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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA
Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímica
INFORME DE COMPETENCIA PROFESIONAL
“DISEÑO Y EVALUACIÓN DE MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA COMO ALTERNATIVA PARA EL
CONTROL DE AGUA”
Para optar por el título profesional de:
INGENIERO DE PETRÓLEO
Elaborado por:
Juan Raúl Mendoza Montoya
Promoción 2005-2
Lima – Perú
2013
I
RESUMEN
El siguiente informe de competencia profesional titulado ‘Diseño y evaluación de modificadores de la
permeabilidad relativa como alternativa para el control de agua’, tiene como objetivo fundamentar las
razones por las cuales es importante y económicamente conveniente controlar la producción excesiva
de agua a nivel de reservorio haciendo uso de los modificadores de la permeabilidad relativa en
trabajos de bombeo debidamente diseñados y ejecutados.
Para ello se hace una revisión de los costos asociados a la producción excesiva de agua y como esta
deteriora la rentabilidad de las compañías operadoras. También se hace un cálculo del probable efecto
económico de implementar un proyecto de control de agua con modificadores de la permeabilidad
relativa en un determinado yacimiento.
En los capítulos 3 y 4 se hace un recuento de las causas por las cuales puede producirse un incremento
sustancial del corte de agua y como debe efectuarse el diagnostico respectivo a fin de determinar la
procedencia del agua y evaluar si es posible controlarla sin afectar o con mínimo efecto en la
producción de hidrocarburos. Posteriormente se hace una breve referencia a las distintas técnicas
disponibles de control de agua, entre ellas los modificadores de la permeabilidad relativa, y los casos en
los cuales estas se aplican.
En el capítulo 6 se aborda específicamente y en detalle el caso de los modificadores de la
permeabilidad relativa revisando los conceptos básicos de su aplicación, la forma de seleccionar los
pozos candidatos y las consideraciones a tomar para el diseño del tratamiento.
Finalmente se presentan los resultados de casos históricos de control de agua con modificadores de
permeabilidad relativa y el análisis económico respectivo de los mismos. En base a estos resultados se
emiten también las conclusiones y recomendaciones finales.
II
DEDICATORIA
A mis padres por su esfuerzo y dedicación en proveerme de una
educación y al resto de mi familia que con su aliento y apoyo
constante me ayudaron a culminar este trabajo.
III
AGRADECIMIENTO
A mi alma mater, la Universidad Nacional de Ingeniería por
haberme provisto de las herramientas para forjarme un futuro y a
la compañía BJ Services, hoy Baker Hughes, por haberme dado la
oportunidad de formarme como profesional.
IV
INDICE
Página
RESUMEN I
DEDICATORIA II
AGRADECIMIENTO III
INDICE IV
1. INTRODUCCIÓN 1
2. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA 2
2.1 Factores de costo directos del manejo de agua 3
2.2 Factores de costo indirectos del manejo de agua 11
2.3 Deterioro de las ganancias a causa del incremento de la producción de agua 16
2.4 Importancia económica de los programas de control de agua con modificadores de la
permeabilidad relativa 20
3. CAUSAS PARA EL INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA 26
3.1 Clasificación del agua 26
3.2 Eventos que originan el incremento del corte de agua 27
4. DIAGNÓSTICO E IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 43
4.1 Utilizando la información disponible en forma de gráficos y curvas de diagnóstico 43
4.2 Realizando mediciones de fondo de pozo 52
5. ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CONTROL DE AGUA 64
5.1 Alternativas tecnológicas mecánicas para el control de agua 65
V
5.2 Cementos u otro tipo de material de relleno 67
5.3 Alternativas químicas para el control de agua 70
6. MODIFICADORES DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA 75
6.1 Conceptos básicos 75
6.2 Mecanismo de trabajo 77
6.3 Factores externos que influyen en la eficiencia del tratamiento 79
6.4 Selección de candidatos 80
6.5 Consideraciones para el diseño de los tratamientos 82
6.6 Consideraciones operacionales 93
6.7 Métodos de colocación del tratamiento 94
6.8 Evaluación post-trabajo 95
6.9 Casos históricos 96
6.10 Otras aplicaciones 116
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES FINALES 125
8. BIBLIOGRAFIA 128
1
DISEÑO Y EVALUACIÓN DE LOS MODIFICADORES DE LA
PERMEABILIDAD RELATIVA COMO ALTERNATIVA PARA EL
CONTROL DE AGUA
1. INTRODUCCIÓN
Conforme pasan los años y los yacimientos de hidrocarburos maduran, no solo la cantidad de
hidrocarburos producidos disminuye sino que la cantidad de agua producida con él, se incrementa.
Hoy en día, muchas compañías de petróleo producen mucha más agua que hidrocarburo. Solamente
para darnos una idea de la situación actual, mientras que la producción mundial de petróleo son
aproximadamente 80 millones de barriles diarios, la producción de agua se estima entre 400 – 500
millones de barriles diarios. Si esta relación parece elevada, mencionemos que en algunos
yacimientos del mundo, la situación se deteriora aún más reportándose relaciones agua – petróleo
de hasta 50 a 1.
Esta agua proviene del reservorio en producción, de reservorios adyacentes o de algún pozo
inyector. Sin importar su procedencia, cada barril de agua producida es un barril menos de
hidrocarburo producido y si a ello sumamos los requisitos establecidos por las legislaciones
ambientales para la disposición del agua en superficie; el control del agua a nivel de reservorio fue,
es y será de interés para la industria mundial de los hidrocarburos.
La inyección dentro del reservorio de un polímero soluble en agua, capaz de modificar
selectivamente la permeabilidad del agua con mínimo o nulo efecto en la del petróleo puede ser un
método muy conveniente para controlar la producción de agua indeseada. Esta técnica ya se ha
aplicado en muchos países con diversos resultados tanto negativos como positivos. Los resultados
exitosos nos demuestran que los modificadores de la permeabilidad relativa pueden ser una buena
alternativa para el control de agua a nivel de reservorio, sin embargo los negativos nos demuestran
que esta tecnología debe ser adecuadamente diseñada para cada yacimiento.
2
Por lo tanto en este informe de competencia profesional titulado ‘Diseño y evaluación de
modificadores de la permeabilidad relativa como alternativa para el control de agua’, se fundamenta
las razones por las cuales es conveniente para las compañías operadoras controlar el agua a nivel de
reservorio y se espera demostrar, en base a casos históricos, el beneficio económico que puede
generar un proyecto de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa,
adecuadamente diseñado y ejecutado.
2. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA
Los reservorios de hidrocarburos, de acuerdo a su mecanismo de producción y a la saturación
original de sus fluidos, en algún determinado momento de su vida productiva terminarán aportando
cierta cantidad de agua. En algunos casos el volumen de agua producida no es considerable, sin
embargo existen muchos yacimientos de hidrocarburos (especialmente los que producen por
empuje de agua) que para poder producir una cantidad significativa de hidrocarburo, tienen que
levantar también enormes cantidades de agua. Es decir, existen muchos yacimientos a nivel
mundial que tuvieron que aprender a convivir con la producción de grandes cantidades de agua
indeseada.
El problema de producir agua es el costo que genera su manipulación desde que es producida hasta
que es dispuesta de forma segura para el medio ambiente. Por lo tanto es simple darnos cuenta que
mientras más agua se produzca, menos rentable será el yacimiento. Lo que es peor, en muchos
casos el corte de agua de un determinado reservorio suele ir incrementando lo que significa que
cada vez deberemos manipular más agua deteriorándose cada vez más los márgenes de las
compañías petroleras.
Por lo explicado, es claro que si de alguna forma fuese posible reducir la producción de agua de un
determinado yacimiento sin afectar o con mínimo efecto en la producción de hidrocarburos,
estaríamos mejorando la rentabilidad de la compañía operadora. Esto es lo que se denomina
‘control de agua’.
Dentro de los costos que implica el manipuleo del agua hay muchos que son evidentes, otros no
tanto. Es preciso que las compañías petroleras sean conscientes de los factores de costo que genera
3
la producción de agua para que puedan calcularlos de acuerdo a sus realidades y darle así a las
técnicas de control, la importancia que tienen.
2.1 Factores de costo directo del manejo de agua
Se trata de los factores directamente relacionados con el manipuleo del agua, desde su producción
hasta su disposición final. Generalmente son los costos más evidentes y los relativamente más
simples de estimar. Se trata de los siguientes:
2.1.1. Costo del levantamiento del agua
Abarca todos los gastos que tiene que incurrir la operadora para poder tener un barril de agua en
superficie. Si bien es cierto que el objetivo de la compañía operadora no es producir agua, esta
necesariamente debe ser producida junto con el hidrocarburo. Por lo tanto sus costos de
levantamiento son iguales. Estos serían los costos incurridos en la perforación y completación de
los pozos, implementación de los mecanismos de levantamiento artificial, el costo de las
intervenciones de los pozos para mantenimiento o cambio del mecanismo de levantamiento
artificial, el costo del combustible o energía utilizada para su funcionamiento, entre otros.
Se requiere una cantidad igual, sino mayor, de energía (ya sea natural o artificial) para levantar un
barril de agua comparado con un volumen similar de hidrocarburo. Además, cada barril de agua
producido es un barril de petróleo no producido. Durante la vida del pozo el corte de agua se va
incrementando, por lo tanto para poder seguir produciendo el pozo por encima del límite
económico es preciso levantar más fluido (y por lo tanto más agua) para poder obtener más
hidrocarburo. La única manera de obtener tal caudal de producción es incrementar la caída de la
presión de producción reduciendo la presión de fondo de pozo con un método de levantamiento
artificial.
Aproximadamente el 50% de los pozos a nivel mundial necesitan algún mecanismo de
levantamiento artificial. Los métodos más populares de levantamiento artificial son:
• Levantamiento mecánico. Recomendado para pozos verticales, completaciones múltiples,
alta temperatura e hidrocarburo viscoso. Ineficiente en pozos profundos, desviados, pozos
con alto GOR y presencia de sólidos.
4
• Levantamiento por gas. Es aplicado en casos donde la relación gas/petróleo es alta.
Adicionalmente la profundidad y el grado de desviación del pozo no son inconvenientes, sin
embargo requiere una fuente de gas cercana al yacimiento la cual es empleada como energía
motriz para levantar los fluidos.
• Levantamiento por bombas electro-sumergibles. Aplica para casos en los cuales se deba
levantarse grandes volúmenes de fluidos a bajo costo. No requiere una fuente de gas
cercana, sino corriente eléctrica. Presenta ineficiencias en pozos con alta relación
gas/petróleo producción de sólidos. Su reparación y mantenimiento son costosos.
En los campos donde se producen grandes cantidades de agua el método de levantamiento artificial
de mayor aplicación son las bombas electro-sumergibles debido a su capacidad de levantar enormes
volúmenes a un costo relativamente bajo.
Sin embargo, conforme va aumentando el corte de agua o el volumen de agua producida, es
probable que deba intervenirse el pozo y cambiarse el mecanismo de levantamiento elegido o el
tipo de bomba seleccionada a una de mayor capacidad. Es decir, el costo de levantamiento del agua
será mayor, mientras más maduro sea el reservorio y se produzcan mayores volúmenes de agua, por
lo que este costo debe ser revisado y actualizado periódicamente. Esto se puede apreciar en la Tabla
1, en donde se muestra el costo estimado promedio de levantamiento de agua para distintos
volúmenes producidos.
Tabla 1.
Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd
Costo de Levantamiento
(US $/bbl) $ 0.094 $ 0.098 $ 0.099 $ 0.099
Costo estimado promedio de levantamiento de agua en función al volumen.
5
2.1.2 Costo del tratamiento del agua en superficie
Abarca todos los gastos que debe realizar la compañía operadora para que las propiedades en
superficie del agua de producción sean tales que cumplan con la legislación y pueda entonces ser
dispuesta. El principal requisito que debe cumplir el agua es poseer un mínimo contenido de
hidrocarburo y para ello es preciso invertir en sofisticados procesos de separación. Esta inversión
básicamente estaría distribuida en los costos de los equipos, instalaciones y procedimientos
destinados a la separación de los hidrocarburos del agua a través de separadores, tratadores
térmicos, tanques de asentamiento, platillos de coalescencia, unidades de flotación de gas,
coagulantes, demulsificantes, hidrociclones, etc.
Como producto del proceso mismo de la producción de los fluidos, el agua y los hidrocarburos se
encuentran mezclados entre sí con cierta intensidad. Si esta mezcla de fluidos es almacenada y
reposada, una capa de agua se desarrollará en el fondo. La fracción de agua obtenida de este
decantamiento gravitacional se conoce como ‘agua libre’. Es preciso remover esta ‘agua libre’ antes
de continuar con el tratamiento del agua aún mezclada con los hidrocarburos en forma de
emulsiones.
Para efectuar esta separación, los fluidos de producción ingresan a unos contenedores denominados
‘separadores’ los cuales son diseñados de forma horizontal o vertical. El proceso de separación es
bastante simple. El fluido ingresa al separador e inmediatamente golpea un difusor. Este repentino
cambio de momento produce la separación inicial de las fases (líquida y gaseosa). El gas fluye
horizontalmente hacia un extractor de niebla y luego hacia una válvula de control de presión la cual
se abre cada vez que sea necesario, liberando gas y manteniendo una presión constante en el
recipiente. El difusor está diseñado de tal manera que dirige el flujo de los líquidos por debajo de la
interface petróleo/agua y no por encima lo que provocaría el mezclado de los fluidos separados.
Este proceso se denomina ‘lavado del agua’ y promueve la coalescencia de las gotas de agua que
están entrampadas en la fase continua de petróleo.
Los fluidos permanecen en la sección de almacenamiento de los líquidos del recipiente el tiempo
suficiente para separar sus fases, formándose una capa de petróleo en la superficie y el agua en el
fondo. Además, los separadores están internamente equipados con una pared baja que controla el
nivel de petróleo. El petróleo que sobrepasa el nivel de la pared cae un nuevo compartimiento el
6
cual está gobernado por un controlador de nivel y una válvula. De manera similar el agua libre es
drenada de modo tal que la interface petróleo/agua es mantenida en la altura ideal. Esto se consigue
también con un controlador de nivel y su respectiva válvula.
El petróleo que sale de los separadores aún tiene cierto contenido de agua la cual es precisa ser
separada para que el petróleo cumpla con los requerimientos contractuales y el agua pueda ser
dispuesta. Un método común para separar esta emulsión ‘agua en petróleo’ es a través del
calentamiento de la misma. El incremento de la temperatura de dos líquidos inmiscibles desactiva
al agente emulsificante presente y permitiendo la colisión de las gotas de agua dispersas. Mientras
que las gotas de agua colisionan, ellas van creciendo en tamaño y terminan por decantarse. Si está
diseñado apropiadamente, el agua se decantará al fondo del recipiente de tratamiento a causa de las
diferencias en gravedad específica.
El tratador más comúnmente usado es el de tipo vertical. El flujo ingresa por la parte superior del
tratador a la sección de separación del gas. Si el tratador está localizado aguas debajo de un
separador, esta cámara puede ser muy pequeña. La sección de separación del gas debe tener un
difusor y un extractor de niebla.
El líquido fluye a través de un drenaje hacia el fondo del tratador. El final del drenaje debe estar
ligeramente por debajo de la interface petróleo/agua para poder ‘lavar el agua’ del crudo tratado.
Esto ayudará a la coalescencia de las gotas de agua presentes en el petróleo. El petróleo y la
emulsión se levantan sobre los ‘tubos calentadores’ hacia una sección de coalescencia donde se
provee suficiente tiempo de retención como para que las pequeñas gotas de agua en la fase continua
de petróleo coalescan y puedan decantar al fondo del tratador.
El agua resultante de estos procesos primarios de separación, por lo general, aún presenta un
contenido menor de hidrocarburos pero por encima de lo permitido para poder ser dispuesta. Por
ello, es preciso someter al agua a tratamientos adicionales para reducir al mínimo necesario su
contenido de hidrocarburos. Entre estos tratamientos secundarios tenemos:
• Tanques de asentamiento. Diseñados para proveer un largo periodo de residencia al agua
durante la cual se den los procesos de coalescencia y separación gravitacional.
• Platillos de coalescencia. Son tanques que usan platillos internos para mejorar la eficacia
de la separación gravitacional. Las gotas de petróleo que van ascendiendo se topan con una
7
superficie (platillo) orientada en cierto ángulo. En esta superficie se van aglomerando las
gotas de hidrocarburo, promoviendo la coalescencia y la formación de gotas más grandes.
• Unidades de flotación o de gas. Emplean un proceso en donde se dispersan en el agua finas
burbujas de gas las cuales se adhieren a las gotas de petróleo o a los sólidos. Estas burbujas
de gas ayudan a levantar las gotas de petróleo hacia la superficie del agua para su
separación. Otro tipo de ayudas a promover la flotación de las gotas del petróleo tales como:
coagulantes, polielectrolitos o demulsificantes pueden agregarse para mejorar el proceso.
• Hidrociclones. Algunas veces llamados separadores gravitacionales mejorados, usan la
fuerza centrífuga para remover las gotas de hidrocarburo del agua.
Mientras mayor cantidad de agua produzca el yacimiento, se necesitarán equipos de mayor
capacidad en superficie para ejecutar todo este proceso de separación. Análogamente, las
emulsiones agua/hidrocarburo formadas serán más resistentes y se requerirán procesos más
complejos y mayor inversión en productos químicos para optimizar la separación. Por estas
razones, los costos de tratamiento de agua en superficie también deben revisarse periódicamente.
Esto se puede apreciar en la Tabla 2, en donde se muestra el costo estimado promedio de
tratamiento del agua en superficie para distintos volúmenes producidos.
Tabla 2.
Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd
Costo de Tratamiento en
Superficie (US $/bbl) $ 0.469 $ 0.275 $ 0.226 $ 0.194
Costo estimado de tratamiento del agua en superficie en función al volumen.
2.1.3 Costo de la disposición del agua
Hace algunos años atrás las legislaciones de los distintos países productores de petróleo no
contemplaban una reglamentación en cuanto a qué hacer con el agua de producción. Por esta razón
algunas operadoras solían disponer el agua de producción ‘al medio ambiente’. En la última década
esta situación cambió radicalmente y las operadoras han tenido que incluir en sus costos la
disposición del agua de acuerdo a las legislaciones medio ambientales. Uno de los métodos que en
8
los últimos años ha tenido mayor acogida como parte del gerenciamiento del agua de producción es
la reinyección de la misma, y es lo que en este trabajo consideraremos como metodología de
disposición final.
Por lo tanto, los costos de disposición del agua involucran los gastos que debe realizar la compañía
operadora para la perforación y completación de los pozos inyectores o para el acondicionamiento
de pozos productores y convertirlos en pozos inyectores. Asimismo la construcción de las
facilidades para transportar el agua de producción desde las baterías hacia la ubicación de los pozos
inyectores.
Otros costos son las bombas de alta presión y el equipamiento auxiliar para ejecutar el trabajo de
inyección. Los pozos inyectores, tal como los pozos productores, pueden dañarse como producto de
las características del agua inyectada y del reservorio que recibe el agua, razón por la cual es
preciso también considerar los costos de las intervenciones periódicas a los pozos inyectores como
parte del programa de mantenimiento de inyectividad.
Mientras más agua se produzca, mayor cantidad de pozos inyectores serán requeridos así como más
facilidades de inyección o de mayor capacidad serán demandadas, razón por la cual el costo
incrementa y debe ser revisado periódicamente. Esto se puede apreciar en la Tabla 3, en donde se
muestra el costo estimado promedio de disposición del agua en superficie para distintos volúmenes
producidos, considerando como método la reinyección.
Tabla 3.
Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd
Costo de Disposición
(US $/bbl) $ 0.270 $ 0.186 $ 0.155 $ 0.143
Costos estimados de la disposición del agua en superficie en función al volumen.
En la Tabla 4 se puede apreciar el total de los costos directos del manejo de agua, considerando los
costos de levantamiento, tratamiento y disposición del agua.
9
Tabla 4.
Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd
Costo del manejo
(US $/bbl) $ 0.833 $ 0.559 $ 0.480 $ 0.436
Costos directos estimados del manejo del agua en función al volumen.
De la tabla se puede observar que conforme los niveles de producción son mayores, el costo por
barril de agua disminuye debido a que el gasto se disipa entre el enorme volumen de agua
producida. Quizás esto sea una de las razones por las cuales las compañías operadoras no le dan a
los programas de control de agua la importancia que ameritan. Sin embargo la situación cambia
cuando, tal como lo muestra la Tabla 5, vemos los costos del manejo de agua como monto total
diario gastado.
Tabla 5.
Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd
Costo del manejo
(US $/día) $ 16,660 $ 27,950 $ 48,000 $ 87,200
Costos directos estimados del manejo del agua en función al volumen.
Se observa claramente que mientras más agua se produce, más se gasta en su manejo. Por ejemplo,
la compañía que produce 200,000 barriles de agua (lo cual es poco para algunos yacimientos de
nuestro país que producen por empuje de agua) tiene un costo diario por su manejo de US $ 87,200.
Al mes, este costo bordearía los US $ 2.6 millones de dólares y al año casi US $ 31.2 millones de
dólares. Al ver las cifras de esta manera, vemos el potencial beneficio económico que podría tener
producir menos agua, implementando programas de control en los yacimientos que lo ameriten.
Continuando con los costos por barril, los valores mostrados en la Tabla 4 son estimados que
pueden tomarse como promedios de la industria internacional; sin embargo de acuerdo a la
10
geografía, ubicación, facilidades logísticas, legislaciones medioambientales, etc; el costo por barril
del manejo de agua puede variar significativamente. A modo de ejemplo, en la Tabla 6 podemos
observar los costos estimados del manejo de agua en distintos yacimientos del mundo.
