Oilfield Review32

Control del agua

Bill BaileyMike CrabtreeJeb TyrieAberdeen, Escocia

Jon ElphickCambridge, Inglaterra

Fikri KuchukDubai, Emiratos Arabes Unidos

Christian RomanoCaracas, Venezuela

Leo RoodhartShell International Exploration and ProductionLa Haya, Holanda

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

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

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

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

Se agradece la colaboración de Andrew Acock, Houston,Texas, EE.UU.; Kate Bell y Anchala Ramasamy, BP AmocoExploration, Aberdeen, Escocia; Leo Burdylo, Keng SengChang y Peter Hegeman, Sugar Land, Texas; AlisonGoligher, Montrouge, Francia; Douglas Hupp, Anchorage,Alaska, EE.UU.; Lisa Silipigno, Oklahoma City, Oklahoma,EE.UU.; y David Wylie, Aberdeen. FloView, FrontSim, GHOST (Detección Optica del Holdup deGas), MDT (Probador Modular de la Dinámica de laFormación), NODAL, PatchFlex, PLT (herramienta deRegistros de Producción), PosiSet, PS PLATFORM(Plataforma de Servicios de Producción), RST (herramientade Control de Saturación), SqueezeCRETE, TPHL (registrode la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tresfases), USI (herramienta de Imágenes Ultrasónicas) y WFL(Registros de Flujo de Agua) son marcas de Schlumberger.Excel es una marca de Microsoft Corporation. MaraSEALes una marca de Marathon Oil Corporation. PrecisionTreees una marca de Palisade Corporation.

Petróleo y agua

Agua

Nivel de agua libre

Petróleo, gas y agua

Gas y agua

Nivel depetróleolibre

> Yacimiento que contiene agua, petróleo y gas.La ilustración muestra la distribución de los flui-dos en un yacimiento típico antes de comenzar laproducción o la inyección. Por encima del nivel depetróleo libre, la saturación del agua se encuentraen su valor irreducible. La zona de transiciónentre los niveles de petróleo libre y de agua librese caracteriza por un aumento gradual de la satu-ración de agua hasta alcanzar el 100%. En estazona, tanto el petróleo como el agua son parcial-mente móviles. El espesor de la zona de transicióndepende de factores tales como el tamaño de losporos, la presión capilar y la mojabilidad. Existeuna zona de transición entre las capas de hidro-carburos y de agua donde la saturación de agua ypetróleo varían. En general, las rocas de baja per-meabilidad presentan zonas de transición demayor espesor.

Verano de 2000 33

Si se tiene en cuenta que la producción mundialde agua es de aproximadamente 210 millones debarriles por día [33,4 millones m3/d] que acom-pañan a los 75 millones de barriles por día [11,9millones m3/d] de petróleo, se podría decir quemuchas compañías se han convertido práctica-mente en empresas productoras de agua. Dadoque los sistemas de manejo del agua resultan cos-tosos—se estima un costo de entre 5 a más de 50centavos por barril de agua—en un pozo que pro-duce petróleo con un 80% de corte de agua, elcosto del manejo del agua puede ascender a $4por barril de petróleo producido. En algunos sec-tores del Mar del Norte, la producción de aguaaumenta en la misma proporción en que sereducen las tasas de producción de petróleo en losyacimientos.

El agua afecta todas las etapas de la vida delcampo petrolero, desde la exploración—el contac-to agua-petróleo (CAP) es un factor fundamentalpara determinar el petróleo en sitio—hasta elabandono del campo, pasando por el desarrollo yla producción del mismo (abajo). Cuando se extraepetróleo de un yacimiento, tarde o temprano elagua proveniente de un acuífero subyacente o delos pozos inyectores se mezcla y es producida jun-

Si bien el ahorro potencial derivado del control delagua es importante en sí mismo, tiene más valor elpotencial aumento de la producción y de la recu-peración del crudo.

