozos horizontales, los tratamientos

para resolver los problemas de agua resultan

más efectivos cuando la zona tratada se encuen-

tra aislada del resto del hueco. En los huecos

revestidos, y hasta cierto punto, en los huecos

abiertos, esto se logra en forma mecánica con

empacadores inflables. Sin embargo, cuando se

ha colocado una malla o una tuber í a corta pero

no se han cementado, estos dispositivos mecáni-

cos no logran aislar el espacio anular abierto



herramienta a través de esa sección. La

operación consiste en bombear un fluido de baja

viscosidad, a base de cemento, por medio de

tuberí a flexible y emplazarlo en el espacio com-prendido entre dos empacadores a través de las

pequeñas ranuras de la tuberí a corta. Una vez en

su lugar, el fluido adquiere inmediatamente la

dureza de un gel, lo cual impide su desmoro-

namiento y garantiza el relleno completo y el ais-

lamiento del espacio anular.

Soluciones de completación —Diversas

alternativas de completación, como pozos con

múltiples tramos laterales, desviaciones de sus

trayectorias, aislamiento con tuberí a flexible y

completaciones dobles, pueden servir para

resolver problemas difí ciles de agua tales como

CAPs ascendentes, conificación, barrido arealincompleto y segregación gravitacional.21 Por

ejemplo, una estrategia muy utilizada cuando

existe conificación en pozos de alto valor es la

coproducción de agua, que consiste en cañonear

la pata de agua y utilizar completaciones dobles

(arriba).

Problemas de pozos inyectoresLos pozos inyectores pueden originar problemas

si el agua de inyección no está filtrada correcta-

mente, ya que puede contener partí culas tan

grandes que provoquen el taponamiento de la

matriz. Por otra parte, si no se trata en formaadecuada con quí micos de producción como

bactericidas y secuestrantes de oxí geno, el daño

puede aumentar. Ambos factores pueden pro-

vocar el aumento de la presión de inyección

hasta que se inicia una fractura, que en un prin-

cipio es corta, pero luego crece en longitud y en

altura para mantener la inyectividad a medida

que las caras de la fractura se taponan.22

Cuandolas fracturas inducidas se extienden en forma

vertical a través de varias capas, se pierde el con-

trol sobre el barrido vertical y resulta difí cil recu-

perar el control del perfil de inyección.

La fracturación térmica, que a menudo se

encuentra en las zonas marinas, es provocada por

la reducción de los esfuerzos en la zona de inyec-

ción debido al enfriamiento. La zona que tiene

mayor inyectividad se enfrí a en primer lugar y

luego se fractura, tomando aún más fluido de

inyección y provocando un escaso barrido vertical

(derecha). Como en estos casos, resulta difí cil

evitar la fracturación térmica, probablemente lamejor estrategia sea garantizar la fracturación de

todas las zonas, ya sea por medios térmicos o

hidráulicos, para obtener un perfil de inyección

más parejo. Algunas veces si existe una capa de

alta permeabilidad adyacente a la capa de baja

permeabilidad, la fractura térmica puede irrumpir

en la zona de alta permeabilidad, la cual puede

llegar a tomar toda el agua de inyección y como

consecuencia se pierde el barrido de la zona de

baja permeabilidad.

Evaluación de los riesgos

La justificación de un tratamiento en cualquierpozo depende del valor del incremento esperado

en la producción de hidrocarburos. Se trata de un

valor ‘esperado,’ lo cual indica que existe un

cierto grado de incertidumbre en el análisis.

Algunos tratamientos destinados al control del

agua pueden garantizar un aumento substancial

de la producción. En tales circunstancias, el ele-

mento primario de incertidumbre es el éxito de la

48 Oilfield Review

21. Hill et al, referencia 5.

22. La inyectividad es la medida de la c antidad de líquidoque se puede bombear en un pozo (o en una zona) conuna diferencia dada entre la presión del fluido de inyec-ción y la presión de la formación.