Tabla 6.
LUGAR COSTO DEL MANEJO DE AGUA
Lago de Maracaibo (Venezuela) US $ 1.0 – 2.0 / barril
USA (tierra) US $ 0.75 – 3.0 / barril
USA (costa fuera) US $ 1.5 – 4.0 / barril
Bahía de Campos (Brasil) US $ 1.2 / barril
Lago Agrio (Ecuador) US $ 0.30 / barril
Selva Norte (Perú) US $ 0.26 / barril
Costo del manejo de agua en distintos yacimientos.
Si bien es cierto que hemos visto que el costo depende del volumen producido, en muchos casos
vemos que los estimados indicados en la Tabla 4 son bastante menores en comparación a los costos
manejados en los yacimientos de costa afuera en USA o en la Bahía de Campos en Brasil.
En cuanto a la Selva Norte de nuestro país, la sensibilidad medio ambiental de su ubicación y el
enorme volumen diario de agua a manejar (se estima entre 800,000 y 1’000,000 de barriles diarios
de agua producidos) debido a la madurez de sus reservorios, originan un costo estimado de US $
0.26/bbl de agua, de acuerdo a los estimados hechos por las compañías que operan en esos lotes.
11
2.2 Factores de costo indirecto del manejo de agua
La producción excesiva de agua indeseada no solo es un factor de costo por el hecho de
manipularla para poder disponerla, sino que trae consigo consecuencias secundarias a nivel de
reservorio y de pozo, que son fuente de costos adicionales para las operadoras.
Los problemas a nivel de reservorio y de pozo que genera la excesiva producción de agua trae
consigo 2 costos adicionales fundamentales: producción de hidrocarburos diferida y el costo de la
intervención del pozo para remediar el problema. Por lo general, las compañías operadoras no
toman en cuenta estos factores indirectos para sus estimados del costo de producir agua.
Los principales problemas ocasionados por la producción excesiva de agua son:
2.2.1 Formación de incrustaciones.
Las incrustaciones son depósitos inorgánicos que en algunos casos son solubles en distintos tipos
de fluidos. La formación de incrustaciones está directamente relacionada con la producción de agua
y puede precipitarse en las tuberías, en los perforados y, en raros casos, en el reservorio.
Las incrustaciones se forman a causa de un desequilibrio en la estabilidad iónica del agua producida
por las caídas de presión y temperatura que ocurren durante la producción, permitiendo que la
incrustación se cristalice. Las incrustaciones también pueden formarse cuando aguas incompatibles
entran en contacto, independientemente de las condiciones de presión y temperatura. Por ejemplo:
la mezcla de 2 aguas de producción de distintos reservorios durante la producción de pozos con
completaciones múltiples.
La formación de incrustaciones es recurrente, persistente y problemática ya que obtura
mecánicamente el pozo e impide el flujo de los hidrocarburos hacia la superficie. Sin embargo, por
lo general, son relativamente simples de contactar con fluidos de estimulación. En la Figura 1 se
puede apreciar un severo taponamiento de una tubería de producción a causa del depósito de
incrustaciones provenientes del agua.
12
Figura 1.
Tubería de producción obturada por la formación de incrustaciones.
2.2.2 Taponamiento por migración de finos.
Los finos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros de la
roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migración,
las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio
poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una
disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo.
Las partículas finas se caracterizan por tener un tamaño promedio de grano que va desde el coloidal
hasta 40 micrones. Las principales partículas finas que se hallan en el medio poroso son las arcillas
autigénicas (caolinita, illita, esmectita y clorita), seguidas por cuarzo, sílice amorfo, feldespatos y
carbonatos (calcita, dolomita y siderita). En la figura 2 se pueden apreciar 2 microfotografías. En la
primera se observan partículas finas (illita) recubriendo los granos de una arenisca y en la segunda
se observa una garganta poral taponada a causa de la migración de estos finos.
13
Figura 2.
A la izquierda se observan finos (illita) recubriendo los granos se la arenisca. A la derecha se
observa la garganta poral obstruida por su migración.
Generalmente, la migración de partículas finas se produce en dos etapas, la primera es el
desprendimiento de las partículas por sensibilidad a los fluidos, y el segundo es el transporte de las
partículas por el fluido. Los factores que influyen en el efecto químico de desprendimiento de las
partículas finas son: la fuerza iónica del medio, el pH, la temperatura, viscosidad y la tasa de flujo.
En el caso específico de los reservorios que producen con alto corte de agua, para que la producción
de hidrocarburos sea significativa, estos deben ser producidos a alta tasa de flujo. Si la velocidad
del flujo es baja, las partículas finas dispersas pueden ordenarse gradualmente para realizar su
recorrido en la formación a través de los poros. En cambio, a velocidades altas, no existe una
distribución adecuada de las partículas, lo que hace que interfieran unas con otras y se acumulen en
los cuellos de los poros taponándolos e impidiendo el flujo de los hidrocarburos del reservorio al
pozo.
14
2.2.3 Producción de arena.
La producción de arena es un serio problema que afecta a muchos reservorios a nivel mundial.
Consiste en el arrastre de los granos de la roca por los fluidos de producción lo que puede causar:
• Rotura de los tubulares a causa de un efecto erosivo.
• Puentes de arena en los revestidores, tubería de producción o líneas de flujo. Las mismas
que pueden transformarse en una obturación total y la consiguiente pérdida de producción.
• Complicadas operaciones de limpieza de arena, especialmente si los pozos tienen baja
gradiente poral y alto ángulo de desviación.
• Erosión de las líneas de flujo y equipamiento de superficie.
• Acumulación de arena en las facilidades de producción de superficie.
Todos estos problemas generan costos adicionales a las compañías operadoras para poder reparar
los daños ocasionados por la arena y para poder limpiar el pozo.
Generalmente la producción se arena se da debido a las altas velocidades de flujo producidas por
las altas presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto es
exacerbado al producir agua, ya que ésta arrastra el material cementante, en forma de partículas
finas, reduciendo la resistencia mecánica de la roca.
El grado de consolidación de la roca juega un papel importante también, ya que mientras menos
consolidada sea la formación más fácil será que las velocidades de flujo terminen por arrastrar los
granos de roca hacia el pozo y hacia la superficie. Este es el caso de reservorios que deben producir
grandes volúmenes de fluido, a alta tasa, para tener en superficie una producción de hidrocarburos
rentable. En la figura 3 se puede apreciar una muestra de arena recuperada de una operación de
limpieza de pozo en donde se formó un puente de arena que impedía la producción.
15
Figura 3.
Muestra de una operación de limpieza en un pozo con producción de arena.
Como se mencionó al inicio, generalmente las compañías operadoras no consideran estos costos al
evaluar los beneficios que pudiese generar un programa de control de agua, lo cual le resta
oportunidades de ser aprobado. Sin embargo pongamos el siguiente ejemplo a manera de darnos
una idea de los costos indirectos que pueda generar la producción indeseada de agua excesiva.
Ejemplo: Se tiene un pozo de petróleo de la selva peruana que produce 200 bppd con un corte de
agua del 95%. En los últimos 3 meses su producción de petróleo declinó anormalmente a razón de
50 bppd mensuales, produciendo actualmente sólo 50 bppd con el mismo corte de agua. Se sabe
que en este yacimiento existen problemas recurrentes de formación de carbonato de calcio
(incrustación típica), a nivel de punzados exacerbados por los grandes volúmenes de agua
producidos. Se planea intervenir el pozo para ejecutar un trabajo de estimulación ácida. Calcular el
costo incurrido por la operadora para recuperar la producción normal del pozo, si:
• Costo diario del equipo de servicio de pozos: US $ 10,000
• Tiempo de la operación (incluye transporte, armado y tiempo operativo del equipo): 10 días
• Costo del tratamiento ácido: US $ 80,000
• Precio del petróleo por barril: US $ 90
16
Solución:
• Costo de producción de petróleo diferida: US $ 990,000
• Costo del alquiler del equipo de servicio de pozos: US $ 100,000
• Costo del tratamiento acido: US $ 80,000
• TOTAL: US $ 1’170,000
Si bien es cierto que la ejecución de trabajos de control de agua no siempre eliminaría al 100% este
costo porque el caudal de producción post trabajo aún podría ser alto para ciertos reservorios, pero
si reduciría su frecuencia debido al menor caudal de fluido producido. Esta reducción de la
frecuencia de las intervenciones es la que origina el ahorro.
2.3 Deterioro de las ganancias a causa del incremento de la producción de agua
Como ya hemos comentado, conforme el reservorio madura y se incrementa el corte de agua, si no
se aplican proyectos para el control de agua en fondo de pozo o en reservorio; estos costos generan
un considerable deterioro del margen de ganancia de las compañías de hidrocarburos haciendo que
se alcancen más rápidamente los limites económicos y condenando los yacimientos a dejar de ser
producidos.
Sin embargo es más ilustrativo ver este efecto de manera gráfica en distintos casos. En las
siguientes figuras observaremos como a medida que se incrementa el corte de agua, el margen de
las compañías operadoras se va reduciendo hasta llegar a un punto en donde las ganancias
literalmente se desploman. Estos ejemplos consideran únicamente el impacto de los costos directos
del manejo del agua.
En la Figura 4 podemos observar el primer caso que considera un precio del petróleo de US $ 90
que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.436 que es el promedio para
un yacimiento que produce 200,000 bbls de fluido al día (ver Tabla 4).
Se observa que las ganancias se mantienen en niveles aceptables aproximadamente hasta un corte
de agua del 86%, momento a partir del cual las mismas se empiezan a deteriorarse muy
rápidamente con cada barril extra de agua que se produce.
17
Figura 4.
Deterioro de las ganancias en un caso promedio internacional.
En la Figura 5 podemos observar el segundo caso que considera un precio del petróleo de US $ 90
que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 3.0 similar a algunos
yacimientos costa afuera en USA.
Figura 5.
Deterioro de las ganancias en un caso similar al de USA costa afuera.
18
Se observa, a causa del mayor costo del agua, que a partir de un corte del 71% las ganancias
empiezan a deteriorarse con mucha rapidez.
En la Figura 6 podemos observar el tercer caso que considera un precio del petróleo de US $ 90 que
es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.3 similar al registrado en el
yacimiento de Lago Agrio en Ecuador.
Figura 6.
Deterioro de las ganancias en un caso similar al de Ecuador en Lago Agrio.
Se observa que las ganancias se mantienen en niveles aceptables hasta un corte de agua del 88%,
momento a partir del cual cualquier producción adicional de agua puede afectar muy seriamente la
rentabilidad de la compañía.
En la Figura 7 podemos observar el cuarto caso que considera un precio del petróleo de US $ 90
que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.26 que es el costo
considerado en la Selva Norte del país para la evaluación de sus proyectos.
El resultado, es muy similar al caso ecuatoriano, en donde por encima de un corte del 89% la
variación de las ganancias se vuelve muy sensible con respecto al volumen de agua producida.
19
Figura 7.
Deterioro de las ganancias en un caso similar al de la Selva Norte del Perú.
De las figuras anteriores podemos concluir:
• Conforme se incrementa el corte de agua, las ganancias de las compañías operadoras se van
deteriorando cada vez más.
• Mientras incrementa el corte de agua de un yacimiento, existe un punto crítico a partir del
cual la reducción de los márgenes se da a una mayor velocidad, siendo un periodo crítico
que las compañías deberían tener bien identificado a fin de evitar producir por debajo de sus
límites económicos.
• Este punto crítico está directamente relacionado con el costo del manejo del agua. Mientras
menos se gaste en manipular agua (por ejemplo, porque se produce menos agua gracias a
una campaña de control de agua), este límite o punto crítico será mayor o se encontrara más
cerca al 100% de corte de agua, alargando la vida del yacimiento.
• Si las compañías operadoras tienen sus gastos por manejo de agua subestimados, es
probable que estén produciendo muy cerca a sus límites económicos.
• A nivel local podemos concluir que es preciso las compañías operadoras tengan muy bien
calculados sus costos de manejo de agua ya que a partir de un corte del 89%, el deterioro de
los márgenes se da muy rápidamente. Consideremos que para la selva norte del Perú, un
corte de agua de 89% es bajo para el promedio del yacimiento.
20
2.4 Importancia económica de los programas de control de agua con modificadores de la
permeabilidad relativa.
Ya hemos revisado lo costoso que puede ser producir un yacimiento con alto corte de agua y no
hacer nada para mejorar la situación. A continuación veremos el efecto económico que puede tener
en la rentabilidad de un yacimiento, la implementación de una programa serio de control de agua
por ejemplo con modificadores de la permeabilidad relativa.
La manera apropiada de evaluar la eficiencia de los trabajos de control de agua con modificadores
de la permeabilidad relativa, es a través de campañas que involucren varios pozos ya que como
todo tratamiento, este tiene un porcentaje de éxito determinado. Por lo tanto, no es recomendable
tomar una decisión acerca de la efectividad de la tecnología en un determinado campo ejecutando
tan sólo 1 o 2 trabajos.
El éxito completo de un trabajo de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa
es reducir la producción de agua sin reducir o reducir mínimamente la producción de petróleo.
Debido a que es preciso que el reservorio no esté dañado para que el polímero pueda adherirse
adecuadamente a la roca, los trabajos de control de agua son usualmente bombeados
inmediatamente después de haber inyectado tratamientos de estimulación (de acuerdo al daño
presente) todo en una sola etapa. Por esta razón, en algunos casos, después de haber ejecutado el
tratamiento de control de agua la merma en la permeabilidad relativa al petróleo es compensada con
la remoción del daño ejecutada previamente. Por lo tanto, en ciertos casos, no solo la producción de
petróleo no se reduce sino que podría también incrementarse.
Por lo antes mencionado, es claro que para diseñar adecuadamente un tratamiento de control de
agua, es preciso conocer bien el reservorio y el producto a ser inyectado, ya que cuando el
tratamiento no es el apropiado la reducción en la producción de petróleo puede ser demasiado
considerable. Cuando esto ocurre, y el precio de crudo es alto, cualquier proyecto de control de
agua fracasa ya que el ahorro por producir menos agua difícilmente compensa las pérdidas por
producir menos petróleo.
Para poder explicar numéricamente el beneficio que puede brindar una campaña de tratamientos de
control de agua adecuadamente diseñados y ejecutados en un determinado campo, tomemos como
ejemplo un yacimiento de petróleo maduro que produce alrededor de 200,000 bbls de fluido al día,
21
razón por la cual el costo por manejo de agua a considerar en el ejemplo es de US $ 0.436.
Tomaremos 10 pozos de ese yacimiento para ejecutar un proyecto de control de agua con
modificadores de la permeabilidad relativa.
Consideraciones para los ejemplos:
• Tipo de reservorio: arenisca con mecanismo de producción por empuje de agua.
• Corte de agua promedio inicial de los pozos tratados: 98%.
• Producción inicial de petróleo por pozo: 150 bbls.
• Declinación de la producción de petróleo promedio anual: 5%
• Incremento del corte de agua promedio anual: 0.2 %
• Corte de agua promedio luego del tratamiento de control de agua: 96.5%.
• Precio de petróleo promedio: US $ 90.00 / bbl.
• Costo de producción del barril de agua: US $ 0.436 / bbl.
• Costo del tratamiento de control de agua: US $ 150,000.00 / pozo.*
• Duración del tratamiento: 1 año.**
• Numero de pozos involucrados en la campaña: 10 pozos
* Considera el costo del tratamiento, más el costo del equipo para la intervención del pozo.
** Los tratamientos de control de agua no son permanentes, por esta razón el tratamiento debe ser
repetido periódicamente. En este ejemplo se considera que la efectividad del tratamiento de control
de agua es 1 año. Por lo tanto, para el cálculo de los costos se considera que cada pozo es re-
intervenido anualmente.
22
Caso 1: En la tabla 7 se observan los resultados financieros al año 2020 de un grupo de 10 pozos
sin programa de control de agua implementado.
Observaciones:
• Notemos que a causa del incremento en la producción de agua en el transcurrir de los años,
el margen anual de la compañía operadora se deteriora cada vez más.
• Notemos que el costo del agua, en 7 años, se duplico y es el 80% del ingreso por la venta
del hidrocarburo. Probablemente antes del 2,020 este grupo de pozos dejo de producir por
encima del límite económico.
Tabla 7.
Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos sin programa de control de agua.
Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%
Resultados proyectados - Sin programa de control de agua Ingresos por crudo Costo del agua Costo del agua
Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $)2013 98.00 1,500 73,500 $49,275 $11,697 23.7%2014 98.20 1,425 77,742 $46,811 $12,372 26.4%2015 98.40 1,354 83,256 $44,471 $13,249 29.8%2016 98.60 1,286 90,576 $42,247 $14,414 34.1%2017 98.80 1,222 100,592 $40,135 $16,008 39.9%2018 99.00 1,161 114,906 $38,128 $18,286 48.0%2019 99.20 1,103 136,727 $36,222 $21,759 60.1%2020 99.40 1,048 173,537 $34,411 $27,617 80.3%
Totales $331,699 $135,402Ingreso total en el periodo $196,297
23
Caso 2: En la tabla 8 se observan los resultados financieros al año 2020 de un grupo de 10 pozos
produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance
general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se mantuvo constante.
Observaciones:
• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa
de control de agua, a solo US $ 56 MM luego de implementar el programa de control de
agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 79 MM.
• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12
MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua
asciende a US $ 67 MM.
• El ingreso total en el periodo, que considera el ingreso por la producción de petróleo y los
costos del agua y de los tratamientos, aumentó de US $ 196 MM, sin programa de control
de agua, a US $ 263 MM. Son US $ 67 MM adicionales de ingresos.
Tabla 8.
Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control
de agua. Producción de hidrocarburo constante.
Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%
Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por
Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,500 41,357 $49,275 $6,582 13.4% $3,6152014 96.70 1,425 41,757 $46,811 $6,645 14.2% $4,2272015 96.90 1,354 42,316 $44,471 $6,734 15.1% $5,0152016 97.10 1,286 43,061 $42,247 $6,853 16.2% $6,0612017 97.30 1,222 44,029 $40,135 $7,007 17.5% $7,5012018 97.50 1,161 45,266 $38,128 $7,204 18.9% $9,5832019 97.70 1,103 46,838 $36,222 $7,454 20.6% $12,8052020 97.90 1,048 48,834 $34,411 $7,771 22.6% $18,345
Totales $331,699 $56,249 $67,153Ingreso total en el periodo $263,450
24
Caso 3: En la tabla 9 se observa los resultados financieros al año 2020 de grupo de 10 pozos
produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance
general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se redujo en un 10%.
Observaciones:
• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa
de control de agua, a solo US $ 51 MM luego de implementar el programa de control de
agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 84 MM.
• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12
MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua
asciende a US $ 72 MM.
• Sin embargo falta considerar el impacto de la reducción de la producción de petróleo, que
reduce el ingreso de US $ 332 a US $ 299. Esto es US $ 33 MM menos.
• A pesar de ello, el ingreso total en el periodo aumentó de US $ 196 MM (sin programa de
control de agua) a US $ 236 MM. Son US $ 40 MM adicionales de ingresos.
Tabla 9.
Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control
de agua. Reducción del 10% de la producción de hidrocarburo
Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%
Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por
Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,350 37,221 $44,348 $5,923 13.4% $4,2732014 96.70 1,283 37,581 $42,130 $5,981 14.2% $4,8912015 96.90 1,218 38,084 $40,024 $6,061 15.1% $5,6892016 97.10 1,157 38,755 $38,022 $6,167 16.2% $6,7472017 97.30 1,100 39,626 $36,121 $6,306 17.5% $8,2022018 97.50 1,045 40,740 $34,315 $6,483 18.9% $10,3032019 97.70 992 42,154 $32,599 $6,708 20.6% $13,5502020 97.90 943 43,950 $30,970 $6,994 22.6% $19,122
Totales $298,529 $50,624 $72,778Ingreso total en el periodo $235,905
25
Caso 4: En la tabla 10 se observan los resultados financieros al 2020 de un grupo de 10 pozos
produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance
general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se incrementó en un 5%.
Observaciones:
• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa
de control de agua, a solo US $ 59 MM luego de implementar el programa de control de
agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 76 MM.
• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12
MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua
asciende a US $ 64 MM.
• Sin embargo falta considerar el impacto del incremento de la producción de petróleo que
incrementa el ingreso de US $ 332 MM a US $ 348 MM. Son US $ 16 MM adicionales.
• Considerando este punto, el ingreso total en el periodo aumentó de US $ 196 MM (sin
programa de control de agua) a US $ 277 MM. Son US $ 81 MM adicionales de ingresos.
Tabla 10.
Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control
de agua. Incremento del 5% de la producción de hidrocarburo.
Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%
Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por
Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,575 43,425 $51,739 $6,911 13.4% $3,2862014 96.70 1,496 43,845 $49,152 $6,977 14.2% $3,8942015 96.90 1,421 44,431 $46,694 $7,071 15.1% $4,6782016 97.10 1,350 45,214 $44,360 $7,195 16.2% $5,7192017 97.30 1,283 46,230 $42,142 $7,357 17.5% $7,1512018 97.50 1,219 47,529 $40,034 $7,564 18.9% $9,2222019 97.70 1,158 49,180 $38,033 $7,827 20.6% $12,4322020 97.90 1,100 51,275 $36,131 $8,160 22.6% $17,957
Totales $348,284 $59,062 $64,340Ingreso total en el periodo $277,222
26
3. CAUSAS PARA EL INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA
El agua es parte intrínseca de los reservorios de hidrocarburos, razón por la cual está presente en
todos los yacimientos e inclusive es el fluido más abundante del mismo en algunos casos. Es
evidente de que ninguna compañía operadora quisiera producirla, sin embargo dependiendo de la
procedencia del agua, hay aguas que son mejores que otras.