El manejo del ciclo de producción de agua, laseparación de la misma en el fondo o en la superfi-cie y su eliminación, comprenden una ampliavariedad de servicios de campo, que incluyen laadquisición de datos y el diagnóstico con sensoresde fondo; el perfilaje de producción y el análisis delagua para detectar problemas de agua; la simula-ción de yacimientos para caracterizar el flujo y di-versas tecnologías para eliminar los problemas delagua, tales como separación e inyección en el fon-do, cegado químico y mecánico, y separación delagua e instalaciones de producción de superficie.

Este artículo aborda el tema de la detección yel control del exceso de producción de agua. Enprimer lugar, se muestran las distintas formas enque el agua puede ingresar en el hueco; luego sedescriben las mediciones y análisis que se reali-zan para identificar estos tipos de problemas y, porúltimo, se examinan los diversos tratamientos ysoluciones. Mediante estudios de casos se mues-tran aplicaciones en pozos individuales, a nivel decampo y en instalaciones de superficie.

Petró

leo

yag

ua

Petró

leo

seco

Agua

ProcesamientoDemulsificadores/corrosiónDescongestionamiento dela instalación

TratamientoLimpiezaDesecho

Cegado del aguaControl de incrustaciones e hidratosInhibidores de la corrosión

Modificación del perfil de los fluidosDesviación del aguaMonitoreo del fluidoTratamientos con gelesModificadores de la permeabilidadRemoción del daño

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

to con el petróleo. Este flujo de agua a través de unyacimiento, que luego invade la tubería de produc-ción y las instalaciones de procesamiento en la su-perficie y, por último, se extrae y se desecha, o biense inyecta para mantener la presión del yacimiento,recibe el nombre de ‘ciclo del agua’ (arriba).

Los productores buscan formas económicas paramejorar la eficiencia de la producción y los serviciosde control del agua resultan ser uno de los métodosmás rápidos y menos costosos para reducir los cos-tos operativos y aumentar la producción de hidrocar-buros en forma simultánea. El aspecto económico dela producción de agua a lo largo del ciclo del aguadepende de una variedad de factores, como la tasade flujo total, las tasas de producción, laspropiedades del fluido, como la densidad delpetróleo y la salinidad del agua y, por último, elmétodo final de desecho del agua producida. Loscostos operativos, que comprenden las tareas delevantamiento, separación, filtrado, bombeo yreinyección, se suman a los costos totales (próximapágina, arriba). Por otra parte, los costos de elimi-nación del agua pueden variar enormemente: desde10 centavos por barril, cuando el agua se descargaen áreas marinas, hasta más de $1,50 por barrilcuando se transporta con camiones en tierra firme.

Orígenes del aguaEl agua se encuentra presente en todos los campospetroleros y es el fluido más abundante en el cam-po.1 Si bien es cierto que ningún operador quiereproducir agua, hay aguas que son mejores queotras. Con respecto a la producción de crudo, esfundamental distinguir entre el agua de barrido, elagua buena (aceptable) y el agua mala (o excesiva).

Agua de "barrido"—Proviene de un pozo inyec-tor o de un acuífero activo que contribuye al barri-do del petróleo del yacimiento. El manejo de estetipo de agua es una parte fundamental del manejodel yacimiento y puede constituir un factor deter-minante en la productividad de los pozos y de lasreservas finales.2

Agua "buena"—Es el agua producida dentrodel hueco a una tasa inferior al límite económicode la relación agua/petróleo (RAP) (derecha).3 Esuna consecuencia inevitable del flujo de agua através del yacimiento, y no se puede eliminar sinperder parte de las reservas. La producción delagua buena tiene lugar cuando existe un flujosimultáneo de petróleo y agua en toda la matriz dela formación. El flujo fraccional de agua está deter-minado por la tendencia natural de mezcla queprovoca el aumento gradual de la relaciónagua/petróleo (próxima página, arriba).

