TRATAMIENTO DE CONTROL DE AGUA EN EL CAMPO PAVAYACU LOTE 8 - PLUSPETROL, PERU SUMARIO La producción excesiva de agua es un serio problema para los operadores de campos de petróleo que se sucita con mucha frecuencia. La conificación debido a la impulsión de agua de fondo y reservorios de alta permeabilidad, son las principales causas que contribuyen a los problemas problemas de producción de agua. Una variedad de procesos mecánicos y químicos han sido desarrollados para reducir la producción de agua en pozos productores. Ambos tipos de procesos han tenido varios grados de éxito cuando se aplicaron. La ventaja de los procesos químicos, tal como la resina o polímeros, son tratamientos que pueden ser inyectados a mayor profundidad dentro de la matriz del reservorio. Este puede tener mayor efecto duraderos sobre el control de la producción de agua. Los métodos químicos más efectivos involucran el crossliking de polímeros solubles en agua para formar geles. Los sistemas gelificados pueden ser empleados tanto en pozos de producción como en pozos de inyección. Los pozos con tratamiento de inyección son implementados para mejorar la conformance vertical, mientras para los pozos de producción de crudo los tratamientos son propuestos para reducir la producción de agua mientras que al mismo tiempo mantener o incrementar la producción de petróleo. La gran parte de tratamientos de polímero crosslinking para controlar producción de agua han sido completados a bajas temperaturas. La mayoría de los procesos a baja temperatura usa policrilamidas crosslinkeadas con iones metálicos trivalentes, tales como el cromo. A altas temperaturas, puede ocurrir degradación termal lo cual disminuye la calidad y estabilidad del gel. A temperaturas sobre los 170°F imponen el uso de polímeros con una estructura molecular que resistan la degradación termal e hidrolítica. Este documento técnico enfoca los resultados de aplicación de una acrilamida copolímero y de un tratamiento orgánico crosslinker para tratamiento de control de agua en reservorios a alta temperatura (210°F) realizado recientemente a mediados del mes de noviembre del 2001 en el campo Pavayacu – Lote 8. Un pozo fue tratado con substancial disminución en la producción de agua y un significativo cantidad de petróleo recuperado.
INTRODUCCION La tendencia del agua a canalizarse a través del reservorio hacia los pozos de producción ha sido uno de los problemas más serios asociados con producción de petróleo en todo el mundo. Altos cortes de agua afectan adversamente la factibilidad económica de la producción de petróleo frecuentemente conducido a un temprano abandono. Problemas de altos cortes de agua prevalece en el campo de Pavayacu. El promedio de los productores de Pavayacu a un regimen equivalente a 81,000 BFPD para una tendencia de corte de agua superior al 93.0 % con un nivel de fluido de trabajo comprendido entre 0 a 6000 pies (1828.8 mts), dependiendo de los reservorios puestos en producción. El aislamiento de zonas con alto corte de agua a través de medios mecánicos ha sido la principal actividad en el campo Pavayacu. En adición al
aislamiento total de arenas inundadas, también se han hecho intentos de reducir el corte de agua en reservorios individuales. El método usado para reducir los cortes de agua en reservorios individuales ha sido de aislamiento mecánico. Esto es realizado con tapones, empaques o por cementación forzada en todos los perforados y después de reperforar la parte selectiva superior. Aunque este método método ha respondido a los requerimientos del momento, actualmente ya no lo es. A lo mucho hay un corte de agua reducido, después un rápido retorno al mayor corte de agua. Como un resultado de esta situación se estudio la aplicación de inyección de polimeros para reducir el corte de agua por generación artificial de una barrera longitudinal a la zona aportadora de agua indeseado. El proyecto fue desarrollado para probar inyección de polímeros en el campo que pudiera ser compatible con la temperatura del reservorio Vivian y las propiedades del agua de formación El pozo seleccionado que será discutido en este documento técnico es el 148D. Este pozo estan ubicado en el sureste sure ste del campo Pavayacu, mostrado en la Fig. 1. 1. El pozo produjó inicialmente del reservorio Vivian 7030 BOPD x 60 BWPD x SF x Bean ¾”, el cual declino rapidamente y fue aislado para dejar en producción al reservorio Cetico, este a su vez fue aislado para efectuar el tratamiento indicado en esta literatura. El reservorio Vivian muy cerca al contacto petróleo-agua del campo. Debido a la ubicación del pozo, la producción de este fue inicialmente de bajo a mayor corte de agua en períodos relativamente cortos desde su completación en 1994. Los cálculos sugirieron que habian suficiente cantidad de reservas remamentes que garantizarian algún tipo de trabajo de remedio en el pozo. Este pozo fue tratado con un tratamiento gel crosslinked con buen resultado.