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

> Lucha contra el agua a través de drenaje doble. Una solución para resolver los problemas de conifi-cación de agua (izquierda) consiste en disparar la pata de agua de la formación y producir el agua y elpetróleo en forma simultánea (centro) para eliminar el cono de agua. Este enfoque de bajo costo pue-de incrementar el corte de agua, pero mejora la efic iencia de barrido y aumenta las reservas recupe-rables a largo término. Como alternativa, el agua y el petróleo se pueden producir en forma separadaa través de la tubería de producción y el espacio anular (derecha).

Fracturatérmica

Entradade agua

> Fracturación t érmica en un pozo inyector. Lasfrac turas se pueden iniciar en los pozos inyec-tores a través de la presión y el esfuerzo térmicoinducido por la entr ada de agua fría. Esto resultaen un perfil de barrido vertical deficiente.

operación en sí misma. Cuando el incremento de

la producción es relativamente pequeño (o se

basa en diversos supuestos) no sólo comienza a

cobrar importancia el riesgo de la operación, sino

también el pronóstico mismo se convierte en un

riesgo clave. Por lo tanto, el operador necesita

cuantificar el valor de un tratamiento de control

del agua. Una posibilidad consiste en realizar un

análisis que incorpora los componentes multi-

facéticos de riesgo utilizando los métodos de

análisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sus

siglas en Inglés). Los árboles de decisión son

herramientas valiosas que permiten visualizar y

cuantificar todas las opciones disponibles y la

probabilidad de sus resultados. A modo de ilus-

tración, PrecisionTree, un producto de Palisade

Corporation, es un programa de análisis de

decisiones que se utiliza con el programa Excel

de planillas de cálculo. Este software se puede

acoplar con los métodos de Monte Carlo, con lo

cual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluye

riesgos’ para analizar las opciones con respecto

al control del agua para pozos especí ficos(próxima página).

Control del agua a nivel de campoLos problemas de control del agua, las técnicas

de diagnóstico y las soluciones ya se han anali-

zado en el contexto de su aplicación en pozos

individuales dentro de un campo. Ahora bien, si

las técnicas de diagnóstico se modifican y se

extienden a una gran cantidad de pozos en un

campo, se obtendrá una mayor reducción en el

manejo total del agua y, en muchos casos, se

logrará un incremento importante en la produc-



Pozo con

incrus-

taciones

Probabilida

d de

remover

incrus taci

ones

exi tosame

n te

Probabilida

d de

remo ver

incrus tacion

es

e xi tosamen

te

Probabilida

d

de colocar

el tapón

con é xi to

Probabilidad d

e

colocar el tap

ón

con éxito

Remoción

deincrus-

taciones

exitosa:

Colocación

del tapón

Remoción

deincrus

-

taciones

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Colocacióndel ta

pón

Remoció

n

deincrus

-

tacione

s

no exito

sa

T apón

colocado

OK

T apón

colocado

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Tapónno

colocado

Decisión

Aban-

donar

el pozo

Remover

incrusta-

ciones

nuevam

ente

Remoció

n

deincrus

-

taciones

no exitos

a

Decisión

Aban-

donar

el pozo

Re-

colocar

el tapón

Tapón

colocado

OK

Tapón

colocado

OK

Rama1

Rama2

Rama3

Rama4

Rama5

Rama6

Rama

7

Rama8

Tapón

no

colocado

< Arbol de decisiones para un pozo con incr ustaciones mine-rales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultadosposibles de los tratamientos, representados por ramas con laspérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de al-canzar el final de cada rama. Los c írculos (amarillos) representan los nodos de chances donde existen dos o más resultadosposibles. El resultado de cada rama es independiente de cual-quier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descriptapor una distribución de probabilidad unimodal (verde) calcula-da a partir de las simulaciones M onte Carlo. Los nodos cuadrados (azules) representan las decisiones en las cuales la ramaseleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemen

to fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias,consideradas como maximización del valor. Este esquema permite comparar los diferentes escenarios en una distribuciónóptima de los escasos recursos.

Verano de 2000 49

ción total de hidrocarburos en el campo.