34 Oilfield Review

Levantamiento

Separación de agua libre

Eliminación de restos de crudoFiltrado

Bombeo

Inyección

Inversiones/GastosConsumosInversiones/GastosConsumosProductos químicosInversiones/GastosProductos químicosInversiones/GastosConsumosInversiones/GastosConsumosInversiones/GastosCosto total/bblTotal de productos químicosTotal de consumosTotal de pozosInstalaciones de superficie

$0,044$0,050$0,087$0,002$0,034$0,147$0,040$0,147$0,012$0,207$0,033$0,030$0,842$0,074$0,102$0,074$0,589

5,28%6,38%

10,36%0,30%4,09%

17,56%4,81%

17,47%1,48%

24,66%3,99%3,62%100%

8,90%12,16%

8,89%70,05%

$0,044$0,054$0,046$0,003$0,034$0,073$0,041$0,068$0,010$0,122$0,034$0,030$0,559$0,075$0,010$0,075$0,309

7,95%9,62%8,27%0,45%6,16%

12,99%7,25%

12,18%1,79%

21,89%6,01%5,45%100%

13,41%17,87%13,40%55,33%

$0,044$0,054$0,035$0,003$0,034$0,056$0,041$0,047$0,010$0,091$0,034$0,030$0,478$0,075$0,100$0,075$0,227

9,29%11,24%

7,24%0,52%7,20%

11,64%8,47%9,85%2,09%

19,06%7,03%6,37%100%

15,67%20,88%15,66%47,80%

$0,044$0,054$0,030$0,003$0,034$0,046$0,041$0,030$0,010$0,079$0,034$0,030$0,434$0,075$0,100$0,075$0,184

10,25%12,40%

6,82%0,58%7,94%

10,58%9,34%6,87%2,31%

18,15%7,75%7,02%100%

17,28%23,03%17,27%42,41%

$0,044$0,054$0,049$0,003$0,034$0,081$0,041$0,073$0,011$0,125$0,034$0,030$0,578$0,075$0,101$0,075$0,328

7,69%9,30%8,55%0,43%5,95%

13,92%7,00%

12,63%1,84%

21,61%5,81%5,27%100%

12,96%17,38%12,95%56,71%

20.000 bpd 50.000 bpd 100.000 bpd 200.000 bpd Promedio

Procesamiento en la superficie Pozos productores Pozos inyectores

Separación de agua libre 0,0025 kw/bblLevantamiento 1,92 kw/bblInyección 1,2 kw/bblCosto $0,028 por kw-hr

Un pozo de 7000 piesRecompletaciónTotal 1 pozoCosto por aguaProducción totalAgua totalCosto de levantamiento del agua

$1.000.000,00$300.000

$1.600.000,00$400.000,00

1.000.0009.000.000 $0,04

Perforar y completarPor completación3 Completaciones

bbl @ 90% corte de aguabbl @ 90% corte de agua$/bbl

Un pozo de 7000 piesRecompletaciónTotal 1 pozoTotal inyectadoCosto de inyección de agua

$600.000,00$200.000

$1.000.000,0032.850.000

$0,03

Perforar y completarPor completación3 Completaciones3 Completaciones

$/bbl

> Costo del ciclo del agua. La tabla muestra el costo estimado del manejo del agua por barril, que incluye inversiones de capital y gastos operativos, con-sumos y productos químicos, en las distintas etapas de levantamiento, separación, eliminación de restos de crudo, filtrado, bombeo e inyección para nive-les de producción del fluido entre 20.000 y 200.000 barriles por día [3.181 a 31.180 m3/d].

1.0

0

RAP

RAP - Límite económico

Recuperación adicional

Producción de petróleo, bbl

A

B

C

D

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

Otra forma de producción de agua aceptableproviene de las líneas de flujo convergentes dentrodel hueco (próxima página, al centro). Por ejemplo,en un cuadrante de un esquema de inyección decinco puntos, un inyector alimenta un productor. El

flujo del inyector se puede caracterizar como unaserie infinita de líneas de flujo; la más corta es unalínea recta entre el inyector y el productor, mien-tras que la más larga sigue los bordes de flujo nulodesde el inyector al productor. La invasión de agua

Verano de 2000 35

ocurre en un primer momento en la línea de flujomás corta, mientras el petróleo todavía se producede las líneas de flujo más lentas. Esta agua sedebe considerar aceptable, ya que no es posiblecegar determinadas líneas de flujo mientras sepermite la producción de otras.

