UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
PROPUESTA TECNICA DE INTERVENCIÓN PARA POZOS CON PROBLEMAS DE INVACIÓN DE AGUA CASO DE ESTUDIO CAMPO SANTA ROSA POZO SRW-X4
PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS
POSTULANTE:
PAOLO CORDOVA MOLLO
COCHABAMBA-BOLIVIA 2013
1
AGRADECIMIENTO
Agradezco a los docentes de la universidad De Aquino Bolivia (UDABOL), por haber colaborado en mi formación profesional con conocimiento y personalidad para el desarrollo de la sociedad en su conjunto y por ende al progreso de nuestro país. De la misma forma agradezco de todo corazón a mi papa y hermanos que colaboraron en mi educación en los cinco años de carrera.
DEDICATORIA
El presente proyecto de grado es dedicado a mi familia que me colaboró en el proceso de enseñanza y de formación personal, quienes estuvieron apoyándome en los buenos y malos momentos. Así mismo lo dedico a mi papa Alejandro Córdova Higueras, a mi hermano José Manuel Córdova Mollo y a mi hermana Griselda Córdova Mollo, quienes confiaron y apostaron por mi persona brindándomesu tiempo y confianza.
I
RESUMEN EJECUTIVO.
El pozo Santa Rosa SRW-X4 está ubicado en el departamento de Santa Cruz en las formaciones Ayacucho y Piray dentro del sistema Devónico y Silúrico.
Santa Rosa SRW-X4 fue perforado y completado el año 1983, presentando una alta producción de cortes de agua a causa de la bonificación de crestas de agua, alta permeabilidad y de formación de canales por la mala cementación. Esta dificultad data desde pocos meses iniciada su producción. Para sermás precisos, el pozo entra en producción en enero del año 2011 y a fines del mes de febrero aumenta la producción de agua.
Se realizó el estudio del comportamiento del pozo con datos históricos, para una apreciación más exacta de sus características técnicas.
Para la propuesta de solución del problema indicado, se hizo un estudio técnico preliminar de las características estratigráficas del pozo, para posteriormente realizar un análisis de los métodos de trabajos de remediación (Cementos de Alta Penetración (CAP), Sistemas de Lechadas Selectivas (SLS), Bombeo de Polímero A).
El tratamiento propuesto para solucionar el problema de intrusión de agua, es el referente al bombeo de polímero A, en una zona comprendida por debajo de la profundidad de 3379 m, alojado en la tubería para crear un sello mecánico en el pozo.
De esta manera se propone solucionar la alta producción de agua en el pozo SRW-X4, lo que permitirá el control de la producción.
II
ÍNDICE Agradecimientos y dedicatoria ................................................................................. I Resumen ejecutivo .................................................................................................. II Índice ..................................................................................................................... III Glosario geológico ................................................................................................ IX
CAPITULO I INTRODUCCION 1.1. Introducción .................................................................................................... 1 1.2. Antecedentes. ................................................................................................. 2 1.2.1. Antecedentes Generales ...................................................................... 2 1.3. Planteamiento del problema ........................................................................... 3 1.3.1. Identificación del Problema .................................................................. 6 1.4. Objetivos ......................................................................................................... 6 1.4.1. Objetivo General .................................................................................. 6 1.4.2. Objetivos Específicos ........................................................................... 6 1.5. Alcances y Limitaciones ................................................................................. 6 1.6. Justificaciones……………………………………………………….......................6 1.6.1. Justificación Científica .......................................................................... 6 1.6.2. Justificación Técnica ............................................................................ 7 1.7. Metodología .................................................................................................... 7 1.7.1. Tipo de investigación ........................................................................... 7 - Descriptiva ....................................................................................... 7 - Investigativa ..................................................................................... 7 1.7.2. Tipo de estudio..................................................................................... 7 1.7.3. Fuente de información ......................................................................... 8
III
CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1. La producción excesiva de agua en pozos ..................................................... 9 2.2. Intrusión del agua al aparejo de producción ................................................. 11 2.3. Problemas en la vecindad del pozo .............................................................. 11 2.3.1. Canalización detrás de la tubería de revestimiento............................ 11 2.3.2. Filtraciones en la tubería de revestimiento ......................................... 12 2.4. Problemas relacionados con el yacimiento ................................................... 14 2.4.1. Contacto dinámico agua-petróleo ...................................................... 14 2.4.2. Capa inundada con flujo transversal .................................................. 15 2.4.3. Fracturas o fallas entre el inyector y el productor............................... 16 2.4.4. Fracturas o fallas que interceptan un acuífero ................................... 17 2.4.5. Conificación........................................................................................ 19 2.5. Remediación de la producción excesiva de agua en pozos de aceite ............................................................................................................ 21 2.6. Diagnóstico de la forma de intrusión del agua al aparejo de producción .................................................................................................... 24 2.6.1. Gráficas de diagnóstico ...................................................................... 24 2.6.2. Gráficos Historias de producción ........................................................ 24 2.6.3. Análisis de la Curva de Declinación .................................................... 27 2.6.4. Gráficas de Chan ............................................................................... 28 2.7. Evaluación del pozo...................................................................................... 28 2.7.1. Herramienta de registro de producción .............................................. 28 2.7.2. Registro de evaluación de la cementación ......................................... 29 2.7.3. Trazadores radiactivos ....................................................................... 30 2.8. Trabajos remediales de la producción de agua ............................................ 30 2.8.1. Control de agua.................................................................................. 31 2.8.1.1. Tapones de cemento ............................................................. 32 2.8.1.2. Tapones mecánicos .............................................................. 33 2.8.1.3 Exclusión de agua ................................................................. 36 2.8.1.3.1. Cementación forzada............................................. 36 2.8.1.3.1.1. Bloqueadores de permeabilidad…………..36
IV
2.8.1.3.1.2. Bloqueadores selectivos de la permeabilidad…………………………………………………………….38 2.9. Productos de Remediación ........................................................................... 40 2.9.1. Cementos de Alta Penetración (CAP) ................................................ 40 2.9.2. Sistemas de Lechadas Selectivas (SLS) ........................................... 40 2.9.3. Polímeros Tipo A................................................................................ 41 2.10. Mantenimiento de pozo ................................................................................ 42 2.10.1. Clasificación de Mantenimiento de Pozos........................................ 42 2.10.1.1. Reparación Mayor ............................................................... 42 2.10.1.2. Reparación Menor ............................................................... 43 2.11. Completacion ................................................................................................ 43 2.11.1. Tipos de completaciones ................................................................. 44 2.11.1.1. Completación simple convencional ..................................... 44 2.11.1.2. Completación para múltiples zonas ..................................... 45 2.11.1.3. Completación doble con una sarta de producción ............... 46 2.11.1.4. Completación sencilla para múltiples zonas, simple selectiva .............................................................................. 46 2.11.1.5. Completación con sarta doble para múltiples zonas ................................................................................... 47 2.11.1.6. Completación a hoyo abierto ............................................... 48
V
CAPITULO III DIAGNÓSTICO 3.1. Geografía y estratigrafía del área de estudio ................................................ 50 3.1.1. Estratigrafía ........................................................................................ 51 3.1.1.1. Ciclo Siluro-Devónico .......................................................... 51 3.1.1.2. Ciclo Carbónico-Pérmico ..................................................... 52 3.1.1.3. Ciclo Mesozoico .................................................................. 52 3.1.1.4. Ciclo Terciario ..................................................................... 52 3.1.2. Geología estructural ........................................................................... 53 3.1.3. Composición estratigráfica del reservorio .......................................... 57 3.2. Análisis de la producción actual del pozo SRW-X4 ...................................... 58 3.2.1. Saturación de Agua en el Reservorio SRW-X4 .................................. 62 3.3. Propuesta de Remediación para la Intrusión de Agua................................. 62 3.3.1. Información Técnica Relevante del Pozo SRW-X4 ............................ 63 3.3.2. Sistema Tratamiento con Polímeros .................................................. 63 3.4. Conclusiones técnicas ................................................................................... 76
CAPITULO IV CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 4.1. Conclusiones ................................................................................................ 77 4.2. Recomendaciones ........................................................................................ 78
Bibliografía ............................................................................................................ 79
VI
INDICE DE FIGURAS
Figura.Nº1.1.
Ubicación del Pozo en desarrollo .................................................. 3
Figura Nº1.2.
Árbol de problemas causas y efecto………………………………...5
Figura Nº2.1.
Canalizaciones detrás del Casing…………………………………...12
Figura Nº2.2.
Flujo detrás de la TR.................................................................... 13
Figura Nº2.3.
Capa inundada con flujo transversal ............................................ 16
Figura Nº2.4.
Fracturas o fallas entre un pozo productor y otro inyector ........... 17
Figura Nº2.5.
Fallas o fracturas desde una capa de agua ................................. 18
Figura Nº2.6.
Conificación ................................................................................. 19
Figura Nº2.7.
Conificación 2 .............................................................................. 20
Figura Nº2.8.
Historias de Producción ............................................................... 25
Figura Nº2.9.
Curva de Declinación ................................................................... 27
Figura Nº2.10. Fundamento sónico CBL ............................................................. 29 Figura Nº2.11. Tapón de cemento aislando una zona productora de agua ............................................................................................. 32 Figura Nº2.12. Tapones de cemento con y sin retenedor ................................... 33 Figura Nº2.13. Pozo productor antes y después de colocado el tapón mecánico ..................................................................................... 34 Figura Nº2.14. Tapón mecánico en un pozo con problemas de producción de agua en la parte inferior ....................................... 35 Figura Nº2.15. Aplicación de un gel rígido y fluido protector con TF ................... 37 Figura Nº2.16. Aplicación de un gel rígido con TF ............................................... 38 Figura Nº2.17 Completacion simple básica.......................................................... 45 Figura Nº2.18. Completacion doble con una sola sarta y completacion para múltiples zonas con una sola sarta ...................................... 46 Figura Nº2.19 Completacion dual para múltiples zonas ....................................... 47 Figura Nº2.20. Completacion sencilla en hoyo abierto ........................................ 49 Figura Nº3.1
Columna Estratigráfica Generalizada .......................................... 50
Figura Nº3.2
Historial de producción del pozo SRW-X4 ................................... 60
VII
INDICE DE TABLAS
Tabla Nº3.1
Datos Generales Subandino Sur ................................................. 54
Tabla Nº3.2
Geología ...................................................................................... 57
Tabla Nº3.3
Historial de producción del pozo SRW-X4 ................................... 59
Tabla Nº3.4.
Características y Composición de los fluidos ............................... 61
Tabla Nº3.5
Aparejo de producción del Pozo SRW-X4. .................................. 63
Tabla Nº3.6
Ventajas y Desventajas de Productos de Remediación .............. 64
Tabla Nº3.7
Capacidades en los Componentes de Producción y Tratamiento.65
Tabla Nº3.8.
Tratamiento de Remediación con Polímero………………………..67
VIII
GLOSARIO GEOLOGICO Abanico aluvial: Acumulación de materiales, con forma de abanico o de segmento de cono, depositada por una corriente, que se apoya en una zona de relieve y se expande y termina en otra llana. Anticlinal: Pliegue en el que las capas situadas en el interior de la curvatura son las más antiguas. Arcillas: Rocas detríticas no consolidadas, formadas por partículas de tamaño inferior a 1/256 mm. Arena: Arenita no consolidada ni cementada. El término se usa con independencia de la composición mineralógica. Arenisca: Roca sedimentaria compuesta por partículas de tamaño arena, cementadas o consolidadas.
B Basamento: Corteza terrestre situada por debajo de los depósitos sedimentarios y que llega hasta la discontinuidad de Mohorovicic. Brecha sedimentaria: Roca formada por un 50%, al menos, de fragmentos angulosos con diámetro superior a 2 mm, unidos por un cemento o una matriz.
Brecha tectónica: Fragmentación de las rocas en un contacto tectónico, habiendo cementado los fragmentos en el mismo lugar. Brecha volcánica: Roca formada por fragmentos de rocas volcánicas y fragmentos de las rocas encajantes a veces, cementados por cenizas y lapillis.
C Cabalgamiento: Conjunto de capas rocosas de edad más antigua que se superponen sobre otras de edad más moderna por efecto de presiones laterales.
Ciclo sedimentario: Sedimentos que se depositan en una cuenca entre el inicio de dos fases transgresivas.
D Delta: Construcción en forma triangular o de abanico hecha con el material detrítico que transporta un río al sedimentarlo en su desembocadura en un mar o en un lago. IX
Diaclasa: Fractura de rocas o de materiales sin desplazamiento relativo de las partes separadas. Diapiro: Masa de sales (sal gema, anhidrita, yeso) en forma de columna o domo, que asciende, dada su menor gravedad, cortando o deformando las rocas encajantes.
Discordancia : Discontinuidad estratigráfica en la que no hay paralelismo entre los materiales infra y suprayacentes. Discordancia cartográfica: Cuando la diferencia angular en los materiales implicados en una discordancia es tan pequeña que sólo se puede poner de manifiesto mediante una cartografía geológica de la región.
