UNIVERSIDAD ESTATAL PENÍNSULA DE SANTA ELENA FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENERÍA CARRERA DE INGENIERÍA EN PETRÓLEOS
COMPLETACIÓN Tema:
Integrantes: Nathalie Bernabé Cruz Jefferson Rocafuerte roca Elton Gómez Matías Paralelo: 6/1 petróleos Año lectivo: 2012 – 2013
INTRODUCCIÓN
PROBLEMAS DE AGUAS En la producción de hidrocarburos existe agua asociada , que es el fluido más abundante (Kuchuk et al., 1999), y por sus propiedades fluye preferencialmente en las fracturas y demás capas de elevada permeabilidad. En los yacimientos carbonatados, la formación es mojable al agua no de manera absolutamente preferencial, sino con una diferencia mínima respecto al aceite (De Ferrer, 2001). Esto provoca que el agua tenga un mayor grado de movilidad y por lo tanto, mayor flujo preferencial. 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 (Rivero, 1998). El agua presente en el yacimiento se intrusiona al pozo debido a diversos fenómenos que se presentan según las propiedades de la formación, el estado mecánico del pozo y el intervalo de producción. Se necesita conocer cuál es el tipo de problema específico de cada pozo, pues un diagnóstico inadecuado provoca una selección del tratamiento errónea, trayendo consigo pérdidas de rentabilidad enormes. Los tratamientos remediales de la producción de agua en exceso se realizan desde cuatro décadas y han venido evolucionando. Los controles de agua se han implementado desde antaño siendo soluciones tradicionales, 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 para los controles y las exclusiones. Los tratamientos químicos se refieren a la inyección de polímeros gelificados o cementos a la formación que obturen la intrusión del agua al pozo; y los tratamientos mecánicos, a la colocación de tapones, separadores de fondo, o algún objeto dentro del pozo que retenga la producción de agua no deseada. Varias empresas como PEMEX, realiza tratamientos remediales a pozos que producen hidrocarburos asociados con un alto porcentaje de agua, entre estos pozos están los pertenecientes al campo Íride que producen en las formaciones del Cretácico (K). Debido a propiedades físicas y químicas, la duración efectiva de los tratamientos es de corto a mediano plazo (aproximadamente de dos a seis meses), por lo que en este lapso se espera que la producción de aceite se vea incrementada y que el precio del petróleo en el mercado permita ganancias. La duración de los tratamientos varía de acuerdo a los siguientes parámetros: distribución de porosidad y permeabilidad en el yacimiento, resistencia mecánica de los objetos colocados, la profundidad de penetración, la habilidad de la formación para aceptar fluidos, la presencia de fracturas, la temperatura del yacimiento y la profundidad (Rivero, 1998).
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. De ésta problemática surge una pregunta de suma importancia: ¿Son rentables las técnicas de remediación en los pozos con alto porcentaje (alrededor del 40%) de producción de agua? El objetivo de este trabajo es encontrar una respuesta a lo anterior para el campo Íride, perteneciente al complejo Antonio J. Bermúdez; donde se ha implementado una metodología integral técnica e ingenieril, que busca hacer eficiente los trabajos de remediación del alto corte de agua. El presente estudio, de carácter multidisciplinario, pues intervienen aspectos de los departamentos de Yacimientos, Producción, Servicio a Pozos y Gerencia; podrá ser base sustentable para futuras tomas de decisiones respecto a la realización de trabajos remediales de la producción excesiva de agua, beneficio que será traducido en ganancias económicas para la empresa.
MARCO TEÓRICO. 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; no tener esto presente es querer solucionar el problema a ciegas. El estudio del yacimiento y la correcta interpretación de los datos pertinentes proporcionarán las herramientas adecuadas para resolver el conflicto. Las diferentes formas de intrusión del agua al aparejo de producción detectadas por Bailey et al., (2000), que podemos clasificar en problemas en la vecindad del pozo y problemas relacionados con el yacimiento (Halliburton,2006). Problemas en la vecindad del pozo 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 o se 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 1.4. 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 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).
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. 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 un indicio de que sucede 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 la Figura 1.5 se visualiza mejor este concepto.
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 o remiendos en la tubería de revestimiento.
Problemas relacionados con el yacimiento
Contacto dinámico agua-aceite
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 aceite 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 aceite por estar a mayor cercanía del contacto agua-aceite (CAA). En la Figura 1.6 se nota con mayor claridad, el agua ahora está siendo producida por los disparos en el intervalo más profundo, cuando originalmente el intervalo producía aceite.
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 los fluidos, ahora serán productores de aceite. Si después de un tiempo el CAA se desplaza por encima del tapón y llega a los nuevos intervalos, se coloca un nuevo tapón y se producen los intervalos no invadidos. Capa inundada sin flujo transversal Este fenómeno es común cuando la litología del yacimiento comprende de capas muy permeables separadas por otras impermeables (Figura 1.7); por ejemplo capas de arenas alternadas con camas de arcillas. Al no haber comunicación vertical entre las capas permeables, una o varias de ellas puede formar un canal que comunique un pozo inyector o un acuífero con el pozo productor. La ausencia de la permeabilidad vertical depende de la continuidad de las capas impermeables (Bailey et al., 2000).