JUSTIFICACION La producción excesiva de agua es un serio problema económico como ambiental para el desarrollo de las la s actividades de explotación de los campos del Lote 8. Esto es un fenómeno natural de producción ocasionado por el mecanismo de impulsión (agua) y que se hace crítico en reservorios con el contacto agua-petróleo en el reservorio productivo, bajo esa característica se s e presentan los reservorios del Lote 8, donde al ser puestos los l os pozos en producción inicialmente se obtiene mayor aporte de petróleo en comparación con el agua, debido a la presencia de este mecanismo ocurren ocurren dos fenómenos que se presentan con mayor incidencia en los pozos que son el de conificación y/o digitalización (empuje lateral), lo cual ocasionan que el agua incremente gradualmente desplazando y disminuyendo la producción producción de petróleo, por diferencia de movilidades de fluidos. Pavayacu es uno de los campos donde predomina predomina el fenómeno de conificación en el reservorio Vivian, siendo el promedio promedio de producción anual de fluidos: 5,500 BOPD x 81,000 BWPD, lo cual representa tener un corte de agua mayor al 90%, por esta razón el Departamento de Ingeniería dentro de sus proyectos, proyectos, consideró ejecutar el Proyecto Control de Agua mediante la inyección de polímeros a fin de reducir la producción de agua creando una barrera artificial. En el Lote 1AB durante la década de los 90, se han obtenido importantes logros en cuanto a aplicación de técnicas de control de agua destacandosé preferentemente la aplicación de métodos de aislamiento mecánico y métodos de tratamiento químico,
entre estos últimos la aplicación de inyección de polimeros es la que ha tenido relativo éxito, llegando a reducir los cortes y volumenes de producción de agua como ha quedado demostrado en los pozos donde se realizó este tratamiento disminuyendo los indices de productividad de 20 a 4 BPD/psi, en tanto el manejo de agua se redujó de drásticamente de 9000 a 3800 BWPD.
HISTORIA DE CAMPO El yacimiento Pavayacu se encuentra situado en el Lote 8 de la Selva Peruana, a 235 Km., al oeste de la ciudad de Iquitos, Región Amazonas. El yacimiento es un anticlinal asimétrico elongado en sentido Noroeste- Sureste, con el flanco Noroeste ligeramente más empinado que el flanco Sureste. El pozo exploratorio 3X descubrió en marzo de 1972 el rservorio Cetico inferior de la formación Chonta, el pozo 34XC descubrió el reservorio Pona de la misma formación y el pozo 66XCD descubrió el reservorio Vivian. El descubrimiento de petróleo en el reservorio Vivian del campo Pavayacu fue confirmado con el pozo 70XC, completado en Julio 1978. Se encontró con una gravedad de 45° API y un aporte inicial de 2500 BOPD. A la fecha de han perforado 48 pozos en el yacimiento de los cuales 21 son productivos activos, 22 productores inactivos y 5 abandonados. La gran mayoría de los pozos producen en conjunto de los reservorios Cetico, Pona , Vivian y Lupuna, siendo muy pocos los que producen individualmente. A Diciembre del 2001 el yacimiento Pavayacu tiene acumulados 50,067 MBls de crudo, de los cuales el reservorio Vivian tiene acumulado 16,323 MBls de crudo de 45° API, el reservorio Cetico tiene acumulado 27,387 MBls con 25° API, el reservorio Pona tiene acumulado 6,130 MBls de 34° API y finalmente el reservorio Lupuna acumuló 237 MBls.
CARACTERIZACION DE GEOLOGIA, RESERVORIO Y FLUIDO Geologicamente el yacimiento Pavayacu esta ubicado sobre la antigua plataforma cretácica de la Cuenca del Marañon, cerca a la charnela que marca el límite del área somera de dicha plataforma. En el lado oriental de la charnela y paralelo a esta se alinean la mayor parte de la estructura productivas de la cuenca. El yacimiento Pavayacu comparte el mismo estilo estructural que la mayoría de las estructuras productivas del Lote 8, que se caracteriza por presentar suave plegamiento anticlinal, mayormente relacionado a fallas inversas que son productos de reactivación de fallas normales que compromenten a bloques.del basamento premesozaico. El yacimiento Pavayacu es una trampa estructural de tipo anticlinal, limitado en su flanco oriental por una falla de movimiento inverso. El flanco occidental menos empinado sigue aproximadamente el buzamiento regional.
La formación Vivian tiene mayor influencia deposicional deltaica a fluvial, mientras que la formación Chonta evidentemente muestra mayor influencia marina. La formación Vivian es una gruesa secuencia de 113 metros de areniscas cuarzosas maduras, depositadas predominantemente en ambiente fluvial deltaico. En la fig. 2 se presenta la columna estratigráfica. La característica de roca-fluido, tales como presiones capilares y permeabilidades relativas han sido obtenidas de pruebas de núcleos. En base a las caracteristicas petrofisicas, posición estructural y mecanismo de impulsión de agua presente en este reservorio, se estima que la producción del pozo está parcialmente asociada a un proceso de conificación de agua. La porosidad promedia es 20%, siendo el valor promedio de la permeabilidad 2500 md y saturación promedia al agua del 35%. La profundidad promedio del reservorio es 2500 metros y es relativamente caliente 210°F. El reservorio Vivian produce un petróleo parafínico con una gravedad de 45°API y agua relativamente salada con un rango de salinidad de 45000 a 50000 ppm con densidad de 1.046 gr/cc.
SELECCION DEL POZO El reservorio Vivian fue propuesto como un objetivo ideal para el tratamiento con gel. La colocación del polimero fue esperado para ubicarlo preferentemente a lo largo del reservorio con agua de grano fino de alta permeabilidad con crecimiento vertical retardado por la arena de petróleo de menor permeabilidad. Luego vino un completo estudio de los pozos candidatos del reservorio Vivian para posible tratamiento. Un índice detallado del criterio de selección de pozo fue desarrollado basado sobre las referencias de literatura y condiciones de reservorio para maximizar la probabilidad del éxito del tratamiento tales como:
Relación actual agua-petróleo. Alta producción de petróleo inicial y baja producción de agua. Alto nivel de fluido de trabajo. El pozo no puede dejar de ser bombeado con equipo de producción disponible. Buena cementación primaria o reparación en la zona de tratamiento. Reservas reamanentes suficientes. Contacto petróleo-agua definido. Una zona productura individual. Intrusión de agua de fondo. Krw > Kro Ubicada lejos del área de inundación con agua.