E Erosión: Conjunto de fenómenos externos que, en la superficie del suelo o a escasa profundidad, quitan en todo o en parte los materiales existentes modificando el relieve.
F Facies: Conjunto de caracteres que definen una roca, grupo de rocas o un depósito. Falla: Fractura del terreno con desplazamiento relativo de las partes separadas.
G Granito: Roca plutónica ácida con cuarzo, feldespato potásico, plagioclasas y micas. El 10-65% de sus feldespatos son plagioclasa de 5-100% de anortita.
L Lutita: Roca sedimentaria detrítica cuyos componentes tienen un diámetro inferior a ~ 62 µm. Ciertos autores reservan este término a las rocas no consolidadas, llamando pelitas a las correspondientes rocas consolidadas.
M Matriz: Fracción fina de una roca que forma una masa en la que quedan englobados los cristales, granos o clastos de mayor tamaño.
X
Morrena: Conjunto de materiales rocosos arrastrados por los glaciares y que quedan depositados al fundirse el hielo.
O Orógeno: Sistema montañoso edificado sobre una porción inestable de la corteza terrestre que ha sufrido un importante acortamiento y presenta pliegues y mantos de corrimiento.
P Paleosoma: Parte de una migmatita correspondiente a la roca original poco modificada.
S Secuencia deposicional: Parte de una sucesión estratigráfica relativamente concordante de estratos genéticamente relacionados y cuyo techo y muro son discontinuidades o continuidades correlativas. Se trata de una unidad estratigráfica "híbrida", en parte limitada por discontinuidades y en parte unidad cronoestratigráfica.
Secuencia estratodecreciente: Secuencia caracterizada por la disminución progresiva de espesor de los estratos hacia el techo. Sinclinal: Pliegue en el que los elementos situados en el interior de la curvatura son lo más modernos.
XI
CAPITULO I MARCO REFERENCIAL 1.1. INTRODUCCION. El pozo Santa Rosa SRW-X4, cuando fue perforado presentó problemas en los niveles productivos de alta producción de agua desde pocos meses iniciada su producción. Este hecho, tiene grave repercusión económica para el proyecto, debido no solo a la disminución de la producción de gas sino también, al costo de manejo de importantes volúmenes de agua producida.
La alta obtención de agua, es un problema en muchos campos productores de Bolivia, la atención de todos los departamentos técnicos de las empresas, está centrada en disminuir dicha producción sin ocasionar dificultades al reservorio de gas. La producción de gas y condensado en la formación Ayacucho, trae asociada problemas de alto corte de agua, el cual se eleva rápidamente en muy corto tiempo de producción. La intrusión de agua se presenta en yacimientos cuyo mecanismo de producción, es el empuje hidráulico de fondo o lateral, es decir, cuando existen acuíferos que reaccionan reemplazando cada unidad volumétrica de petróleo y gas producida por el yacimiento, con un suministro igual de agua para contrarrestar o retardar la declinación de presión en el reservorio causada por la producción de hidrocarburos.
Con el afán de aumentar la producción nacional de hidrocarburos, se han desarrollado planes para la adecuada re-explotación de estos yacimientos maduros, que implican un mayor número de dificultades técnicas y por lo tanto mayores inversiones económicas. Las técnicas de remediación en los pozos con alto porcentaje (alrededor del 40%) de producción de agua, constituyen un dolor de cabeza para las compañías operadoras, todo esfuerzo está destinado a solucionar el problema en los campos
1
productores de nuestro país, buscando implementar metodologías que permitan hacer eficientes los trabajos de remediación del alto corte de agua. Cuando un pozo petrolero manifiesta agua en superficie, se comienzan a presentar problemas como: corrosión en la tubería de revestimiento, tubería de producción, conexiones y líneas superficiales; incrustaciones que obstruyen el flujo de fluidos en las tuberías; costos adicionales por manejo de agua; incertidumbre con respecto a la profundidad del contacto agua aceite; volúmenes importantes de aceite remanente debido al abandono de intervalos; y la disminución de la producción a causa del incremento de carga hidrostática, consecuentemente reducción de la vida económica de los pozos .
1.2. ANTECEDENTES. 1.2.1. Antecedentes Generales
A nivel mundial la producción excesiva de agua es un problema que afecta a la mayoría de las compañías petroleras y les obliga a incurrir en gastos muy altos asociados a tratamientos, manejo o reinyección de agua de producción no deseada. Bolivia no está apartado de la realidad mundial, puesto que la mayoría de sus reservorios de gas como: Robore, Yantata, Petaca, Sara, Cajones, Huamampampa, etc., producen bajo empuje de agua. Es decir, el gas y/o condensado es llevado hacia la superficie por la acción de un acuífero lateral o subyacente que avanza conforme a la depletacion del yacimiento resultado de la producción.
Los tratamientos remediales de la producción de agua en exceso, se realizan desde hace cuatro décadas y han venido evolucionando conforme al paso del tiempo y requerimiento. Los controles de agua se han implementado desde antaño enmendando tradicionalmente, las exclusiones de agua son soluciones actuales. Ambos, representan años de investigación y experiencia de las compañías petroleras que las han desarrollado. Se pueden aplicar sistemas de tratamientos químicos o mecánicos 2
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.
El campo Santa Rosa se encuentra ubicada en el departamento de Santa Cruz. Fue descubierto por YPFB con la perforación del pozo SRW-X6 que se llevó a cabo entre los años 1981 y 1982. Posteriormente se perforaron los pozos SRW-X4 y SRW-X5. El pozo SRW-X5 resultó productor de gas/condensado en las arenas Ayacucho y Arenisca Nº1; los pozos SRW-X6 y SRW-X4 resultaron productores de la arena Ayacucho
Figura.1.1 Ubicación del Pozo en desarrollo.
Fuente: Reporte YPFB 75 años con HC en Bolivia
El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar la producción de las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1.
3
A finales del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8, habilitándolo su producción en los reservorios Ayacucho, Piray y Sara, incorporando a estos dos últimos como nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa.
En agosto del año 2011, se perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos habilitando a producción, los reservorios Sara, Ayacucho y Arenisca No.1. Actualmente en el campo Santa Rosa se encuentran
produciendo los pozos
SRW-X5 y SRW-X6, SRS-8, SRS-9 y SRS-10, el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde octubre del año 2011.
Santa Rosa SRW-X4 perforado y completado el año 1983, desde el comienzo tuvo problemas de la alta producción de agua. Esto se debe a la intrusión de agua en la arena Ayacucho productor de gas y condensado.
El problema de la producción excesiva de agua, comienza a pocos meses de iniciar su producción, para ser exactos el pozo SRW-X4entra en producción en enero del año 2011, para fines del mes de febrero aumenta la producción de agua, por lo que se toma la decisión de disminuir el diámetro del choque, con el fin de controlar el influencia de agua.
No tomar atención a este problema, aparte de generar gastos adicionales para el manejo y tratamiento, aumenta la densidad de líquidos sumándose a la del condensado, generando un aumento de pérdidas de presión en el aparejo de producción. Por lo tanto, significa que se requiere mayores velocidades del gas para poder arrastrar el líquido a superficie, de no ser así acarrearía problemas de escurrimiento (HuoldUp) llevando al pozo a un posible ahogamiento.
4
Figura No 1.2. Árbol de problemas, causas y efectos.
INSTALACIÓN DE EQUIPOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
AUMENTO DE COSTOS POR MANEJO Y ALMACENAMIENTO DE AGUA CONNATA
NO PERMITEN ARRASTRE DE LIQUIDOS
AUMENTO DE CAIDAS DE PRESION
BAJAS VELOCIDADES DEL GAS PARA ARRASTRE DE LIQUIDOS
EN SARTA DE PRODUCCIÓN
PRODUCCIÓN CON ALTOS CORTES DE AGUA
Conificación y Formación de Crestas de Agua
Alta Permeabilidad de la formación
Formación de Canales tras el Casing, por cementación deficiente
Fuente: Creación propia en base a datos de investigación.
5
1.3.1. Identificación del Problema.
Altos cortes de agua en el pozo SRW-X4 debidos a la intrusión de agua en la arena Ayacucho.
1.4 OBJETIVOS. 1.4.1 Objetivo General.
Realizar un estudio técnico preliminar de trabajos remedialesde alto corte de agua en el pozo SRW-X4.
1.4.2 Objetivos Específicos.
Recopilar datos de la estratigrafía del pozo SRW-X4.
Determinar el comportamiento del pozo en base a unhistóricode producción.
Determinar el tipo de remediación en la intrusión de agua del pozo
Calcular los parámetros de remediación.
1.5 ALCANCES Y LIMITACIONES. Diagnosticar la causa-problema, de alto corte de agua del pozo SRW-X4y proponerun tratamiento de remediación efectuando un estudio técnico, que podrá generalizarse enpozos del mismo campo con causa-problema similar.
1.6. JUSTIFICACIONES. 1.6.1. Justificación Científica.
Presentar un esquema de solución al problema de intrusión de agua, representa elaborar una serie de opciones de solución, que pueden estar dentro del área del 6
control mecánico o químico, que porcentualmente representan soluciones máseconómicas. También se pueden proponer técnicas de remediación más elaboradas como las complementaciones.
El proyecto de investigación propone un avance en la técnica de control de aguas de formación, desde punto de vista técnico.
1.6.2. Justificación Técnica.
Desde el punto de vista técnico, es de vital importancia disponer de información de buena calidad y efectuar un análisis completo del sistema integral de producción (SIP), que permita identificar con precisión los problemas que ocasionan la alta producción de agua en los pozos.
Es de vital importancia realizar los trabajos de tratamiento y remediación de intrusión de agua para optimizar la producción de hidrocarburos en el pozo SRWX4, lo cual incrementará los caudales de producción.
1.8. METODOLOGÍA. 1.7.1. Tipo de Investigación.
El enfoque investigativo será del tipo DESCRIPTIVA- EXPLICATIVA.
DESCRIPTIVA: Realizaremos la caracterización de los distintos elementos que hacen al control de intrusión de agua de formación.
EXPLICATIVA: Al pretender dar una explicación a los fenómenos de transporte de agua en el reservorio o mostrando cada aspecto que involucre dicho contexto.
1.7.2. Tipo de Estudio.
7
La estructura y el desarrollo del presente trabajo de investigación es del tipo: NOEXPERIMENTAL – LONGITUDINAL.
No experimental: no se hará la variación de ninguna variable.
Longitudinal: Los datos cifras e informes estudiados, serán actuales.
1.7.3. Fuentes de Información.
Datos e información de revistas, publicaciones e informes, procedentes dela empresa operadora.
Información adquirida de libros, revistas y páginas web.
8
CAPÍTULO 2 MARCO TEORICO 2.1
LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA EN POZOS.
El agua está presente en todos los yacimientos de petróleo, ya sea por origen connato, de unacuífero asociado o de un pozo inyector. Extraer petróleo o gas de un yacimiento conllevainminentemente a la producción de agua. La extracción del fluido no deseado se traduce enenormes pérdidas financieras para las empresas.
Es de tal magnitud, que en promedio lascompañías producen tres barriles de agua por uno de petróleo en lugares donde las reservas seestán acabando. Los gastos por barril de agua van desde los 5 a los 50 centavos de dólar. Portantopara evitar estos costos, se busca minimizar la relación de la producción agua-aceite (RAA). La producción de agua se incrementa tan rápido como el agotamiento de las reservas. En todo el mundo, la producción aproximada de agua es de 210 mmbbl., acompañada con 75mmbbl de petróleo, el costo total por la producción de esa cantidad de agua indeseada asciendea más de 40 mil millones de dólares anuales (Bailey et al., 2000).
El agua del yacimiento que se introduce en el pozo pasando por la tubería de producción, accesorios, líneas superficiales y separadores, presentan propiedades ácidas y corrosivas, porlo que su desecho se hace problemático ambientalmente y solo transporte eleva los costos.
Publicaciones sobre la producción de agua en los pozos de petróleo (Ascencio et al., 2001), conceptualizan a los problemas causados en tres aspectos fundamentales:
1) Reducción de la permeabilidad relativa del aceite.- La ecuación de Darcy ubica a lapermeabilidad efectiva de la formación directamente proporcional a la producción de petróleo.
9
Cuando se produce agua, la permeabilidad relativa del petróleo disminuye gradualmente, esto es porque la saturación de agua va en aumento, mientras la saturación de agua va en aumento, la permeabilidad relativa del petróleo que es proporcional a la producción disminuye.
2) Incremento de las caídas de presión.- La caída de presión de la columna hidrostática dentro del pozo representa el 90% del total de las caídas de presión en las tuberías verticales. Debido a que la densidad del agua es mayor que la del petróleo, a medida que el corte de agua aumenta, el peso de la columna dentro del pozo se incrementará significativamente, es decir, la caída de depresión total aumenta por lo que la productividad del pozo disminuye.