Cuando se conjuga el diagnóstico correcto

con la aplicación de soluciones comprobadas, el

control del agua puede convertirse en una herra-

mienta efectiva para el manejo del yacimiento. Si

bien es posible aplicar estrategias individuales

de control del agua en un cierto número de pozos

dentro de un campo, en los campos extensospuede resultar poco eficiente e implicar un gran

consumo de tiempo. El primer objetivo de un pro-

grama de control del agua en todo un campo con-

siste en identificar los pozos que presentan las

siguientes caracterí sticas:

•El pozo es accesible para realizar una inter-

vención.

•La completación es lo suficientemente robusta

como para tolerar la intervención.

•Existe un valor económico relacionado con la

reducción de la producción de agua en ese

pozo.•El pozo tiene un problema de control del agua

que se puede tratar en forma económica con un

riesgo aceptable.

Las estrategias de control del agua en todo un

campo a menudo son diferentes de las que se

aplican en cada pozo individual. Por ejemplo, es

posible que sea necesario modificar los diseños

de completación que han dado buenos resultados

en pozos individuales para lograr mejoras en

todo un campo. Como ejemplo se puede citar e

caso de un operador en América del Sur que

estaba produciendo de un yacimiento multicapacon distintas unidades de flujo separadas po

lutitas. Se dispararon todas las capas ignorando

las diferencias de presión que existí an entre las

distintas capas. Como resultado, se inundaron

varias capas en diferentes pozos y la consi

guiente disminución de la presión provocó una

reducción en la producción de petróleo en

las capas restantes. En un principio, e

operador simplemente cegó e

agua en las capas inun

dadas donde la geologí a

local resultaba favorable, pero

la producción del campo continuódeclinando debido a una mayor invasión

de agua y a un posible flujo transversal a

través de las barreras de lutitas discontinuas

Utilizando una estrategia de control del agua a

nivel de campo, el operador abandonó la produc

ción simultánea para iniciar la producción de

cada capa en forma individual en cada pozo, con

el propósito de impedir el flujo transversal y

lograr una caí da de presión efectiva en las capas

de petróleo de baja presión. Esto significa que, s

bien un menor número de pozos drenaba cada

capa, se conseguí a mayor eficiencia en el barrido

del campo.Al considerar los tratamientos a nivel de

campo también se tiene en cuenta la influencia

colectiva del comportamiento de la producción

de muchos pozos. La geologí a local y regional—

en términos de estructura y heterogeneidad—

ejercen influencia sobre el movimiento de los

fluidos. Por ejemplo, es importante tener en

cuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos



productores y los acuí feros o los pozos inyectores

(izquierda), además de las estrategias de com-

pletación actuales y futuras, que también son fac-

tores fundamentales dentro del análisis. Resulta

claro que no es necesario realizar un estudio de

pre-selección o de pre-factibilidad de pozos pro-

longado cada vez que se inicia un proyecto de

control del agua en todo el campo. Tampoco un

estudio de pre-selección deberí a ser simplemente

un mecanismo para identificar pozos tratables. El

estudio debe ajustarse al problema y los amplios

conocimientos del operador a menudo pueden

servir para perfeccionar y facilitar el mismo.

Cada estudio de pre-selección de pozos para

el control del agua utiliza herramientas de inge-

nierí a de diagnóstico para identificar los pozos de

mayor valor y los que pueden ser tratados en

forma efectiva y con bajo riesgo. El estudio de

pre-seleción consta de dos fases: la fase de diag-

nóstico y la fase de soluciones. En la primera fase

se utilizan los conocimientos y la experiencia del

operador en la región junto con la ingenierí a y el

software de Schlumberger para analizar la natu-raleza y la causa del problema. En primer término,

se examinan los pozos para seleccionar un área

de enfoque dentro del campo; luego, una vez

más, para identificar los pozos que podr í an

beneficiarse con algún tipo de intervención y, por

último, para seleccionar los pozos cuyo valor es

suficiente para justificar el tratamiento.