Dado que el agua buena, por definición, pro-duce petróleo junto con ella, se debería tratar demaximizar su producción. Para reducir los costosimplícitos, el agua debería eliminarse tan prontocomo fuese posible; en forma ideal mediante unseparador de fondo (abajo a la derecha). Estosdispositivos, junto con las bombas electrosumergi-bles, permiten separar hasta el 50% del agua einyectarla en el fondo, con lo cual se evitan loscostos del levantamiento y la separación del aguaen la superficie.

Agua "mala"—El resto de este artículo seocupa principalmente de los problemas del aguaproducida en exceso. El agua mala se puede definircomo el agua producida dentro del hueco, que noproduce petróleo, o bien cuando la producción depetróleo no es suficiente para compensar el costoasociado con el manejo del agua, es decir, es aguaproducida por encima del límite económico de laRAP. En los pozos individuales, el origen de lamayor parte de los problemas de agua mala sepuede clasificar dentro de diez tipos básicos. Laclasificación que se presenta en este artículo essimple—ya que existen muchas variaciones ycombinaciones posibles—pero resulta útil comobase de una terminología común.4

1. Kuchuk F, Sengul M y Zeybek M: “Oilfield Water: A Vital Resource,” Middle East Well Evaluation Review22 (Noviembre 22, 1999): 4-13.

2. Kuchuk F, Patra SK, Narasimham JL, Ramanan S yBanerji S: “Water Watching,” Middle East WellEvaluation Review 22 (Noviembre 22, 1999): 14-23; yKuchuk F y Sengul M: “The Challenge of Water Control,”Middle East Well Evaluation Review 22 (Noviembre 22,1999): 24-43.

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

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

Inyector

Incr

emen

to d

el ti

empo

Contacto agua-petróleo Productor

Petróleo y agua

Sólo agua

Sólo petróleo

Sólo petróleo

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

Inyector

Productor

Agua

Petróleo

Petró

leo

Agua

< Simulación del flujo de agua en un yacimiento.El software de simulación de yacimientosFrontSim resulta ideal para demostrar lo queocurre con los fluidos dentro de un yacimiento.Las líneas de flujo representan el flujo de aguadesde el inyector al productor. El simuladorrequiere información geológica, estructural y rela-tiva a los fluidos. El gráfico muestra un cuadrantede un esquema uniforme de inyección de cincopuntos donde el agua proveniente de la línea deflujo más directa es la primera en invadir el pro-ductor. El agua de estas líneas de flujo se consi-dera buena, ya que no se podría cegar sin dis-minuir la producción de petróleo.

Zona de producción

Zona de inyección

Petróleo

Agua

Entrada defluido del yacimiento

Salida de petróleo y algo de agua

Salida de agua

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

Problemas del aguaLos diez tipos básicos de problemas comprendendesde los más fáciles de resolver hasta los másdifíciles.

Filtraciones en el revestidor, tuberías de pro-ducción o empacadores—Las filtraciones a travésdel revestidor, la tubería de producción o losempacadores permiten que el agua proveniente dezonas que no producen hidrocarburos ingrese en lacolumna de producción (abajo a la izquierda). Ladetección de los problemas y la aplicación de lassoluciones correspondientes dependen fundamen-talmente de la configuración del pozo. Los regis-tros básicos de producción, tales como la densidaddel fluido, la temperatura y el flujo pueden resultarsuficientes para diagnosticar estos problemas. Enlos pozos de mayor complejidad, puede ser nece-sario contar con registros de flujo de agua (WFL,por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico defluidos, como el registro de la fracción volumétrica(holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, porsus siglas en Inglés). Las herramientas con sondaseléctricas, como la herramienta FloView, puedenidentificar pequeñas cantidades de agua en el flujode producción. Las soluciones habituales incluyenla inyección forzada de fluidos sellantes y elcegado mecánico por medio de tapones, cementoo empacadores, aunque también se pueden utilizarremiendos. Cuando existe este tipo de problema,conviene aplicar la tecnología de cegado del aguadentro del revestidor, que es de bajo costo.