3) Depósito e incrustación de minerales.- El agua yacente en la roca está en equilibro con la formación, por tal motivo contiene minerales solubilizados a temperaturas y presiones específicas de las profundidades a la que se encuentra. Cuando el agua en equilibrio empieza a inundar el pozo, las condiciones físico-químicas cambian con la profundidad, por lo que algunos minerales comienzan a ser precipitados y adheridos a la pared de la tubería de producción, causando una reducción del diámetro del mismo que se traduce en un aumento dela caída de presión. Tener una producción de cierta cantidad de agua no significa que la recuperación sea afectada (Bailey et al., 2000). Por ejemplo, ocurre cuando el agua que proviene desde un pozo inyector viaja hasta el pozo productor en diferentes capas, por razones naturales, se producirá primero el agua que viaja en el canal de menor longitud (momento de irrupción del frente de saturación de agua) y por último en la de mayor longitud y/o de mayor permeabilidad.
El agua indeseable es la que se obtiene sin contribuir a la producción de aceite; o bien, aunque contribuye, la producción de petróleo no es suficiente para justificar los gastos del manejo del agua asociada, es decir, lo hace por encima del límite 10
económico. Este tipo de agua, es el que se evita producir realizando acciones remediales en los pozos. Si bien el agua es tratable, no se quiere gastar dinero en tratarla, sino en producir más petróleo o gas.
2.2 INTRUSIÓN DEL AGUA AL APAREJO DE PRODUCCIÓN. En el pasado era difícil justificar la realización de los trabajos remediales de agua, por los pobres resultados que frecuentemente se obtenían. Estos resultados poco exitosos se debían a que la fuente del problema no era correctamente identificada.
Por esto, es de suma importancia conocer la forma de intrusión del agua al pozo. El estudio del yacimiento y la correcta interpretación de los datos pertinentes proporcionarán las herramientas adecuadas para resolver el conflicto.
2.3 PROBLEMAS EN LA VECINDAD DEL POZO. 2.3.1 Canalización detrás de la Tubería de Revestimiento.
Este problema suele ocurrir inmediatamente después de que el pozo es cementado o estimulado (Halliburton, 2006). Cuando la tubería de revestimiento (TR) está mal cementada ose crea un vacío detrás de ella por la producción excesiva de arenas, se forma un canal en ese lugar, que puede conectar la zona de agua con la zona de producción de aceite. Por este canal detrás de la TR fluye el agua que viaja hasta la altura de los disparos y de esta forma entra a la columna de producción. Este fenómeno se entiende más claramente al visualizar la Figura 2.1.La mala cementación se origina con la afluencia de gas o de fluidos por la columna de cemento sin fraguar, ocurre porque la lechada no puede mantener la presión sobre balance, mientras el cemento se encuentra en fase gelificada, esto permite la infiltración del gas que forma un canal. Una vez que la lechada de cemento está colocada, se empieza a desarrollar el esfuerzo de gel estático. El desarrollo del esfuerzo de gel inhibe la transmisión de la presión hidrostática, por lo que el gas encerrado puede liberarse dejando un
11
canal abierto detrás de la TR. La corrección del problema se logra utilizando fluidos de cegado, a través de cementaciones forzadas, colocación de resinas en el canal formado o geles que detengan ese flujo (Bailey et al., 2000).
Figura Nº 2.1. Canalizaciones detrás del Casing.
Fuente: Bailey et al., 2000
2.3.2 Filtraciones en la Tubería de Revestimiento.
La tubería de revestimiento puede estar ubicada entre una o más capas inundadas, esto no asegura que el pozo producirá agua si los disparos abiertos están alejados de estos intervalos. 12
La tubería puede corroerse por diversos factores, entre ellos principalmente, los agentes corrosivos (como el CO2) que están contenidos en el agua de la formación. Una vez que la tubería haya sido corroída, será posible que el agua pueda filtrarse en ella hasta llegar al pozo y ser producida posteriormente.
Un aumento repentino e inesperado del corte de agua, podría ser indicio para que suceda este fenómeno (Bailey et al., 2000). La filtración permite que el agua que no viene de zonas productoras de aceite, ingrese a la columna de producción.
En laFigura Nº 2.2.se visualiza mejor este concepto.
Figura Nº 2.2. Flujo detrás de la TR.
Fuente: Bailey et al., 2000
13
Esta forma de intrusión del agua a la producción, es relativamente simple de corregir. Una manera de hacerlo es cegar el intervalo donde se lleva a cabo este fenómeno con la inyección forzada de fluidos sellantes, tapones oremiendos en la tubería de revestimiento.
2.4.PROBLEMAS RELACIONADOS CON EL YACIMIENTO. 2.4.1. Contacto Dinámico Agua-Petróleo.
De manera natural en muchos yacimientos con empuje de agua, debido a la producción de aceite y la caída de presión que esto conlleva, el contacto agua aceite se mueve continuamente hacia menores profundidades. Podemos establecerlo de manera clara con un balance de materia en el yacimiento, donde la producción acumulada (volumétrica) de hidrocarburos, debe ser igual a la entrada del agua al yacimiento. Por ende, el contacto agua petróleo será dinámico.
Esto significa que los disparos abiertos en la capa más profunda, son más propensos a producir agua después de un tiempo considerable de producción de petróleo, por estar a mayor cercanía del contacto agua- petróleo (CAA), el agua ahora está siendo producida por los disparos en el intervalo más profundo, cuando originalmente el intervalo producía petróleo En un pozo vertical, este problema se resuelve colocando un tapón en la base del pozo y re disparando en intervalos menos profundos, los que debido al continuo desplazamiento de losfluidos, ahora serán productores de petróleo. Si después de un tiempo el CAA se desplaza porencima del tapón y llega a los nuevos intervalos, se coloca un nuevo tapón y se producen losintervalos no invadidos.
Capa inundada sin flujo transversal.-Este fenómeno es común, cuando la litologíadel yacimiento comprende de capas muypermeables separadas por otras impermeables, por ejemplo capas de arenasalternadas con camas de arcillas. Al no haber comunicación vertical entre las capaspermeables, una o varias de ellas pueden formar un canal que comunique un pozo inyector o unacuíferocon el pozo
14
productor. La ausencia de la permeabilidad vertical depende de lacontinuidad de las capas impermeables (Bailey et al., 2000).
La solución para este tipo de problemas no resulta tan compleja, especialmente si se conoce laprofundidad a la que está la capa inundada que provoca intrusión de agua. La herramienta deregistro de producción (PLT) nos puede ayudar a obtener este dato. Se puede inyectar fluidos ala altura correspondiente para sellar la capa inundada. Para estas operaciones se utilizaregularmente la tubería flexible y empacadores inflables. Pueden usarse también fluidosselectivos, es decir, fluidos sellantesque cumplen su función cuando están en contacto con elagua solamente.
2.4.2. Capa Inundada con Flujo Transversal.
Ocurre cuando la formación está configurada, de capas permeables con buena comunicaciónvertical entre ellas, es decir, estas no se encuentran aisladas por barreras impermeables, encuyo caso hay comunicación transversal entre las capas. Esta diferencia provoca, que un problema relativamente fácil de resolver como es el de intrusión de agua por capainundada sin flujo vertical, se torne un problema muy complejo y en la mayoría de los casos sinsolución satisfactoria (Bailey et al., 2000).
Cualquier intento de solución tiene más probabilidades de fracasar que de funcionar. Si seintenta solucionar inyectando geles o cementos, será poco fructífero, puesto que si bien laentrada de agua se obtura, la buena comunicación vertical entre las capas hará que encuentreuna entrada alternativa. Los pozos horizontales que están ubicados en una sola capa, no tieneneste tipo de problema.
Figura Nº 2.3. Capa inundada con flujo transversal (verde el hidrocarburo, azul el agua. Las líneas negras sirven para distinguir las capas comunicadas)
15
Fuente: Bailey et al., 2000
2.4.3. Fracturas o Fallas entre el Inyector y el Productor.
Un sistema natural de fracturas puede proveer una conexión directa entre los pozos deproducción e inyección permitiendo que los fluidos inyectados se muevan a través de esoscanales de alta permeabilidad (Halliburton, 2006), evitando a los hidrocarburos que estáncontenidos en la matriz de la roca. Aunque las fracturas creadas raramenteconectan dos pozos, un fracturamiento hidráulico puede proveer de canales de altapermeabilidad que hace que muchos fluidos del yacimiento pasen por alto (Bailey et al., 2000).
Este tipo de problemas puede ser reconocido desde la perforación del pozo. Cuando se tienepérdida de circulación del fluido de controles es necesario obturar el canal que provoca la pérdida. Deben bombearse geles al pozo para resolver el problema de la perforación y al mismo tiempoevitar futuros problemas de intrusión de agua en la producción.
16
Figura Nº2.4.Fracturas o fallas entre un pozo productor y otro inyector.
Fuente: Bailey et al., 2000
Una forma de enfrentarlo consiste en cegar el intervalo donde se produce agua con inyección forzada de geles o cementos. La alternativa es inyectar geles, desde el pozo inyector a laformación, hasta que obture la fractura que conduce el agua al aparejo de producción. De estaúltima manera se puede reducir la producción de agua afectando menos a la de petróleo o gas.
2.4.4. Fracturas o Fallas que Interceptan un Acuífero.
El agua puede ser canalizada por un sistema de fracturas, que intercepte un acuífero y llegue a otras profundidades donde se encuentra la zona de producción. Si el agua escandalizada en microfracturas, el fenómeno también puede llamarse digitación (Halliburton,2006). En los yacimientos carbonatados las fallas y fracturas suelen tomar direccionesverticales y regularmente en grupos separados por grandes distancias, en especial en zonasdolomitizadas. Por esta razón es poco 17
probable que este fenómeno ocurra en los pozosverticales, sin embargo, los pozos horizontales son más propensos a ser invadidos por estacausa.
Figura Nº 2.5.Fallas o fracturas desde una capa de agua.
Fuente: Bailey et al., 2000
Estos problemas pueden ser solucionados de buena manera a través de tratamiento a lasfracturas con geles, especialmente porque estas fracturas no aportan nada a la producción de petróleo. Para el tratamiento se debe considerar volúmenes adecuados, para que la fracturapueda ser cegada a una distancia considerable del pozo. Para diseñar el tratamiento se debe considerar tres condiciones principales:
La primera, se refiere a qué volumen de productos utilizar debido a que es difícil conocer el volumen de las fracturas. Segundo, debe considerarse que para no obstruir el flujo del petróleo al pozo, debe realizarse un sobre desplazamiento delgel. Tercero, tomarse en cuenta la duración del gel en la formación Igualmente, cuando se realiza un fracturamiento hidráulico y alguna fractura penetra una 18
capade agua, se presenta por el mismo motivo un deterioro de la producción de aceite. . 2.4.5. Conificación.
La conificación es la formación de un cono de agua en la base del intervalo en producción. En las zonas donde la permeabilidad vertical es baja, es pocoprobable que acontezca este fenómeno. Cuando la permeabilidad vertical es mayor a 0.01veces la permeabilidad horizontal, puede presentarse la conificación.
Figura 2.6. Conificación.
Fuente (Halliburton, 2006).
En un pozo vertical se produce la conificación cuando el CAA está cerca de los disparos. Unacausa muy común es la excesiva apertura de los estranguladores, lo que ocasiona una caídade presión en la formación cercana al pozo mayor a la soportada, por tal razón, el cono seforma con velocidad mayor (Halliburton, 2006).
El cono se va creando aun sin llegar netamentea la zona de disparos. La tasa crítica de conificación es la tasa máxima de conificación, a la cualse puede
19
producir aceite sin llegar a producir agua. En muchos casos esta es muy baja y noresulta económico (Bailey et al., 2000).
Figura Nº 2.7Conificación 2.
Fuente: Halliburton, 2006
Las soluciones para este caso, pueden volverse complejas. Inyectar geles por encima del CAAno hace que la conificación se detenga, ya que se necesitaría una gran cantidad de gel paraque la relación agua-aceite resulte aceptable; según las características del gel, puededuplicarse la tasa crítica de conificación con un radio de gel efectivo de por lo menos 15 metros; pero inyectar gel hasta esas profundidades no es económico. Si se usan tratamientos demenor volumen, generalmente se produce una rápida invasión de agua. Colocar un tapón enel intervalo productor y disparar otro intervalo, quizá podría detener la producción de agua, perono la conificación. El cono seguirá creciendo hasta alcanzar los nuevos disparos. Una soluciónpodría ser el perforar uno o más pozos laterales de drenaje cerca de la formación del pozoproblema, para aprovechar mejor la distancia respecto al CAA y aminorar la caída de presiónen un solo pozo, lo que reduciría la conificación. Cerrar el pozo hasta que las presiones sereacomoden, podría ser una solución.