La metodologí a basada en el software

WaterCASE examina los pozos probables

tomando como base los datos existentes, como

las historias de producción, los registros de pro-

ducción disponibles, la caracterización de los

yacimientos a partir de modelos numéricos yanalí ticos, y los datos y la experiencia de los

tratamientos realizados en pozos vecinos (próxi-

ma página, arriba). Un estudio reciente realizado

por Schlumberger en el Mar del Norte muestra

los resultados del proceso de identificación. En

este caso, un campo contení a aproximadamente

100 pozos con cortes de agua que oscilaban entre

el 20% y el 90%, mientras que el promedio del

campo era del 60%. A partir del estudio de pre-

selección se obtuvieron los siguientes resultados:

•15 pozos son submarinos, requieren un equipo

para intervenciones y 6 tienen problemas con el

árbol de producción o problemas de pescas enel pozo, lo cual dificulta las intervenciones.

•De los 85 pozos restantes, 20 presentan proble-

mas de corrosión en las tuberí as, lo cual

aumenta el riesgo de intervención.

•De los pozos restantes, 25 tienen un gran

potencial de productividad adicional si se

reduce el corte de agua.

•De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solu-

cionables: filtraciones del revestidor, flujo

detrás de las tuberí as, agua en el fondo, capas

con alta permeabilidad sin flujo transversal o

fracturas desde el inyector al productor.

Los resultados identifican los pozos can-

didatos primarios para pasar a la segunda fase

del proceso de intervención; el desarrollo de un

plan de soluciones.

En esta fase se desarrolla un amplio espectro

de soluciones, que incluyen distintas opciones

mecánicas, de fluidos y de completación. Estas

soluciones están clasificadas de acuerdo con sus

riesgos, costos y beneficios mediante el análisis

de riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA).

Existen soluciones rápidas y que se pagan pronto

y otras de mayor alcance, cuyos costos son más

elevados pero que ofrecen mejores resultados.

Schlumberger trabaja en forma conjunta con el

personal a cargo de la operación para identificar

la opción de tratamiento más efectiva, de menor

riesgo y mayor valor para cada pozo. La solución

escogida para cada pozo se desarrolla total-

mente desde una perspectiva ingenieril y se

somete a la consideración y revisión final de losexpertos antes su puesta en práctica.

En el proceso general de selección deberí an

incluirse servicios de control del agua relaciona-

dos con los tratamientos de superficie (página

52), para maximizar la reducción de costos en

todo el campo. Una solución integrada es a

menudo una combinación de elementos que

incluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas de

superficie. Las instalaciones de superficie pueden

aportar hasta un 25% de la reducción de los cos-

tos totales del sistema de manejo del agua.

Problemas a nivel de campoTarde o temprano la mayor parte de los campos

petroleros se encuentran bajo un empuje de

agua, ya sea por un tratamiento de recuperación

secundaria mediante la inyección de agua o por

un acuí fero natural. Si se desea aumentar en

forma significativa el factor de recuperación se

debe incrementar por lo menos uno de los com-

ponentes de dicho factor: la eficiencia del

desplazamiento, la eficiencia del barrido areal o

la eficiencia del barrido vertical. El primero, la efi-

ciencia del desplazamiento, sólo se puede mejo-

rar reduciendo la saturación residual del petróleo

con un surfactante, flujo miscible o esquemaalternativo de agua y gas. El control del agua

mejora la eficiencia del barrido areal o vertical.

Para poder realizar un análisis de barrido de

agua a nivel de un campo es necesario entender la

geologí a y contar con una adecuada caracterización

del yacimiento. En los inicios de la vida del campo

se sabe bastante poco acerca de la caracterización

del yacimiento, en particular de su heterogeneidad,

pero la información aumenta gradualmente a medi-

50 Oilfield Review

1 año

2 años

5 años

10 años

> Simulación de líneas de flujo. El modelado de laslíneas de flujo de agua simuladas con el softwareFrontSim y ajustadas con la historia de producciónpuede utilizarse para mostrar las interacc iones en-tre los pozos y detallar la fracción exacta de aguaque fluye entre los pozos inyectores y productores.En este ejemplo c on 10 productores (c írculos rojos)y 5 inyectores (círculos azules), el modelo permitevisualizar el destino del agua de inyección despuésde 1, 2, 5 y 10 años. Las regiones no barridas(azules) se observan claramente cerca del centrodel yacimiento.