Una revisión de todos los productores del reservorio Vivian dieron una lista de 7 pozos potenciales candidatos. De esta lista se seleccionó un primer pozo para tratamiento. El pozo fue seleccionado en forma conservadora, de manera de no
arriesgar la producción actual de petróleo. Todos los pozos tenian cortes de agua mayores al 90%. De los estudios de ingeniería seleccionó al pozo 148D como candidato para la aplicación de este tratamiento. Este pozo fue completado en Mayo de 1994 por el reservorio Vivian con un aporte inicial de 7030 BOPD x 60 BWPD x SF x Bean ¾”, se efectuó reparación en el tope de liner y cementación forzada en el tope del reservorio Vivian Estuvo produciendo de Vivian hasta Diciembre de 1997 con un aporte de 237 BOPD x 7473 BWPD x 97%WC x ESP, quedando aislado este reservorio con dos juegos de empaques, durante ese tiempo empleó cuatro equipos de bombeo electrosumergible. El indice de productividad inicial fue de 10 BPD/psi elevandose hasta valores de 50 BPD/psi con el incremento del corte de agua. El reservorio Vivian tuvo un acumulado de 1,477 MBls de crudo quedando un remanente de 125 MBls de crudo. En enero de 1998 durante los trabajos de workover para poner en producción el reservorio Cetico, se comprobó rotura en el casing de 9 5/8” programando previamente una reparación con tieback de 7” seguido con casing de 7” hasta superficie, luego de la reparación en el casing de 9 5/8” aisló el reservorio Vivian con empaques tipo FH’s de 7”. Se baleó el reservorio Cetico y puso en producción. Evaluaciones adicionales de las historias de los pozos indicaron que el reservorio Vivian tenian sufiente productividad y reservas remanentes que garantizarian el tratamiento de bloqueo del agua. La fig. 3 presenta el diagrama del pozo antes de su intervención.
PRUEBAS DE LABORATORIO La aproximación para desarrollar un sistema químico para conducirse a condiciones de alta temperatura (210°F) encontrados en Pavayacu involucraron pruebas de gelificación de un polimero termalmente estable. El crossliking orgánico es el método preferido de gelificación para aplicaciones de alta temperatura ya que es una reacción más lenta que el crosslinkig metálico. Como un resultado, los sistemas pueden ser diseñados con suficiente longitud de tiempo de gel para aplicaciones en el campo. Una serie de tres tipos diferentes de pruebas de laboratorio fueron corridos para evaluar la estabilidad del gel a la temperatura del reservorio. Inicialmente, pruebas de ampolla fueron corridas para identificar la relación entre el polímero y concentración del crosslinker, tiempo de gel y resistencia del gel. Luego, baches de arena saturadas con polímero fueron inyectados con agua para observar in-situ la resistencia del gel. La presencia de arcillas libres afectan grandemente la capacidad del polímero para gelificar ocasionando un significativo reflujo de gel desde los paquetes de arena. Finalmente, los paquetes de arenas de Vivian efectuados en reservorios de similares característica procedentes del Lote 1AB fueron tomados en cuenta y los cores fueron saturados con polímero crosslinked usando una salmuera del agua de Vivian modificada. La estabilidad del gel fue mejorada cuando el polímero fue preparado en una salmuera de 30,000 ppm TDS logrado por acondicionamiento del agua de Pavayacu con NaCl y NaHCO3. Pruebas Gel
El polímero HE-300 fue crosslinked con una mezcla orgánica fenol/formaldehido, las pruebas de gelación fueron llevadas a cabo bajo condiciones aneorógicas para eliminar la degración óxida de los geles. Las propiedades del gel descritos en este artículo fueron evaluadas en el laboratorio usando los siguientes métodos: Mezclas acuosas gelificadas fueron colocadas en ampollas de vidrio y después sujetas a un manifold de vacio/gas nitrógeno. El espacio de cabeza sobre la mezcla de polímero fue parcialmente evacuado con una bomba de vacio y después llenado con nitrogeno libre de oxígeno. Esto fue repetido cerca de 8 veces de modo que el oxígeno en el espacio de la cabeza fue reemplazado con nitrógeno. Evidencia experimental mostro que removiendo el oxígeno disuelto de la solución del polímero no fue necesario alcanzar geles estables. Por lo tanto, no fueron hechos intentos de burbujear nitrógeno a través de toda la solución de polímero. Las ampollas fueron sellladas con soplete, colcadas en perchas en posición vertical y llevadas a a 210°F. Las soluciones fueron observadas visualmente desde el inicio de de la gelificación para controlar el tiempo de gel. Una vez que la gelaci ón ha ocurrido, cada ampolla fue volteada en posición horizontal y el gel permitido a fluir. La longitud de la lengueta, formada por el gel fluyente, fue usado para determinarla resistencia del gel. El tope y el fondo del menisco fueron medidos después