20
2.5. REMEDIACION DE LA PRODUCCION EXCESIVA DE AGUA EN POZOS DE ACEITE. Es necesario realizar acciones, desde el inicio de la producción del pozo para detectar oportunamente la producción de agua. Deben de realizarse las siguientes operaciones (Rivero, 1998):
a)
Monitoreo mediante recuperación de muestras de fondo.-Debido a que el agua tiene mayor densidad que el petróleo, cuando comienza a presentarse en el pozo se acumula en el fondo, aumentando de nivel hasta que el flujo de la corriente del hidrocarburo lo alcance y comience a ser producido junto con éste.
b)
Registros de presión de fondo.-Con una sonda, se mide la presión en diferentes puntos por debajo de la zona productora en pozo fluyendo o cerrado, con tales datos se calcula el gradiente de presión que está directamente relacionada con la densidad del fluido.
c)
Monitoreo en superficie.- Esto es ampliamente realizado. Se recuperan muestras de la producción antes del estrangulador y en la línea de descarga, junto con tomas de presiones. Posteriormente, se mandan al laboratorio para detectar el porcentaje de agua producida.
Una vez que el agua ha sido detectada, es necesario realizar un diagnóstico de la forma deintrusión del agua al pozo y según los resultados se escoge un trabajo de remediaciónadecuado ya sean controles o exclusiones.
El control de agua, son operaciones tradicionales cuyo área de alcance no trasciende eltransversal del pozo, destinadas únicamente a tener menor cantidad de agua en superficie. Generalmente se realiza el taponamiento de intervalos productores y disparos a nuevosintervalos. La exclusión de agua generalmente tiene un área de alcance
21
mayor y no solo buscamenor agua en superficie, sino como objetivo principal, minimizar la relación agua-aceite.
Ambos deben justificar los costos de su realización.
El estudio general del problema que permite tener un criterio para elegir el trabajo del control deagua, debe ser más que el incremento de la relación agua-aceite. Deben de tomarse en cuentalos siguientes criterios (Seright et al., 1994):
a)
Capacidad de producción de aceite en el pozo.- Se refiere al potencial de la zona de drenedel pozo para seguir aportando aceite de manera económica.
b)
Características físicas del yacimiento.- El estudio de la formación, es imprescindible para seleccionar el tratamiento adecuado, pues pueden llevarse a cabo reacciones químicas entre los fluidos del tratamiento y la formación que causen grandes problemas. Además es importante conocer la estructura del yacimiento, fracturas y canales, para apoyo en la identificación del origen del agua en el pozo.
c)
Identificación del origen y mecanismo de aporte de agua.- Se logra a través del diagnósticode la forma de intrusión del agua al aparejo de producción.
d)
Evitar daños a zonas de aceite.- Es necesario que el tratamiento remedial a realizar noprovoquedañoa la zona de aporte.
Una acción que disminuye la producción de agua en superficie y que es comúnmente utilizadaen pozos es el estrangulamiento. Esta medida requiere de poca inversión.
Normalmente se recurre a ella en casos de inicio de conificación o cuando el CAA este muycercano a la zona de producción. No obstantea esta acción es que 22
disminuye la producción de petróleo, por lo que para realizarla habrá que determinar la consecuencia económica, es decir, si los costos del manejo del agua que ya no se producen en superficie son mayores a la gananciade la venta de petróleo que se deja de producir a causa del estrangulador.
Para este fin seutilizan los estranguladores de fondo, con resultados más satisfactorios debido a que se liberamayor cantidad de gas debido a la caída de presión generada en el estrangulador, haciendoque la columna de fluidos esté más ligera y que el patrón de flujo en la tubería sea máshomogéneo, logrando menores fluctuaciones de presión en el fondo del pozo y menor caída de presión por la columna hidrostática.
Las fluctuaciones de presión en el fondo del pozo generanflujos intermitentes de agua de la formación y del sistema de fracturas. La columna menospesada incrementa el gasto de la producción, es decir, se tienen resultados positivos en elincremento de la producción y en la disminución de la producción de agua en los pozos (Ascencio et al., 2001).
Los trabajos remediales requieren de la realización de un análisis de rentabilidad económicapara justificar dicha acción. Los parámetros más importantes que se tienen que analizar son lossiguientes (Cortés, 2008):
a)
Costos por el manejo de agua producida en superficie.
b)
Comportamiento de la producción de agua y aceite con y sin tratamiento remedial.
c)
Cantidad de reservas remanentes de petróleo.
d)
Costo del tratamiento remedial.
2.6. DIAGNÓSTICO DE LA FORMA DE INTRUSIÓN DEL AGUA AL APAREJO DE PRODUCCIÓN. Están disponibles diferentes tecnologías para remediar la producción de agua en exceso. Cadauna de ellas ha sido desarrollada para ciertos tipos de problemas.
23
La selección apropiada de latecnología remedial, depende de la correcta identificación del problema que lo origina. Enmuchas ocasiones, este no es correctamente diagnosticado, siendo esto la principal causa deque los trabajos remedialde agua sean ineficientes (Seright et al., 1994).
Una razón muy común de los diagnósticos inadecuados, es asumir que la producción excesivade agua puede ser tratada como si solo un tipo de problema la originase. Sin embargo, eldiagnóstico debe ser realizado con información disponible sobre el yacimiento y condiciones delpozo.
2.6.1. Gráficas de Diagnóstico.
Las gráficas de diagnóstico nos proveen de una imagen amplia de la producción actual ypasada, así como del potencial remanente del pozo. La relación aguaaceite permanececonstante en la etapa inicial de explotación, dependiendo de la permeabilidad relativa, ladistribución de las capas y la saturación inicial de agua.
El fin de la primera etapa llega cuandola RAA incrementa y se vuelve función del tiempo, esta función es diferente según la forma deintrusión del agua al pozo. 2.6.2. Gráficos Historias de Producción.
Este gráfico, es un gráfico doble logarítmico de tasas de petróleo y agua con respecto al tiempo. Por lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control del agua muestran un aumento de la producción de agua y una disminución de la producción de petróleo en forma casi simultánea.
Figura Nº 2.8 Historias de Producción.
24
Fuente: OilfieldReview (Control de Agua)
Para generar un gráfico, para el gas equivalente de un barril de condensado estándar a volúmenes líquidos, acudiremos a la ecuación del GAS NATURAL siguiente. ( (
) )
Donde: V = Volumen R = Constante universal de los gases Tsc = Temperatura estándar o de superficie Psc = Presión estándar o de superficie n = Numero de moles Resolviendo la ecuación, se obtiene la fórmula de equivalencia de volúmenes líquidos, en volúmenes de Gas para el Petróleo (condensado): 25
Donde:
EGc = Equivalencia en gas de condensado (Petróleo) Np = Petróleo producido = Gravedad especifica del petróleo Mo = Peso molecular de la mezcla
Cuando se tiene producción de agua, la fase liquida necesariamente será también manejada en equivalencias de gas, tomando en cuenta que el peso molecular del agua (Mw=18) y la gravedad específica (
=1) remplazando estos valores, el
volumen equivalente para el vapor de agua se reducirá a:
(
)
Donde:
EGw = Equivalencia en gas de agua Nw = Agua producido
La ecuación de conversión de la gravedad específica es:
26
El peso molecular se lo obtiene a partir de la densidad del hidrocarburo producido
2.6.3. Análisis de la Curva de Declinación.
Este es un gráfico semilogarítmico de la tasa de producción de petróleo con respecto al petróleo acumulado. El agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la existencia de otro problema, por ejemplo la disminución severa de la presión o el aumento del daño.
Figura Nº 2.9. Curva de Declinación
Fuente: OilfieldReview (Control de Agua) 2.6.4. Gráficas de Chan.
Estas sirven para determinar el mecanismo de producción de agua excesiva en la producciónde pozos de petróleo. Chan se basó en estudios de simulación 27
numérica en yacimientos conaguaconificada y canalizada. El descubrió que la gráfica doble logarítmica de la RAA contra el tiempo y su derivada, mostraban diferentes características para diferentesmecanismos (Chan, 1995).
Cuando el agua se introducepor un canal, la RAA crece repentinamente a unángulo considerable, mientras que para la conificación el crecimiento es progresivo. Estas gráficas sirven para comparar los datos de producción de agua de unpozo, cuando resultan similares, significa que es muy probable que el fenómeno sea el mismo.
2.7. EVALUACION DEL POZO. 2.7.1. Herramienta de Registro de Producción.
La herramienta de registro de producción (PLT), provee de medidas de los parámetros paraanalizar el tipo y el movimiento de los fluidos en el pozo. La herramienta usa diferentessensores que miden los siguientes parámetros:
Temperatura del pozo, presión del pozo, tasa deflujo, densidad de los fluidos y diámetro de tubería y agujero. Con estas propiedades, podemosconocer la profundidad a la que cada fluido está siendo producido en el pozo y en quéporcentaje del total de la producción (Montero et al., 2008). Estos registros se llevan a cabo apozo cerrado y a pozo abierto para obtener dos medidas y comparar el movimiento de losfluidos.
2.7.2. Registro de Evaluación de la Cementación.
El registro de adherencia de cemento (CBL) y el registro de densidad variable (VDL), usan laherramienta de registro sónico digital y nos dan una medida
28
continua de la amplitud de lospulsos del sonido producidos por un transmisorreceptor. Esta amplitud es máxima en unatubería libre no cementada y mínima en una tubería bien cementada. Una curva de tiempo detránsito, de los primeros arribos
de
los
frentes
de
onda
se
registran
para
su
interpretación
(SchlumbergerWireline, 2006). La herramienta de registro emite ondas sónicas y mide lasamplitudes y tiempo de tránsito de las ondas reflejadas. La onda es reflejada por la tubería librey su amplitud medida en mili voltios es alta. Si la tubería está bien cementada en sus alrededoresla energía acústica se dispersa y la onda de sonido es débil (Halliburton, 2006).
Figura Nº 2.10 Fundamento sónico CBL.
Fuente:Schlumberger
2.7.3. Trazadores Radiactivos.
Los trazadores radiactivos son utilizados para diferentes finalidades. Una de ellas es ladeterminación de canales o fracturas en la formación. Sin embargo son 29
tambiénutilizados para la determinación de fugas en la tubería de producción (TP), ubicación de gelesinyectados en la formación y flujo de agua de formación (Bailey et al., 2000). Los trazadoresradiactivos más usados son el tritio, escandio, iridio y antimonio. El tritio es más comúnmenteutilizado para detectar canales conductores del agua de un pozo inyector a un pozo productor.
Los diagnósticos de los trazadores modernos, ayudan a caracterizar el yacimiento con lossiguientes aportes.
Determinan la relación del flujo entre su pozo inyector hasta sus pozos productores.
Cuantifican la cantidad de agua fluyendo desde su pozo inyector hasta un pozo productordeterminado.
Detectan cualquier comunicación a través de una falla.
Determinan la comunicación del flujo de agua por zonas· Establecen la presencia de canales permeables de alto flujo.
2.8. TRABAJOS REMEDIALES DE LA PRODUCCION DE AGUA. Un tratamiento remedial de la producción de agua no deseada, es la aplicación de operacionespertinentes que se realizan en yacimientos y pozos, cuyo objetivo es aminorar el corte de aguay mejorar la eficiencia de la recuperación. Este puede no siempre resultar en un aumento de laproducción, sin embargo, puede proveer un operador de rentabilidad como resultado de lossiguientes beneficios (Halliburton, 2006):
a) Larga vida productiva del pozo. b) Reducir impactos del medio ambiente. c) Minimizar el tratamiento y almacenamiento de agua. d) Reducir los costos de mantenimiento de pozos.
30
Podemos distinguir dos tipos de trabajos remediales, para la producción excesiva de agua, elcontrol de agua y la exclusión de agua. Las acciones para el control de agua generalmenteconsisten en realizar abandonos de intervalos productores de agua y comenzar la producciónde aceite en nuevos intervalos. Por otro lado, en las operaciones para la exclusióngeneralmente se busca detener el avance del agua a través de diferentes tipos de bloqueosdentro de la formación y seguir produciendo aceite en los mismos intervalos.
Cuando se diseña un programa remedial para la producción excesiva de agua, se debeconsiderar cuidadosamente el propósito del programa. Específicamente, asegurarse que laspropiedades físicas y químicas de las soluciones usadas, no perjudiquen ningún plan inmediato o postrero para el yacimiento. Es importante verificar, si el tratamiento resistirá las condicionesdel fondo del pozo, como la temperatura, la presión, la composición de los fluidos y la litología. Por ello es importante revisar las propiedades de los productos en las especificaciones delfabricante.