3.1. Clasificación del agua.
Para poder tomar alguna medida en cuanto a la producción del agua, es necesario conocer su
origen. Por lo tanto su clasificación está relacionada a ello y es la siguiente:
3.1.1 Agua aceptable
Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a través del yacimiento, y no se puede eliminar del
todo sin perder parte de las reservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un
flujo simultáneo de agua y petróleo en toda la matriz de la formación. El flujo fraccional de agua
está determinado por la tendencia natural de mezcla que provoca el aumento gradual de la relación
agua/petróleo.
Otra forma de producción de agua aceptable proviene de las líneas de flujo convergentes dentro del
pozo. Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco puntos, un inyector
alimenta un productor. El flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de líneas
de flujo; la más corta es una línea recta entre el inyector y el productor, mientras que la más larga
sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor. La invasión de agua ocurre en un
primer momento en la línea de flujo más corta, mientras el petróleo todavía se produce de las líneas
de flujo más lentas. Esta agua también debe considerarse aceptable ya que no es posible cerrar
determinadas líneas de flujo mientras se siguen produciendo las otras.
Ya que el agua aceptable, por definición, produce petróleo junto con ella se debería tratar de
maximizar su producción.
27
3.1.3 Agua excesiva
Se puede definir al agua excesiva como aquella que no produce petróleo, o bien cuando la
producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua,
es decir es agua producida por encima del límite económico de la relación agua / petróleo.
Este es el tipo del agua que no debemos producir y, en primer lugar, debemos tratar de controlar.
Para ello debemos identificar exactamente cuál es la raíz del problema, es decir averiguar la
proveniencia del agua.
3.2. Eventos que originan la producción de agua excesiva
El origen de la mayoría de los problemas asociados a agua excesiva está comprendido dentro de los
siguientes eventos:
3.2.1 En el pozo o en la zona cercana al pozo
3.2.1.1 Rotura en los revestidores. Un inesperado incremento en la producción de agua puede ser
el resultado de una rotura en los revestidores. De esta manera, los fluidos contenidos en otras
formaciones pueden alcanzar el pozo y ser producidas, como se muestra en la figura 8. Los
registros básicos de producción tales como densidad de fluido, temperatura y flujo pueden ser
suficientes para diagnosticar estos problemas. En casos de mayor complejidad puede hacerse
necesario el uso de registros de flujo de agua o de perfilaje multifásico de fluidos. La solución
típica a este problema es inyectando fluidos sellantes tales como silicatos, realizando
cementaciones forzadas con las distintas clases de cementos existentes de acuerdo a las
circunstancias de cada pozo (cemento convencional, de partícula ultrafina o los de magnesio) u
optar por un aislamiento mecánico con tapones ó empacaduras o parches.
3.2.1.2 Canales detrás de los revestidores. Los canales detrás de los revestidores (espacio anular
entre estos y la formación) pueden desarrollarse en un pozo en cualquier momento de su vida, sin
embargo es más probable que se desarrollen inmediatamente después de la completación del pozo o
después de algún trabajo de estimulación. Luego, cuando el pozo es puesto en producción y se
manifiesta un incremento inesperado de la producción de agua, existe la alta probabilidad de que
exista un canal, como se muestra en la figura 9. Los canales en el anular revestidor – formación son
28
producto de trabajos de cementación primaria ineficientes lo que genera pobre adherencia
revestidor – cemento o cemento – formación. El flujo a través de estos canales se puede evitar
optimizando los trabajos de cementación primaria. Para ello existen muchísimas recomendaciones
que podrían darse (ellas se encuentran en cualquier manual de cementación) sin embargo las más
importantes son: tener los revestidores bien centralizados en los lugares claves y acondicionar el
lodo a los valores reológicos más bajos posibles sin comprometer la estabilidad del pozo. Para esto
último, una comunicación fluida y eficiente con el experto, que es el ingeniero de lodos, es clave.
Este flujo de agua puede ser detectado mediante los registros de temperatura o los registros de flujo
de agua basados en la activación de oxígeno. La remediación del problema, una vez que el canal ha
sido detectado, se realiza generalmente efectuando cementaciones forzadas usando cementos de
partícula ultrafina o de magnesio. Otras opciones, no tan eficientes para este caso, son el uso de
resinas, geles, etc.
Figura 8.
Ejemplo de producción de agua excesiva por rotura en los revestidores.
29
3.2.1.3 Rotura de barreras naturales. Incluso en el caso de que se halla ejecutado un buen trabajo
de cementación a lo largo del anular y exista una barrera natural, tal como una densa capa de arcilla
separando los distintos fluidos (petróleo y agua); tales arcillas puede deformarse y fracturarse en la
región cercana al pozo como producto de la aplicación de algún tipo de esfuerzo. Al existir dicha
fractura y generarse un diferencial de presión debido a la producción de hidrocarburos, es posible
que fluidos indeseados alcancen el pozo.
En la mayoría de los casos, estas fracturas se originan durante procesos de estimulación a alta
presión tales como el fracturamiento hidráulico o la acidificación que pudiera haber generado
canales producto de la disolución efectuada. Se pueden utilizar distintos tipos de registros de
temperatura o pruebas de rayos gama espectrales para detectar este problema. En la figura 10 se
aprecia un caso típico en el cual al fracturar un reservorio de baja permeabilidad, se rompe la
cobertura de un sello natural y se alcanza una zona de agua aledaña.
Figura 9.
Ejemplo de producción de agua excesiva por canal detrás de los revestidores.
30
3.2.1.4 Completaciones efectuadas cerca o en la zona de agua. Por más obvio que parezca suele
ocurrir que, por una errónea evaluación del reservorio o por un mal trabajo de correlación, la zona
que contiene el agua es punzada lo cual conlleva a la inmediata producción de agua excesiva.
Incluso si los punzados se encuentran justo sobre el contacto original agua-petróleo, esta
proximidad causara que se produzcan fluidos indeseados por una rápida canalización o
conificación. En estos casos se debe re-examinar la información disponible de núcleos, reportes de
perforación y registros a hueco abierto para evaluar nuevamente la ubicación de las zonas que
contienen agua móvil. Un ejemplo de este caso se puede apreciar en la figura 11, en donde por error
se baleó una fina capa se agua que se encontraba entre 2 reservorios de hidrocarburos.
Figura 10.
Ejemplo de producción de agua excesiva por rotura de barreras naturales
31
Figura 11.
Ejemplo de producción de agua excesiva por completación en zona de agua
3.2.2 A nivel de reservorio
3.2.2.1 Contacto agua – petróleo dinámico. Si un contacto agua – petróleo uniforme asciende
hacia una zona baleada de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir
producción de agua excesiva, como lo muestra la figura 12. Esto ocurre donde existe una
permeabilidad vertical baja. Ya que el área de flujo es extensa y que el contacto asciende
lentamente, puede ocurrir inclusive en casos donde las permeabilidades verticales son sumamente
bajas (menos de 0.01 md). En los pozos con mayores permeabilidad verticales (Kv >0.01 Kh) es
más probable encontrar conificación y otros problemas que se describirán más adelante. En
realidad, si bien este tipo de problema podría considerarse como un sub-grupo dentro de la
conificación, la tendencia a la conificación es tan baja que un trabajo se sellado a alta presión en la
cercanía del pozo es efectivo al menos por un tiempo.
El diagnóstico del problema no se puede hacer sólo en base a la identificación que la intrusión de
agua proviene del fondo del pozo ya que este efecto puede ser generado por otros problemas
32
también. En un pozo vertical este problema puede ser solucionado colocando un tapón (mecánico o
de cemento) por encima de la zona que aporta agua. Si el contacto sigue moviéndose por encima
del tapón, será necesario un segundo tratamiento.
En los pozos horizontales, cualquier solución que se aplique en las cercanías del pozo debe
extenderse bastante en todas las direcciones con respecto al intervalo productor de agua para
impedir que el flujo de agua horizontal supere los límites del tratamiento y retardar la consiguiente
invasión de agua. Como otro alternativa se puede considerar la perforación de una desviación una
vez que la razón agua / petróleo resulte intolerable desde el punto de vista económico.
3.2.2.2 Conificación o formación de cúspide. En un pozo vertical se produce una conificación
cuando existe un contacto agua – petróleo cerca de los punzados en una formación de
permeabilidad vertical relativamente elevada, como se puede observar en la figura 13. La tasa
crítica de conificación (la cual se puede calcular), que es la máxima tasa a la cual se puede producir
petróleo sin producir agua por conificación, generalmente es muy baja para que resulte económica.
En algunos casos, se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua – petróleo
estacionario. Sin embargo, este método difícilmente podrá detener la conificación ya que se
necesita un gran volumen de gel (considerando que a menudo los radios de cono son bastante
grandes) para producir una reducción significativa de la relación agua – petróleo. Cuando se
realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, rápidamente se produce una re invasión del
agua. Otra alternativa es la ejecución de trabajos matriciales de control de agua con modificadores
de la permeabilidad relativa. Estos tratamientos tampoco detendrán la conificación pero
disminuirán ostensiblemente el corte de agua con un riesgo mínimo de afectar la producción de
hidrocarburos, inclusive podrían incrementarla. Esta tecnología será discutida, en particular,
posteriormente.
Otra alternativa, si aún fuese factible de acuerdo a como se completó el pozo , es punzar uno o más
huecos laterales de drenaje cerca del tope del reservorio para aprovechar la mayor distancia con
respecto al contacto agua-petróleo y la disminución de la caída de presión, que reduce el efecto de
conificación.
En los pozos horizontales, este problema puede asociarse con la formación de una duna o de una
cúspide. En dichos pozos, al menos, puede ser posible retardar el crecimiento de la cúspide con una
operación de sellado cerca del pozo que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia abajo.
33
Figura 12.
Ejemplo de producción de agua excesiva por contacto de agua dinámico.
Figura 13.
Ejemplo de producción de agua excesiva por conificación
34
3.2.2.3 Canalización a través de una zona de alta permeabilidad. En algunas ocasiones cuando
en el reservorio existen zonas de mayor permeabilidad el agua proveniente ya sea de un acuífero
subyacente que mantiene presurizado el reservorio o de un pozo inyector, irrumpe prematuramente
en el pozo producto originando un súbito y considerable incremento en el corte de agua. Como
producto de esto importantes reservas son dejadas en el reservorio sin ser barridas. Mientras que el
agua continúa barriendo las zonas de alta permeabilidad, la permeabilidad a este fluido se hace
inclusive mayor, incrementándose aún más el corte de agua a través de la vida del pozo. En la
figura 14 se puede observar un ejemplo de este caso en el cual se observa la canalización del agua
de fondo a través de una zona de mayor permeabilidad.
Para la detección de estos canales es útil el empleo de trazadores y las pruebas de pulsaciones e
interferencia; las cuales ayudan al ingeniero a determinar la existencia de comunicación entre pozos
y la capacidad de flujo del canal. Además es importante efectuar simulaciones de movimiento de
fluidos y monitorear el reservorio a fin de conocer la ubicación de los fluidos en las distintas
formaciones. La existencia de contrastes importantes de permeabilidad en el reservorio puede ser
detectada con anticipación a través del estudio de los núcleos tomados durante la perforación o con
pruebas de presión transitoria. Para combatir el problema, en los casos donde el agua proviene de
un acuífero subyacente, los tratamientos matriciales con modificadores de la permeabilidad relativa
han probado ser muy eficientes. Esta tecnología será discutida, en particular, posteriormente. En el
caso que el agua provenga de un pozo inyector, se trataría de un caso particular de barrido areal
ineficiente, en donde los modificadores de la permeabilidad relativa también encuentran aplicación.
35
Figura 14.
Ejemplo de producción de agua excesiva por canalización
3.2.2.4 Barrido areal deficiente. Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuífero o de
un pozo inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal deficiente. Por lo
general, la anisotropía areal de la permeabilidad genera este problema, que es especialmente serio
en los depósitos de canales de arena. En la figura 15 se puede observar, por ejemplo, un arreglo de
pozos inyectores y productores. Debido a la aninsotropía del reservorio, algunos frentes de agua
irrumpen en los pozos productores antes que otros, produciendo un barrido de los hidrocarburos
muy ineficiente y dejando reservas sin ser desplazadas.
La solución consiste en desviar el agua inyectada fuera del espacio de los poros, que ya han sido
barridos por agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua de un
elemento viscoso. En este tipo de circunstancias, los modificadores de la permeabilidad relativa
encuentran también aplicación al ser inyectados continuamente en el pozo inyector, provocando la
modificación del perfil de inyección, mejorando la recuperación de los hidrocarburos. Esta
tecnología será discutida, en particular, posteriormente. En este tipo de situaciones, con frecuencia
también se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos de relleno. Los tramos
laterales también pueden ser usados para llegar al petróleo no barrido de forma más económica. Los
pozos horizontales pueden atravesar zonas con diferentes valores de permeabilidad y presión dentro
36
de la misma capa, lo cual provoca un barrido areal deficiente. También puede suceder que el agua
invada sólo una parte del pozo simplemente debido a su proximidad horizontal a la fuente de agua.
Figura 15.
Ejemplo de producción de agua excesiva por barrido areal deficiente.
3.2.2.5 Fracturas o fallas comunicando zonas de agua. El agua puede provenir de fracturas o
fallas naturales que interceptan una zona de agua con el reservorio de hidrocarburos que se desea
explotar, como lo muestra la figura 16. Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel polimérico; lo
cual resulta especialmente efectivo si estas fracturas no contribuyen a la producción de petróleo.
Los volúmenes de tratamiento deben ser lo suficientemente grandes para poder obturar las fracturas
a una distancia considerable del pozo. Sin embargo existen ciertas complicaciones. En primer lugar,
se desconoce el volumen de las fracturas. En segundo lugar, dada la posibilidad de obturar las
fracturas que contribuyen a la producción de petróleo conviene inyectar el tratamiento con sobre
desplazamiento para mantener la productividad en las inmediaciones del pozo. Por último, si se
utiliza un fluido gelificado, este deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al
tratamiento. Por lo tanto, en el caso de fracturas localizadas, convendrá obturarlas cerca al pozo
sobre todo si este se encuentra revestido y cementado. En forma similar cuando las fracturas
hidráulicas alcanzan una capa de agua, se produce un deterioro en la producción. Sin embargo, en
estos casos, se conoce mejor el problema y el medio circundante para aplicar las soluciones
apropiadas. En este caso en particular, si con antelación se sabe que existe el riesgo de contactar
37
una zona de agua durante el fracturamiento hidráulico, la inclusión de un modificador de
permeabilidad relativa como aditivo del fluido de fractura es sumamente eficiente reduciendo el
corte de agua sin afectar la producción de hidrocarburos. Esta tecnología será discutida, en
particular, posteriormente.
En muchos yacimientos de carbonatos, las fracturas suelen ser casi verticales y tienden a ocurrir en
grupos separados por grandes distancias, en especial en las zonas dolomíticas cerradas, por lo cual
es poco probable que estas fracturas intercepten un pozo vertical. Sin embargo, estas fracturas se
observan con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de agua ocurre a menudo a
través de fallas conductoras o fracturas que interceptan un acuífero. De manera similar al caso
vertical, el bombeo de un fluido gelificado es útil para aliviar este problema.
Figura 16.
Ejemplo de producción de agua excesiva por fallas comunicando zonas de agua.
38
3.2.2.6 Fracturas o fallas comunicando pozo inyector y pozo productor. En las formaciones
naturalmente fracturadas bajo recuperación secundaria por inyección de agua, el agua inyectada
puede invadir rápidamente los pozos productores. Este fenómeno se produce en forma habitual
cuando el sistema de fracturas es extenso o se encuentra fisurado y se puede identificar a través del
uso de trazadores radioactivos o pruebas de presión. En la figura 17 se puede apreciar como en un
arreglo de pozo inyectores y productores, las fallas naturales existentes hacen que el agua alcance e
irrumpa rápidamente en los pozos productores, incrementando severamente el corte de agua.
También se pueden usar registros de trazadores para cuantificar el volumen de las fracturas, valor
que se utiliza para el diseño del tratamiento de remediación. La inyección de un gel, resina o látex
en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la producción de petróleo del
reservorio. Precisamente para este tipo de problemas en los cuales se requiere obturar fracturas,
cavernas u otros espacios que originan una súper permeabilidad, la última tecnología son las
‘partículas de gel preformado’. Estas partículas deformables de gel, las cuales están disponibles en
distintas mallas de acuerdo a la aplicación, se hinchan al ser mezcladas con una salmuera. Deben
ser inyectadas en el pozo productor, obturando las zonas de mayor permeabilidad y mejorando el
barrido de las zonas de menor permeabilidad. Si se utiliza un flujo de geles reticulados, podría no
resultar efectivo dado que su penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto, penetra en las
fracturas de manera selectiva.
Los pozos que presentan fracturas o fallas severas durante la perforación, generalmente, sufrieron
considerables pérdidas de lodo. Por lo tanto si se espera encontrar el reservorio fallado o con un
sistema de fracturas asociadas es conveniente bombear un gel para resolver al mismo tiempo el
problema de la perforación y los problemas consiguientes de la producción de agua y barrido
deficiente, en particular en las formaciones cuya matriz tiene baja permeabilidad. En los pozos
horizontales, puede existir el mismo problema cuando el pozo intercepta una o más fallas
conductoras o que tienen fracturas conductoras asociadas.
39
Figura 17.
Ejemplo de producción de agua excesiva por fallas comunicando pozo inyector y pozo
productor
3.2.2.7 Capa inundada sin flujo transversal. Un problema habitual en la producción proveniente
de capas múltiples se produce cuando una capa de alta permeabilidad rodeada por una barrera de
flujo (como una arcilla) está inundada, como muestra la figura 18. En este caso, la fuente de agua
puede ser un acuífero activo o un pozo inyector de agua.
Por lo general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más alto. Al no existir flujo
transversal en el yacimiento (debido a la continuidad de la barrera), este problema se resuelve
mediante la aplicación de tratamientos de sellado químico o mecánico ya sea en el pozo inyector o
en el productor, dependiendo si se conoce con precisión la ubicación de la capa inundada. Luego de
ser identificada la capa inundada se puede atacar el problema ejecutando la inyección de materiales
obturantes como silicatos, resinas, látex y/o realizando cementaciones forzadas. Los pozos
horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Los problemas
de agua en pozos sumamente inclinados completados en capas múltiples se pueden tratar de la
misma manera que a los pozos verticales.
40
Figura 18.
Ejemplo de producción de agua excesiva por capas inundadas sin flujo transversal
3.2.2.8 Capa inundada con flujo transversal. El flujo transversal de agua puede existir en capas
de alta permeabilidad que no se encuentran aisladas por barreras impermeables. El problema de la
producción de agua a través de una capa sumamente permeable con flujo transversal es similar al de
una capa inundada sin flujo transversal, pero se diferencia de este en el hecho de que no existe una
barrera para detener el flujo en el reservorio, como se muestra en la figura 19. En estos casos los
intentos para modificar el perfil de producción o inyección cerca al pozo están condenados al
fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del pozo. Es fundamental poder determinar
si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto que esta es la única diferencia entre los dos
problemas. En casos aislados es posible colocar un gel muy penetrante de forma económica en la
capa permeable ladrona, siempre que esta sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la
zona de petróleo. Aún bajo estas circunstancias óptimas, antes de iniciar el tratamiento es necesario
realizar un cuidadoso análisis de ingeniería. En muchos casos, la solución consiste en perforar uno
o más tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no drenadas. Los pozos horizontales
completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Si un pozo sumamente
inclinado está completado en capas múltiples, este problema puede ocurrir igual que en un pozo
vertical.
41
Figura 19.
Ejemplo de producción de agua excesiva por capas inundadas con flujo transversal
3.2.2.9 Segregación gravitacional. Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con
buena permeabilidad vertical, la segregación gravitacional, denominada a veces barrido de agua en
el fondo de la arena puede provocar la invasión de agua no deseado en un pozo productor, como lo
muestra la figura 20. El agua, ya sea que provenga de un acuífero o de un proceso de recuperación
secundaria por inyección de agua, se escurre hacia abajo en la formación permeable y barre sólo la
parte inferior del yacimiento. Cuando existe una relación de movilidad petróleo – agua desfavorable
el problema puede agravarse, inclusive más en las formaciones con texturas sedimentarias que se
vuelven más finas hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto con la segregación gravitacional
fomentan el flujo en la base de la formación.
Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de obturar los punzados inferiores tendrá
sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor volumen de petróleo antes que la segregación
gravitacional vuelva a ser dominante. En el pozo productor existe conificación local y por tanto, es
poco probable que los tratamientos con geles sean duraderos. En el caso que el agua provenga de un
pozo inyector, este problema puede considerarse como un caso particular de barrido areal
deficiente, razón por la cual los modificadores de permeabilidad relativa tienen aplicación similar.
Los tramos laterales de drenaje pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo no barrido y
42
los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el barrido vertical. En los
pozos horizontales, la segregación gravitacional puede ocurrir cuando el pozo se encuentra cercano
al fondo de la zona productiva o bien cuando se supera la tasa crítica de conificación local.
Figura 20.
Ejemplo de producción de agua excesiva por segregación gravitacional.