que el gel fluyente haya llegado a un equilibrio con la ampolla en la posición horizontal. Registrando la distancia de la deformación del gel da una cantidad cualitativa de la resistencia del gel en procentaje y puede ser definida por la siguiente ecuación: % Resistencia Gel= L tope / L fondo x 100 L tope : Longitud del tope del menisco, pulg. L fondo: Longitud de fondo del menisco, pulg. Si la columna del gel en la ampolla muestra ninguna deformación graviatacional cuando se coloca horizontalmente, la resistencia del gel es 100%. Aunque este método de determinación de resistencia del gel es cualitativo, es un método de evaluación de un gel a temperatura sobre el punto de ebullición de la solución del polímero bajo condiciones anaeróbica. El polímero HE-300 (polvo) fue mezclado en un mezclador con salmuera y después transferida a un cubilete donde fue mecanicamente agitado hasta que el polímero estuvo completamente hidratado. Mezclas gelificantes fueron preparadas mediante mezclas medidas cuantitativamnete de crosslinker fenol/formaldehido en las soluciones de polímero HE-300. Las mezclas gelificantes fueron colocadas en ampollas y selladas anaerobicamente de acuerdo al procedimiento descrito arriba. Las propiedades del gel y viscosidadades de los sistemas de polímeros usados en Pavayacu son dados en las figuras 4, 5 y 6. Los resultados de la gelación de los sistemas de polímeros usados en el tratamiento del pozo 148D sugirieron que el inició de la gelación fue entre 7 a 14 horas y los geles alcanzaron resistencia al gel entre 80 a 90%. Las viscosidades de las mismas soluciones de polímero fueron medidas a temperatura ambiente y de reservorio a esfuerzos de corte de 10 y 100 s-1. La declinación en viscosidades con el incremento de tasas de corte sugirieron que las soluciones de polímero exhiben un comportamiento no-newtoniano.
DISEÑO DEL TRATAMIENTO Y PROCEDIMIENTO Los volumenes de tratamiento del pozo estuvieron basados sobre datos obtenidos de las pruebas de inyección, resultados de registros a hueco abierto y a hueco entubado, análisis de laboratorio, y otras fuentes, los cálculos volumétricos utlilizados: V= 0.56 (r²)(h) (Ø)(Sw) Donde: V= Volumen de tratamiento, Bbls. r= Radio de tratamiento, pies h= Espesor de tratamiento, pies Ø= Porosidad (fracción) Sw= Saturación de agua (fracción) Los cáculos de volumen estuvieron basados sobre un radio óptimo de diseño de 45-50 pies. A fin de reducir la conificación de fondo, se recomendó un tratamiento de tres etapas de 1200 Bls de polímero orgánico crosslinkeado HE300 para este pozo. El tiempo retardado de la solución gel del polímero crosslinkeado permite ser inyectado en la zona inferior de la formación Vivian. El contacto agua-petróleo original se encontró a 2582 mts en el registro resitividad a open hole, este valor es la base para definir la zona de tratamiento. El intervalo productivo abierto para la formación Vivian esta comprendido entre 2567 a 2572 mts, con densidad de tiros 8 tiros/pie. Previo al tratamiento se debe acondicionar el pozo a fin de garantizar la ejecución del trabajo en condiciones óptimas toda vez que se va a inyectar polímeros; por lo tanto líneas de abastecimiento, tuberías, drill pipe, tanques y depósitos a emplearse deben ser inspeccionados para que se encuentren limpios y exentos de suciedad o elementos indeseables, en razón que cualquier contaminación durante la operación pondría en riesgo la inyección Otro punto de suma importancia es la calidad del agua fresca de fuente que se empleará para la preparación del gel, la cual debe ser filtrada y tener como máximo 8 mgr/lt (total solid spend TSS). La técnica de inyección dual se va emplear en este pozo es decir polímero por los tubos y crudo muerto por el anular a fin de compensar el equilibrio de presiones durante la operación. Balear la zona de tratamiento tentativo a 2576.5 – 2578.5 mts con densidad 8 tiros/pie. Este valor sería modificado con referencia al registro de pulso neutrones a tomarse en el pozo antes de efectuar el tratamiento. A su vez se colocará un packer encima del intervalo de tratamiento y el tope final con tubería de cola abierta, emplear correlación pip tag para sentado de packers. Tratar el pozo con la solución gel polímero HE300. Después de completar el tratamiento, desplazar la solución de polímero con agua, NO SOBRE DESPLAZAR. Los caudales de inyección y presiones serán monitoreados durante el tratamiento de manera de evitar fracturar la zona tratada. El pozo deberá permanecer cerrado por 72 horas después del tratamiento. Instalar equipo BES con un régimen no mayor de 1500 BFPD y poner en producción, los caudales de producción y profundización de la bomba deberán ser ajustados con la producción post-tratamiento y los datos de nivel de fluido obtenidos.