2.8.1. Control de Agua.
Comúnmente se basa en dos operaciones que realiza servicio a pozos; estas son eltaponamiento de zonas con excesiva producción de agua y la apertura de nuevos intervalos. Elprocedimiento se lleva a cabo solo en casos de que la conificación sea incontrolable con algúnmétodo de exclusión y en casos de que el CAA haya alcanzado la altura de producción. Sinembargo, el procedimiento ha sido adaptado a condiciones actuales llegando a fusionarse conun método de exclusión de agua de la siguiente manera: en el CAJB, generalmente antes decolocarse un tapón se inyectan geles que impiden el paso del agua a un radio alrededor delpozo aproximadamente de 2.5 m. Al hacer esto se asegura que el agua tiene más camino querecorrer antes de llegar a ser producido en disparos superiores. Los tapones más usados paraesta tarea son los mecánicos y los de cemento.
2.8.1.1.Tapones de Cemento. 31
Existen diversos tipos dependiendo de la tecnología y metodología que se ocupe pararealizarlos. El objetivo principal de las herramientas y la metodología seleccionada es colocaruna lechada de cemento en una zona portadora de agua con la mayor precisión posible y detal forma que el tapón colocado soporte la presión diferencial de las dos zonas, es decirproporcione un sello efectivo entre ellas. Figura Nº 2.11. Tapón de cemento aislando una zona productora de agua.
Fuente: Pemex, 1995 Figura 2.12. Tapones de cemento con y sin retenedor.
32
Fuente: Pemex, 1995
2.8.1.2. Tapones Mecánicos.
Los tapones mecánicos se utilizan cuando la presión de formaciónes muy baja propiciando queno soporte la presión de la columna hidrostática presentando pérdida total de circulación. Sieste tapón mecánico no es suficiente para soportar la presión diferencial de los dos intervalosque separa, se coloca por encima de él un tapón de cemento.
Figura 2.13. Pozo productor antes y después de colocado el tapón mecánico.
33
Fuente:Schlumberger
También es útil este tipo de tapones cuando la zona inferior del intervalo productor es la que aporta el agua al pozo, por lo que debe aislarse. Se usan especialmente estos tapones para el caso por su precisión y su pequeña altura.
Figura 2.14. Tapón mecánico en un pozo con problemas de producción de agua en la parte inferior.
34
Fuente: Schlumberger
2.8.1.3. Exclusión de Agua.
2.8.1.3.1.Cementación Forzada. 35
Es definido como el proceso de forzar una lechada de cemento, bajo presión, a través de hoyos o fugas que tenga la tubería de revestimiento. Cuando la lechada es forzada hacia una formación permeable, las partículas sólidas se filtran en la cara con el pozo, formando un tipo deformación. El objetivo es sellar la tubería de revestimiento a la formación llenando con cementolas canalizaciones o fugas (Marca, 1991).Inyección de polímeros.
2.8.1.3.1.1. Bloqueadores de permeabilidad.
Los geles rígidos son muy efectivos para cegar fracturas que conducen agua alrededor delpozo. Los geles tienen una ventaja respecto al cemento porque se pueden forzar a entrar adistancias mayores dentro de la formación.
Estos geles son polímeros reticuladoresque al serrinyectados a presión en la formación, fungen como corrección para problemas de flujo detrás dela tubería de revestimiento y capas inundadas sin flujo transversal (Bailey et al., 2000). Lacolocación de estos, podría llevarse a cabo con tubería flexible (TF) y empacador inflable, generalmente porque solo se desea inyectar a un intervalo especifico.
Figura Nº 2.15. Aplicación de un gel rígido y fluido protector con TF.
36
Fuente: Bailey et al., 2000
Adicional al gel de tratamiento, si la zona que produce agua no está separada de la productorade aceite por una zona de escasa permeabilidad, como una capa de lutita, se le inyecta un fluido protector por el espacio anular y este se esparce en la formación por encima delempacador. Cuando está separada naturalmente la zona productora de agua y la de aceite, seopta por no usar un fluido protector.
Figura 2.16. Aplicación de un gel rígido con TF.
37
Fuente: Bailey et al., 2000
Los bloqueadores de la permeabilidad tapan los espacios porosos, evitando la migración defluidos al pozo. Se puede lograr una profundidad de 1 a 2.5 metros de inyección a la formaciónantes que reaccione en todas la direcciones gelificándose. En su mayoría, estos bloqueadoresestán hechos de metasilicato de sodio (Na2SiO3), y se activan con la temperatura y presión, según a las condiciones a las que fueron diseñados, formando un sello (Huilca, 2007).
2.8.1.3.1.2. Bloqueadores selectivos de la permeabilidad.
Taponan los espacios porosos restringiendo el movimiento de los fluidos, pero sin precipitarseohincharse y son parcialmente solubles en petróleo. Esto hace que en su mayor parte soloobturen las zonas donde se produce agua, mientras que en las que transporta el aceite solo sesobrepone y puede ser posteriormente desechado junto con el flujo del hidrocarburo (Huilca,2007).
38
Modificadores de permeabilidad relativa. Los modificadores de la permeabilidad relativa tienen propiedades que ayudan a reducir el flujo de agua de la zona donde han sido colocados para evitar que el agua fluya hacia el pozo. En zonas donde se produce aceite, los modificadores de la permeabilidad relativa (MPR) no deberíancausar daño, ya que detiene el flujo de agua, pero permiten el paso del aceite.
El mecanismo que utilizan los MPR para cumplir con su función, es poco conocido, loque sí es plenamente aceptado es que depende de muchas características del yacimiento, como la litología, la química de los fluidos connatos, el tipo de problema, el tamaño de lagargantade poro, la permeabilidad, saturación, mojabilidad, presión capilar, entre otros(Kalfayan et al., 2004).
Algunos consisten de un polímero catiónico soluble en salmuera. Laabsorción del polímero reduce la sensibilidad hacia las arcillas y arenas al intercambiocatiónico, reduciendo la permeabilidad al agua y minimizando el cambio de la permeabilidad alos hidrocarburos.
Los MPR reducen la permeabilidad relativa de la matriz permitiendo que los intervalossaturados de aceite sean producidos con una presión más alta. El sistema de polímeros nosella los poros de la matriz, son solubles en agua. Son sistemas de polímeros hidrofílicosquealhidratarse producen una gran cadena de polímeros que en la roca entra a ocupar el espacioporoso. Siendo fuertemente hidrofílicos; atraen el agua y repelen el petróleo, ya que ejercenuna mayor fuerza de fricción sobre el flujo de agua en los poros que sobre el petróleo. Losfactores tales como el pH, salinidad y la caída de presión afectan la efectividad y duración deltratamiento, es decir que un trabajo posterior al tratamiento probablemente destruirá parcial ocompletamente las propiedades del control para el agua (Huilca, 2007).
El diseño específico del gel, depende de la compañía fabricante y de los requerimientos delyacimiento a tratar. Se pueden inyectar geles fluidos, rígidos o intermedios. 39
2.9 PRODUCTOS DE REMEDIACION. 2.9.1 Cementos de Alta Penetración (CAP).
Una de las desventajas del uso de cementos convencionales para métodos de tratamiento de control de agua, es que el cemento estándar tiene un tamaño de partícula elevado (mayores a 120 μm) y por tanto su penetración es limitada y los trabajos tendrían que ser repetidos, hasta que se llegue a cementar todas las partes deseadas.
Según datos actuales, la ventaja de los CAP sobre sistemas similares con cementos de otras clases, consiste en inyectar en espacios restringidos como pequeños canales o fracturas, micro-ánulos y engravados de arena malla 80-100 (150-180 μm) debido a su menor tamaño de partícula (menor que 10 μm). Esto nos permite una penetración más profunda y por ende, mayores probabilidades de éxito para reducir y controlar flujo de agua por conificación, canales de alta permeabilidad y canalización detrás de la tubería.
2.9.2 Sistemas de Lechadas Selectivas (SLS).
Son cementos (generalmente CAP), diluidos en un solvente orgánico (diesel, queroseno o xileno) con la ayuda de un surfactante y aditivos especiales para retardar su fragüe, que se consolidan solo en contacto con el agua de formación, gracias a sus aditivos que lo hacen selectivo, para de esta manera formar un sello en los canales de flujo de agua. La lechada del sistema no se consolidará mientras no entre en contacto con agua, por lo que el cemento depositado en la zona de aceite retornará a la superficie empujado por la presión del yacimiento y la producción del pozo con el paso del tiempo. Cuanto menor sea la presión de empuje del yacimiento, mayor dificultad del mismo para desalojar los residuos de la lechada. Si la formación no tiene suficiente fuerza para desalojar estos sólidos, se tendrá una reducción en la producción debido al daño ocasionado por las partículas de cemento asentadas en la formación. 40
Al agregarle una cantidad elevada de surfactante (una relación alrededor de 20 partes de surfactante por un millar de diesel o queroseno), el SLS retarda su tiempo de gelatinización, eso permite que pueda ser colocado en fracturas relativamente distantes del pozo que conducen agua. La pequeña talla del cemento permite que sea colocado en micro canales que pueden ser comunicantes del agua con el pozo. Los SLS pueden ser usados en pozos con temperaturas alrededor de los 200 grados Celsius. Con temperaturas más elevadas, los surfactantes dejan de ser estables. 2.9.3 Polímeros Tipo A.
Es un fluido que desarrolla un gel polimérico (rígido o intermedio), capaz de penetrar a la matriz de la roca antes de su activación, la que sucede después de ser expuesto a específicas condiciones de temperatura. El tiempo de activación puede ser controlado ajustando las concentraciones de los aditivos en superficie. Sus principales características son:
Es un polímero sintético que contiene un activador orgánico ligeramente tóxico.
El tiempo de activación puede ser controlado en fondos de pozo con temperaturas por encima de los 120 oC.
El intervalo de temperaturas de operación es de 120-170 oC.
El bajo peso molecular de los polímeros facilitan la penetración en la formación.
Es estable incluso en presencia de H2S y CO2.
Tolerancia a la sal, incluso puede ser mezclada con salmuera.
2.10. MANTENIMIENTO DE POZOS.
41
La etapa de producción de un pozo necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su terminación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar correctamente la energía del yacimiento, así como eliminar problemas mecánicos que impiden su producción o su inyección, en el caso de pozos para recuperación mejorada, hasta llegar finalmente a su taponamiento definitivo.
Mantenimiento de pozos son todas aquellas intervenciones realizadas en los pozos para mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos o cambiar los horizontes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento. 2.10.1. Clasificación de Mantenimiento de Pozos.
De acuerdo con el objetivo de la intervención, el mantenimiento de pozos se clasifica como mayor y menor.
2.10.1.1. Reparación Mayor.
Es la intervención al pozo que implique la modificación sustancial y definitiva de las condiciones y/o características de la zona productora o de inyección. Dichas operaciones se realizan con equipos de reparación convencional o con equipos especiales, (tubería flexible, unidades de registros).
Una de las operaciones de reparación mayor, es el cambio de intervalos por invasión de fluidos no deseados.
Se realiza mediante el aislamiento del intervalo, de manera temporal o definitiva, con tapones mecánicos o de cemento o por medio de cementaciones a presión.
Dichas intervenciones pueden efectuarse con equipo de reparación convencional, con tubería flexible, unidades de registros o a través del aparejo de producción.
42
2.10.1.2. Reparación Menor.
Es aquella intervención cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin modificar sustancial y definitivamente la situación de la zona productora o de inyección; puede realizarse con equipo de mantenimiento convencional o especial. A continuación se enumeran las operaciones más comunes de mantenimiento menor a pozos.
Reacondicionamiento de aparejos de producción o inyección.
Cambio de aparejo o empacador por comunicación o daño.
Limpieza de pozo de producción o inyección.
Limpieza de fondo del pozo.
Corrección de anomalías de tuberías de revestimiento.
Estimulaciones.
Fracturamientos.
Inducciones.
Mantenimiento a conexiones superficiales.
2.11 COMPLETACION
Se entiende por completación o terminación de un pozo petrolero a las actividadesencaminadas a explotar los yacimientos, a través de las tuberías de revestimientode
explotación,
contando
con
la
introducción,
anclaje
y
empacamiento del aparejode producción para dejarlo produciendo por el método más conveniente.
La fase de completacion comienza una vez que la última sarta del revestidor se coloca en el pozo y termina cuando el pozo completado es entregado aldepartamento de producción.
Para
lograr
una
completacion
adecuada,
lasapreciaciones siguientes: 43
se
deben
tomar
en
cuenta
a) Tipo de hoyo (vertical u horizontal). b) El rumbo, el buzamiento y la trayectoria del hoyo. c) Gradientes de presión y de temperatura del fluido y reservorio. d) Registros y correlaciones, para determinar la existencia de algún tipo defalla, discordancia, domo que pudiera existir en la estratigrafía circundantedel reservorio. e) Estudio de historias de perforación, completacion y producción de pozos, cercanos.
En un pozo fluyendo simple vertical, el petróleo o gas entra al hoyo a través de lasperforaciones del revestidor. La presión natural en el reservorio, provee la energíapara levantar el fluido producido a través de la tubería de producción hastalasuperficie. Una empacadura es generalmente usada para colocar un sello entre latubería de producción y el revestidor. La producción es controlada manualmentepor una válvula de compuerta en el árbol de navidad. La presión fluyente entre laalta presión del pozo y la baja presión es regulada manualmente a través de unchoque.