La solución para este tipo de problemas no resulta tan compleja, especialmente si se conoce la profundidad a la que está la capa inundada que provoca intrusión de agua. La herramienta de registro de producción (PLT) nos puede ayudar a obtener este dato. Se puede inyectar fluidos a la altura correspondiente para sellar la capa inundada. Para estas operaciones se utiliza regularmente la tubería flexible y empacadores inflables. Pueden usarse también fluidos selectivos, es decir, fluidos sellantes que cumplen su función cuando están en contacto con el agua solamente. Capa inundada con flujo transversal Ocurre cuando la formación está configurada de capas permeables con buena comunicación vertical entre ellas, es decir, estas no se encuentran aisladas por barreras impermeables, en cuyo caso hay comunicación transversal entre las capas (Figura 1.8). Ésta diferencia provoca que un problema relativamente fácil de resolver como es el de intrusión de agua por capa inundada sin flujo vertical, se torne un problema muy complejo y en la mayoría de los casos sin solución satisfactoria (Bailey et al., 2000). Cualquier intento de solución tiene más probabilidades de fracasar que de funcionar. Si se intenta solucionar inyectando geles o cementos, será poco fructífero, puesto que si bien la entrada de agua se obtura, la buena comunicación vertical entre las capas hará que encuentre una entrada alternativa. Los pozos horizontales que están ubicados en una sola capa, no tienen este tipo de problema.
Fracturas o fallas entre el inyector y el productor Un sistema natural de fracturas puede proveer una conexión directa entre los pozos de producción e inyección permitiendo que los fluidos inyectados se muevan a través de esos canales de alta permeabilidad (Halliburton, 2006), evitando a los hidrocarburos que están contenidos en la matriz de la roca (Figura 1.9). Aunque las fracturas creadas raramente conectan dos pozos, un fracturamiento hidráulico puede proveer de canales de alta permeabilidad 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 tiene pérdida de circulación del fluido de control es necesario obturar el canal que provoca la pérdida. Deben bombearse geles al pozo para resolver el problema de la perforación y al mismo tiempo evitar futuros problemas de intrusión de agua en la producción.
Una forma de enfrentarlo consiste en cegar el intervalo donde se produce agua con inyecciones forzadas de geles o cementos. La alternativa es inyectar geles desde el pozo inyector a la formación hasta que obture la fractura que conduce el agua al aparejo de producción. De esta última manera se puede reducir la producción de agua afectando menos a la de aceite. Barrido de agua de inyección con segregación gravitacional Si entre un pozo inyector y uno productor hay una capa de buena permeabilidad vertical, puede existir una invasión de agua no deseada en el pozo productor. Esto significa que el barrido del aceite se ve afectado por la rápida acumulación del agua en la parte inferior de dicha capa (Figura 1.10).
El agua que proviene del pozo inyector se escurre hacia abajo de la formación permeable y solo barre la base de la formación. Esto se empeora si la capa lleva una secuencia de Bouma , dado que así, también los efectos viscosos fomentan el flujo en la base de la formación (Bailey et al., 2000). Este problema es complejo, puesto que cualquier tratamiento en el pozo inyector para cegar los disparos en la capa correspondiente, detendrá el barrido de aceite. Algún otro tratamiento que no obture por completo estos intervalos no logrará detener por un tiempo apreciable la segregación gravitacional del agua. Una probable solución es inyectar fluidos viscosos o gasificados para que pueda haber un adecuado barrido de la capa antes de que la segregación gravitacional sea más importante. 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 (Figura 1.11). Si el agua es canalizada en microfracturas, el fenómeno también puede llamarse digitación (Halliburton, 2006). En los yacimientos carbonatados las fallas y fracturas suelen tomar direcciones verticales y regularmente en grupos separados por grandes distancias, en especial en zonas dolomitizadas. Por esta razón es poco probable que este fenómeno ocurra en los pozos verticales, sin embargo, los pozos horizontales son más propensos a ser invadidos por esta causa (Figura 1.12).
Estos problemas pueden ser solucionados de buena manera a través de tratamiento a las fracturas con geles, especialmente porque estas fracturas no aportan nada a la producción de aceite. Para el tratamiento se debe de considerar volúmenes adecuados para que la fractura pueda ser cegada a una distancia considerable del pozo. Para diseñar el tratamiento debe de considerarse tres condiciones principales. La primera se refiere a qué volumen de productos utilizar debido a que es difícil conocer el volumen de las fracturas. Luego debe considerarse que para no obstruir el flujo del aceite al pozo debe de realizarse un sobre desplazamiento del gel. Por último, tomarse en cuenta la duración del gel en la formación.