APLICACION DEL TRATAMIENTO El diseño de tratamiento estuvo basado en baleo e inyección del polímero-gel de tratamiento a través del contacto petróleo-agua. En el pozo 148D el contacto inicial petróleo agua estuvo debajo de los perforados productores de petróleo a 2582 mts. El pozo fue acondicionado previamente a lo trabajos. Se tomó registro pulso de neutrones desde 2900 hasta 2550 mts para determinar el nivel de saturación de fluidos en los reservorios Cetico y Vivian , a su vez verficar el correcto lugar de tratamiento como el contacto petróleo-agua existente. Los resultados del registro pulso de neutrones mostrarón que el contacto petróleo-agua ha migrado ligeramente hacia arriba desde 2582 a 2579.2 mts, ver fig. 7. Comprobando el contacto petróleo-agua por debajo de los perforados producción. También se tomó un registro de corrosión-cementación a fin de evaluar el estado del casing de 7” cuyo resultado no mostro anomalias (en un servicio anterior realizado en 1998, este pozo fue reconstruido con un trabajo de tieback de 7” con casing corrido de 7” desde el tope de liner a 1790.37 mts hasta superficie). Efectuó trabajo de tapón de cemento balanceado presurizado a fin de cubrir el intervalo perforado, limpió y dejó tope de cemento a 2600 mts. Aperturó zona de tratamiento de 2576.5 a 2578.5 mts con 5 tiros por pie, el tratamiento de aislamiento fue llevado a cabo por la corrida con un empaque de 7” sentado a 2373.5 mts. Se corrieron pruebas de inyectividad en el pozo para asegurar la admisión suficientemente alta del pozo, debajo de la gradiante de fractura de 0.7 psi/pie, de modo que el tratamiento pudiera ser aplicado sin tener que fracturar la formación; se aplicarón cálculos de inyectividad simple para establecer la naturaleza de la conificación y determinar si podría alcanzarse una colocación radial del fluido de tratamiento. Durante la primera prueba de inyectividad se alcanzó valores bajos de admisión de 0.5 BPM con una presión máxima de 2300 psi, por lo que se efectuó limpieza ácida a los perforados con ácido clohídrico al 15%, los resultados de esta prueba de inyeción, alcanzó valores bajos entre 0.5 – 0.75 BPM, simultaneámente realizó prueba de inyección por el anular hacia la formación productora con valor promedio de 1 BPM y presión de 350 psi. En vista de estos resultados de la inyectividad por tubos se decidió rebalear y ampliar el intervalo de tratamiento de 2575.5 a 2578.5 mts y luego efectuar un trabajo de estimulación por pistoneo recuperando 130 Bls de fluido de completación. Realizó prueba de inyectividad por tubos a la zona de tratamiento con admisión máxima de 2.5 BPM y 1070 psi, con estos resultados se decidió efectuar la inyección con polímeros Sincronizadamente al iniciar el tratamiento, debido a la alta permeabilidad del reservorio se recomendó la técnica de “Inyección Dual”, para mantener la presión en el anular al mismo valor de la presión obtenida durante el tratamiento, en otras palabras mientras se inyectaba el polímero por el tubular paralelamente se inyectaba crudo limpio a la formación productiva a fin de contrarrestar la migración vertical hacia arriba, durante la inyección del polímero, se inyectó por el anular 540 Bls de crudo muerto de 34.5° API al intervalo de producción abierto admitiendo 1.0 BPM con 880 psi. . En la tabla 1 se presenta la inyección de inyectividad por tubos y anular y en la fig. 8 la gráfica de esta prueba. Se inició el tratamiento con una inyección de preflush de salmuera filtrada de 200 Bls con 10,000 ppm NaCl/NaHCO3 a una tasa promedio de 1,1 BPM para acondicionar
las cercanias del reservorio del well bore y proporcionar un colchón entre la salmuera de formación y la solución del polímero. El polímero HE-300 fue mezclado con el activador crosslinking fue mezclado en tandas o baches en superficie en rangos de concentración de 7000-9000 ppm e inyectados desde la cabeza del pozo hasta la formación. Un sistema especial de mezcla de gel fue diseñado y transportado a la locación del pozo, ver fig, 9. El pozo fue tratado con un total de 1200 Bls de polímero crosslinkeado en tres etapas de concentraciones de polímero HE-300, la primera tanda en un rango de 7140 ppm, crosslinkeado con una mezcla fenol/formaldehido fueron inyectados a un caudal promedio de 1.3 BPM. La segunda tanda sobre un promedio de 8000 ppm de solución de HE-300 polímero fue inyectado a una tasa promedio de 1.5 BPM. La última etapa en un rango de 9000 ppm de polímero a una caudal promedio de 1.4 BPM.Este fue deplazado por un flush de salmuera de 63 Bls, suficiente volumen para desplazar el tratamiento dentro la formación. En la tabla 2 se presenta la hoja de control de inyección del polímero y en la tabla 3 muestra la hoja de control de mezclado y variación de concentración del crosslinker. Los gráficos de Hall fueron usados en todo el tratamiento para determinar cuando la inyección debería terminar. Los gráficos fueron usados para monitorear los cambios de inyección general cuando la concentración del polímero fueron cambiados. La presión de pozo fue monitoreado durante todo el trabajo. Los rates o tasas de inyección fueron mantenidas lo suficientemente bajo para evitar el fracturamiento de la formación durante el tratamiento. El pozo quedo cerrado por 72 horas para permitir al gel crosslinkear totalmente. En caso de haberse presentado daño potencial debido a la contaminación con gel para reversar se hubiese efectuado un tratamiento con hipoclorito de sodio en los perforados de la zona de petróleo, hecho que no ocurrió. Antes de poner el pozo en producción se estimuló por swabeo para ayudar al dimensionamiento del equipo de levantamiento artificial, durante el suabeo no fue reportado presencia de polímero en superficie, un calculao práctico dió un valor de indice de productiviada de 2.8 BFPD/psi el cual posteriormente fue corregido. Instaló una bomba electrosumergible de rango de producción entre 1800 BFPD y el intake a 1805 mts, poniendo lentamente a producción a bajo regimen de extracción con 40 Hz para después de tres meses incrementó el ciclaje a 60 Hz. Alcanzó su pico de producción al segundo día: 304 BOPD x 1437 BWPD x 86.8 %WC y un indice de productividad de 4.4 BFPD/psi. El gel fue exitosamente colocado en la formación y la producción de agua reducida, los resultados inicialmente fueron expectantes debido a la de producción de petróleo, para posteriormente declinar hasta mantenerse en 145 BOPD x 2470 BWPD x 94.5 %WC. En la fig. 10 se aprecia el estado actual del pozo y en la fig. 11 la comparación del comportamiento productivo antes y después del tratamiento.