Flujo canalizado detrás del revestidor—Laexistencia de fallas en la cementación primariapuede provocar la conexión de zonas acuíferas conzonas de hidrocarburos (abajo al centro). Estoscanales permiten que el agua fluya por detrás delrevestidor e invada el espacio anular. Una causasecundaria puede ser la creación de un ‘vacío’detrás del revestidor cuando se produce arena.Este flujo de agua se puede detectar mediante losregistros de temperatura o los registros WFL basa-dos en la activación del oxígeno. La solución prin-cipal consiste en el uso de fluidos de cegado, que

pueden ser cementaciones forzadas de altaresistencia, fluidos a base de resinas colocados enel espacio anular, o fluidos a base de geles demenor resistencia colocados en la formación paradetener el flujo dentro del espacio anular. Elemplazamiento de los mismos es muy importantey, por lo general, se realiza con tubería flexible.

Contacto agua-petróleo dinámico—Si un con-tacto agua-petróleo uniforme asciende hacia unazona abierta de un pozo durante la producción nor-mal por empuje de agua, puede existir producciónde agua indeseada (abajo a la derecha). Estoocurre en aquellos lugares donde existe una per-meabilidad vertical muy baja. Dado que el área deflujo es extensa y que el contacto asciende lenta-mente, puede incluso ocurrir en casos en que laspermeabilidades verticales intrínsecas son suma-mente bajas (menos de 0,01 mD). En los pozos conmayores permeabilidades verticales (Kv > 0,01 Kh),es más probable encontrar conificación de agua yotros problemas que se describen más adelante.En realidad, si bien este tipo de problema podríaconsiderarse como un subgrupo dentro de la conifi-cación, la tendencia a la conificación es tan bajaque el cegado cerca del hueco resulta efectivo. Eldiagnóstico no se puede realizar únicamente sobrela base de la invasión de agua identificada en elfondo del pozo, ya que otros problemas tambiénpueden provocar este mismo fenómeno. En unpozo vertical, este problema se puede resolverfácilmente por abandono del pozo desde el fondoutilizando algún sistema mecánico, como un tapónde cemento o un tapón colocado por medio decable de acero. Si el CAP se desplaza muy porencima de la parte superior del tapón, será nece-sario realizar un segundo tratamiento. En los pozosverticales, este problema es el primero que superalos límites del ambiente local del hueco dentro delsistema de clasificación utilizado en ese artículo.

En los pozos horizontales, cualquier soluciónque se aplique en las cercanías del hueco se debeextender bastante en todas las direcciones conrespecto al intervalo productor de agua para

impedir que el flujo de agua horizontal supere loslímites del tratamiento y retardar la consiguienteinvasión de agua. Como alternativa, se puede con-siderar una desviación de la trayectoria una vezque la RAP resulte intolerable desde el punto devista económico.5

Capa inundada sin flujo transversal—Un pro-blema habitual en la producción proveniente decapas múltiples se produce cuando una zona dealta permeabilidad rodeada por una barrera deflujo (como una capa de arcilla) está inundada(arriba). En este caso, la fuente de agua puede serun acuífero activo o un pozo inyector de agua. Porlo general, la capa inundada presenta el nivel depermeabilidad más elevado. Al no existir flujotransversal en el yacimiento, este problema seresuelve fácilmente mediante la aplicación de flui-dos de cegado rígidos o de un cegado mecánico,ya sea en el inyector o el productor. La decisión decolocar un fluido de cegado—en general se utilizatubería flexible—o utilizar un sistema de cegadomecánico depende de si se conoce cuál es elintervalo inundado. En este caso se puedenemplear fluidos selectivos, tema que se desarrollamás adelante, para evitar el costo de obtener re-gistros y seleccionar el emplazamiento. La ausen-cia de flujo transversal depende de la continuidadde la barrera de permeabilidad.

Los pozos horizontales completados en unasola capa no son proclives a este tipo de proble-ma. Los problemas de agua en pozos sumamenteinclinados completados en capas múltiples sepueden tratar de la misma forma que los pozosverticales.