43
4. DIAGNÓSTICO E IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.
Como hemos visto en el capítulo anterior, no siempre producir mucha agua es sinónimo de que
tenemos un problema ya que existe lo que se denomina agua aceptable. Por lo tanto, el primer paso
para cualquier programa de control de agua es evaluar los pozos o los campos en búsqueda de
indicios que nos hagan sospechar de la existencia de alguno de los problemas explicados
anteriormente y que generan la producción de agua excesiva. Esto nos permitirá detectar los pozos
donde es preciso aplicar alguna técnica de control de agua, seleccionar la técnica de control
apropiada e identificar el punto exacto donde debe aplicarse la tecnología.
Para efectuar esta evaluación, se requiere analizar información que muchas veces ya está disponible
o de lo contrario es preciso realizar mediciones en el fondo del pozo.
4.1 Utilizando información disponible en forma de gráficos y curvas de diagnóstico
4.1.1 Gráfico de recuperación acumulada (Log RAP vs Petróleo acumulado en bbls)
Se trata de un gráfico semi-logarítmico que tiene en el eje de las ordenadas al logaritmo de la
relación agua-petróleo (RAP) y en el eje de las abscisas al volumen de petróleo producido
acumulado en barriles.
Este gráfico se utiliza para estimar el volumen de petróleo acumulado producido, extrapolando la
tendencia hasta el límite económico de la relación agua-petróleo. El limite económico de la relación
agua-petróleo es la cantidad de barriles de agua que deben producirse, por barril de petróleo
producido, para que el pozo o yacimiento dejen de ser rentables. Si el volumen de petróleo
acumulado producido (en el límite económico) es similar a los cálculos de reservas recuperables, el
agua que se está produciendo es aceptable; de lo contrario es excesiva.
Como ejemplo tenemos la figura 21 en la cual se muestra el gráfico de recuperación acumulada
para el pozo JM-16, el cual produce actualmente 130 bppd con un corte de agua del 98.8%. A la
fecha este pozo ha acumulado 1’682,250 bbls de petróleo y el límite económico de la relación agua-
petróleo (RAP) es 99.
44
Figura 21.
Ejemplo del gráfico de recuperación acumulada.
En la figura 21 observamos que la extrapolación de la tendencia del gráfico hacia el límite
económico de la RAP que es 99, da como resultado 1’760,000 bbls de petróleo acumulados
aproximadamente. De acuerdo a esta cuenta, quedan por producir 77,750 bbls de petróleo antes de
llegar al límite económico. Es decir, si no hacemos nada por el pozo, estamos muy cerca de
empezar a producir perdiendo dinero. Siendo el potencial de reservas recuperables del pozo JM-16,
2’500,000 bbls de petróleo concluimos que el agua producida es excesiva y de ejecutarse algún
trabajo de control de agua sería posible continuar drenando estas reservas de manera dentro de los
límites económicos.
El efecto del probable trabajo de control de agua lo podemos observar en la figura 22, en donde sin
modificar el limite económico, al reducir la producción de agua la relación agua-petróleo se reduce,
permitiendo producir una mayor cantidad de hidrocarburos de forma económica. Ahora, la probable
producción acumulada de petróleo antes de llegar al límite económico es 2’100,000 bbls. De
acuerdo a esta nueva cuenta, luego de realizar el trabajo de control de agua, quedan por producir
417,750 bbls de hidrocarburo antes de llegar al límite económico.
45
Figura 22.
Ejemplo del gráfico de recuperación acumulada luego del control de agua
4.1.2 Gráfico de historia productiva (Log producción de petróleo y agua en bpd vs Log
tiempo en días)
En este gráfico se ubica en el eje de las ordenadas el logaritmo del caudal de producción, en forma
simultánea, del petróleo y del agua en barriles por día (bpd); y en el eje de las abscisas el logaritmo
del tiempo en días.
Este gráfico permite apreciar el momento en donde se pudo haber dado una intrusión importante de
agua la cual pudiera ser excesiva, ayudando a identificar al pozo candidato. Este incremento en la
producción de agua generalmente esta acompañada por una reducción de la producción de petróleo
casi simultánea. Adicionalmente debe confrontarse estas sospechas con el historial del pozo. La
apertura o cierre de algún horizonte, etc.; podrían justificar alguna variación en las gráficas que
pueda causar sospechas de agua excesiva infundadas.
46
En la figura 23 se puede apreciar el gráfico de historia productiva para el mismo pozo JM-16.
Nótese que a partir del día 1,000 se aprecia una notoria declinatoria de la producción de petróleo
acompañada de un incremento paulatino de la producción de agua. Esto debe interpretarse como la
probable ocurrencia de alguno de los problemas que originan agua excesiva (conificación,
canalización, etc.)
Figura 23.
Ejemplo del gráfico de historia productiva.
4.1.3 Gráfico de la declinación de la producción (Log producción de petróleo y agua en bpd
vs producción acumulada de petróleo en bbls)
Este es otro gráfico que permite visualizar algún tipo de comportamiento productivo que no es
acorde a lo normal, proporcionando indicios para sospechar de una probable producción excesiva
de agua.
Se trata de un gráfico semi-logarítmico en el cual en el eje de las ordenadas se grafica el logaritmo
de la producción de petróleo y la de agua en barriles por día, y en el eje de las abscisas la
producción acumulada de petróleo en barriles. Cualquier cambio de pendiente repentino de la
47
declinación de petróleo normal, debe ser comparado con el historial del pozo a fin de buscar la
justificación. De no haber justificación aparente y se encuentra acompañado de un incremento en el
agua; puede interpretarse como la ocurrencia de algún evento que origina la producción excesiva de
agua.
En la figura 24 se puede observar el gráfico de declinación del pozo JM-16. Observemos que a
partir de los 700,000 bbls de petróleo producidos, se nota un claro cambio de la pendiente de
declinación del petróleo, mientras que la producción de agua va incrementando. A continuación
debe revisarse el historial del pozo ya que es probable que haya ocurrido algún evento que genere
agua excesiva.
Figura 24.
Ejemplo del gráfico de declinación de la producción
48
4.1.4 Gráfico de diagnóstico de Chan (Log RAP o Log RAP’ vs Log tiempo en días)
Basado en estudios de simulación numérica llevados a cabo en distintos reservorios, estos gráficos
nos permiten distinguir si un determinado pozo que presenta evidencias de producción de agua
excesiva lo hace o por conificación o por canalización.
En estos estudios se observó que los gráficos Log-Log de la relación agua-petróleo (RAP) versus el
tiempo en días y Log-Log de la derivada de la relación agua-petróleo (RAP’) versus el tiempo en
días, mostraban distintos comportamientos para cada mecanismo permitiendo a través de ellos
distinguir si el pozo está siendo sometido a un proceso de conificación o canalización.
Específicamente, durante la conificación la RAP crece lentamente y la RAP’ disminuye. La
conificación será acentuada si la pendiente de la RAP’ es grande y leve si la pendiente es pequeña.
Si la RAP’ sigue una pendiente cero indica la estabilización del cono.
Cuando se produce la canalización la RAP crece rápidamente y la RAP’ aumenta, la canalización
será severa si la pendiente de la RAP’ es muy grande y leve si la pendiente es pequeña. Una
pendiente cero indica una estabilización del canal. Para una mejor referencia, observemos la figura
25 en donde se observa la forma que adoptan las distintas curvas para cada proceso.
Figura 25.
Gráficos de diagnóstico de Chan.
RAP
RAP'
Proceso de conificación
RAP
RAP'
Proceso de canalización
49
Al efectuar este tipo de análisis, el ingeniero debe tomar en cuenta que durante la vida de un pozo
se puede presentar uno o ambos mecanismos en diferentes épocas de la vida productiva del mismo.
Asimismo se debe observar la información con mucho criterio ya que el ruido de la información de
campo puede generar formas en lo gráficos no tan sencillas de interpretar. Para facilitar ello,
siempre debe tenerse presente las características del reservorio, mecanismos de producción, el
historial del pozo, etc.
A manera de ejemplo, procederemos a evaluar mediante los gráficos de diagnóstico de Chan, el
comportamiento productivo del pozo JM-16 que ya hemos venido trabajando. En este pozo, de
acuerdo a lo mostrado por los gráficos de Chan y lo observado en los gráficos anteriores, se
observan básicamente 3 eventos fundamentales: una leve conificación en los primeros 200 – 300
días, la estabilización del cono hasta aproximadamente el día 1,000 y en adelante una canalización
que es el mecanismo predominante y el que más claro se aprecia. Precisamente, las gráficas
anteriores ya nos venían alertando del problema de la canalización, ya que es el que más
nítidamente se notaba. En la figura 26, podemos observar los gráficos de Chan para el pozo JM-16
y los 3 eventos fundamentales distinguidos.
Figura 26.
Gráficos de diagnóstico de Chan para el pozo JM-16
50
Adicionalmente se ha descartado por otros medios (contenido iónico del agua) que el agua de
producción provenga de otro reservorio (por probable hueco en el revestidor, canal en el cemento,
etc.). Por lo tanto, por lo observado en los gráficos y siendo el reservorio productor del pozo JM-16
una arenisca que produce por un fuerte empuje de agua de fondo, concluimos que este pozo es un
buen candidato para ejecutar un trabajo de control de agua con modificadores de la permeabilidad
relativa.
4.1.5 Gráfico de diagnóstico de Chan modificado (Log RAP vs Log total de líquidos
producidos en bbls)
Si en los gráficos anteriores cambiamos el eje de tiempo por el de líquido total acumulado, se
obtienen gráficos de diagnóstico de intrusión de agua similares al de Chan. En caso de no haber
podido obtener las derivadas (en los gráficos de Chan convencionales), podemos cuantificar los
procesos de conificación y canalización por el tipo de pendiente obtenido a partir del gráfico que se
muestra en la figura 27.
Figura 27.
Gráficos de diagnóstico de Chan modificado
51
Los eventos mostrados en el gráfico los mencionamos a continuación:
A.- Producción inicial. La RAP depende de la saturación de agua inicial y la presión del reservorio.
B.- Irrupción de agua en una capa con alta permeabilidad, este tiempo dependerá del espaciamiento
del pozo, velocidad del frente de agua y de la variación de la presión en fondo de pozo.
C.- Disminución del desplazamiento de agua. Crecimiento del cono y el canal. La pendiente
depende de la variación de permeabilidad y de los cambio de permeabilidad relativa. La pendiente
cercana a uno estará asociada a procesos de canalización y la pendiente cercana a 0.5 a un proceso
de conificación.
D.- Depletación de la capa, estabilización del canal y/o el cono, si el tiempo es corto estará asociado
a la transición a una nueva fase.
E.- Nueva irrupción de otra capa de alta permeabilidad. Dependerá de los cambio en la
permeabilidad y de la permeabilidad relativa.
A manera de ejemplo, procederemos a evaluar mediante los gráficos de diagnóstico de Chan
modificado que se muestran en la figura 28, el comportamiento productivo del pozo JM-16 que ya
hemos venido trabajando.
El gráfico de Chan Modificado mostrado corrobora el análisis efectuado hasta el momento para el
pozo JM-16. Algunos detalles los vemos a continuación:
A.- Producción inicial cuya respuesta corresponde a las permeabilidades relativas.
B.- Inicia proceso de irrupción de agua.
C.- Irrupción de agua con una pendiente moderada. Ya vimos por Chan que se trata de conificación
a causa del alta Kv del reservorio.
D.- Estabilización del cono.
E.- Irrupción violenta de agua por probable canalización.
D1.- Estabilización del canal.
52
E1.- Nuevo proceso de irrupción de agua.
Figura 28.
Gráficos de diagnóstico de Chan modificado para el pozo JM-16
Este último gráfico no hace más que verificar que el pozo JM-16 viene produciendo agua excesiva
y es un buen candidato para ejecutar un trabajo de control de agua con reductores de la
permeabilidad relativa.
4.2 Realizando mediciones de fondo de pozo
En ocasiones, los gráficos y curvas de diagnóstico construidos en base a la información disponible
no son suficientes para justificar el comportamiento del pozo en cuanto a producción de agua
indeseable se refiere. De hecho, los gráficos y curvas de diagnóstico deberían darnos pistas de
problemas relaciones con el reservorio, mas no de problemas en el pozo o en la cercanía de él.
Por esta razón, en algunos casos, será necesario hacer mediciones para complementar la
información disponible y poder llegar a una conclusión final.
53
4.2.1 Registros para evaluar la integridad del revestidor
La condición de los revestidores se evalúa para determinar la presencia de hoyos o rajaduras que
pudiesen comprometer su integridad y/o ser punto de comunicación entre el pozo y reservorios que
no son los objetivos y que pudiesen contener fluidos indeseables tal como el agua.
Existen 3 tipos de herramientas básicas para la inspección de los revestidores:
• Mecánicas: tal como caliper de brazos múltiples.
• Electromagnéticas: herramientas de inspección de revestidores.
• Ultrasónicas.
Existen muchos tipos de herramientas electromagnéticas y ultrasónicas que pueden ser usadas para
localizar hoyos, rajaduras, picaduras producto de la corrosión, etc.; en los revestidores. Se usa un
cambio de fase electromagnético para medir el espesor del revestidor y cualquier anomalidad, que
pudiese sugerir algún tipo de problema. Sin embargo, este tipo de herramienta no puede distinguir
claramente entre cualquier hoyo pequeño y los punzados en el revestidor. Otro tipo de herramienta
que descarga un flujo electromagnético (corriente dispersa) es capaz de encontrar con mayor
precisión cualquier imperfección en los revestidores y puede determinar si estas se encuentran
dentro o fuera de los revestidores hasta un mínimo de 0.25 pulgadas. Las herramientas acústicas
pueden medir el diámetro interno de los revestidores, su ovalidad y la centralización de la
herramienta.
4.2.2 Registros para evaluar la calidad del anillo de cemento detrás del revestidor
La calidad del anillo de cemento que se logra ubicar detrás de los revestidores es evaluada para
verificar que existe aislamiento hidráulico entre los distintos reservorios (ya sean estos de
hidrocarburos o de agua) distribuidos a lo largo del pozo. Cuando no existe un adecuado sello de
cemento entre reservorios es probable que al punzar uno de ellos, este produzca los fluidos de
ambos reservorios pudiendo ser uno ellos agua.
Una de las primeras herramientas acústicas utilizadas para la evaluación de la calidad del anillo de
cemento es el ‘registro de adherencia de cemento’ o más conocido en la industria como ‘CBL’ por
sus siglas en inglés. Este registro esta específicamente diseñado para localizar y evaluar cemento a
través de la medición de la perdida de energía acústica conforme esta se propaga a través del
54
revestidor. Esta pérdida de energía puede relacionase con la fracción del perímetro del revestidor
cubierto por cemento. Las herramientas de adherencia convencionales tienen 1 transmisor acústico
y 2 receptores. El sistema determina los tiempos y las amplitudes de las señales que alcanzan los
receptores.
La interpretación del registro de adherencia relaciona la intensidad de la señal con el porcentaje de
circunferencia de revestidor adherido al cemento. También se puede mostrar la onda como un
‘registro de densidad variable’ o ‘VDL’ por sus siglas en inglés, el cual permite evaluar la
adherencia del cemento a la formación. Es importante evaluar ambos registros juntos ya que la
migración de fluidos indeseables puede darse por ambas interfaces: cemento/revestidor y
cemento/formación. En la figura 29 podemos observar la presentación clásica de los registros
acústicos de adherencia de cemento y densidad variable.
Figura 29.
Presentación típica del registro de adherencia y densidad variable para la evaluación del
anillo de cemento
55
Un método más moderno para evaluar la calidad del anillo de cemento es a través de las
herramientas ultrasónicas. Estas herramientas identifican el material inmediatamente adyacente al
revestidor a través del cálculo de la impedancia acústica del mismo. Por esta razón se recomienda
interpretarlo junto con los registros de adherencia y densidad variable para poder evaluar también la
adherencia cemento/formación. Esta herramienta es especialmente útil para casos en los cuales se
tienen en el anular mezclas complejos de cementos, tales como: cementos espumados, cementos
livianos, cementos contaminados con gas, etc.
La idea básica de los registros ultrasónicos para evaluación de cemento es la de hacer resonar a una
pequeña área del revestidor. Para ello un transductor emite un pulso ultrasónico corto y recibe la
resonancia producida. Si hay un fluido detrás del revestidor este resonara, pero si hay un sólido la
resonancia se atenuara. La resonancia luego se analiza para calcular la impedancia acústica. En la
figura 30 se puede apreciar la presentación típica de uno de los tipos de registros ultrasónicos para
evaluación de cemento.
Figura 30.
Presentación típica del registro ultrasónico de evaluación del anillo de cemento
56
4.2.3 Registros de producción
Este tipo de registros, a través de distintos tipos de tecnología, identifica las profundidades a las
cuales se están produciendo determinados tipos de fluidos. De esta manera, combinándolos, el
ingeniero puede identificar las zonas que aportan fluidos indeseables, tales como el agua, y
programar la intervención del pozo y controlarla.
Los registros de producción involucran el uso de herramientas de medición geofísica, los cuales
pueden ser bajados tanto en pozos productores como inyectores y en condiciones dinámicas o
estáticas. Estas herramientas hacen diversos tipos de mediciones, las cuales con una adecuada
interpretación se puede determinar: fluidos producidos, intervalos productores y caudales de
producción. Con esta información se puede detectar problemas tales como: zonas de producción de
agua, perforados que no están aportando fluidos, flujo detrás de los revestidores, intervalos no
productores (candidatos para estimulación), fallas en empacaduras, etc.
Entre las principales herramientas que son utilizadas en registros de producción destacan: los
medidores mecánicos de flujo, de temperatura, de densidad, de trazadores radioactivos, de sensores
dieléctricos, etc.
4.2.3.1 Medidores mecánicos de flujo
Este tipo de instrumentos miden la velocidad de flujo de los fluidos en el pozo, las cuales son
convertidas a caudales de producción o de inyección. Estos medidores usan un impeler de baja
inercia que gira conforme los fluidos pasan a través de él. Mientras más rápido se mueve el fluido
(altos caudales de producción o de inyección), con mayor rapidez girará el impeler. Este registro
normalmente se toma a lo largo de todo el intervalo completado, como un perfil continuo aunque se
pueden realizar algunas mediciones estacionarias.
Los medidores mecánicos en flujo de una sola fase proveen buena información cuantitativa en
cuanto a caudales de producción o inyección en un intervalo determinado. En los casos en donde el
flujo es bifásico como agua/petróleo, por ejemplo, estos medidores proveen resultados más
cualitativos que cuantitativos. La principal razón para ello es la viscosidad del fluido que tiene
efecto sobre la velocidad del impeler y esta que el valor de esta viscosidad a condiciones de fondo
es desconocido.
57
Los efectos de viscosidad, sin embargo, no descalifican a los medidores mecánicos de flujo para
evaluar un pozo que viene produciendo con alto corte de agua ya que estos se comportan como
flujo monofásico y generalmente proveen información confiable. Además, la falta de información
cuantitativa no es estrictamente necesaria para evaluar la ejecución de un trabajo de cegado de
agua, ya que lo que requiere es saber cuál es el intervalo que produce agua y no necesariamente a
que caudal lo hace. En la figura 31 se puede apreciar un ejemplo de una corrida continua en flujo
monofásico.
Figura 31.
Corrida continúa con medidores mecánicos en flujo monofásico
58
4.2.3.2 Registros de temperatura.
Es un tipo de registro de producción que básicamente está conformado por un aparato de registro de
temperatura con alta resolución. Conforme la herramienta se baja en el pozo, esta va realizando
diversas mediciones de temperatura a las condiciones de fondo de pozo. A través de la toma de
varios registros de temperatura, en condiciones de producción, inyección o estáticas a una
determinada profundidad y observando las anomalías de temperatura registradas se puede
determinar que intervalos están produciendo o tomando fluidos. En algunas oportunidades estas
variaciones de temperatura son muy pequeñas, razón por la cual se recomienda correr registros
diferenciales de temperatura. Estos registros se interpretan observando las anomalías o desviaciones
de la gradiente de referencia. Esta referencia puede ser la gradiente geotermal, un registro corrido
antes de que el pozo produzca o un registro tomado con el pozo cerrado. La mayoría de las
anomalías están relacionadas con el movimiento de fluidos. Como el material ubicado en la parte
externa del revestidor puede afectar la temperatura, el registro de temperatura es sensible a la
formación y al anular revestidor/formación. En la figura 32 podemos observar un caso de
canalización detectado a través de un registro de temperatura.
Figura 32.
Registro de temperatura que muestra calentamiento debajo de la zona productiva
59
4.2.3.3 Gradiomanómetros y registros de densidad de fluidos
Los gradiomanómetros miden diferencias de presión registradas entre los diferentes medidores que
tiene la herramienta los cuales generalmente están separados 2 pies entre sí. Esta diferencia de
presión es una medida de la hidrostática y perdida de carga en un intervalo de 2 pies. Esta pérdida
de carga es despreciable debido a los bajos caudales registrados en el área transversal de flujo. Por
lo tanto, la diferencia de presión será igual a la hidrostática la cual puede convertirse a una densidad
equivalente entre ambos sensores. Los registros de densidad de fluidos, miden la densidad de una
pequeña columna de fluido con una fuente de rayos gamma y un detector. El número de rayos
gamma transmitidos a través de la muestra de fluido y detectados, es una medida de la densidad del
fluido.La interpretación de los registros de densidad es prácticamente directa, pero se debe tener en
cuenta que este tipo de herramientas registra cambios de densidad y no cambios de flujo. Un
cambio de densidad generalmente indica la entrada de algún fluido. Sin embargo no se registrará
ningún cambio de densidad cuando existe una intrusión de agua en un pozo que ya viene
produciendo agua. En este caso, se requiere un medidor de flujo para determinar el punto de
intrusión. En la figura 33 podemos observar un registro idealizado de densidad.
Figura 33.
Registro de densidad idealizado.