RESULTADOS DEL TRATAMIENTO Después del tratamiento con polímero, la producción de fluidos y WOR’s fueron drásticamente reducidos. Los análisis de la curva de declinación, de la tasa de producción de petróleo previo al tratamiento, fue usado para establecer la recuperación de petróleo que habría ocurrido sin el tratamiento con polímero. El acumulado de crudo después de siete meses de tratamiento con polímero indica un volumen producido de 30.4 MBls. Antes del tratamiento el pozo 148D Pavayacu para el reservorio Vivian estuvo produciendo 230 BOPD y 7451 BWPD con un indice de productiviadad de 50 BFPD/psi con tendencia acelerada de declinación a un corte de agua promedio de 97.0%, el cual es equivalente a un WOR de 32.4. Después del tratamiento alcanzó su máxima producción fue 311 BOPD x 1437 BWPD con instalación electrosumergible. Actualmente, el pozo esta produciendo 145 BOPD y 2470 BWPD con tendencia estable sin cambio de la instalación de producción, el indice de productividad es 4.2 BFPD/psi y un WOR equivalente a 17.0. De lo anterior, el porcentaje de disminución de agua es del 33.15 %WC, lo que significa dejar de manejar +/- 5000 BWPD. Otro aspecto ventajoso es emplear equipo electrosumergible de menor capacidad y por ende un ahorro en la alimentación eléctrica que se puede destinar a pozos de alta producción como también un menor consumo de químicas de tratamiento durante la vida productiva del pozo como inhibidores de corrosión y scale entre otros aspectos operativos colaterales en el tratamiento de crudo. En cuanto a la disposición final de agua al ser menor su volumen reduce su manejo a superficie y disminuye los problemas de contaminación ambiental.
CONCLUSIONES Un tratamiento gel polímero crosslinker estable ha sido desarrollado y probado en el campo Pavayacu para aplicaciones a alta temperatura. La aplicación de este tratamiento con gel por más de medio año ha demostrado ser técnicamente un éxito con reducción significativa de fluidos de producción. La producción excesiva del aporte de agua de formación ha sido restringido, extendiendo la vida productiva del pozo. La tasas de declinación de petróleo han sido detenidos y producidos con un incremento significante en la cantidad de petróleo. Otro punto importante del tratamiento y la colocación de la barrera arficial es el no haber reportado manifestación de migración del gel durante el tiempo de producción.
RECOMENDACION La aplicación de esta técnica es una de las alternativas que existen en la industria del petróleo para suprimir o restringir la producción del agua indeseada de la formación que con lleva optimizar nuestras operaciones de producción con cortes de agua elevados siendo lo superlativo la selección adecuada de los pozos candidatos y la aplicación de las técnicas más apropiadas para cada uno de los casos.
E. Estrada 02-07-02
REQUERIMIENTOS LOGISTICOS PREVIOS PARA EL TRATAMIENTO Para asegurar el éxito del presente proyecto se debió de disponer equipos, materiales, facilidades y apoyo logistico a fin de evitar cualquier contratiempo operativo durante la inyección del polímero, enmarcando los más importantes:
Disponer de fuente de agua fresca, la cual deberá ser filtrada en la locación del pozo y tratada previamente antes del tratamiento con TSS (total solid spend) de 8mg/lt con filtros de 8 u. Tres tanques bien limpios e inspeccionados de 450 Bls de capacidad c/u. para preparar el preflush. Almacenar y proporcionar aproximadamente 1500 Bls de crudo limpio (muerto) para inyección paralela. Energía eléctrica de 60 Amps, 440-480 voltios, 60 HZ de tres faces para el equipo de inyección de polímeros. Equipo de inyección de polímeros, bombas tipo non-shear. Disponer de líneas de abastecimiento independientes inspeccionada, limpia y libre de escoria tanto para crudo como petróleo. Disponer de bombas de transferencia para abastecimiento tanto de agua como de petróleo, con un caudal mínimo de 3 BPM. Proporcionar ocho cobertores de plástico (6 mts x 6 mts) para proteger los tanques de almacenamiento en caso de lluvias. Disponer de conexiones para tubulares como herramientas necesarias. El personal debe estar provistos de la indumentaria adecuada durante la inyección. Apoyo de personal técnico durante la instalación y conexiones eléctricas a los equipos de inyección a emplearse en la plataforma. Disponer de equipo contraincendio y unidad de primeros auxilios por el tipo de trabajo que se va efectuar, pues se estará preparando y bombeando fluidos ácidos en un promedio de 30 horas en forma continua. Disponer de personal de seguridad durante la operación (mínimo una persona). Designación de equipo de servicio de pozos y drill pipe de 3 ½” inspeccionado, exento de escoria. Los tanques del equipo deben estar bien limpios e inspecionados para la preparación del polímero de inyección, en razón que cualquier contaminación
durante la operación pondría en riesgo la inyección, inclusive cancelar el Proyecto.