1,0

0,75

0,5

0,25

0,00 10 20 30 40 50 60 70

F l u j o

f r a c c i o n a l , c o r t e d e a g u a

Saturación de agua, %

A B

Corte de agua 95%

Saturación deagua final, 38%

Saturación deagua final, 58%

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

T i p o d e p r o b l e

m a R e l e v

a m i e n t o i n i c

i a l

M é t o d o d e c o

n t r o l

M e c á n i c a

Reco me n d

ac io ne s

F l u i d o

C á l c u l o d

e t a s a

y v o l u m e

n

M é t o d o d e

e m p l a z a m i e

n t o

Verano de 2000 51

da que se obtie-

nen datos de la diná-mica de la producción.

En los casos de ambientes

de deposición calmos, como las

áreas marinas poco profundas, a

menudo se encuentran arcillas continuas

que proporcionan un buen aislamiento vertical

entre las capas, por lo cual el aumento del barrido

vertical resulta conveniente. Cualquier problema

existente con las capas inundadas sin flujo trans-

versal se puede corregir fácilmente en el hueco y,

en este ambiente, este problema es más habitual

que el problema de las capas inundadas con flujo

transversal, que resulta más difí cil de solucionar.Las arenas eólicas, que a menudo tienen buen

espesor y buena permeabilidad vertical, presentan

problemas con respecto al control del agua. Puede

existir segregación gravitacional de fluidos, cau-

sando invasión de agua en los pozos productores.

En ambientes con deposición fluvial y

deltaica, por lo general, se crean canales de are-

nas, que pueden variar desde arenas bien api-

ladas con buena continuidad vertical y horizontal

hasta canales aislados con escasa comunicación.

Dado que en este ambiente pueden producirse

varios tipos de problemas, es importante realizar

una caracterización correcta de las arenas.Los yacimientos de carbonatos presentan sus

propios problemas, que incluyen frecuentes frac-

turas naturales que provocan invasión de agua

proveniente de una capa de agua, o a través de

fracturas que conectan los pozos inyectores con

los pozos productores. Por otra parte, pueden existir

grandes canales

de disolución causa-

dos por el flujo de agua delsubsuelo, que a veces tienen

varios metros de amplitud, y pueden

crear trayectos de alta velocidad para el

flujo, provocando a menudo invasión pre-

matura de agua. Estos se deben considerar como

derivaciones de los problemas de agua inducidos

por fracturas, y el cegado de este tipo de canales

resulta sumamente difí cil.

Muchos operadores se resisten a controlar el

agua en forma preventiva antes de que se produzca

una invasión, por lo cual la mayor parte de las

operaciones son de remediación. El control preven-

tivo del agua deberí a incluir el estrangulamiento delas zonas con mayor permeabilidad para crear un

barrido más uniforme, lo cual significarí a sacrificar

el flujo de fondos en un principio a cambio de un

retorno incierto, debido a que no se tiene un

conocimiento completo de las heterogeneidades

del yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar e

perfil de producción (y de inyección) por medio de la

estimulación selectiva de las zonas con menor per

meabilidad. Esta constituye una opción par

ticularmente atractiva debido a la

posibilidad de utilizar tuberí a flexible

para emplazar con precisión fracturas

hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento de

las técnicas de perforación horizontal, incluyendo

los pozos con múltiples tramos laterales y las

tuberí as flexibles también ofrecen una mayor va

riedad de soluciones viables para resolver proble

mas en yacimientos complejos. Sin embargo, es

probable que se mantenga este enfoque predomi

nantemente reactivo respecto del control del aguay, como consecuencia, de un mejor barrido, hasta

que se logre realizar una caracterización temprana

del yacimiento más precisa.