En las completaciones convencionales, el pozo produce hasta que la presión delpozo decline, el corte de agua incremente o algunos problemas de fondoresultando en la inhabilidad del pozo en mantener la esperada tasa de producción.
2.11.1. Tipos de Completaciones.
2.11.1.1.Completación Simple Convencional.
La tubería de revestimiento es cañoneada, para abrir perforaciones dedeterminado diámetro y establecer el flujo del yacimiento hacia el pozo. Seintroduce la tubería de producción, que lleva en su parte inferior una empacaduraadecuada que se ancla contra la pared de la tubería de revestimiento y en la partesuperior del cabezal del pozo. 44
Se aplica en pozos con un solo nivel productor, donde se instala una sola columnade tubería de producción, con un Packer para terminación simple y un árbol denavidad que puede ser de baja, mediana y alta presión.
Figura Nº 2.17. Completación simple básica
Fuente: Barberii., 1.998
2.11.1.2 Completación para Múltiples Zonas.
Estas terminaciones pueden variar desde la simple instalación de una línea paraproducir dos zonas; hasta instalaciones selectivas y semiautomáticas que seutilizan en varios niveles. La ventaja principal de este tipo de terminación, radicaen la posibilidad de producir de dos o más yacimientos mediante un solo pozo, permitiendo un ahorro económico interesante (Barberii, 1.998).
2.11.1.3 Completación Doble con una Sarta de Producción.
45
En este tipo de completacion, la zona superior produce a través del espacio anularrevestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a travésde la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior norequiera levantamiento artificial y no tenga problemas de arena.
2.11.1.4 Completación Sencilla para Múltiples Zonas, Simple Selectiva.
Una columna y dos o más packers, con este tipo de arreglo se puede producirvarias arenas en forma selectiva en zonas marginales, que no podrían serproducidos económicamente por otro método, también es conocida como arreglo simple selectivo.
Figura 2.18. Completación doble con una sola sarta y completación para múltiples zonas con una sola sarta
Fuente: Barberii., 1.998
2.11.1.5Completación con Sarta Doble para Múltiples Zonas. 46
Se mantiene un flujo separado de cada zona, se utiliza para explotar simultáneamente dos niveles, empleando un solo Packer de doble terminación ydos líneas de tubing (línea corta LC y línea larga LL), el Packer es anclado en lalínea larga. Este arreglo es más conocido como doble convencional y en laactualidad es más utilizado. Las
completaciones con
sarta
doble
para
multi-zonas
son
usualmente
usadascosta afuera o en reservorios apilados donde el caudal de producción por zona eslimitado por el índice de productividad. Algunas veces pueden doblar laproductividad
individual
de
un
pozo
por
un
incremento
relativamentebajo. Figura Nº 2.19. Completación dual para múltiples zonas
Fuente: Barberii., 1.998 2.11.1.6 Completación a Hoyo Abierto. 47
del
costo
Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de lazona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sinrevestimiento.
Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenasconsolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arenao derrumbes de la formación. Siendo el intervalo de completación o producciónnormalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud.
Ventajas:
Se elimina el costo de cañoneo.
Existe un máximodiámetro del pozo en el intervalo completado.
Es fácilmenteprofundizable.
Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.
Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.
Reduce el costo de revestimiento.
Desventajas
No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo.
No se puede controlar efectivamente la producción de gas o agua.
Es difícil tratar los intervalos productores en forma selectiva.
Puede requerirse la limpieza periódica del hueco.
Figura 2.20. Completación sencilla en hoyo abierto. 48
Fuente: Barberii., 1.998
CAPITULO 3.
49
DIAGNOSTICO
3.1 GEOLOGÍA Y ESTRATIGRAFÍA DEL ÁREA DE ESTUDIO. La estratigrafía del área de estudio, se centrará principalmente en las formacionesAyacucho y Piray, debido a que son las formaciones productoras de hidrocarburosen el pozo Santa Rosa SRW-X4. Las Arenas productoras Ayacucho y Piray forman parte del sistema Devónico ySilúrico, se lo detallará para conocer qué clase de sedimentos lo conforman. Figura Nº 3.1 Columna Estratigráfica Generalizada.
Fuente: Fuente: YPFB Andina., 1.998 3.1.1 Estratigrafía. 50
La Cuenca de Tarija presenta espesores mayores a los 10,000 m. de rocas sedimentarias, cuyasedades comprenden del Silúrico al Reciente. Se pueden reconocer
varios
ciclos
sedimentarioscon
jerarquía
de
conjunto
de
súpersecuencias, que tienen diferentes mecanismos de subsidenciaehistorias depositacionales.
Estos ciclos se superponen en discordancia a rocas de edadCambro-Ordovícico consideradas hasta el momento basamento económico.
3.1.1.1. Ciclo Siluro-Devónico.
Está compuesto por más de 3.000 m de sedimentos clásticos de origen marino, donde alternanfacies arenosas y arcillosas. La geología de campo, el análisis paleontológico y la interpretación deinformación sísmica y de pozos, han permitido que una marcada ciclicidad y la continuidad lateral deciertos límites litológicos, sean tomadas como base para la división de este ciclo en secuencias y conjuntos de secuencias (Starck, 1995; Albariño et al., 2002).
Las facies arcillosas, dominantementede colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos, siendo hasta el momento comprobado solamente las que se asignan a la formación Los Monos (Disalvo y Villar, 1999, Cruzet al., 2002).
Adicionalmente a su capacidad generadora estas facies finas constituyen sellos regionales.
Las facies de areniscas cuarcíticas de las formaciones Santa Rosa, Icla, Huamampampa e Iquiryconstituyen los reservorios que alojan las mayores reservas de gas de esta cuenca.
3.1.1.2 Ciclo Carbónico-Pérmico. 51
Está separado del ciclo anterior por una marcada discordancia erosiva, destacándose en algunoslugares profundos valles excavados (incisedvalley). Su espesor excede los 1.500 m y están compuestosprincipalmente por facies clásticas continentales con una importante influencia de eventos glacialesque afectaron al Súpercontinente de Gondwana durante el Carbónico (Eyles et al., 1995). Estossedimentos y sus paleoambientesdeposicionales han sido también interpretados dentro de unmodelo estratigráfico secuencial (Schulz et al., 1999; Viera y Hernández, 2001). Las facies glacialesyperiglaciales están compuestas por una alternancia de areniscas de canales y rellenos de valles (reservorios) y limoarcilitas rojas y diamictitas (sellos).
Este ciclo culmina con calizas de edad Permo-Triásica, asignable a la formaciónVitiacua,
depositada
en
condiciones
climáticas
más
cálidas
y
coninfluencia marina.
3.1.1.3 Ciclo Mesozoico.
Durante el Jurásico se depositaron cercade 1.000 m de facies clásticas de origencontinental, principalmente de ambienteeólico (Grupo Tacurú). Estas rocas son reservorios en numerosos campos comoMonteagudo, San Roque y Vuelta Grandeentre
otros.
Durante
el Cretácico
Superior seprodujeron
eventos
transgresivos que alcanzaronel área de Santa Cruz de la Sierradesde el nornoroeste,
que
dejaron
registrosde
aproximadamente
300
m
de
sedimentosclásticos calcáreos.
3.1.1.4Ciclo Terciario.
El levantamiento tectónico de la Cordillerade los Andes, durante el Terciario, generóunaantefosa con espesores de rocasclásticas continentales mayores a los 5.000m. Este relleno exhibe una secuencia típicamentegrano y estrato creciente, característicade depósitos sinorogénicos. La porciónbasal de
52
este
ciclo,
denominada formación (Fm.). Yecua, se considera un sello regional y representaunaintrusiónmarina ocurrida durante elMioceno.
3.1.2 Geología Estructural.
La Cuenca de Tarija fue afectada por laOrogenia Andina durante el Terciario Superior.
Esa deformación terciaria no afectó laregión de la Llanura Chaqueña, ubicada enel sector oriental de la cuenca. Allí se destacael Alto de Izozog, una gran estructura enterradacuyo levantamiento más importante fue a fines del Cretácico, asociado a un máximo térmico que se interpreta, ha desempeñado un rol preponderante en la maduraciónde las rocas madre de esa parte de la cuenca.
El Subandino Sur es una región montañosa con altitudes medias de 1.2 km y sectores que superan los 2 km. Se trata de una faja fallada y plegada de lámina delgada, con despegue inferior ubicado en la sección basal del Silúrico hacia el sur, cambiando hacia la latitud de Santa Cruz de la Sierra a niveles ordovícicos, indicando la existencia de despeguesen niveles estratigráficos más viejos (Baby et al., 1995). El acortamiento es transmitido desde sudespegue basal, cortando en rampa y generando sistemas duplex de anticlinales de rampa (Belottietal., 1995; Dunn et al., 1995; Starck, 1999) o pliegues de propagación trasladados (Kozlowski et al.,2001) en las areniscas cuarcíticas Silúricas y Devónicas.
Este sistema suele tener un despeguesuperior en la sección basal de arcillas negras de la formación
Los Monos que no transmite el acortamientohacia
adelante sino que se deforma como una doble zona triangular con puntos ciegos ubicados enbase y techo de Los Monos (Giraudo et al., 1999). Esta deformación característica de Los Monos es distintiva del estilo estructural del sistema Subandino Sur y origina el desacople estructural entre lasunidades silurodevónicas,
ubicadas
por
debajo
y
las
unidades
más
jóvenes
principalmentecarboníferas a cenozoicas, ubicadas por encima del conjunto Los Monos-Iquiri. 53
Como variante a estemodelo clásico, algunas estructuras perforadas en los últimos
años
muestran
la
existencia
dedespegues
intermedios
en
limoarcilitasinterestratificadas con las cuarcitas devónicas de las formación esIcla y Huamampampa, deformándose estas a modo de retro corrimientos, (Muzzio et al., en prensa). Por otro lado, también se ha encontrado a la formación Los Monos solamentefallada y no repetida por apilamiento antifernal (Zapata et al., 2001). Por encima del nivelde despegue localizado en la parte alta de Los Monos, las unidades estratigráficas se deforman enanticlinales de flancos con alto buzamiento, que llegan a exponer en su núcleo, frecuentementefallado, al Devónico Superior. Estos anticlinales angostos conforman trenes estructurales positivosregionales de varias
decenas
de
kilómetros
de
extensión,
rumbo
meridiano
y
clara
expresióntopográfica, que en número de seis a ocho constituyen el Cinturón Subandino.
Tabla 3.1 Datos Generales Subandino Sur. Datos Generales Subandino Sur Provincia Geológica
Subandino Sur
Tipo de cuenca Área de la Cuenca
Intracratónica 73.630,87 km2
Áreas Disponibles
Huacareta y Pelícano
Pozos Perforados
6 Pozos dentro de las áreas y más de 20 pozos aledaños
Roca Generadora
Los Monos, Icla y Kirusillas
Roca Reservorio
Devónico, Carbonífero, Cretácico y Terciario
Roca Sello
Devónico, Carbonífero y Terciario
Tipo de Hidrocarburo
Gas-petróleo-condensado
Fuente: Gerencia de exploración YPFB 2006
54
Triásico,
Las rocas generadoras de HC son lutitas del Devónico (Formación Los Monos e Icla) con pobre a moderado contenido de COT, kerógeno tipo II, pero con gran espesor y buen nivel de maduración y el Silúrico (Kirusillas) con kerógeno III-IV. La principal generación, migración y entrampamiento de HC ocurrió durante el Mioceno Plioceno. - En el Subandino Sur se presenta una columna estratigráfica de más de 10.000 m de rocas sedimentarias correspondientes al Silúrico-Devónico depositado en ambiente de plataforma marina, el Carbonífero-Pérmico-Triásico-Cretácico en ambientes fluvio-glacial-eólico a marino somero y el Terciario en ambiente fluvial. - Los esfuerzos compresivos de la orogénesis andina ocurrida durante el MiocenoPlioceno generaron trampas estructurales limitadas por fallas inversas que almacenaron importantes cantidades de gas y petróleo, por consiguiente. El Subandino sur contiene el 80% de las reservas de Hidrocarburos de Bolivia.
Subandino norte. El Subandino norte forma parte de una faja plegada y corrida adyacente en la cordillera oriental de los andes Bolivianos. Su estudio es de gran importancia al constituir un área de interés petrolero. La pila sedimentaria involucrada en esta faja de corrimiento, lo constituye rocas paleozoicas, mesozoicas y cenozoicas, las que conforman un espesor de 12.000 m. El estilo tectónico que caracteriza a esta parte del Subandino Boliviano es de tipo”thinskinned”que corresponden a laminas cabalgantes,movilizadas durante la deformación andina,afectando niveles estructurales correspondientes al Ordovícico, Silúrico y Devónico . Este modelo en su conjunto, conforman atractivas trampas estructurales, capaces de acumular hidrocarburos provenientes de la roca madre. El Subandino como una unidad geomorfológica generalizada y desarrollada, en una franja que se extiende a lo largo del territorio Boliviano posee características tectonoestratigráficas particulares que le permiten diferenciarse en un conjunto denominado Subandinosur, ampliamente conocido y estudiado que representa actualmente en Bolivia una de las áreas de mayor importancia en la actividad petrolera, por contener significativas reservas de hidrocarburos.