60
4.2.3.4 Sensores dieléctricos
Estos sensores, también conocidos como de capacitancia, miden la constante dieléctrica de los
fluidos. Debido a que la constante dieléctrica del agua es alta (alrededor de 80) y las del petróleo o
gas son bajas (de 2 a 6), este sensor se utiliza para distinguir tipo de fluido: hidrocarburo o agua.
Este sensor complementa el trabajo de los registros de densidad. La diferencia de gradiente de
presión entre el petróleo y el agua es pequeña sin embargo la diferencia en constantes dieléctricas
es grande, lo que hace a esta herramienta muy sensible al agua. Sin embargo, la respuesta del sensor
a mezclas de agua en distintos porcentajes no es lineal. Por lo tanto, cuando el agua es el fluido
dominante en una mezcla, es difícil decir que porcentaje es agua. La figura 34 muestra el resultado
de un sensor dieléctrico en un pozo que está produciendo 100% agua a partir de 7,160 pies.
Figura 34.
Registro de sensores dieléctricos mostrando agua por debajo de 7,160’
61
4.2.3.5 Trazadores radioactivos
Este tipo de mediciones ayuda a calcular la velocidad y son especialmente útiles cuando los flujos
son muy bajos como para utilizar medidores mecánicos. Se libera un bache del material radioactivo
en la corriente de flujo y se monitorea su movimiento. Luego de calcula la velocidad de flujo,
midiendo el tiempo que tarda el bache en ir de un punto a otro (como por ejemplo del eyector a un
detector o entre 2 detectores). Estas velocidades pueden transformarse a caudales de flujo
conociendo el área. Debido a que esta técnica involucra el uso de material radioactivo,
generalmente se emplea en pozos inyectores pero también en algunos productores.
4.2.4 Registros de neutrones pulsados.
La industria usa 2 tipos de registros de neutrones pulsados:
• Los registros de captura de neutrones pulsados (PNC) usan detectores duales que ayudan a
identificar flujo de agua. Se corre en áreas con agua de formación de alta salinidad.
• La espectrometría de neutrones pulsados (PNS) usa una herramienta de 1 solo detector que
identifica el agua midiendo el oxígeno activado en una ventana espectral ubicada alrededor
del máximo pico de oxígeno en el espectro de captura de rayos gamma. Se corre en áreas de
baja o desconocida salinidad.
Ambos tipos de registros detectan y cuantifican el flujo de agua que pasa por la herramienta durante
la toma del registro. Cuando el agua pasa el generador, los neutrones de alta energía activan el
oxígeno y forman un isotopo radiactivo de nitrógeno que tiene una vida media de 7.35 segundos.
Cuando se combina con otros registros tomados en otros años, se pude detectar cambios en el nivel
de agua, conificación, entradas de agua en el revestidor, canalizaciones, reservorios que producen
agua, etc. En la figura 35 se muestra una secuencia de registros de neutrones pulsados en donde se
aprecia un claro avance de un frente de agua.
62
Figura 35.
Registros de neutrones pulsados mostrando avance del frente de agua
4.2.5 Videos de fondo de pozo
Los videos de fondo de pozo son herramientas de diagnóstico que permiten visualizar el fondo de
pozo, permitiendo detectar puntos de entrada de fluido (petróleo, gas o agua). Estos videos pueden
ser obtenidos en pozos fluyentes, con instalaciones de levantamiento por gas, con bombas
electrosumergibles y horizontales. Las imágenes pueden también ayudarnos a comprender los
regímenes de flujo que complementaria la información provista por los registros de producción.
Complejos regímenes de flujo son difíciles de comprender con herramientas convencionales, sin
embargo con las imágenes provistas por la cámara, puede revelarse lo que realmente ocurre en el
fondo de pozo y dar sentido a las anomalías proporcionadas por otras herramientas.
La tecnología de los videos de fondo de pozo se está constituyendo en una alternativa
económicamente viable para detectar problemas de fondo de pozo tales como: roturas en los
revestidores, deformación de los revestidores, influjos de gas o agua, etc. Las mejoras tecnológicas,
costos y disponibilidad han hecho de esta una herramienta muy útil para detectar de forma directa
problemas de fondo de pozo. Los lentes modernos, por ejemplo, son capaces de proveer imágenes
63
limpias y nítidas en casi cualquier tipo de crudo y a condiciones extremas de presión y temperatura.
Por ejemplo, en la figura 36, se pueden apreciar 2 imágenes de video. En la imagen de la izquierda
se observa el flujo de crudo que viene de alrededor de un tapón ubicado en el fondo del pozo y no
de los perforados. En la imagen de la derecha se aprecia la erosión ocasionada en los perforados por
una entrada de agua.
Figura 36.
Imágenes de video de fondo de pozo.
64
5. ALTERNATIVAS TECNOLOGICAS PARA EL CONTROL DE AGUA
Existe una gran cantidad de alternativas tecnológicas para controlar la producción de agua
indeseable. Sin embargo, es fundamental hacer el diagnóstico apropiado de la procedencia del agua
para aplicar la tecnología correcta. En términos generales, las tecnologías para el control de agua
dependen de si el problema es en el pozo (o en la zona cercana al mismo) o en el reservorio y si el
flujo del agua se da a través de canales (o espacios vacíos) o a través de la permeabilidad natural de
la formación.
En la figura 37 se puede observar la matriz del control de agua en donde se clasifican los problemas
típicos que originan la producción de agua indeseable, su naturaleza y el tipo de tecnología más
apropiada para su control. Aquellos problemas que están escritos en diferentes colores son los que
podrían solucionarse con más de un tipo de tecnología.
Figura 37.
Matriz del control de agua.
Como se puede apreciar en esta figura, las alternativas tecnológicas se clasifican en 3 grandes
grupos: mecánicas, cementos y químicas.
65
5.1 Alternativas tecnológicas mecánicas para el control de agua
Se trata de herramientas las cuales se corren en el interior del pozo y son ubicadas o sentadas a una
determinada profundidad para cumplir una determinada función. Esta función puede ser o bien
aislar una determinada zona que presenta problemas como un revestidor roto por donde fluye agua
o servir como ayuda para el bombeo de otra tecnología (líquida) para el control de agua.
Entre las principales tenemos:
• Tapones mecánicos permanentes.
• Tapones mecánicos recuperables.
• Empacaduras mecánicas recuperables.
• Retenedores mecánicos.
• Tapones y empacaduras inflables.
• Expandibles.
Los tapones permanentes o inflables generalmente son usados para el aislamiento de zonas. Por
ejemplo arenas inferiores que producen agua (como se observa en el figura 38), revestidores rotos
por donde fluye agua, etc.
Figura 38.
Tapón permanente aislando arena productora de agua
66
Los tapones y empacaduras recuperables (mecánicas o inflables) así como los retenedores son más
comúnmente utilizados como medio de aislamiento temporal para poder ubicar tratamientos de
manera selectiva en determinadas zonas sin afectar otras. Las aplicaciones más comunes son las
cementaciones forzadas usando retenedores de cemento, como se muestra en la figura 39 y los
tratamientos químicos utilizando empacaduras recuperables, como se muestra en la figura 40.
Figura 39.
Cementación forzada en zona de agua con retenedor de cemento.
Figura 40.
Tratamiento de control de agua bombeado a través de empacadura recuperable.
67
La tecnología de los expandibles consiste en ‘parches’ metálicos que se bajan al pozo y permiten
aislar perforados o revestidores dañados, sin reducir considerablemente el diámetro interno del
revestidor. Este aislamiento se logra por un sello metal/metal originado por la expansión a presión
del metal de la herramienta que se corre en el pozo.
La ventaja de las alternativas mecánicas para el control de agua es que si son correctamente
aplicadas y sentadas, el aporte de agua es 100% eliminado. La desventaja es que si la zona a aislar
contiene hidrocarburos, estos también serán bloqueados. Es decir, se trata de un método de control
de agua no selectivo.
5.2 Cementos u otro tipo de material de relleno
La tecnología de cementación es una de las más antiguas en la industria de los hidrocarburos. El
cemento tipo Portland se viene usando en la industria hace más de 100 años. Los materiales
cementantes son utilizados en el control de agua con el fin de generar un sello hidráulico de alta
resistencia (una vez que el cemento fragua) a una determinada profundidad en el pozo que restrinja
el flujo de fluidos, idealmente del agua. Para ello son muy populares en la industria los tapones de
cemento y las cementaciones forzadas. Sus principales aplicaciones son en el aislamiento de zonas
de agua, reparación de cementaciones primarias, reparaciones en los revestidores, etc.
Los tapones de cemento bloquean los fluidos de todos los reservorios que se encuentran por debajo
de la profundidad a la cual fue ubicado. Las cementaciones forzadas procuran ubicar el cemento, a
presión, en un determinado lugar en donde se requiere aislamiento como por ejemplo: reparar una
deficiente cementación primaria, hoyos en los revestidores, etc. También se aplican las
cementaciones forzadas en los punzados de un determinado reservorio. En este caso, debido al
tamaño de la partícula de cemento (30 – 40 micrones) este no penetra a las gargantas porales del
reservorio sino que se deshidrata a causa de la presión y forma un sello por la aglomeración de sus
partículas.
La ventaja de la aplicación del cemento tipo Portland para el control de agua es que si es bien
ubicado es muy eficiente y duradero en el tiempo. Su desventaja es que no es selectivo y es
irreversible ya que una vez fraguado es prácticamente insoluble. Además tiene limitada penetración
a lugares más pequeños de 40 micrones.
68
Debido a la limitación del cemento tipo Portland de penetrar en lugares muy pequeños como las
gargantas porales de los reservorios o microcanales en el anillo de cemento primario y la de ser
prácticamente insoluble, se desarrollaron tipos especiales de cementos para hacer a la tecnología de
cementación más versátil y eficaz para el control de agua.
5.2.1 Cementos de partícula ultra fina
Este tipo de cementos se desarrolló para que sea capaz de penetrar y ubicarse en lugares
extremadamente pequeños en donde el cemento tipo Portland no puede ingresar. Su tamaño de
partícula promedio es de 4 – 5 micrones razón por la cual es excelente para sellar canales muy
pequeños e inclusive penetrar a la matriz de algunos reservorios (de acuerdo a su permeabilidad).
Se puede aplicar para: reparar pequeños agujeros de corrosión en los revestidores, microanillos,
pequeños canales producto de una deficiente cementación primaria, sellar acuíferos, etc.
En la figura 41 se muestra un experimento en el cual se llenaron 2 buretas con arena 20/40 hasta la
mitad. A la bureta de la mano derecha se le agrego una mezcla de cemento Portland y a la de la
izquierda una mezcla de cemento de partícula ultra fina. Se puede observar que el cemento de
partícula ultra fina logró penetrar hasta el fondo de la bureta fluyendo a través de los poros de la
cama de arena, mientras que el cemento Portland no fue capaz de lograrlo.
Figura 41.
Cemento de partícula ultra fina vs cemento tipo Portland.
69
5.2.2 Cementos solubles en acido
Este tipo de cementos son 100% solubles en ácido clorhídrico y debido también al diámetro
promedio de sus partículas (< 7 micrones), puede penetrar en espacios muy pequeños tales como la
matriz de los reservorios, microanillos, mallas para los empaques de grava, etc.
En determinadas ocasiones, como por ejemplo cuando se intenta aislar una arena con alto corte de
agua que tiene comunicación con un reservorio de hidrocarburos, es complicado hacerlo con éxito
sin dañar la mencionada zona productiva. Sin embargo, utilizando la tecnología de los cementos
solubles es posible hacer este tipo de aplicaciones ya que en caso la zona de hidrocarburo haya sido
dañada, puede estimularse con un tratamiento acido para recuperar el 100% de su permeabilidad.
En la figura 42 se puede apreciar la apariencia de esta tecnología en estado líquido, en estado sólido
y siendo disuelta en una solución de ácido clorhídrico al 15%.
Como todo cemento, sus principales aplicaciones son: el cegado de zonas de agua, zonas de
pérdidas de circulación severas, reparación de cementaciones primarias, etc.
Figura 42.
Cemento soluble en acido en estado líquido, sólido y diluyéndose en HCl.
70
5.3 Alternativas químicas para el control de agua.
5.3.1 Bloqueadores o sellantes
Ante la ya mencionada desventaja de los cementos para penetrar a espacios muy reducidos, las
primeras alternativas químicas para el control de agua generalmente buscaban superar esta
desventaja desarrollando sistemas líquidos de baja viscosidad y libres de sólidos para maximizar su
capacidad de penetración y alcance. Estos sistemas una vez ubicados en el lugar a tratar, se activan
desarrollando distintos tipos de geles, precipitados o semi-solidos que son los responsables de la
reducción de la permeabilidad o el cegado total de la zona.
Si bien es cierto que estos productos no pueden desarrollar la firmeza de un producto como el
cemento, pero si lo superan ampliamente en capacidad de penetración. Este tipo de alternativas
químicas para el control de agua se denominan: bloqueadores o sellantes. Su principal aplicación es
sellar zonas de agua y para remediar problemas de pérdidas de circulación. Su desventaja es que los
precipitados o geles formados por este tipo de productos son insolubles y producen un daño
irreparable. Los principales son:
5.3.1.1 Las soluciones de silicatos
Se trata de soluciones de baja viscosidad de distintos tipos de silicatos los cuales pueden ser
internamente activados con esteres de urea y otro tipo de productos para producir una reacción
química retardada y controlada, de modo tal de formar un gel o precipitado luego de un intervalo de
tiempo relativamente conocido.
Los componentes de este tipo de sistemas pueden variarse de modo tal que la reacción se desarrolle
unos minutos después de ubicado el tratamiento en la zona a sellar. En la figura 43 se puede
observar la apariencia de 2 tipos de soluciones de silicatos luego de haber reaccionado. Nótese que
la primera solución produce un gel rígido y la segunda un precipitado.
71
Figura 43.
Distintos tipos de soluciones de silicatos totalmente activadas
5.3.1.2 Las soluciones de resinas y elastómeros
Este tipo de soluciones forman un semi-sólido, tal como se muestra en la figura 44, al reaccionar
con cierto tipo de iones. La fuente de estos iones puede ser la misma agua del reservorio tratado, sin
embargo para garantizar 100% de reacción es recomendable bombear detrás de tratamiento una
salmuera rica en los iones requeridos. El material base de la solución varía de acuerdo a las
condiciones de temperatura a la cual el semi-sólido será sometido. Estas soluciones son de baja
viscosidad y libre de sólidos. El producto obtenido de la reacción es muy resistente, sin embargo la
desventaja de este tipo de sistemas es la poca penetración que alcanza ya que este reacciona
inmediatamente al contactar el agua del reservorio.
Figura 44.
Semi sólido obtenido de mezclar una solución de resinas con una salmuera
72
5.3.1.3 Las soluciones poliméricas reticuladas
Son sistemas que usan polímeros de bajo o alto peso molecular para producir geles como los
mostrados en la figura 45. Estos geles se caracterizan por su alta resistencia al corte, a las
variaciones de presión en fondo de pozo y a la temperatura. Generalmente estos sistemas utilizan
reticuladores metálicos u orgánicos internos, cuya concentración puede variarse para retardar la
reacción lo suficiente como para poder ubicarla el tratamiento mientras este se encuentra en estado
líquido. Existen diversas variaciones para aplicaciones de baja y alta permeabilidad así como para
temperaturas extremas.
Estos tratamientos pueden inyectarse a presión en la zona a tratar y el volumen remanente en el
revestidor no desarrolla mucha resistencia debido a su enorme área transversal, permitiendo limpiar
con facilidad y rapidez los remanentes. Si bien no es necesario pero puede combinarse con sistemas
de cemento para maximizar las posibilidades de un cegado total.
Figura 45.
Geles formados por soluciones poliméricas de bajo peso molecular
Como hemos podido apreciar todos estos sistemas producen geles o semi-solidos de distintas
resistencias, consistencias, etc. Sin embargo el factor común de todos estos sistemas es que una vez
reaccionado el producto en reservorio, su permeabilidad no puede ser restablecida por ningún
tratamiento de remediación, es decir son insolubles. Estos tratamientos son los más efectivos
73
cuando se trata de aislar zonas que producen 100% agua, pero no aplican cuando los hidrocarburos
son producidos en conjunto con el agua, como ocurren en los reservorios que producen por empuje
de agua.
Ante esta limitante, la industria vio la necesidad de desarrollar sistemas que permitan de alguna
manera obturar selectivamente, es decir bloquear el agua pero no los hidrocarburos. Unos de los
primeros intentos de lograr esto son los sistemas denominados: reductores desproporcionados de la
permeabilidad.
5.3.2 Reductores desproporcionados de la permeabilidad (RDP)
Estos materiales, al igual que los sellantes, bloquean o dañan los espacios porales restringiendo el
movimiento de los fluidos. Su principal característica es que no se precipitan, se hinchan o se
gelifican en la presencia de hidrocarburos como lo harían en presencia de agua. En otras palabras,
los reductores desproporcionados de la permeabilidad son ligeramente solubles en hidrocarburo
pero no en agua. Esta propiedad ocasiona que al inyectar estos sistemas en reservorios que
producen tanto agua como hidrocarburo, se produce una reducción de la permeabilidad relativa al
agua mucho mayor que la reducción de la permeabilidad relativa al hidrocarburo. Este efecto lo
podemos observar a nivel de laboratorio en la figura 46 en donde se aprecia uno de estos sistemas
formando un precipitado en presencia de agua el mismo que se disuelve al agregar diesel a la
mezcla.
Figura 46.
RDP formando precipitado en agua, el cual se diluye al incorporar diesel
74
Los materiales preferidos para preparar este tipo de sistemas son algunas resinas derivadas de la
madera que forman un precipitado coloidal el cual se aglutina para formar una masa gelatinosa en
presencia de agua. Este material no reacciona en presencia de hidrocarburos, o el precipitado
formado se disuelve parcialmente en poros con saturaciones de fluidos mixtas.
Otro de los productos que recientemente están encontrando aplicación son los surfactantes visco
elásticos. Estos productos producen geles libres de sólidos, los cuales reducen su viscosidad con el
corte, permitiendo su inyección a la matriz de la roca a tratar. Una vez ubicado en la roca el gel
incrementa su viscosidad 100 veces al ser sometido a las velocidades de corte típicas del flujo
radial, restringiendo de esta manera el movimiento de los fluidos. Debido a su estructura química,
cuando el gel es contactado por hidrocarburos, se rompe adquiriendo la viscosidad del fluido base.
Esto hace que los poros con saturación de hidrocarburo estén libres y los que contienen saturación
de agua estén bloqueados.
Debido a esta reducción selectiva de la permeabilidad este tipo de sistema se puede aplicar en casi
todos los problemas de reservorio como conificación, canalización, etc.
Sin embargo en los poros de un reservorio siempre hay algo de agua o hidrocarburo presente en
mayor o menor medida, razón por la cual los resultados de este tipo de sistemas han sido muy
variables. En la búsqueda de mecanismos más confiables y precisos de reducción desproporcionada
de la permeabilidad es que se llega a diseñar la tecnología de los modificadores de la permeabilidad
relativa.
75
6. LOS MODIFICADORES DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA (MPR)
6.1 Conceptos básicos
La producción excesiva de agua en pozos de petróleo o gas puede significar la reducción de la
productividad y el incremento de los costos operativos. En algunos casos, la producción de agua
puede ser controlada mecánicamente ubicando ciertas herramientas a una profundidad tal que
permita aislar las capas inundadas de agua de las capas de hidrocarburos. Sin embargo, cuando no
es posible aislar el agua sin sacrificar producción de hidrocarburos, los sistemas mecánicos se
vuelven imprácticos. Algunos geles poliméricos pueden representar una mejor alternativa que los
sistemas mecánicos, sin embargo su aplicación requiere que la zona de agua sea plenamente
identificada y completamente aislada de la zona de hidrocarburo para poder ejecutar el tratamiento.
Además, los geles poliméricos no son selectivos y son irreversibles.
Debido a estas limitantes, es mucho más atractivo para la industria el uso de un producto que
permita reducir la permeabilidad al agua con mínimo efecto en la permeabilidad a los
hidrocarburos. Desde el punto de vista del reservorio, como se muestra en la figura 47, esto implica
que hay un desplazamiento de las curvas de permeabilidad relativa de modo tal que al alcanzar la
saturación de hidrocarburo residual, la relación Krw/Kro es menor. Es decir, el agua es menos
móvil. Este tipo de productos ya están disponibles en el mercado desde hace algunos años y se
tratan de un grupo de polímeros especiales denominados: ‘Modificadores de la Permeabilidad
Relativa’
Un modificador de la permeabilidad relativa perfecto, reduciría la permeabilidad relativa al agua sin
alterar la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Sin embargo, es de esperarse cierto efecto en
la permeabilidad relativa a los hidrocarburos ya que el polímero ocupara un lugar en los poros del
reservorio, como se puede observar en la figura 48. Por lo tanto el objetivo realista para un
tratamiento con modificadores de la permeabilidad relativa sería la reducción en mayor medida de
la capacidad de flujo del agua a través del reservorio en comparación con la reducción de la
capacidad de flujo de los hidrocarburos. Sin embargo este efecto de reducción en la permeabilidad
al hidrocarburo puede compensarse con tratamientos de estimulación efectuados antes del control
de agua. Por esta razón, por lo general, los tratamientos con modificadores de la permeabilidad
relativa son bombeados en conjunto con tratamientos de estimulación como veremos más adelante.
76
Figura 47.
Gráfico en donde se aprecia el desplazamiento de la curva de permeabilidad relativa al agua
(Krw). Debido a ello cuando se llega a la saturación residual de petróleo (Sor) Kw2 < Kw1,
razón por la cual el agua es menos móvil luego del tratamiento con modificadores de la
permeabilidad relativa.