Tomando como base los datos conocidos, o

incluso una estimación aproximada, del volumen

del yacimiento y la curva de flujo fraccional, se

puede calcular la recuperación esperada

suponiendo que la producción continúa hasta un

corte de agua dado. Si se compara la recuperación

esperada con la recuperación final indicada por los

gráficos semilogarí tmicos de la RAP, se pueden uti

lizar diagnósticos a nivel de campo para estimar la

eficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP esmenor que la curva de flujo fraccional, quiere deci

que existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la pro

ducción de petróleo se acelera, entonces deberá

compensar el valor del retardo supuesto en los

< Pantalla del programa WaterCASE. En este c aso una interf az del usuariorealiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resulta-dos de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problemde control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respuetas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdocon su probabilidad de inc idencia. La lógica de la estructura del softwareWaterCASE se muestra superpuesta por enc ima del despliegue de la pantalla

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



Separación9%

Separación primaria del petróleo/agua/gas

Inhibidor decorrosión

Demulsificador

Separador

Productosquí micos 13%

Pozo 17%

Separación de restos de crudo

Filtrado15%

Separaciónde restos decrudo 14%

Petróleo

Levantamiento del fluido

Inhibidor deincrustación

Deshidratadorde petróleo

Polielectrolito

Biocida

Polielectrolito

Biocida

Barredorde oxígeno

Tanquede aguafiltrada

Tanque decompensación

del aguaproducida

Inhibidor decorrosión

Inhibidor deincrustación

Pulido de agua

Inyección de aguaFiltrado de agua

Bombas deinyección Pozos de

inyecciónFiltros

Bombeo27%

Pozo5%

> Instalaciones de superficie típicas y costosrelativos. Las instalaciones para el manejo delagua en la superficie incluyen separadores pri-marios de petróleo, agua y gas; sistemas pararemover las impurezas remanentes de petróleodel agua, sistemas de filtración de sólidos,además de tratamientos químicos. Estos sis-temas permiten garantizar que el agua reinyec-tada sea compatible con la formación receptoray que no causará otros problemas, comodepósitos de residuos minerales y corrosión enel pozo ni daño en el yacimiento. También semuestran los costos relativos del ciclo del aguadesde el pozo productor (costos de levan-

tamiento de 17%), químicos 13%, costos deremoción y procesamiento (incluyendo sepa-ración 9%; separación de restos de c rudo 14% yfiltr ado 15%), bombeo 27% y, por último, costosde reinyección 5%. Las estimaciones del costopromedio del manejo del agua de 50 centavospor barril , parten del supuesto de que los cam-pos se encuentran en tierra firme, que los pozostienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] deprofundidad, y que producen 1000 bppd [159m3 /d] e inyec tan 5000 barriles de agua por día[795 m3 /d].

cálculos del valor actual neto; esto es, el valor del

petróleo cuando se produce menos su valor cuando

se hubiera producido. Si el petróleo es incremental,

se puede utilizar el valor de este petróleo incre-

mental para justificar los costos de la operación de

control del agua. El petróleo incremental es a

menudo más valioso que el petróleo acelerado.

Instalaciones de superficieLas instalaciones de superficie separan el agua

del petróleo y la procesan hasta lograr una

especificación aceptable adecuada para dese-

charla en el medio ambiente o para reinyectarla

(abajo). El gas se enví a a una planta de procesa-

miento o simplemente se lo quema, mientras que

el petróleo se somete a un proceso de eliminación

de impurezas mediante el cual se quita el agua

del petróleo hasta que su concentración baje al

0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones de

entrega. El agua se reinyecta para su eliminación

y para mantener la presión del yacimiento. En una

instalación tí pica de tratamiento de agua para

inyección, todas las corrientes de agua de cadaetapa del proceso de separación se someten a un

proceso de eliminación de los restos de petróleo

hasta lograr un nivel compatible con la descarga

al medio ambiente o a la formación receptora, que

por lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En la

etapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50

micrones para quitar los sólidos, lo cual hace que

el agua sea más compatible con la formación

antes de la reinyección.