55
Pie de Monte.
El Pie de Monte representa la posición externa y muestra una deformación no tan intensa y unrelieve plano con suaves ondulaciones. Los trenes estructurales de esta región, de tenue manifestaciónsuperficial, se originan por corrimientos que despegan del Silúrico y cortan en rampa secuencia arribahasta la base de la formación (Fm) Los Monos, donde adquieren geometría de plano generando anticlinales derampa en el Devónico Inferior.
En ese nivel de despegue se ha propuesto que:
1) El acortamiento sehatransmitido hacia atrás y luego corta en rampa secuenciaarriba originando pliegues de flexión o de propagación de falla (Giraudo et al., 1999) como en la zonadeVilla montes -La Vertiente-Ñupuco.
2) O bien sea transmitido hacia delante por medio de la secciónbasal de Los Monos y en el siguiente tren estructural, pocas decenas de kilómetros al Este, corte enrampa secuencia arriba generando pliegues de propagación de falla (Cruz et al., 2003) como en lazona de Río Seco-Tacobo-El DoradoGuanaco. Toda la región está caracterizada por elcorrimiento frontal emergente de la faja corrida, llamada Falla de Mandeyapecua entre los ríosPilcomayo y Parapetí, que con un rechazo superior a los 2.000 metros se extiende un poco a la latitud Sur de la localidad de Villamontes hasta casi la desembocadura del Río Grande en la zona delChaco.
3.1.3 Composición Estratigráfica del Reservorio.
56
Tabla3.2. Geología
Sistema
Terciario
GEOLOGIA Formación
Petaca
Cajones Cretácico Yantata
Devónico
Silúrico
Roboré
El Carmen
Reservorio
Tipo de fluido
Petaca B
Gas
Petaca Int
Gas
Petaca C
Gas
Cajones
Gas
YantataSup.
Gas
YantataMed.
Gas
YantataInf.
Gas
Piray
Gas
Ayacucho
Gas
Ar. Sara
Gas
Ar. Sara
Petróleo
Ar. Cotoca
Petróleo
Fuente: YPFB Andina., 1.998
57
3.2. ANALISIS DE LA PRODUCCIÓN ACTUAL DEL POZO SANTA ROSA SRWX4.
El pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua desde Octubre del 2011.
Santa Rosa SRW-X4 fue perforado y completado el año 1983 frente al problema de la alta producción de agua el cual se debe a la intrusión de agua en la arena Ayacucho productor de gas y condensado.
Para generar el grafico histórico de producción y comparar las tasas de producción del pozo de estudio, se recurren a correlaciones para convertir los caudales de líquidos a equivalencias en gas.
El gas equivalente de un barril de condensado, medido en condiciones estándares, puede ser calculado a partir de la ecuación de un gas ideal.
El gas equivalente de un barril de condensado, medido en condiciones estándares, puede ser calculado a partir de la ecuación de un gas ideal (véase ecuación Gas Ideal Pag.25).
La figura 3.2 muestra el comportamiento histórico de la producción del pozo SRWX4 con producción de líquidos en equivalencia de gas.
58
Tabla 3.3. Historial de producción del pozo SRW – X4
FECHA 01 – 07 08 - 12 13 - 16 17 – 20 21 – 24 25 – 28 29 – 01 02 – 05 06 – 09 10 – 13 14 -17 18 – 21 22 – 25 26 -29 01 – 04 05 – 08 09 -12 13 – 16 17 – 20 21 – 24 25 – 28 29 – 01 02 – 06 07 – 09
Enero Enero Enero Enero Enero Enero Ene.-Feb. Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero Febrero Marzo Marzo Marzo Marzo Marzo Marzo Marzo Marz. -Abr. Abril Abril
CONDENSADO (MMPC) 0,5 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,6 0,4 0,4 0,45 0,45 0,45 0,4 0,4 0,4 0,4 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45 0,45
AGUA (MMPC) 2,2 1,9 1,9 1,5 1,4 1,6 1,4 1,3 1,2 1,0 0,9 1,0 1,0 1,0 1,1 0,8 1,2 1,0 0,8 1,0 1,1 1,1 1,1 1,0
GAS (MMPC) 4,8 5,2 5,6 5,6 5,5 5,5 5,8 5,8 4,3 5,5 4,2 4,3 4,3 4,3 4,4 4,3 4,3 4,3 4,2 4,3 4,4 4,0 4,2 4,2
Fuente: Elaboración Propia, con datos de YPFB – ANDINA.
La información anterior detalla el comportamiento del pozo que va declinando su producción respecto altiempo, a causa de la alta producción de agua de formación; mientras crece la producción de agua de formación disminuye la producción de gas.
La tabla muestra la declinación de la producción en tres meses de su desarrollo. Para una interpretación más práctica de la declinación se grafica la tabla a continuación. 59
Figura Nº 3.2Historial de producción del pozo SRW - X4
Fuente: Elaboración Propia, con datos de YPFB – ANDINA.
El valor de la relación gas/condensado es (GOR)= 8.552,3 [scf/STB], esta relación muestra que se trata de un yacimiento de gas condensado, porque se encuentra dentro el rango de valores del yacimiento mencionado.
60
Tabla Nº 3.4. Características y Composición de los Fluidos.
Gas Condensa te
Type(tipo)
Dry Gas (gas seco)
VolatileOil
Black Oil
Appearance at surface(apari encia en superficie)
Colourless Gas (Gas sin color)
Brown liquid Some Red/Gree n Liquid
Black ViscousLiq uid Líquido viscosonegr o
Initial GOR (scf/stb) oAPI Gas S.G. (air=1) Composition (mol % ) C1
No Liquids
2500-3000
100-2500
40-50 0.65-0.85
<40 0.65-0.85
95
89,2
71,3
67,3
57,3
C2
4,3
5,9
10,4
8,4
5,3
C3
0,36
2,48
5,9
5,3
4,6
C4
0,2
1,31
3,54
3,6
1,4
C5
0,04
0,61
1,92
1,8
1,6
C6
0,08
0,3
1,94
1,8
1,2
C7+
0,02
0,2
5
11,8
28,6
0.60-0.65
Wet Gas(gas humedo) Collurless Colourles Gas + Clear s + liquid significant clear/stra w Colour(in coloro) >15000 300015000 60-70 50-70 0.65-0.85 0.65-0.85
Fuentes: PVT and Phase Behaviour of Petroleum Reservoirs
A objeto derealizar una propuesta técnica adecuada del tratamiento remedial, se debe realizar un diagnósticode la intrusión del agua en el pozo. Este diagnósticopermitirá la selección del método adecuado.
61
La planeación de un tratamiento remedial, incluye el diagnóstico del modo de intrusión del agua al aparejo de producción y la selección del adecuado sistema de tratamiento remedial de la producción excesiva de agua, a través del análisis de la información del pozo seleccionado.
Realizando un diagnóstico de la alta producción de agua, se constata que se debe a la canalización, que se presenta debido a fracturas naturales de la formación productora Piray, sumándose el hecho de un fracturamiento en la misma, se cuenta con una permeabilidad secundaria, por otro lado con la simulación numérica del yacimiento realizada por la empresa YPFB – ANDINA, que determinó la geometría de flujo del acuífero, la geometría de flujo que presenta el acuífero en el reservorio del campo este es por empuje de fondo, este tipo facilita que el agua de formación migre con dirección vertical elevando así el contacto de agua/ gas.
3.2.1 Saturación de Agua en el Reservorio SRW-X4.
La saturación de agua de una formación puede variar de un 100 % hasta un valor muy pequeño, sin embargo, muy rara vez es nula, sin importar qué tan rica sea la roca del yacimiento de petróleo o gas, siempre habrá una pequeña cantidad de agua.
Si se analiza la simulación de la saturación de agua en el reservorio Piray de donde se explota gas y condensado, se tiene una saturación de agua de 27%, porcentaje que corresponde a la saturación de agua irreducible o connata, a esto sumándole la saturación de petróleo da como resultado casi 30% de saturación de líquidos en el yacimiento al inicio de su explotación.
3.3. PROPUESTA DE REMEDIACION PARA LA INTRUCION DE AGUA
Se presentó la canalización, del tramo 4495, -4501 de la formación Piray, por lo que se tienen que realizar trabajos para evitar esta intrusión.
62
3.3.1 Información Técnica Relevante del Pozo SRW-X4.
Para proponer un trabajo de remediación, se debe disponer de cierta información técnica del aparejo de producción, con información relativa a la capacidad del sistema de tuberías.
Tabla Nº 3.5. Aparejo de Producción del Pozo SRW-X4.
DESCRIPCION DEL ARREGLO DIAMETRO (in) SUBSUPERFICIAL
Casing Casing BL Liner BL Liner Tubería de Producción
13 3/8 9 5/8 7 7 5 5 3 1/2
LONGITUD (m)
PROFUNDIDAD (m)
1490 3065 1559,2 160 3.400
1490 3065 3356 m 3379 m 3.500 3.561 3.400
Fuente:YPFB– ANDINA Desde la profundidad de3379 m hasta 0 m, se instalará una tubería de perforación con un diámetro de 2 7/8, una capacidad de 2,623 l/m(ver tabla 3.7).
3.3.2 Sistema de tratamiento con polímero.
El tratamiento propuesto para solucionar el problema de intrusión de agua es el bombeo de polímeros A (ver tabla Nº 3.5), hasta un radio de 13 pies a la formación para formar una barrera que retrase la llegada del cono al intervalo disparado a menores profundidades. Para controlar el aporte de agua del intervalo, se recomienda aislarlo permanentemente utilizando un empacador inflable a una profundidad de 4.503 metros, alojado en la tubería para crear un sello mecánico en el pozo.
63
Tabla No 3.6 Ventajas y Desventajas de Productos de Remediación.
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE PRODUCTOS DE REMEDIACION TIPO O CLASE
Cementos de Alta Penetración (CAP).
Sistemas de Lechadas Selectivas (SLS).
VENTAJAS
DESVENTAJAS
- Mejor inyección en espacios restringidos debido a su menor tamaño de partícula (menor 10 μm).
-
No es recomendable en zonas cavernosas.
- Esto nos permite una penetración más profunda.
-
No es recomendable para el flujo de agua por conificación.
- Permite que pueda ser colocado en fracturas relativamente distantes del pozo que conducen agua.
-No se consolidará mientras no entre en contacto con agua. -Para pozos con alta presión de producción. -Contiene grandes cantidades de (diesel, queroseno o xileno).
Polímero Tipo A
- El tiempo de activación puede ser controlado controlando los aditivos. - Contiene un activador orgánico - Es estable incluso en presencia ligeramente tóxico. de H2S y CO2. - El bajo peso molecular.
-Tolerante a cloros. Fuente: elaboración propia (En base a los análisis de los productos de remediación estudiados anteriormente) 64
Seguidamente se detalla un diseño del tratamiento, mostrando el porcentaje de cada sustancia a utilizar, según el objetivo de cada sección.
Tabla Nº 3.7 Capacidades en los Componentes de Producción y Tratamiento.
DESCRIPCION DEL ARREGLO SUBSUPERFICIAL Casing Casing Liner Tubería Corta Tubería de Producción DESCRIPCION DE LA SARTA PARA LA REMEDIACION Tubería de Perforación Tubería de Perforación Retenedor de Cemento
OD (in)
ID (in)
13 3/8 9 5/8 7 5 3½
12 3/8 7½ 6¼ 4¼ 3,0
CAPACIDAD (l/m) 87,393 31,987 22,333 9,264 5,076
2 7/8
2 1/8
2,623
2 3/8
1 7/8
1,868
5
-
-
Fuente: YPFB-ANDINA
. Desde la profundidad de 3379 m hasta 0 m, se instalará una tubería de perforación con un diámetro de 2 7/8 con una capacidad de 2,623 l/m. Podemos obtener el volumen que almacena dicha tubería.
= Capacidad *longitud
65
Dónde se tiene lo siguiente. Capacidad= 2,6 (l/m) (Tabla Nº 3.7) Longitud = 3379 (m). Reemplazando valores se tiene: Volumen Tubería Perforación 2 7/8”= 8.863,12 (l)
Considerando la ecuación descrita anteriormente, determinamos el volumen para una tubería de 2 3/8 de diámetro.