Concluimos que estos tratamientos son en la actualidad la alternativa más segura para el control de
agua por las siguientes razones:
• Bajo costo (los polímeros utilizados se emplean en concentraciones relativamente bajas).
• Bajo riesgo (debidamente diseñados, reduce la permeabilidad al agua con mínimo efecto en
la permeabilidad a los hidrocarburos).
• Fácil de aplicar en el campo (de acuerdo a la completación, no es necesario el uso de equipo
de servicio de pozos).
• La gran mayoría son reversibles. Es decir si el resultado final no fue satisfactorio, el
polímero puede ser removido con tratamientos de remediación.
• Múltiples aplicaciones posibles (estimulación química + control de agua, fracturamiento
hidráulico con control de agua, modificación del perfil de inyección, etc.)
0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0
0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
kro,
krw
Sw
Curvas de Permeabilidad relativa
kro krw krw post control de agua
Krw1
SorKrw2
77
Figura 48.
Microfotografía de un núcleo tratado con MPR
6.2 Mecanismo de trabajo
Los modificadores de la permeabilidad relativa son sistemas de polímeros solubles en agua los
cuales una vez hidrolizados producen cadenas poliméricas. Estas cadenas serán las que se ubicarán
en los poros del reservorio y ejecutarán el trabajo de restringir el flujo del agua.
Las primeras generaciones de modificadores de la permeabilidad relativa son polímeros netamente
hidrofílicos, adhiriéndose a la roca vía atracción electrostática. Debido a esta particularidad sus
moléculas se sienten atraídas por las de agua, incrementando el arrastre cuando ella pasa por los
poros en donde se encuentra el polímero. Sin embargo, al pasar el hidrocarburo por las gargantas
porales, el polímero se contrae debido a las fuerzas de repulsión generadas. En la figura 49 se puede
apreciar una representación gráfica del comportamiento básico de todo modificador de la
permeabilidad relativa el cual dificulta el flujo de agua a través de las gargantas porales del
reservorio mas no así para los hidrocarburos.
78
Figura 49.
Comportamiento típico de los modificadores de la permeabilidad relativa en presencia de
agua (izquierda) e hidrocarburo (derecha).
Se han reportado numerosos casos exitosos de aplicación de este tipo de polímero, sin embargo en
ocasiones el efecto de control de agua era limitado en el tiempo. Por lo tanto, en un intento por
incrementar la fuerza de adhesión a la roca, para que los tratamientos sean más duraderos, algunos
grupos poliméricos solubles en agua fueron reemplazados por otros no solubles dando paso a la
segunda generación de modificadores de la permeabilidad relativa. Dado que solamente algunos
grupos fueron reemplazados, el polímero continúa siendo soluble en agua. Estos grupos
reemplazados, al no gustar del agua (son hidrofóbicos), tienden a asociarse entre sí excluyendo a las
moléculas de agua y formando una micela. Esta asociación entre los grupos (asociación
hidrofóbica), permite que más polímero se adhiera a la primera capa ya adherida a la roca
originando mayores niveles de reducción de permeabilidad y de mayor duración en el tiempo.
Siguiendo la tendencia, la última generación de polímeros reductores de la permeabilidad relativa
han sido desarrollados para ser aún más robustos y resistentes. Esto se consiguió modificando la
naturaleza del mecanismo de adherencia polímero/roca, pasando de ser por atracción electrostática
(cargas iónicas) a reacción química. Esta reacción química requiere una temperatura mínima para
que el componente principal del polímero se active y sea capaz de adherirse formando una fina capa
muy resistente en las gargantas porales de la roca. Esta robustez no solo le otorga al tratamiento
mayor duración sino mayor flexibilidad ya que puede ser incluso mezclado con ácidos debido a su
alta resistencia al pH.
79
Los polímeros más comúnmente utilizados para estos propósitos son las poliacrilamidas, los
escleroglucanes, los vinil-amida terpolímeros y más recientemente los derivados de resinas
epóxicas. Además de las variaciones hechas en búsqueda de una mejor adhesión roca/polímero y
partiendo de la base de estos productos, se han hecho modificaciones químicas a los mismos para
mejorar su sensibilidad al corte, tolerancia a altas temperaturas y a la salinidad del agua connata.
Esto hace que en la actualidad existan polímeros lo suficientemente resistentes para las más
variadas y extremas condiciones de trabajo.
6.3 Factores externos que influyen en la eficiencia del tratamiento
La calidad de la adhesión polímero/roca influye directamente en la capacidad del sistema de reducir
la permeabilidad relativa al agua y la duración del tratamiento. Cualquiera que fuera el mecanismo
de adherencia o tipo de enlace, existen varios factores que influyen en este proceso y que
conociéndolos podemos controlarlos para optimizar la adherencia y lograr la máxima duración del
tratamiento de control de agua.
• Contenido de arcillas. Algunos polímeros modificadores de la permeabilidad relativa se
ven afectados por el contenido de arcillas, ya que la fuerza del enlace polímero/arcilla es
superior al enlace polímero/cuarzo. Esto puede afectar la duración del efecto de ciertos
tratamientos de control de agua en rocas con alto contenido de cuarzo y mínimo de arcillas.
Por esta razón es importante conocer la mineralogía de la roca y el tipo de polímero a usar.
• Daño en el reservorio. El mecanismo de adsorción del polímero se ve seriamente
comprometido cuando el reservorio se encuentra dañado (incrustaciones de carbonatos,
depósitos orgánicos, reservorio oleomectado, etc.). Por esta razón, es preciso garantizar que
el reservorio presenta un daño mínimo o nulo antes de la inyección del polímero y que la
roca se encuentre debidamente acuohumectada.
• Salinidad del agua connata. La mayoría de los modificadores de la permeabilidad relativa
son propensos a hidrólisis a condiciones de fondo de pozo. Esto hace que algunos tipos de
polímeros sean sensibles a los cationes divalentes presentes en el agua connata. Si bien es
cierto ya se han desarrollado polímeros resistentes a estos cationes, es preferible minimizar
el contacto directo del polímero con el agua de formación durante el tratamiento.
• Cambios en las condiciones ambientales. En la actualidad existen polímeros que inclusive
ya pueden ser mezclados con ácidos para realizar tratamiento de estimulación y control de
80
agua en una sola etapa. Sin embargo muchos otros modificadores de la permeabilidad
relativa si son muy sensibles a los cambios de pH y a los diferenciales de presión los cuales
pueden causar desorción parcial o degradación. Por esta razón, de acuerdo al tipo de
polímero disponible se debe tomar la precaución debida.
• Temperatura. De acuerdo al tipo de modificadores de la permeabilidad relativa empleados,
estos tienen distintas rangos de trabajo de temperatura. Mientras que algunos se degradan
por alta temperatura, otros la necesitan para activarse y poder reaccionar con la roca.
6.4 Selección de candidatos
Aunque la aplicación de los modificadores de la permeabilidad es relativamente simple, es esencial
tener un conocimiento básico de las características de los reservorios, un diagnóstico adecuado de
la producción de agua (como se detalló en la sección 4 de este informe) y que el tratamiento a
realizar debe ser capaz de justificar la inversión.
El primer objetivo es hacer una evaluación rápida de los candidatos de acuerdo al siguiente criterio:
• Pozos accesibles para intervención inmediata.
• La completación del pozo es lo suficientemente robusta para soportar la intervención e
inyección del tratamiento.
Las consideraciones básicas que deben tomarse en cuenta para la selección de los candidatos para
inyección de modificadores de la permeabilidad relativa son nombradas a continuación:
• Diagnóstico de la fuente de agua. En general, los mecanismos del flujo de agua son dos:
radial y lineal. El flujo detrás de los revestidores, en canales, o a través de fracturas
naturales o inducidas; es asociado a flujo lineal y el flujo radial se da en la matriz de la
formación. La efectividad del mecanismo de trabajo de los modificadores de la
permeabilidad relativa está limitada a pozos en los cuales la producción de agua es a través
de la matriz de la formación (flujo radial) y quizás en micro fracturas, pero no en fracturas
(espacios vacíos). Un diagnóstico de este tipo se puede hacer, hasta cierto nivel, con
información disponible; y en casos más complicados quizás sea necesaria una inversión
adicional. Para mayor detalle volver a revisar la sección 4 de este informe.
81
• Heterogeneidad. Una heterogeneidad vertical (en permeabilidad o saturación de agua) es
un factor positivo. Es recomendable tener capas con mayor saturación de agua y otras con
menor. Un contraste en la permeabilidad de las capas permitirá que el modificador de la
permeabilidad relativa penetre más profundamente en las capas de alta permeabilidad
(generalmente con mayor saturación de agua) y menos profundamente a aquellas de baja
permeabilidad (generalmente con mayor saturación de petróleo).
• Flujo cruzado. Cuando existe flujo cruzado entre las capas, el agua puede rápidamente
evadir el tratamiento colocado y por lo tanto retornar al flujo original antes del tratamiento.
• Movilidad de los hidrocarburos. Mientras más móviles sean los hidrocarburos con
respecto al agua, más beneficioso será el tratamiento de control de agua. Sin embargo esto
no descalifica del todo a los yacimientos con hidrocarburos viscosos, ya que estos pueden
generar un efecto de divergencia del tratamiento hacia la zona de agua.
• Permeabilidad. De acuerdo al tipo de polímero empleado, se tendrá un diferente rango de
permeabilidades tolerables para una buena performance. Sin embargo en la actualidad, la
gran mayoría de polímeros modificadores de la permeabilidad relativa no son eficientes más
allá de los 10 darcies. Para permeabilidades mayores se deben buscar otras alternativas de
control de agua.
• Longitud del intervalo punzado a tratar. La experiencia de campo sugiere que de
preferencia este debería ser menor a 50 pies. En el caso que sea mayor se deberá buscar
algún mecanismo de divergencia para aplicar el tratamiento.
• Facilidad para ajustar las presiones de fondo. El tratamiento reduce el índice de
productividad del pozo. Para mantener la producción del pozo se requiere someter al
reservorio a una mayor caída de presión en fondo de pozo. Los mejores candidatos serán
aquellos que posean mayor flexibilidad en el ajuste periódico de esta presión de acuerdo al
mecanismo de levantamiento artificial que posea.
• Economía. La realización del tratamiento se basa en la comparación de costos versus
retorno esperado. Es muy importante evaluar ambos aspectos desde el principio del
proyecto. Un pozo candidato debe tener el potencial de disminuir en forma significativa la
producción de agua, como para cubrir el costo del tratamiento y obtener una ganancia
significativa. En muchos casos el objetivo es lograr un ligero incremento en la producción
de petróleo. A veces el operador puede tolerar alguna pérdida de la producción de crudo,
82
siempre y cuando la reducción en la producción de agua sea más que significativa para
compensar este hecho.
6.5 Consideraciones para el diseño de los tratamientos
El diseño de ingeniería del tratamiento es el paso fundamental para obtener buenos resultados en
los trabajos de control de agua con modificadores de permeabilidad relativa. En el uso de esta
tecnología no existen recetas, razón por la cual cada pozo debe ser tratado como un caso particular
el cual debe ser estudiado al detalle. El objetivo de los tratamientos de control de agua es disminuir
la permeabilidad relativa al agua en la zona tratada. Para el caso de los pozos productores, se
requiere también que el tratamiento no afecte significativamente la producción de hidrocarburos.
El diseño del tratamiento comprende las siguientes etapas:
6.5.1 Preflujo
Las principales condiciones para el éxito de un trabajo de control de agua es que se debe minimizar
o eliminar el daño presente en el reservorio antes de intentar colocar el polímero en su matriz y la
mojabilidad preferente al agua debe estar garantizada. El no cumplimiento de estos 2 requisitos,
causará simplemente que el polímero no pueda adherirse a la roca o la adhesión sea débil, limitando
la efectividad o duración del tratamiento. Por estas razones, el preflujo que se bombea como cabeza
del tratamiento de control de agua debe estar específicamente diseñado para cumplir con este
objetivo.
Por lo tanto, parte del diseño del tratamiento de control de agua es diagnosticar previamente el tipo
de daño presente en el reservorio. Para ello es preciso recordar que el tratamiento se inyectara en un
reservorio que produce abundante agua y ya hemos mencionado en el capítulo 2 cuales son los
mecanismos clásicos de daño (incrustaciones de carbonatos, migración de finos, producción de
arena, etc.) que se dan en estos casos. Las primeras pistas las encontraremos en el archivo del
historial del pozo, buscando cuales han sido los problemas recurrentes del pozo o evidencia de
algún tipo de depósito encontrado durante las intervenciones pasadas realizadas. Esto se puede
complementar con análisis mineralógicos de muestras de roca a fin de conocer los minerales
predominantes, así como con estudios de las características de los hidrocarburos y del agua
producida que nos permitirán saber si es posible que puedan haber generado algún depósito en el
83
reservorio mientras fueron producidos. En la tabla 11 se pueden apreciar los principales
mecanismos de daño de acuerdo al tipo de pozo estudiado.
Tabla 11.
Principales mecanismos de daño.
Luego de realizar este estudio, muy probablemente el ingeniero tendrá una muy buena idea de qué
tipo de daño podría existir en el reservorio y así escoger el tipo de fluido apropiado para eliminarlo.
Sea cual fuera el fluido elegido, se deberá incorporar un fuerte paquete de solventes mutuales que
asegure una completa acuohumectación de la superficie de la roca en donde se alojara el polímero.
En cuanto al volumen de preflujo que es recomendable emplear, la figura 50 nos puedo ayudar a
ilustrar este punto. La figura 50 muestra el deterioro de la productividad del reservorio (IP con
daño/IP sin daño) conforme el daño es más profundo (radio de daño) y de acuerdo a la severidad
del mismo, es decir que tanto por ciento se redujo la permeabilidad en la zona dañada (Kd) con
respecto a la zona sin daño (Ksd). Esto para el caso de un pozo perforado con un espaciamiento de
40 acres y con un hoyo de 8.5” que es un caso bastante común a nivel mundial.
Vemos que conforme el daño existente es mayor (Kd/Ksd=0.05) y más profundo (14 pies), la
reducción es la productividad es máxima. Sin embargo lo importante aquí es notar que sin importar
la severidad de daño (Kd/Ksd), la mayor reducción de la productividad del reservorio se da en los
primeros 4 – 5 pies. A mayor profundidad, el efecto en la productividad no es tan severo.
Invasión de fluidos y/o Depósitos: Depósitos:sólidos: * Incrustaciones inorgánicas. * Incrustaciones inorgánicas.* Lodo * Parafinas y asfaltenos * Hinchamiento y migración de * Sólidos del lodo. * Corrosión. arcillas.* Filtrado del lodo * Migración de finos. * Taponamiento por petróleo * Filtrado del cemento. Problemas de fluidos: residual en el agua.* Sólidos del cemento. * Emulsiones. * Sólidos provenientes de agua* Cambios de mojabilidad * Producción de agua. sin filtrar.* Taponamiento de perforados. * Hinchamiento de arcillas. * Daño por bacterias.* Compactación de perforados.
POZO VIEJO POZO INYECTORPOZO NUEVO
84
Figura 50.
Reducción de la productividad en función a la profundidad y severidad del daño.
Por esta razón, como regla de dedo, los volúmenes de preflujos deben ser suficientes como para
alcanzar un mínimo de 4 a 5 pies de penetración en el reservorio de acuerdo a la porosidad de la
roca y según la siguiente formula:
Volumen del preflujo en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)
Pen = Penetración deseada en pies
Dw = Diámetro del pozo en pie)
H = altura del intervalo de tratamiento (pies)
Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18
Así, en el diseño del tratamiento de control de agua puede haber 1 o 2 o más etapas de preflujos
diseñados para remover el daño presente en el reservorio.
Sin importar el tipo de daño presente y de acuerdo a la composición mineralógica del reservorio,
hay una etapa de preflujo que es recomendable considerar en los tratamientos de control de agua.
En general los minerales de cuarzo son muy lisos y presentan reducidas áreas superficiales mientras
que en los minerales de arcilla (aluminosilicatos) ocurre todo lo contrario, es decir, el área
IP (d
añad
o) /
IP (s
in d
año)
85
superficial es grande. Por lo tanto si la formación tiene un contenido de cuarzo muy grande y pobre
contenido de arcillas (poca área superficial disponible en la roca), una buena práctica recientemente
en aplicación, es el uso de un tratamiento de ácido fluorhídrico para incrementar el área de
adherencia de la roca con el polímero y obtener NFRR mayores que 1. El efecto que producen los
tratamientos de ácido fluorhídrico en lo granos de cuarzo puede apreciarse en la figura 51.
Figura 51.
Mejora del área superficial de un grano de cuarzo post tratamiento con HF.
Por lo expuesto, es fundamental tener un buen conocimiento del reservorio para poder definir el
tipo y cantidad de preflujos necesarios para cumplir con el objetivo de remover el daño presente y
optimizar la adherencia roca/polímero. Sin embargo, existe un gran beneficio secundario que puede
obtenerse siempre y cuando el diseño de los preflujos sea el apropiado.
Como ya hemos explicado, si bien es cierto que los modificadores de la permeabilidad relativa son
diseñados para no tener efecto en el flujo de los hidrocarburos, quiérase o no estos polímeros
terminan ocupando un lugar en la garganta poral del reservorio. Por lo tanto algún efecto, al menos
mínimo, debe esperarse en la permeabilidad relativa al hidrocarburo y por lo tanto en su
producción. Sin embargo la reducción de la producción de agua puede ser tal que aun así el
tratamiento puede considerarse un éxito económico. Esta es la realidad de la tecnología de los
modificadores de la permeabilidad relativa. Pero, si los preflujos son tales que son capaces de
remover el daño presente en el reservorio y lograr verdadera estimulación, el efecto negativo en la
permeabilidad a los hidrocarburos puede ser compensado e inclusive ser positivo, logrando el caso
86
ideal de un control de agua que es disminuir la producción de agua e incrementar la de
hidrocarburos.
6.5.2 Espaciador
Dependiendo del tipo de polímero, puede que sea o no necesario incluir un fluido espaciador entre
los preflujos y el polímero modificador de la permeabilidad relativa. Si bien es cierto que cada vez
se van desarrollando polímeros mucho más resistentes y robustos, muchos otros aún disponibles en
la industria pueden ser muy sensibles a pH extremos o incompatibles con ciertos paquetes de
surfactantes incluidos en las etapas de preflujos. Por lo tanto, en estos casos se requiere de un fluido
que separe los preflujos del tratamiento principal de control de agua y que sea compatible con
ambos, sin perjudicar las propiedades de estimulación de los preflujos ni atentar contra la integridad
del polímero modificador de la permeabilidad relativa.
Esto, por lo general se consigue con un fluido base agua (la misma base que el tratamiento de
control de agua) con las propiedades mínima necesarias como inhibición de arcillas, capacidad de
mantener una fuerte acuohumectación en el reservorio (incluya para esto solventes mutuales) y
suficiente surfactante como para no generar emulsiones con los hidrocarburos del yacimiento ni con
ningún preflujo en caso alguno de ellos sea base aceite.
Esto es lo básico, sin embargo se puede agregar algunos otros aditivos de acuerdo a cada caso
particular. Por ejemplo, si entre los preflujos se incluyó una etapa de ácido fluorhídrico, se podría
incluir en el espaciador algún estabilizador de finos.
En cuanto al volumen de espaciador que se podría considerar, el criterio en nuestra experiencia es
incluir tanto volumen como sea necesario y económico para empujar a los preflujos dentro del
reservorio más allá de 7 u 8 pies.
Muchos de los tratamientos de estimulación que pueden ser incluidos entre los preflujos,
desarrollan a nivel de reservorio muchas reacciones secundarias que podrían generar algunos
precipitados insolubles echando a perder el beneficio obtenido de la estimulación. Por ello una de
las principales buenas prácticas de la ingeniería de estimulación es remover del reservorio los
fluidos tan pronto como concluya el tratamiento, para no dar tiempo o minimizar la ocurrencia de
estas reacciones secundarias. En el caso del control de agua, los volúmenes totales del tratamiento
87
son grandes y al ser bombeados a caudal matricial el tiempo requerido para completar el trabajo es
largo. Además, el polímero requiere un tiempo de residencia o remojo en el reservorio para poder
adherirse eficientemente razón por la cual es muy riesgoso dejar en las cercanías del pozo los
fluidos de estimulación por mucho tiempo. Por lo tanto, o removemos los preflujos de estimulación
y continuamos con el tratamiento o los empujamos con el espaciador hacia lo profundo del
reservorio en donde sus precipitados causarían mínimo daño como se explicó con la figura 50.
Evidentemente, desde el punto de vista operativo la segunda opción es más práctica.
De manera análoga al caso de los preflujos, el volumen se calculará en base a la distancia que se
desea empujar a los fluidos de estimulación en el reservorio y considerando también la porosidad
del reservorio usando la siguiente relación:
Volumen del espaciador en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)
Pen = Penetración deseada en pies
Dw = Diámetro del pozo en pie)
H = altura del intervalo de tratamiento (pies)
Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18
6.5.3 Tratamiento de control de agua
El tratamiento principal de control de agua está basado en una solución del polímero modificador
de la permeabilidad relativa en agua filtrada acompañado de un inhibidor de arcillas y un paquete
de surfactantes que asegure no inducir la formación de ninguna emulsión y un ambiente
permanentemente mojado al agua.