Bombas de circulación de agua para circular los tanques distribuidores de agua mientras se mezcla cloruro de potasio (KCl) y bicarbonato de sodio (NaHCO 3). Líneas, conexiones, mangueras distribuidoras de agua para alimentar agua a los tanques distribuidores de agua mientras se mezclan las sales de forma similar para la inyección de crudo. Lamparas de luz para operaciones nocturnas. Cuatro ventiladores (de paletas grandes con soporte de pedestal) para airear el ambiente en la zona de tratamiento. Preparar toldo de protección con parantes para el equipo de inyección aproximadamente de 6 mts x 4 mts x 2,20 mts. Materiales y químicos para tratamiento de inyección. Equipo de bombeo y equipo de filtrado. Bomba centrífuga de 120 psi. Tres bombas de desplazamiento positivo para inyección de fluidos en cabeza de pozo tanto por tubular como anular con capacidad de inyección de 0.3 a 5.0 BPM con presión en superficie de 5000 psi. Una de la bombas permanecerá en stand by. Tubulares, mangueras, adaptadores, conexiones y herramientas para este tipo de trabajo. Ocho trabajadores de campo con experiencia en el trabajo con químicos y ácidos los cuales deben estar provistos de la indumentaria adecuada.
La instalación del equipo de tratamiento, preparación de la mezcla del polímero estará a cargo del especialista de la compañía de colocación del polímero. Después de asegurar que el equipo y todos los químicos estén en el lugar, instalar los tanques requeridos, líneas de transmisión y transferencia, bombas y mezcladoras. Ensamblar el equipo mezclador y bomba de inyección en una ubicación adecuada para la mezcla e inyección de la solución de polímero. Verificar la disponibilidad y calidad del agua requerida para mezclar el polímero. Determine que la potencia eléctrica adecuada este disponible. Tener presente que la inyección del polímero tomará un tiempo de 18 a 40 horas de inyección continua.
Figura 1
YACIMIENTO PAVAYACU
FORMATION
. T A U Q
CORRIENTES
MARAÑON
C
THICKNESS (m)
+295
260
PEBAS
495
CHAMBIRA
1150
LITHOLOGY
SANDSTONE, GRAY, COARSE GRAIN
MUDSTONE AND MARL, SANDSTONE INTERCALATIONS
CLAYSTONE, GREENISH GRAY, OCAS, GLAUCONITIC, FOSSILIFEROUS
I O Z Y
O R A I T N R E T
MUDSTONE, RED TO PURPLISH , RED, INTERBEDDED WITH RED SILTSTONE, ANHIDRITE AND THIN LAYERS OF WHITE
E
GRAY SANDSTONE
C
LUTITA POZO
115
SHALE, GREEN, GLAUCONITIC, FISSILE
POZO BASAL
22
SANDSTONE, WHITE, FINE TO MED.GRAIN
YAHUARANGO
310
MUDSTONE AND CLAYSTONE, RED; WHITE TUFFACEUS BEDS.
132
SANDSTONE, WHITE QTZ, MEDIUM TO
VIVIAN
COARSE GRAIN, FRIABLE.
C I O Z O S E M
S A PONA RESV. T U N O O H E C LW.CETICO R. C A T A. CAL IENTE E R C
124
SANDSTONE, GRAY, MED. GRAIN, GLAUCONITIC, DARK SHALE. SHALE, DARK GRAY,BLACK, LIMESTONE,WHITE,MICRITIC
40
SANDSTONE, GRAY, MED.GRAIN,MOD.FRIAB. GLAUCONITIC,QTZ, INTERC.SHALE
231
SANDSTONE, WHITE, QZ, COARSE GRAIN FRIABLE.
RAYA
55
CUSHABATAY
240
SHALE,BLACK,FISSIBLE,INTERBED.,SAND FINE. SANDSTONE AND CONGLOMERATE, BROWN, REDISH,CLAY MATRIX.
OIL
Figura 2
pluspetrol DIAGRAMA DE POZO 148D - PAVAYACU
K.B: G.L:
197.9 m 191.3 m 120 Tbg
CONJUNTO BES: REDA BOMBA ROTECTO MOTOR MOD
GC-3500
GSCT3XG
165 HP
ETAPAS
59
TL-LHL-PFS
2200v/43a
SERIE
540
540
562
SERIAL
01G-95423
31G-39751
21K-37404
Z.G 13 3/8" a 235.0m.
3 1/2"
TIE BACK STEM 1790.37 m
PRF. (m) FECHA DE INSTALACION:
18-Oct-99
CASING
1860.0-60.3 m
OD
GRADO
# / FT
ROSCA
PRF.(m)
13 3/8"
H-40
48.0
EUE8RD
235.0
9 5/8"
C-95/N-80
N-80
7"
43.5/40.0 EUE8RD 29.0
INTAKE @ 831.1m (3726.72')
E-116
BUT/8RD
ZG 9 5/8" a 2269.0 m.
2269.0 1790.33 @ 2925.0
TUBING OD
GRADO
PESO
ROSCA
3 1/2"
J-55
9.3
8RD
FH 2 @
PRF.(m)
2450 m.