Los tratamientos quí micos incluyen quebrado-

res de emulsión, biocidas, polielectrolitos y

secuestrantes de oxí geno que se agregan al agua

para condicionarla para la reinyección, además

de inhibidores de corrosión y quí micos para

combatir las incrustaciones minerales, que se

adicionan para proteger las tuberí as y los equi-

pamientos de fondo. Cuando el agua se produce

a altas tasas, los aditivos quí micos constituyen

hasta un 20% de los costos de manejo del agua

en la superficie. El equipamiento de superficie y

las instalaciones representan el 80% restante.

En la práctica, las soluciones de superficie

comienzan en el fondo. Una separación parcial

del agua y el petróleo realizada en el fondo del

pozo puede eliminar algunos de los costos de

levantamiento del agua. Como alternativa a la

separación en el fondo y reinyección simul-

táneas, existe la producción segregada en el

fondo por la cual el agua y los hidrocarburos son

producidos en forma separada, con lo cual se

evita la necesidad de contar con instalaciones de

separación en la superficie. Por último, lostratamientos quí micos, como los quebradores de

emulsión, los quí micos para destruir las incrusta-

ciones minerales y los inhibidores de corrosión

inyectados en el fondo pueden preparar los flui-

dos para poder realizar un tratamiento de super-

ficie eficiente.24

Concepto de planta de separación en el

pozo —Las tecnologí as de separación existentes

y el bombeo multifásico se encuentran dispo-

nibles hoy en dí a para uso comercial en forma de

una planta de separación en el pozo. El petróleo, el

agua y el gas son separados cerca del cabezal del

pozo y el agua y el gas indeseables se vuelven a

inyectar para mantener la presión del yacimiento,

o bien se los elimina con bombas multifásicas.

Instalaciones de superficie convencionales —

Las instalaciones convencionales de separación

gravitacional pueden ser diseñadas para perfiles

de producción especí ficos. Dotadas de las

mejores prácticas y tecnologí as, las instalaciones

de superficie pueden significar importantes a-

horros en el proceso de eliminación del agua

(próxima página). Por ejemplo, la separación cen-

trí fuga realizada por Framo Engineering—tec-

nologí a derivada de las prácticas de bombeo

multifásico—podrí a proporcionar en el futuro

inmediato una importante disminución de los

costos operativos y ahorros de capital, ya que

permite reducir la cantidad y el tamaño del

equipamiento y los costos de la inyección de

quí micos. La separación centrí fuga se podrí a

extender a la planta de separación en el pozo.Otras tecnologí as especí ficas utilizadas para

reducir la concentración de agua en el petróleo

hasta niveles sumamente bajos incluyen sis-

temas de deshidratación, que pueden reducir el

contenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; los

sistemas de ultradeshidratación, que reducen el

agua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finos

para filtrar partí culas de detritos, como partí culas

de arena de hasta 2 micrones de tamaño.

52 Oilfield Review



Escotilla

Compartimientode petróleo

Compartimientode agua sucia

Separación ciclónica

Agua limpia

Compartimientode agua limpiaAgua sucia

Exclusión del petróleo

Sección transversal del separador ciclónico

A medida que la producción diaria de agua

aumenta en todo el mundo, las instalaciones de

superficie, que originalmente no fueron dise-

ñadas para manejar grandes volúmenes de agua,

se deben reacondicionar con equipamientos

capaces de manejar fracciones mayores de agua

en forma económica. Hoy en dí a, algunos

yacimientos producen en forma efectiva con un

corte de agua superior al 95%. En yacimientos

bien conocidos, tales mejoras en los servicios de

manejo de agua en las instalaciones de superficie

permiten descubrir reservas recuperables

adicionales.

El proyecto Apertura de LASMO Plc en el

campo Dación de Venezuela constituye un ejem-

plo de una estrategia de control del agua uti-

lizada para mejorar el aspecto económico de la

producción de petróleo en todo un campo,

reduciendo los cuellos de botella existentes en

las posibilidades de manejo del agua en la super-

ficie. El proyecto administrado por la alianza

LASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998

y comprende tres etapas:•Completar un mejoramiento intensivo y eliminar

los cuellos de botella en las instalaciones de

superficie para incrementar la capacidad de

procesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178

m3 /d] con corte de agua del 50% a 80.000 bpd

[12.712 m3 /d] con un corte de agua del 60%, lo

que aumenta la producción de crudo de 10.000

a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m3 /d].