La concentración del polímero es el factor más importante de éxito en el tratamiento de control de
agua. El uso de concentraciones pequeñas de polímero no ocasionará efecto alguno y el uso de
concentraciones exageradas puede dañar seriamente el reservorio. Por lo tanto el primer factor a
considerar para escoger la concentración del polímero es conocer de qué tipo de modificador de la
permeabilidad se trata y cuál es su rango de trabajo ya que no todos son iguales. Algunos polímeros
hidrofílicos pueden llegar a usarse en un rango de 5% a 20% en volumen mientras que otros
hidrofóbicos incluso por debajo de 1% en volumen. Debido a esta marcada diferencia de acuerdo a
88
la naturaleza del polímero, debe revisarse cuidadosamente la hoja técnica del polímero provista por
las compañías de servicio.
El segundo factor a considerar es la permeabilidad y la temperatura del reservorio. Por lo general
los reservorios mientras más permeables y más calientes sean, se requerirán mayores
concentraciones de polímero, claro está, dentro de su rango de trabajo según sea su naturaleza.
Incluso algunos polímeros en caso de permeabilidades y temperaturas extremas requiere la
inclusión de agentes mejoradores de la adherencia roca/polímero.
El tercer factor es la experiencia. Antes de definir la probable concentración del polímero, es
preciso conocer cómo se comportó en la realidad en experiencias previas. La información recogida
de las experiencias previas debe tomarse simplemente como referencias ya que el resultado final del
trabajo puede haber estado influenciado por otros factores.
El cuarto factor son las pruebas de laboratorio. Para ello, una de las mejores alternativas para poder
observar el comportamiento real del tratamiento en la roca (al menos en una porción de ella) es la
ejecución de ensayos de flujo en coronas. Estos ensayos de flujo en coronas deben ser hechos a
tasas de corte y presiones diferenciales representativas, similares a las estimadas en base a los
últimos datos productivos del pozo antes de intervención. Valores típicos serian tasas de corte
menores a 15 seg-1 y presiones diferenciales de 1 a 4 psi/pulgada (presión/longitud o radio). Se
sugiere realizar los ensayos de flujo en coronas antes de extender la aplicación al campo, aunque no
es estrictamente necesario.
Para cuantificar la respuesta de una determinada fase, se calcula un factor de resistencia. El factor
de resistencia se define como la relación entre la permeabilidad a una fase antes del tratamiento y
después del tratamiento.
Rfw=Resistencia al flujo de agua=Kw antes del tratamiento/Kw después del tratamiento
Rfo=Resistencia al flujo de hidrocarburo=Ko antes del tratamiento/Ko después del tratamiento
En las aplicaciones de control de agua, se requieren altos factores de resistencia al flujo de agua y
bajos factores de resistencia al flujo de hidrocarburo. Por sí sola, la resistencia al flujo de agua no
puede ser usada para describir la efectividad del tratamiento. Para ello es más recomendable
89
considerar una razón normalizada de resistencia al flujo, que toma en cuenta el efecto negativo que
el tratamiento pudiese impartir al flujo de hidrocarburos.
NFRR=Razón normalizada de resistencia al flujo=Rfw/Rfo
En la figura 52 se puede apreciar un ensayo de flujo en coronas con un tratamiento de
modificadores de la permeabilidad relativa con resultados alentadores en cuanto a control de agua
sin perjudicar el flujo de hidrocarburos. Al final del tercer ciclo de flujo se observa un Rfw=3.1 lo
cual sugiere incremento en la restricción al flujo de agua. También se observa al final un Rfo=0.768
lo cual sugiere estimulación como producto de los preflujos utilizados en la secuencia del
tratamiento. Al dividir estos 2 valores se obtiene un NFRR=4, bastante alentador.
Figura 52.
Ensayo de flujo con modificadores de la permeabilidad relativa en corona. Resultado positivo.
90
Sin embargo también es parte del diseño tener resultados negativos en las pruebas de flujo en
coronas como lo muestra la figura 53. En ella podemos observar al final del tercer ciclo de agua un
valor de Rfw=1.79 lo cual sugiere que se alcanzó cierto control del agua sin embargo el valor de
Rfo=1.50 al final del segundo ciclo sugiere que también se está restringiendo el flujo de petróleo.
Al dividir estos números obtenemos un valor de NFRR=1.2. Esto sugiere que si bien es cierto el
flujo de agua está más restringido que el agua, probablemente la reducción de la permeabilidad
relativa al petróleo pueda ser demasiado significativa y deba continuar buscándose un mejor diseño
para este reservorio.
Figura 53.
Ensayo de flujo con modificadores de la permeabilidad relativa en corona. Resultado negativo
91
Mientras mayor sea el valor de NFRR, mejor será el desempeño del polímero. Por ejemplo, un
modificador de la permeabilidad relativa que genera una Rfw de 10 y una Rfo de 1, produce un
NFRR de 10; será evidentemente mejor que un modificador desproporcionado de la permeabilidad
que genera una Rfw de 1,600 pero una Rfo de 200 lo que genera una NFRR de 8.
En la tabla 12 podemos apreciar el resumen de los resultados de un conjunto de ensayos de flujos
en coronas con sus respectivas resistencias al flujo obtenidas (Rfw y Rfo) y la razón normalizada
(NFRR) correspondientes a cada una de ellas. Es claro que el control de agua más efectivo se dio en
la corona número 5.
Tabla 12.
Comparación de NFRR obtenidas en distintos ensayos de flujo en coronas.
Se sugiere que el tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa
debe ser dimensionado para lograr una penetración radial de 8 a 10 pies, que es punto en el cual ya
no se aprecia mayor reducción en el corte de agua a cualquier valor de NFRR conseguido con el
diseño de polímeros, de acuerdo a lo mostrado en la figura 54.
Corona 1 Corona 2 Corona 3 Corona 4 Corona 5379 396 203 246 1,190 117 142 103 116 553 11 22 20 15 26
119 294 154 97 1,062 33 13 12 17 39
10.93 6.45 5.07 7.79 21.273.18 1.35 1.32 2.53 1.123.56 10.68 8.37 6.74 14.181.12 7.93 6.35 2.66 12.65
ParámetroRf al agua ciclo 1Rf al petróleo ciclo 1Rf al agua ciclo 2NFRR
Etapa de la pruebaKo a la SwirrKw a la SorCiclo 1 Kw post-tratamientoCiclo 1 Ko post-tratamientoCiclo 2 Kw post-tratamiento
92
Figura 54.
Reducción del corte de agua en función de la penetración del polímero
Con el valor de la penetración requerida y la porosidad del reservorio se puede calcular el volumen
del tratamiento de control de agua de acuerdo a la siguiente ecuación:
Volumen del sistema de control de agua en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)
Pen = Penetración deseada en pies
Dw = Diámetro del pozo en pie)
H = altura del intervalo de tratamiento (pies)
Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18
El tratamiento debe dejarse en el reservorio, en remojo, por un mínimo de 18 a 24 horas antes de
poner el pozo nuevamente en producción.
93
6.5.4 Postflujo
El tratamiento de control de agua empieza a trabajar prácticamente inmediatamente después de que
contacta la roca, por lo tanto se sugiere sobredesplazar haciendo uso de un fluido debidamente
inhibido, para tratar de obtener la mayor penetración posible del tratamiento. Otra buena práctica es
sobredesplazar bombeando como postflujo algún solvente orgánico para restablecer la saturación al
hidrocarburo y apurar la recuperación de la producción de petróleo.
Otra opción, y la más recomendable de acuerdo a la experiencia del autor, es desplazar el
tratamiento con un fluido inhibido pero de tal manera que los punzados del reservorio queden
siempre sumergidos en tratamiento de control agua aun después de que el pozo alcance su nivel
estático de acuerdo a la presión poral del reservorio. Esta práctica se adoptó considerando la
importancia que tiene lograr una buena adherencia del polímero (y por lo tanto efectivo control de
agua) en los primeros pies del reservorio, que es donde se da la mayor reducción del corte de agua,
como lo muestra la figura 54.
6.6 Consideraciones operacionales
Antes, durante y después de la ejecución de los tratamientos de control de agua con modificadores
de la permeabilidad relativa, se deben implementar las mejores prácticas operativas de modo tal que
el comportamiento del sistema que se obtuvo en laboratorio pueda ser lo más fielmente reproducido
a nivel de campo.
• Se debe tener siempre a mano las hojas de seguridad de cada uno de los productos que
conforman los sistemas del tratamiento de control de agua. Estas hojas deben consultarse
antes de manipular cualquier producto.
• Debido a la cantidad de cilindros de químicos que deben mezclarse, se recomienda tener
disponible en campo algunas bombas neumáticas que ayuden con el trasvase de los
productos. Para no contaminar los productos, la bomba deberá absorber agua limpia antes
de pasar a trabajar con el siguiente producto.
• Se debe verificar el orden de mezclado de todos los aditivos que conforman los diferentes
sistemas. Asimismo se debe garantizar la homogeneidad de cada uno de los fluidos
preparados.
94
• Se debe realizar el control de calidad del polímero modificador de permeabilidad relativa
antes de la ejecución del trabajo, de acuerdo a las recomendaciones de la compañía
proveedora, para verificar que sus propiedades están de acuerdo a lo requerido.
• Se debe tener especial cuidado con la limpieza de los tanques y equipos de mezclado con los
cuales se prepararán los fluidos. Este detalle juega un papel muy importante en el éxito del
trabajo.
• El agua con la cual se prepararán los diferentes fluidos deberá ser filtrada como mínimo a
10 micrones. Para aplicaciones de baja permeabilidad (< 100 md), el filtrado deberá ser a un
mínimo de 2 micrones.
• Independientemente del tipo de polímero utilizado, es recomendable procurar mezclar el
sistema con un agua neutra (pH entre 6 – 8). Si el agua está muy acida el pH puede ajustarse
con soda caustica y si está muy alcalina se puede hacer lo propio con ácido clorhídrico.
• Antes de bombear cualquier fluido, se debe verificar cual es la máxima presión de trabajo de
modo tal que no se induzca ningún fracturamiento durante la inyección.
• Antes de iniciar el trabajo se debe ejecutar una prueba de inyectividad con un fluido
inhibido para verificar que es posible inyectar el tratamiento al reservorio a presiones por
debajo de la de fractura. En caso la inyectividad sea muy baja, se puede diseñar un
tratamiento de estimulación a fin de mejorarla.
6.7 Métodos de colocación del tratamiento
Los tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa son los mejores
y los más seguros para controlar el agua sea cual fuere su procedencia, siempre y cuando sea
matricial. Para ser efectivos, ellos deben ser capaces de ingresar a toda la zona a tratar y adherirse
firmemente a la roca. Por lo tanto si el intervalo a tratar es corto (< 40 pies), este puede ser
inyectado utilizando herramientas mecánicas tales como tapón recuperable y empacadura. Si el
intervalo es más largo, de preferencia el tratamiento debería ser inyectado con tubería flexible o con
la ayuda de algún divergente químico para poder hacer la divergencia necesaria y el tratamiento
tenga cobertura total.
En cuanto al caudal, el tratamiento debe bombearse al máximo caudal permisible sin fracturar el
reservorio. Una buena señal de la respuesta del tratamiento es el incremento de la presión, lo que
95
como consecuencia ocasiona la reducción del caudal para no fracturar la formación. En la
experiencia del autor, que la presión incremente no es garantía de éxito solo es una referencia de
que cada vez es más difícil para el agua moverse, debido a que el producto empieza a trabajar de
inmediato. Tampoco es preciso afirmar que si la presión no incrementa al ingresar el polímero a la
formación es signo de fracaso. La única manera de saber el resultado es poner el pozo en
producción y monitorearlo permanentemente.
6.8 Evaluación post-trabajo
Como regla general, es una buena práctica restablecer la producción del pozo lentamente. El
intervalo de tiempo durante el cual se recomienda ir incrementando paulatinamente el diferencial de
presión en fondo de pozo varía de acuerdo a cada caso en particular, pero suele ir de algunos días
hasta semanas. En el caso de los pozos que requieren mecanismos de levantamiento artificial, de
manera análoga, deberá irse controlando el diferencial de presión en fondo de pozo y aumentarlo
poco a poco hasta su nivel usual o hasta recuperar el 100% de la producción de hidrocarburos.
Los beneficios del tratamiento no siempre se manifiestan de inmediato, por lo tanto solo el
monitoreo continuo y en el tiempo del pozo podrá ayudarnos a evaluar la real eficiencia del trabajo.
Al final, deberemos evaluar el resultado económico del tratamiento, repasar el proceso, detectar las
oportunidades de mejora e integrarlas a las lecciones aprendidas para los próximos trabajos.
96
6.9 Casos históricos
A la fecha en nuestro país únicamente se han ejecutado 5 trabajos de control de agua con
modificadores de la permeabilidad. De estos 5 trabajos, solo 4 fueron puestos en producción y
pudieron ser evaluados técnica y económicamente.
6.9.1 Pozo Jíbaro 06
El 17 de Noviembre del 2007 se llevó a cabo en el lote 1AB el primer trabajo de control de agua
usando modificadores de la permeabilidad relativa en el Perú. La arena seleccionada para ser
tratada fue Vivian debido a la fuerte canalización detectada y por consiguiente los altos cortes de
agua registrados antes de su intervención, con una producción de 240 bppd x 6,510 bapd lo que
representaba un corte de agua de 96.4%. En la figura 55 se puede apreciar el registro de la arena
tratada y la distribución de los punzados
Esta arena había sido completada efectuando disparos en 3,222.6 – 3,229.7 y 3,232.7 – 3,234
metros, siendo los punzados inferiores identificados con un corte de agua de 98.8%. Es decir, los
punzados superiores eran los que mayor aporte de petróleo tenían. Por lo tanto la recomendación
para este pozo consistió en aislar mecánicamente los punzados inferiores y realizar el bombeo de un
tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa en los superiores.
Del flujo total de agua, aproximadamente el 85% (5,530 bbls) correspondía a los punzados
superiores y el 15% a los punzados inferiores (976 bbls).
Luego de analizar el historial del pozo así como las características de la roca, el petróleo y el agua
del reservorio, se diseñó el tratamiento de control de agua que se aprecia en la tabla 13. Este estaba
conformado por un solvente orgánico, un sistema ácido, un espaciador y el tratamiento de control
de agua. El método de colocación usado fue el bombeo a régimen matricial usando tubería,
empacadura y tapón permanente de 7”, como lo muestra la figura 56.
Después de aislar la parte inferior de los punzados con un tapón, se inyectó a tasa matricial la
secuencia de fluidos teniendo como tratamiento principal una solución de polímero modificador de
la permeabilidad relativa. Durante la inyección del polímero a formación se apreció que la presión
de superficie se mantuvo relativamente constante con cierta tendencia a disminuir, como lo muestra
la figura 57. La efectividad del tratamiento duró aproximadamente 3 años, momento en el cual el
97
corte de agua nuevamente empezó a crecer. La figura 58 nos muestra en forma gráfica los
resultados productivos y la tabla 14 el resumen de los resultados del tratamiento.
Figura 55.
Registro del pozo Jíbaro 06
98
Tabla 13.
FLUIDO OBJETIVO VOL JIB-06
Solvente orgánico
Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 50 bbls
Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.
65 bbls
Salmuera inhibida
Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 70 bbls
Tratamiento de control de agua
Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 190 bbls
Desplazamiento
Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.
135 bbls
Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Jíbaro 06
Figura 56.
Esquema del pozo Jíbaro 06 durante el tratamiento de control de agua
99
Figura 57.
Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Jíbaro 06.
Figura 58.
Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Jíbaro 06
100
Tabla 14.
Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Jíbaro 06
Observaciones:
• La ubicación del tapón permanente @ 3,230.9 metros permitió reducir aproximadamente
1,000 bbls diarios de agua.
• El tratamiento de control de agua efectuado en los punzados superiores redujo el corte de
agua de 95.79% a 91.9% en el primer año, a 92.34% en el segundo año y a 92.57% en el
tercer año que es hasta donde duro aproximadamente la efectividad del tratamiento.
• En los primeros meses del tratamiento se apreció cierto incremento en la producción de
petróleo a causa de los preflujos bombeados.
• Después de aproximadamente 36 meses, el tratamiento de control de agua evito la
producción de cerca de 3 millones de barriles de agua, lo cual produjo un ahorro en la
compañía operadora de US $ 591,000.
Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 243 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 5,530 95.79%
Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Jibaro 6Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida
Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 90.15 201 1,840 ($113) $29 ($200) ($285)6to mes 91.34 252 2,657 $122 $112 $23412vo mes 91.90 243 2,757 $0 $130 $13024vo mes 92.34 227 2,737 $0 $261 $26136vo mes 92.57 229 2,854 $0 $250 $250Totales $8 $783 $591
101
6.9.2 Pozo Dorissa 14
El 09 de Julio del 2007 se llevó a cabo en el lote 1AB un trabajo de control de agua usando
modificadores de la permeabilidad relativa en la arena Vivian A. De acuerdo a los últimos
resultados de producción antes del trabajo, el pozo producía 107 bppd y 9,623 bapd con un corte de
agua de 98.9% de las formaciones Vivian y Chonta (22 bppd / 8,786 bapd de Vivian y 85 bppd /
837 bapd de Chonta). La formación Vivian se encuentra sometida a un potente empuje de agua de
fondo que produjo una severa conificación en la zona cercana al pozo, razón por la cual se convirtió
en candidata para el tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa.
En la figura 59 se puede apreciar el registro de la arena a tratada y la distribución de los punzados.
La presencia de asfaltenos inestables en el crudo de este pozo hizo necesario inhibir el solvente
usado para que sea capaz de dispersarlas. Mayor detalle de la secuencia de bombeo utilizada se
puede encontrar en la tabla 15. Además considerando la baja viscosidad del crudo de esta
formación en Dorissa, lo cual minimiza la diferencia de movilidad entre el petróleo y agua, se
bombeó el tratamiento de control de agua con una concentración menor de polímero. Para la
colocación del tratamiento se utilizó empacadura y tapón recuperable de 9 5/8”, como se muestra en
la figura 60.
Durante el bombeo del tratamiento se notó claramente la reacción de la formación tanto al ingresar
el solvente como el ácido, y al ingresar el tratamiento de control de agua la tendencia de la presión
fue más bien a estabilizarse con una muy ligera disminución de la misma, como se puede apreciar
en la figura 61. Al poner el pozo en producción, se observó una enorme reducción de la producción
de agua con un incremento en la producción de petróleo que se mantuvo por casi un año. El
tratamiento de control de agua como tal tuvo una eficiencia similar al pozo Jibaro 6, es decir estuvo
produciendo cerca de 39 meses con un corte de agua bastante controlado, antes de empezar a
incrementarse nuevamente. La figura 62 nos muestra en forma gráfica los resultados productivos y
la tabla 16 el resumen de los resultados del tratamiento.
103
Tabla 15.
FLUIDO OBJETIVO VOL DO-14
Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 25 bbls
Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.
25 bbls
Salmuera inhibida
Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 80 bbls
Tratamiento de control de agua
Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 365 bbls
Desplazamiento
Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.
130 bbls
Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Dorissa 14.
Figura 60.
Esquema del pozo Dorissa 14 durante el tratamiento de control de agua
104
Figura 61.
Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Dorissa 14
Figura 62.
Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Dorissa 14.
105
Tabla 16.
Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Dorissa 14
Observaciones:
• El tratamiento de control de agua efectuado en Vivian redujo el corte de agua de 99.75% a
98.44% en el primer año, a 98.83% en el segundo año y a 99.13% luego de 39 meses que es
hasta donde duró aproximadamente la efectividad del tratamiento. En este caso, como
porcentaje la reducción no parece impresionante pero en el primer año se redujeron cerca de
6,800 bbls diarios terminando el tercer año con una reducción de 5,800 bbls diarios de agua.
• Se aprecia un considerable incremento en la producción de hidrocarburos en los primeros
meses del tratamiento, posteriormente si bien es cierto el incremento es de solo unos
barriles; en el tiempo este incremento hace al tratamiento muy rentable.
• Para la compañía operadora era importante mantener la producción de petróleo de Vivian, a
pesar que no era demasiada, debido a que se trataba de un crudo de 32° API. Los resultados
del control de agua demostraron que hubiera sido una decisión equivocada abandonarla.
• Después de aproximadamente 39 meses, el tratamiento de control de agua evito la
producción de cerca de 7 millones de barriles de agua, lo cual produjo un ahorro en la
compañía operadora de US $ 2’755,000.
Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 22 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 8,786 99.75%
Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Dorissa 14Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida
Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 93.48 69 990 $127 $61 ($200) ($12)6to mes 97.41 37 1,389 $203 $288 $49112vo mes 98.44 31 1,957 $146 $320 $46524vo mes 98.83 30 2,544 $259 $584 $84336vo mes 98.92 29 2,667 $227 $573 $80039vo mes 99.13 26 2,979 $32 $136 $168Totales $994 $1,962 $2,755
106
6.9.3 Pozo Forestal 12
El 19 de Setiembre del 2012 se realizó otro trabajo de control de agua esta vez en el yacimiento
Forestal, pozo número 12. La formación objetivo nuevamente es Vivian, la cual venía produciendo
128 bppd y 10,285 bapd a causa de un fuerte proceso de conificación en las cercanías del pozo. En
la figura 63 se puede apreciar el registro de la arena Vivian
Esta formación estaba completada con revestidor de 9 5/8” y punzada de 2,757.2 a 2,764.8 metros.
El cono de agua formado por el agua de fondo ya había alcanzado la profundidad de los punzados
generando tal producción excesiva de agua. Por esta razón se propuso la ejecución de un
tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa cuya secuencia de
bombeo se aprecia en la tabla 17. Para la inyección del mismo, se utilizó la ayuda de una
empacadura ubicada a 2,737 metros como se muestra en la figura 64.