2557.0-57.3 m 2558.0-58.3 m
NOTA:
217 SUPERBANDAS, 50 PROTECTOLIZER Y 05 CANALETAS.
120 Tbg. 3 1/2 EUE-8RD
2567.0 - 2572.0 m (08 T/P)
2567.0-67.3 m 2587.2-87.5 m
VIVIAN FH 1 @ 2605 m.
FECHA DE COMPLETACION: May-94 ULTIMO WORKOVER: Apr-98
CETICO-2
2872.4 - 2876.5 m. (5 T/P)
CETICO-3
2879.0 - 2880.0 m. (8 T/P)
2898.62 m.
L.C @ 2901.0 m. C.Sub 7" @ 2911.0 m. Z.G 7" @ 2925.0 m. T.D @ 2930.0 m.
0.8% HE300 GEL TIME/TEMPERATURE SERIES #1 = 0.2% P AND 0.5% F SERIES #2 = 0.3% P AND 0.75% F HORAS
40 35 30 25 20 15 10 5 0 140
160
180
200
220
240
TEMPERATURA °F
260
280
300
320
340
HE300T POLYMER VISCOSITY/TEMPERATURE IN 1.0%KCl SERIES #1 = 0.7% POLYMER--SERIES #2 = 0.8% POLYMER SERIES #3 = 0.9% POLYMER--SERIES #4 = 1.0% POLYMER Viscosidad en cp
70 60 50 40 30 20 10 0 60
80
100
120
140
160
180
200
220
TEMPERATURE oF
240
260
280
300
1.0% HE300T HEAT STABILITY AT 300o F
100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 APR
MAY
JUN
JUL
AUG
SEP
OCT
MONTHS AT 300o F
NOV
DEC
JAN
FEB
MAR
WELL PA-148D Vivian Fm.
2573.7
2575.5 2578.5
WOC 2582
HY-TEMP POLYMER BLENDING SYSTEM X-LINKER METERING TANK CIRCULATING PUMP
WATER SUPPLY TANK
X-LINKER #2
X-LINKER #1
ADD KCL AND SODIUM BICARBONATE
WATER SUPPLY TANK POLYMER BLENDING TANK POLYMER FEED
POLYMER BLENDING TANK
100 BBL
100 BBL
CIRCULATING PUMP
3" LINE
STATIC MIXER
3" LINE
STATIC MIXER
EDUCTOR
2" BY 1'1/2" CENTRIFUGAL PUMP
3" LINE FILTERED WATE R FROM WATE R SU PPLY
PUMP SKID FOR CIRCULATION
PUMP SKID FOR CIRCULATION
2" HIGH PRESSURE LINE TO WELLHEAD
CIRCULATING PUMP
CIRCULATING PUMP
BALL VALVE P.D. PUMP 2" LINE OR HOSE BUTTERFLY VALVE
ALL CURCULATING LINES 2" MINIMUM
pluspetrol DIAGRAM A DE POZO 148D - PAVAYACU K.B: G.L:
19 7.9 m 19 1.3 m
CONJUNTO BES: CL BOMBA SELLO MOTOR
Z.G 13 3/8" a 235.0m.
MOD
(2) FC-1800
GSTEXGDB
(1) 100 HP
128 TUBOS DE 3 1/2"
ETAPAS
107 / 107
FER2HLGSS
1250V/46A
60 TUBOS DE 2 7/8"
SERIE
400
513
562
SERIAL
01F-95534
31G-33384
21K-30739
01F-95533 TIE BACK STEM 1790.37 m FECHA DE INSTALACION:
27-Nov-01
Eqp-II
T.L 7" @ 1790.33 m.
CASING OD
GRADO
# / FT
ROSCA
13 3/8"
H-40
48.0
EUE8RD
9 5/8"
C-95/N-80
43.5/40.0
EUE8RD
7"
N- 80
29.0
BUT/8RD
PRF.(m) INTAKE @ 1805.51m
235.0 2269.0 1790.33 @ 2925.0
FONDO @ 1813.40m
TUBING OD
GRADO
PESO
ROSCA
PRF.(m)
3 1/2"
N- 80
9.3
8RD
1216.85
OD 2 7/8"
128 TUBOS - COND. 2 GRADO PESO ROSCA N- 80
6.5
8RD
1860.0-60.3 m ZG 9 5/8" a 2269.0 m.
PRF.(m) 1793.31
60 TUBOS - COND. 1
SE INSTALO : - 8 CANALETAS - 415 SUPERBANDAS - 30 PROTECTO LIZ ERS DE 2 7/8" x 4 3/4"
VIVIAN
2557.0 - 57.3 m
SQ
2558.0 - 58.3 m
SQ
2567.0 - 67.3 m TAPON EZ DE 7" @ 2573.7 m
VIVIAN
2 57 5. 5 - 2 57 8.5
R e- pe rf. 1 5 N ov , 2 00 1
INTERVALO TRATADO CON POLYMERO, NOV. 16, 2001 VIVIAN
2587.2 - 2587.5 m TOPE DE CEMENTO @ 2600 m TAPON EZ DE 7" @ 2610 m
CETICO-2
2872.4 - 2876.5 m. (5 T/P)
CETICO-3
2879.0 - 2880.0 m. (8 T/P) TOPE @ 2891.5 m L.C @ 2901.0 m. C.Sub 7" @ 2911.0 m. Z.G 7" @ 2925.0 m.
FECHA DE COMPLETACION: ULTIMO WORKOVER:
Ma y, 1994 Nov, 2001
T.D @ 2930.0 m.