= Capacidad *longitud
Dónde se tiene lo siguiente: Capacidad= 1,86 (l/m)(Tabla Nº 3.7) Longitud= 23 (m) Volumen Tubería Perforación 2 3/8”= 42,96(l)
Del estado mecánico, de la completación del pozo, obtenemos datos de la tubería corta: 5", P-110, 15 lb/pies. Con tales características, (Field Data Handbook) se calculó la capacidad para esta tubería, que resulta ser 9,264 l/m. La base de interés del intervalo se encuentra a 3.356 hasta 3.379 metros. Con estos datos calculamos el volumen aplicando la ecuación:
”= 213,08 (l) 66
El volumen total del aparejo se puede considerar como:
í
ó
”
Reemplazando valores se calcula que el volumen total del aparejo es:
= 9.119,2 (l)= 57,35 (bbl)
Tabla Nº3.8. Tratamiento de Remediación con Polímero PARA DISMINUIR PRESION DIFERENCIAL ENTRE TP Y TT Producto Agua dulce Bombeo del tratamiento de Control de agua Productos
Producto
Polímero A Cemento DESPLAZAMIENTO DEL TRATAMIENTO Gel lineal Agua tratada
Fuente: Halliburton Se tiene que hacer penetrar el polímero A en la formación 13 pies desde la base del intervalo hasta 28,43 pies arriba (8,69 m), con una tubería corta de 5 pulgadas de diámetro externo; la porosidad de la formación está en el rango de 8-12% y una saturación de agua promedio del 27%, información de tablas de propiedades petrofísicas del reservorio proporcionadas por la empresa. Con los datos indicados y realizando los calculo correspondientes se podrá determinar el volumen minino requerido del Polímero A.
67
El volumen del bloque a obturar será: (
)
Donde cada una de ellas representan: Vb= Volumen bloque de formación a obturar (pie3). Rreq =Radio requerido (pie). Rpozo = Radio del pozo (pie) = Radio tubería corta.
Para los cálculos se debe considerar los siguientes valores: Rreq =13 (pie) De =5 (plg) (tabla Nº3.7) Rpozo=De/2=2,5 (plg) =0.208 (pie) 28,43 (pie)
Volumen de la formación a obturar será igual a:
Vb= 15.090,45(pies3)
El volumen neto de tratamiento, se calculara utilizando la ecuación:
(
68
)
Dónde cada uno de esos términos representa: Vn =Volumen neto de tratamiento (pie3) Φ= Porosidad promedio (10%) Swi = Saturación de agua irreducible.
El volumen de tratamiento para los siguientes valores será igual a: Φ= 0,10 Swi =0,27 Vn = 1.100 (pie3) En unidades del sistema métrico el volumen neto es:
Vn= 31,15 (m3).
Para lograr una barrera de Polímero A, hasta 13 pies dentro de la formación y con 9 metros de altura, será necesario bombear 31,15 (m3).
Para el cálculodel volumen de las tuberías se tiene:
Dónde. h = Alturasegmento de tubería (m) ID =Diámetro interno (m)
69
Nuestro caso considerará los siguientes valores: La tubería de diámetro 2 7/8(plg) tiene un diámetro interno de: ID =2 1/8(plg)= 0,05 (m) La profundidad es de: h = 3.379(m) Calculando el volumen de la tubería se puede indicar que es:
V= 6,63 (m3)
Seguidamente se determinara el volumen de la tubería de 2 3/8” y la tubería corta de 5”. La tubería de 2 3/8” tiene un diámetro interno es 1 7/8” (0,0476 m), la longitud de la tubería de trabajo de 2 3/8” es (3.379-3.356)(m). = 0,0409 (m3) El volumen de la tubería de 5”, cuyo diámetro interno es igual a 4 1/4“(0,108 m) y una longitud de (3.379-3.356) es: 0,211 (m3)
El volumen total de la sarta de trabajo, sumando estos tres volúmenes determinadosserá:
70
Volumen de la sarta de trabajo es: = 6.881,0 (l)=6,88 (m3) =43,27 (bbl)
El parámetro recomendado por Halliburton es de 40 sacos de cemento/20 pies, se calcula la cantidad de sacos de cemento para obturar la zona de interés.
La idea del tratamiento con el polímero A es sellar la zona comprendida entre la profundidad de 3.379 hasta la zona del
empacador inflable situado a
una
profundidad de 4.503 metros, alojado en la tubería corta para crear un sello mecánico en el pozo.
El número de sacos de cemento se calculara por:
Donde: de sacos h = Profundidadtotal de la zona de tratamiento = 40 Sacos/20pies Reemplazando valores, se calcula el número de sacos requeridos: acos.
Conocido el número de sacos de cemento que requiere la operación, el siguiente paso consiste en determinar el volumen de la lechada que se tiene que bombear. Para el cemento microfino la relación es de 51,7 litros por cada saco de cemento con una densidad de 1,87 g/cc. 71
Para determinar el volumen del cemento se utilizara la ecuación:
Determinamos anteriormente los valores de:
acos. =51,7 (litros/saco) Rendimiento del cemento microfino.
El volumen reemplazando valores será:
= 7.786,5 (litros)= 7,78 (m3)
Laempresa Halliburton, recomienda que por cada saco se debe considerar 29 litros de agua. El volumen de agua será:
=29 (l/saco) acos. Volumen de agua = 4.367,0 (l)
Otro parámetro a calcular es la altura de la lechada de cemento para la sarta de trabajo, determinándose la altura por baches lavadores y espaciadores: 72
= 7.786,5 (litros)= 7,78 (m3) =2,623 (l/m) (tabla Nº3.7) =1,868(l/m) (tabla Nº3.7)
La altura de la lechada determinada es:
= 1.733,8 (m)
Determinar el volumen de desplazamiento y de inyección requerido para introducir el polímero en la formación:
El volumen del polímero debe ser aquel que llene las tuberías:
Volumen Tubería de Perforación de 2 7/8”= 8.863,12 (l) Volumen Tubería de Perforación de 2 3/8”= 42,96 (l) Se tiene entonces:
73
= 8.906,1(l) Volumen del cemento es igual a:
= 7.786,5 (l)= 7,78(m3)
Reemplazando valores, el volumen total desplazado será:
= 1.119,58 (l)
Finalmente, se debe determinar la presión hidrostática de los fluidos inyectados. La ecuación para el cálculo de la presión hidrostática de los fluidos inyectados es:
La densidad del cemento se puede establecer en un valor igual a: =1,87(g/cc) = Longitud del tratamiento = 250 (m) Presión hidrostática de los fluidos inyectados es: =46,7 (kg/cm2) La presión neta en el reservorio, será igual a la presión hidrostática neta:
74
Donde: = Altura resultante después del cierre =altura inicial –altura del tratamiento = 3.400 - 250 = 3.150 (m) = 1 (g/cc)
La presión neta será: = 315,0 (kg/cm2)
La presión ejercida por la columna es la suma de las dos presiones calculadas.
= 361,7 (kg/cm2)
Presión de ruptura de la formación del pozo SRW-X4es de 937,38 Kg/cm2. La presión que se necesita aplicar para proceder a la fractura será:
937,38-361,7 = 575,68Kg/cm2.
3.4 CONCLUSION TECNICA: - Por lo desarrollado en el presente capítulo, se puede concluir que es recomendable inyectar a la formación el polímero de tipo A. - La presión necesaria para realizar la fractura correspondiente es de 575,68 Kg/cm2.
75
CAPITULO 4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1. CONCLUSIONES:
1) Se recopiló datos estratigráficos del pozo los cuales forman parte de la Cuenca de Tarija, estas presentan espesores mayores a los 10,000 m. de rocas sedimentarias, cuyas edades comprenden del Silúrico al Reciente; el pozo SRW-X4 se encuentra en las formación roboré en los reservorios Ayacucho y Piray las cuales forman parte del Devónico y Silúrico, debido a que son las formaciones productoras de hidrocarburos principalmente Gas Natural.
2) Se determinó el comportamiento del pozo en base a los datos históricos. Este va declinando su producción durante los tres meses de su desarrollo de forma irregular, en algunas fechas incrementando su producción de manera repentina, a causa de la alta producción de agua de formación. Mientras crece la producción de agua disminuye la producción de gas.
3) Al hacer el análisis de los tipos de remediación referente al pozo SRW-X4 y en base a las características técnicas que estas presentan, se logro seleccionar exitosamente el trabajo remedial de bombeo por polímero A, ya que esta cumple con los requerimientos del pozo. Una de las características del pozo es que posee H2S y CO2, el polímero indicado es estable incluso en presencia de estos contaminantes y del cloro el cual está presente en el reservorio. 4) Los cálculos de todos los parámetros de remediación se presentan en detalle en el documento, como ser volúmenes del polímero, volúmenes del
76
cemento, presión para ejercer la fractura y otros complementarios para la aplicación de la propuesta. 5) Al realizar el análisis estratigráfico del pozo SRW-X4 y tomando en cuenta que los pozos adyacentes como SRW-X5, SRW-X6, etc. forman parte de la misma formación Robore, se puede concluir que el problema de la intrusión de agua en estos, se ve reflejado de la misma forma que del pozo SRW-X4, es decir, que la invasión de agua de estos pozos adyacentes es a causa, de la intrusión de los acuíferos adyacentes al pozo.
4.2.RECOMENDACIONES.
1) Monitorear constantemente la producción del pozo para detectar oportunamente lapresencia de agua indeseable o intrusión de la misma. 2) Al planear cada operación, se debe cuestionar la necesidad de tratamientos remediales para la intrusión de agua al pozo, con el objetivo de no interrumpir la producción del mismo. 3) Realizar constantes pruebas de laboratorio para corroborar que las propiedades de lossistemas de tratamientos sean constantes y coherentes con las de la compañía operadora. 4) Desarrollar métodos óptimos para el desplazamiento de los sistemas de tratamientos,queasegurensu ubicación precisa dentro del pozo seleccionado.
77
BIBLIOGRAFIA. 1) Chan, K. S. (1995). Water Control Diagnostic Plots. Schlumberger, Paper SPE 30775. 2) Ascencio, F., & Lozada, M. A., & Jiménez, M. A. (2001). Evolución Tecnológica en el Control de Agua en la Región Sur. Primer simposio de control de agua: Halliburton, Tabasco México.
3) Bailey, B., & Crabtree, M., &Tyrie, J., &Elphick, J., &Kuchuk, F., & Romano, C., &Roodhard, L. (2000). Water Control. Oilfield Review, Vol 12. Págs. 3257. 4) Cortés, V. (2008). Control de la producción de agua en pozos petroleros. Tesis de licenciatura, Facultad de Ingeniería UNAM, México. Págs. 25-56. 5) Halliburton (2006). Water management. Manual Halliburton. Autor.
6) Huilca, F. (2007). Estudio para el control del incremento de agua del yacimiento M-1 en el campo Dorine. Tesis de licenciatura. Escuela Politécnica Nacional, Quito; Ecuador.Pags. 78-97. 7) Juez, B., Colmont, G. & Arteaga, L. (1998). Detección de problemas de alto corte de agua en el yacimiento Hollin Principal y sus posibles soluciones: Bloque 7, del oriente ecuatoriano. Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra.
8) YPFB ANDINA 1998. 9) Kalfayan, L. & Dawson, J., 2004. Successful implementation of resurgent relative. permeability modifier (RPM). Paper SPE 90430, BJ ServicesCompany.
10) Mendez, B. (2007). Geoquímica e isotopía de aguas de formación (salmueras petroleras) de campos mesozoicos de la cuenca del sureste de México: implicación en su origen, evolución e interacción agua-roca en yacimientos petroleros. Tesis de doctorado. Centro de geociencias, UNAM. México, D.F. 11) Pemex (1995). Guía de terminación. Manual: Pemex Exploración y Producción. 78
12) Pemex (2007). Caracterización del Complejo Antonio J. Bermúdez. México: PemexExploración y Producción. 13) Rivero, A. (1998). Aplicación de Tratamientos de Gelación In situ en Pozos con Alto Corte de Agua. Tesis de maestría, Facultad de Ingeniería UNAM, México. Págs. 11-28.
14) Schlumberger (2008). Evaluación de cemento con UltrasonicImager. 15) Schlumberger (1999). Principios y aplicaciones de la interpretación de registros. 16) Schlumberger Wireline (2006). OP log cuality control, Reference Manual.
17) Seright, R.S., & Liang, J. (1994). A survey of field applications of gel treatments for water shutoff. Paper SPE2699, Congreso: Latin American/Caribbean petroleum engineering conference. Buenos Aires, Argentina. 18) De Ferrer, M. (2001). Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos. Segundaedición. Maracaibo, Venezuela: Astro-Data. Págs. 35-73. 19) Sydansk, R. (2003). Causes & treating of excessive water production. Science &technology of polymer-gel treatments. Schlumberger. 20) Oil field review control de agua 2011. 21) Marca, C. (1991). Remedial Schlumberger. Cap 13.
Cementig.
Houston,
Texas:
Dowell
22) De Ferrer, M. (2001). Inyección de Agua y Gas en yacimientos Petrolíferos. Segundaedición. Maracaibo, Venezuela: Astro-Data. Págs. 35-73.
79