Durante la inyección del tratamiento al reservorio, se observó manifestación del efecto de los
diversos fluidos de estimulación bombeados como preflujos. Luego de una parada a causa de una
obstrucción mecánica a nivel de punzados, se logró inyectar el tratamiento de control de agua a
Vivian. No se notó mayor incremento presión durante la inyección del polímero al reservorio, más
bien la presión se comportó estable y con tendencia a disminuir, como se puede apreciar en le
figura 65.
Los resultados productivos del pozo revelaron que se logró el objetivo de reducir la producción de
agua e incrementar la de hidrocarburos al menos en los primeros meses. Actualmente el pozo viene
produciendo la misma cantidad de petróleo, esto es 128 bppd con un promedio de producción de
agua de 6,000 bapd.
En la figura 66 se puede apreciar en forma gráfica los resultados productivos de este pozo y en la
tabla 18 el resumen de los resultados.
108
Tabla 17.
FLUIDO OBJETIVO VOL FO-12
Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 30 bbls
Sistema ácido 1 Remover cualquier incrustación de carbonato presente en las cercanías del pozo. 20 bbls
Sistema ácido 2 Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo. 30 bbls
Salmuera inhibida
Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 300 bbls
Tratamiento de control de agua
Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 265 bbls
Desplazamiento Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.
100 bbls
Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Forestal 12.
Figura 64.
Esquema del pozo Forestal 12 durante el tratamiento de control de agua.
109
Figura 65.
Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Forestal 12.
Figura 66.
Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Forestal 12.
110
Tabla 18.
Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Forestal 12.
Observaciones:
• El tratamiento de control de agua efectuado en Vivian redujo el corte de agua de 98.77% a
97.88% en los primeros 3 meses y a 97.92% en los primeros 6 meses. El pozo actualmente
continúa produciendo y controlando agua, reduciendo los costos de la compañía operadora.
• En los primeros meses del tratamiento se apreció cierto incremento en la producción de
petróleo a causa de los preflujos bombeados.
• Después de aproximadamente 6 meses, el tratamiento de control de agua evito la producción
de cerca de 770 mil barriles de agua, lo cual viene produciendo un ahorro en la compañía
operadora de US $ 72,000, habiéndose pagado el tratamiento en los primeros 2 meses.
Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 128 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 10,285 98.77%
Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Forestal 12Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida
Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 97.69 141 5,976 $35 $34 ($200) ($131)2do mes 97.74 139 6,005 $30 $33 $633er mes 97.88 131 6,052 $8 $33 $414to mes 97.92 128 6,035 $0 $33 $335to mes 97.93 128 6,052 $0 $33 $336to mes 97.92 128 6,035 $0 $33 $33Totales $73 $199 $72
111
6.9.4 Pozo Corrientes 1001
Considerando los buenos resultados obtenidos en los trabajos anteriores de control de agua usando
modificadores de la permeabilidad relativa en el lote 1AB, se decidió aplicar una metodología
similar y extender su uso a los pozos del lote 8, específicamente en las formaciones Cetico 1 y 2.
En la figura 67 se puede apreciar el registro de las arenas tratadas. Es así que el 8 de Julio del 2007
se interviene el pozo Corrientes 1001 para realizar el primer trabajo de control de agua ejecutado en
el lote 8 de la Selva Norte del país.
De acuerdo al análisis previo, debido al mecanismo de producción por empuje de agua que provee
de energía constante a estos reservorios, existía una fuerte conificación en la zona cercana al pozo.
El pozo había sido completado en las formaciones Cetico 1 y Cetico 2, siendo punzadas en 3013.5
m – 3015 m y 3017.4 m – 3019 m respectivamente. Los últimos datos de producción del pozo antes
de ser intervenido fueron de 271 bppd y 6,318 bapd con un corte de agua del 96%. El detalle de la
secuencia de tratamiento se puede apreciar en la tabla 19.
Debido a que en este pozo Cetico era la única formación completada en el momento de la
intervención, no fue necesario el uso de un tapón, pero si de una empacadura de 7” sentada a 3,008
metros, como se muestra en la figura 68. Durante la inyección del tratamiento de control de agua, se
apreció un constante incremento de la presión a causa de la auto-divergencia que ocasiona el
polímero al irse adhiriendo rápidamente a la superficie rocosa, como se muestra en la figura 69.
Al poner el pozo en producción, se observó una considerable reducción en la producción tanto del
agua como del hidrocarburo. Asimismo, la efectividad del tratamiento de control de agua no duro
demasiado ya que 6 meses después de ejecutado el trabajo, el corte de agua nuevamente empezó a
incrementarse fuertemente. La figura 70 nos muestra en forma gráfica los resultados productivos y
la tabla 20 el resumen de los resultados del tratamiento.
113
Tabla 19.
FLUIDO OBJETIVO VOL CO-1001
Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo.
50 bbls
Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.
40 bbls
Salmuera inhibida Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua
100 bbls
Tratamiento de control de agua
Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa.
250 bbls
Desplazamiento
Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.
80 bbls
Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Corrientes 1001
Figura 68.
Esquema del pozo Corrientes 1001 durante el tratamiento de control de agua
114
Figura 69.
Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Corrientes 1001.
Figura 70
.
Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Corrientes 1001.
115
Tabla 20.
Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Corrientes 1001.
Observaciones:
• El tratamiento de control de agua efectuado en Cetico 1 y 2 no fue exitoso. Si bien es cierto
que se redujo la producción de agua, esta estuvo acompañada por una reducción en la
producción de los hidrocarburos demasiado significativa, lo cual llevo a pérdidas
económicas en 6 meses de aproximadamente US $ 2’624,000.
• El comportamiento de la presión durante el ingreso del polímero a formación, así como los
resultados productivos nos sugieren que probablemente la concentración de polímero fue
demasiado alta razón por la cual la permeabilidad de ambos fluidos fue afectada. Otra
posibilidad es que los tratamientos ácidos bombeados como preflujo no hayan sido
apropiadamente diseñados y se halla inducido una desconsolidación parcial del reservorio lo
cual puede también afectar la permeabilidad a ambos fluidos.
Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 271 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 6,318 95.89%
Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Corrientes 1001Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida
Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 93.55 138 2,001 ($359) $34 ($200) ($525)2do mes 96.02 122 2,943 ($402) $26 ($376)6to mes 97.66 106 4,430 ($1,782) $59 ($1,723)Totales ($2,543) $119 ($2,624)
116
6.10 Otras aplicaciones
Los modificadores de la permeabilidad relativa tienen algunas otras aplicaciones muy útiles para la
industria aparte de controlar el agua en trabajos matriciales.
6.10.1 Fracturamiento hidráulico
El fracturamiento hidráulico es el método de estimulación de mayor éxito en la industria. Se hizo
muy popular y efectivo para incrementar la producción en reservorios de baja permeabilidad
aunque en la actualidad también se diseñan para reservorios de alta permeabilidad.
Los pozos que generalmente no eran catalogados como candidatos para fracturamiento eran
aquellos que se encontraban muy cerca a zonas de agua. El problema con esto es que a causa del
crecimiento vertical de la fractura, es muy probable que el pozo termine incrementando el caudal
total de fluidos pero con un alto corte de agua. Por esta razón estos pozos eran catalogados como
riesgosos y no calificaban como candidatos para fracturarlos.
Con la aparición de la tecnología del control de agua con modificadores de la permeabilidad
relativa, estos pozos cobran nuevamente relevancia ya que es posible fracturarlos minimizando la
producción de agua si es que la hubiera. Un ejemplo de pozo candidato para fracturamiento con
control de agua es el que se aprecia en la figura 71.
En esta figura se muestra un reservorio de baja permeabilidad con contacto de agua (a la izquierda).
De acuerdo a la simulación de fractura (a la derecha), el crecimiento vertical de la fractura será tal
que alcanzara la zona de agua. Por consiguiente, la mejor recomendación técnica para poder
incorporar estas reservas es incluir un modificador de la permeabilidad relativa en el tratamiento de
fractura hidráulica. La inclusión del modificador de la permeabilidad relativa creará una alta
resistencia al flujo de agua en las zonas invadidas por el filtrado en ambas caras de la fractura e
inclusive en el empaque de arena, dando como resultado incremento en la producción de
hidrocarburos con mínima producción de agua. Este concepto técnico de como trabajaría el
polímero en una fractura se muestra en la figura 72.
117
Figura 71.
Pozo candidato para fracturamiento con control de agua
Figura 72.
Concepto técnico del control de agua en la estimulación por fractura hidráulica
118
Los modificadores de la permeabilidad relativa son compatibles con fluidos de fractura tanto de
bajo como de alto pH, por lo que pueden incluirse como cualquier otro aditivo en casi todo tipo de
sistema de fracturamiento. Además de controlar el agua, la inclusión del modificador de la
permeabilidad relativa produce el beneficio adicional de reducir la pérdida de filtrado
incrementando la eficiencia del sistema y reduciendo los volúmenes de tratamiento. Esto hace
posible que se reduzca la probabilidad de arenamientos prematuros. En la figura 73 se puede
apreciar una evaluación comparativa de la pérdida de filtrado en un núcleo de la arenisca Berea con
1,000 psi de presión diferencial y 150 °F.
Figura 73.
Pérdida de filtrado a distintas concentraciones de polímero en un núcleo de Berea.
Se observa la fuerte disminución de la pérdida de filtrado al incorporar el polímero modificador de
la permeabilidad relativa en el sistema. Sin embargo también se puede notar que incorporando más
de 15% de concentración, no se produce una mejora adicional. Esto depende del tipo de polímero
usado ya que pueden tener distintos comportamientos de acuerdo a su naturaleza.
Finalmente los polímeros modificadores de la permeabilidad relativa, al ser incluidos en los fluidos
de fractura, ayudan también a reducir la fricción, disminuyendo la potencia requerida para efectuar
el tratamiento y haciendo factible que pudiesen ser bombeados a través de tubería flexible. Esto
119
último se puede apreciar gráficamente en la figura 74, en donde en un experimento de laboratorio,
al incorporar mayores concentraciones de polímero (a las mismas condiciones) se obtienen menores
perdidas de carga por fricción a un mismo caudal.
A pesar que se han documentado varios casos exitosos de aplicación de esta tecnología, aún no se
ha puesto en práctica en nuestro país. En otros países, esta técnica de estimulación y control de
agua ya es aplicado hace algunos años como es el caso del yacimiento Kenali Asam en Indonesia.
Figura 74.
Reducción de la fricción a distintas concentraciones de polímero.
El principal problema de este yacimiento era que una de sus arenas más prospectivas produce
gracias a un potente empuje de agua de fondo. De acuerdo a las evaluaciones previas, era posible
incrementar la producción de hidrocarburos a través de un fracturamiento hidráulico, sin embargo
cada vez que era fracturada (debido a su baja permeabilidad) el corte de agua incrementaba más que
considerablemente. En la figura 75 se puede apreciar el comportamiento típico de estos pozos (X, Y
y Z) al ser fracturados sin control de agua. Se observa que si bien es cierto es obtiene estimulación a
causa de la fractura empacada, el corte de agua incrementa considerablemente a causa de haber
conectado la zona de agua con el pozo a través de la fractura.
120
Figura 75.
Resultados productivos de pozos fracturados convencionalmente
Luego de implementada la tecnología del fracturamiento hidráulico con modificadores de la
permeabilidad relativa, las respuestas de los 3 primeros pozos intervenidos (A, B y C) se pueden
apreciar en la figura 76. Estos resultados motivaron a que la tecnología se aplique también en otras
partes del mundo como Venezuela, Siberia, Estados Unidos, Nigeria, entre otros países.
121
Figura 76.
Resultados productivos de pozos fracturados con control de agua
6.10.2 Control de agua en formaciones que no son areniscas
Históricamente los tratamientos de control de agua estaban confinados a los reservorios del tipo
arenisca. Sin embargo, algunos modificadores de la permeabilidad relativa pueden ser aplicados en
reservorios cuyos componentes principales no sean minerales de la familia de los silicatos.
Ese tipo de formaciones, en donde los polímeros modificadores de la permeabilidad relativa pueden
tener cierta eficiencia incluyen los carbonatos y los carbones (fuente de metano).
Desafortunadamente las aplicaciones de campo han sido limitadas y es que la mayoría de
polímeros, debido a su mecanismo de adherencia, no podría adsorberse a este tipo de superficies.
Sin embargo, las últimas generaciones de modificadores de la permeabilidad relativa ya han
superado este inconveniente modificando el tipo de enlace.
122
La presencia y producción indeseada de agua de reservorios de gas en carbón es un problema muy
frecuente en este tipo de yacimientos. Este problema puede ser superado a través del desaguado del
carbón, sin embargo este procedimiento promueve la producción de finos causando problemas de
producción. Para este tipo de aplicaciones, es posible considerar el uso de un modificador de la
permeabilidad relativa que permita reducir en mayor medida el flujo de agua en comparación con el
flujo de gas.
Figura 77.
Prueba de flujo en corona de carbón con modificadores de permeabilidad relativa.
La figura 77 muestra los resultados de una prueba de flujo en una corona de un reservorio de
carbón. Los resultados son alentadores ya que el flujo de agua se restringió y el flujo de gas se vio
favorecido, obteniéndose una razón normalizada al flujo (NFRR) de 11.5. Este tipo de resultados a
nivel de laboratorio bien podrían ser de suma utilidad para la industria llevando su aplicación al
campo.
123
6.10.3 Modificación del perfil de inyección de agua en operaciones de recuperación mejorada
Generalmente la modificación del perfil de inyección de agua ha sido aplicación exclusiva de geles
poliméricos, geles de partícula preformada, etc. Sin embargo, el uso de modificadores de la
permeabilidad relativa (de bajo a moderado peso molecular) puede tener también importante
aplicación en la modificación del perfil de inyección.
Una probable aplicación es la adición continua o periódica, al flujo de inyección de agua, de un
modificador de la permeabilidad relativa apropiado. La figura 78 resume los resultados de una
prueba de flujo en coronas paralelas, en donde se demuestra el potencial que puede tener esta
aplicación. En la prueba, 2 coronas de areniscas de diferentes permeabilidades (10:1) fueron
alineadas de forma paralela estableciéndose un flujo de agua (incluyendo al modificador de
permeabilidad relativa) a través de ambas. Estas coronas representan una formación bajo inyección
de agua en donde la zona de alta permeabilidad (curva verde oscuro) acepta el 90% del caudal
inyectado mientras que la de baja permeabilidad (curva verde claro) acepta el restante 10%.
Después de haber inyectado una gran cantidad de volúmenes porales de agua con una pequeña
dosis (0.05%) de polímero, la permeabilidad en la zona de alta permeabilidad fue reducida de 134
md a 19 md. La permeabilidad al agua en la corona de baja permeabilidad que representa la zona no
barrida, sólo fue reducida de 14 md a 10 md. Por lo tanto la razón de permeabilidades de la zona de
alta permeabilidad a la zona de baja permeabilidad fue modificada de 10: 1 a 2:1 luego de haber
inyectado 23 volúmenes porales de agua.
Los resultados sugieren que se puede modificar el perfil de inyección de agua adoptando una
estrategia de incorporación periódica o continuamente un modificador de permeabilidad relativa al
flujo de agua, monitoreo constante de las presiones de inyección y la toma periódica de registros de
perfil de inyección.
124
Figura 78.
Prueba de flujo en coronas paralelas, modificando el perfil de inyección con modificadores de
la permeabilidad relativa.
125
7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES FINALES
• Es muy importante que las compañías operadoras tengan bien identificados y estimados sus
costos de manejo de agua tomando en cuanto todos los aspectos mencionados en el capítulo
2. En ocasiones este no es el caso e inclusive están muy subestimados razón por la cual, sin
darse cuenta, las compañías reducen seriamente su rentabilidad y por consiguiente los
proyectos de control de agua no cobran la importancia que en realidad pueden tener.
• En caso de producción excesiva de agua en un determinado pozo es preciso, en primer
lugar, aprovechar toda la información existente para determinar qué tipo de problema
probablemente este aquejando al pozo. Si el resultado final no es concluyente, se deberá
pensar en invertir en la toma de información adicional. Este proceso nos dirá que tipo de
método es el más apropiado para controlar agua y en particular si los modificadores de la
permeabilidad relativa pueden ser de aplicación.
• En todos aquellos casos en los cuales se produce agua de forma matricial, y no hay manera
de aislarla sin sacrificar producción de hidrocarburo, es posible aplicar la tecnología de los
modificadores de la permeabilidad relativa.
• De todas las alternativas tecnológicas disponibles actualmente para el control de agua, la
más segura en términos de no afectar la producción de hidrocarburos son los modificadores
de la permeabilidad relativa.
• Los modificadores de la permeabilidad relativa han demostrado, a través de los casos
históricos exitosos, que son una alternativa real y muy eficaz para el control de agua. En
nuestro país, se han documentado casos en donde se ha logrado reducir la producción de
agua en 6,000 – 7,000 bbls diarios.
• Un diseño apropiado, es capaz de reducir la producción de agua de manera muy
significativa con mínimo, si acaso, efecto en la producción de hidrocarburos, inclusive en
casos con cortes de agua muy altos tales como 98 – 99 %.
• Se ha evidenciado también que es posible incrementar la producción de hidrocarburos y de
forma simultánea controlar el agua. Esto se logra a través del bombeo de fluidos de
estimulación por delante del tratamiento de control de agua.
• Sin embargo, los casos históricos también nos enseñan que el tratamiento de control de agua
debe ser diseñado específicamente para cada reservorio en particular. Si el diseño no es el
126
apropiado, los resultados pueden ser muy negativos como se ha documentado en este
informe en donde en un pozo se redujo la producción de hidrocarburos en cerca de 100 bbls
diarios.
• El éxito de los tratamientos con modificadores de la permeabilidad relativa depende en gran
medida de la selección de los candidatos adecuados, del diseño apropiado de los fluidos que
componen el tratamiento y de la limpieza tanto en la preparación como en el bombeo de los
fluidos al pozo. Pero probablemente el factor más importante sea la elección de la
concentración apropiada de polímero a usar de acuerdo a su naturaleza y las características
del reservorio.
• Es de suma importancia, antes de ejecutar cualquier tratamiento de control de agua, tener
una idea del comportamiento del polímero en el reservorio a fin de verificar si la
concentración escogida puede generar algún daño en vez de solamente controlar el flujo del
agua. Para ello se recomienda siempre realizar ensayos de flujo en coronas antes de aplicar
el tratamiento en reservorios o en yacimientos donde no se han aplicado antes.
• Al realizar los ensayos de flujo en coronas, se recomienda ensayar primero los fluidos de
estimulación y una vez obtenida las mejores formulaciones, proceder a ensayar todo el
tratamiento de control de agua completo. Esto permitirá no enmascarar el efecto del
polímero con la acción de los fluidos de estimulación y poder tomar las mejores decisiones
en cuanto a la concentración óptima del polímero.
• Se sugiere, según sea el tipo de polímero, la permeabilidad y temperatura de la aplicación,
procurar incluir concentraciones bajas en los primeros trabajos. Puede que no se controle
mucha agua, pero la probabilidad de afectar la producción de hidrocarburos será mínima.
Posteriormente se puede intentar mayores concentraciones.
• La aplicación de los tratamientos de control de agua debe realizarse en reservorios con
mínimo o nulo daño. Este punto afecta directamente la calidad del enlace roca-polímero,
influenciando directamente la duración del efecto del tratamiento.
• Los tratamientos con modificadores de la permeabilidad relativa no son permanentes sino
más bien temporales. En los casos históricos locales, se ha observado que el efecto del
tratamiento ha durado hasta 3 años inclusive.
• La literatura técnica suele establecer que al inyectar modificadores de la permeabilidad
relativa a los reservorios, es muy probable que se aprecie un incremento en la presión a
127
causa del efecto del polímero sobre el agua misma de la cual está compuesto el tratamiento.
Esto se establece como una buena señal de la efectividad del tratamiento para controlar
agua. Sin embargo, en las experiencias locales no se apreció este efecto (o fue mínimo) en
los casos exitosos y más bien sí se observó un incremento de presión considerable en el
pozo que produjo resultados negativos. Por lo tanto, concluimos que este efecto no es una
referencia real de la eficacia o no del tratamiento. Es preciso esperar los resultados
productivos para emitir conclusiones finales.
• Recomendamos ejecutar antes de cada trabajo, la limpieza mecánica y química de la tubería
de trabajo. La suciedad adherida a las paredes internas de la tubería de trabajo puede
desprenderse, debido a la reacción con los fluidos bombeados (ácidos, solventes, etc.);
pudiendo obturar mecánicamente los punzados y en ocasionar bloquear totalmente el
reservorio, impidiendo la inyección del tratamiento completo. Este efecto se vivió durante
las experiencias locales.
• En muchos trabajos se emplea tapón recuperable y empacadura como ayudas mecánicas
para ubicar el tratamiento en la zona requerida. Una vez sentado el tapón recuperable, se
recomienda sentar la empacadura un par de metros encima del mismo y probarlo con
presión. Para el caso de la empacadura, una vez sentada en su posición final, se recomienda
presurizar el anular revestimiento-tubería. Esta presión deberá ser monitoreada a lo largo del
trabajo, de modo tal que ayudara a darse cuenta en el evento de una comunicación del
anular con la tubería, permitiendo tomar acción oportuna como incrementar el peso sobre la
empacadura, etc. Además, esta presión ayudará a disminuir el diferencial aplicado en la
empacadura haciendo menos exigida su labor.
• Otras aplicaciones posibles para los modificadores de la permeabilidad relativa son en
fracturamiento hidráulico para estimular reservorios en donde existe riesgo de comunicación
con zonas de agua, y también para la modificación del perfil de inyección en proyectos de
recobro mejorado.
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8. BIBLIOGRAFÍA
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