•Equipar nuevas instalaciones de producción con

capacidad de procesamiento de 360.000 bpd

[57.204 m3 /d] con un corte de agua del 75%,

hasta alcanzar una capacidad de procesamiento

de crudo de 90.000 bppd [14.300 m3 /d].•Reacondicionar el módulo de manejo del agua

en el futuro para incentivar la capacidad de

manejo del agua en el campo maduro y poder

afrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cual

permitirí a una fase final de producción

económica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3 /d]

y 30.000 bppd.

En este proyecto particular de redesarrollo de

todo un campo, los servicios de control y manejo

del agua han permitido aumentar la explotación

de las reservas al duplicar el factor de recu-

peración de crudo del 14 al 35%.

Una mirada hacia el futuroSi bien los objetivos de reducir los costos del

manejo de la producción excesiva de agua y de

descubrir reservas recuperables adicionales en

campos maduros parecen difí ciles de alcanzar,

algunos factores positivos ya se encuentran a

nuestro alcance. Hoy en dí a, el conocimiento de

los problemas del flujo de agua y sus soluciones

constituyen un componente fundamental dentro

de la ingenierí a de yacimientos.

Para poder aprovechar al máximo los ele-

mentos disponibles como un primer paso en elcontrol del agua, se requiere un conocimiento

detallado de los activos, los recursos, las activi-

dades y los costos asociados con el manejo del

agua producida. Pueden entonces surgir oportu-

nidades que permitan reducir los costos de las

prácticas tradicionales y los materiales (quí mi-

cos) e identificar dónde se podrán controlar en el

futuro los potenciales aumentos de costos. Las

innovaciones técnicas permitirán manejar mayo-

res volúmenes con las instalaciones existentes.

Se debe tener en cuenta el sistema de produc-

ción en su totalidad, desde el yacimiento hasta

el punto de transferencia de custodia delpetróleo y el lugar de descanso final del agua. En

la actualidad, muchas compañí as operadoras y

empresas de servicios concentran sus programas

de investigación y desarrollo en la construcción

de las herramientas apropiadas para manejar

esta ola de agua producida.

Por último, un enfoque integrado con respecto

al control del agua en todos los pozos, desde e

yacimiento hasta su eliminación (o su reinyección

en el yacimiento para mantener la presión) pro

ducirá una reducción de costos en forma inmediata

y a largo plazo. Los servicios integrados de manejode agua se visualizan como el factor clave dentro

de la optimización de la producción del yacimiento

ya que proporcionan los medios para produci

reservas recuperables adicionales. Mientras los

servicios destinados al control del agua serán

responsables de gran parte del progreso futuro

una planta de separación instalada en el fondo—

construida sobre el concepto de planta de sepa

ración en el pozo—permitirá minimizar los costos

de manejo del agua producida y los procesos de las

instalaciones optimizadas podrán convertir los

desechos en un bien utilizable, lo que a su vez con

tribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sinembargo, la ganancia real proviene del aumento

potencial de la producción de petróleo. —RH

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

Bomba de agua

Válvula de controldel nivel de la interfase

Medidor de agua

Separador ciclónico

Separador deprimera etapa Separador de segunda etapa

Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo

Desgasificador

Bomba de petróleo

< Limpieza del agua en la superficie. Elpetróleo se elimina del agua producidaantes de proceder a su desecho en un r íoo en el mar, o antes de reinyectarla en elyacimiento (arriba). La unidad de sepa-ración ciclónica (abajo) se encuentra posi-cionada aguas abajo con respecto a lassalidas de agua sobre el separador yaguas arriba del desgasificador. Su fun-ción consiste en quitar todo el petróleoretenido en el agua y reintegrarlo al pro-ceso de separación antes de que el aguasea enviada al desgasificador.

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