Fracturas o fallas entre inyector y productor—En las formaciones naturalmente fracturadas bajorecuperación secundaria por inyección de agua, elagua inyectada puede invadir rápidamente lospozos productores (próxima página, arriba a laizquierda). Este fenómeno se produce en formahabitual cuando el sistema de fracturas esextenso o se encuentra fisurado y se puede confir-mar mediante el uso de trazadores radioactivos y

36 Oilfield Review

Inyector Productor

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

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

> Capa inundada sin flujo transversal entre lascapas.

Verano de 2000 37

pruebas de presión transitoria.6 También sepueden utilizar registros de trazadores para cuan-tificar el volumen de las fracturas, valor que se uti-liza para el diseño del tratamiento. La inyección deun gel en el pozo inyector puede reducir la produc-ción de agua sin afectar la producción de petróleode la formación. Si se utiliza un flujo de geles reti-culados, podría no resultar efectivo dado que supenetración en la matriz es limitada y, por lo tanto,penetra en las fracturas en forma selectiva. Por logeneral, la mejor solución para este problema con-siste en cegar la producción de agua.

Los pozos que presentan fracturas o fallas se-veras a menudo sufren una considerable pérdidade fluidos de perforación. Si se espera encontraruna falla conductora y fracturas asociadas con lamisma durante la perforación, conviene bombearun gel dentro del pozo para resolver al mismotiempo el problema de la perforación y los proble-mas consiguientes de producción de agua y ba-rrido deficiente, en particular en las formacionescuya matriz tiene poca permeabilidad.

En los pozos horizontales, puede existir elmismo problema cuando el pozo intercepta una omás fallas conductoras o que tienen fracturas con-ductoras asociadas.

Fracturas o fallas de una capa de agua—Elagua puede provenir de fracturas que interceptanuna zona de agua más profunda (arriba al centro).Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; locual resulta especialmente efectivo en los casosen que las fracturas no contribuyen a la producciónde petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben

ser lo suficientemente grandes para cegar las frac-turas a una distancia considerable del pozo.

Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuen-tra con tres dificultades. En primer lugar, es difícildeterminar el volumen del tratamiento porque sedesconoce el volumen de la fractura. En segundolugar, como el tratamiento puede cegar las frac-turas productoras de petróleo, conviene efectuarun tratamiento con sobredesplazamiento paramantener la productividad cerca del hueco. Porúltimo, si se utiliza un fluido gelificado, éstedeberá ser capaz de resistir el flujo de retorno pos-terior al tratamiento. En los casos de fracturaslocalizadas, convendrá cegarlas cerca del hueco,sobre todo si el pozo se encuentra revestido ycementado. En forma similar, cuando las fracturashidráulicas penetran una capa de agua se produceun deterioro de la producción. Sin embargo, enesos casos por lo general se conoce mejor el pro-blema y el medio circundante y resulta más fácilaplicar las soluciones adecuadas, como por ejem-plo, los fluidos de cegado.

En muchos yacimientos de carbonatos, lasfracturas suelen ser casi verticales y tienden aocurrir en grupos separados por grandes distan-cias, en especial en las zonas dolomíticas cerra-das, por lo cual es poco probable que estasfracturas intercepten un hueco vertical. Sinembargo, estas fracturas se observan con frecuen-cia en pozos horizontales donde la producción deagua a menudo ocurre a través de fallas conduc-toras o fracturas que interceptan un acuífero(arriba a la derecha). Como se dijo anteriormente,

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

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

Inyector

Productor

Falla

Falla

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

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

> Conificación o formación de cúspide.

el bombeo de un fluido gelificado puede servirpara solucionar este problema.

Conificación o formación de cúspide(cusping)—En un pozo vertical se produce conifi-cación cuando existe un CAP cerca de los disparosen una formación cuya permeabilidad vertical esrelativamente elevada (abajo). La tasa crítica deconificación, que es la tasa máxima a la cual sepuede producir petróleo sin producir agua porconificación, a menudo es demasiado baja paraque resulte económica. En algunos casos, se pro-pone colocar una capa de gel por encima del con-tacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo,este método difícilmente podrá detener la conifi-cación, ya que se necesita un gran volumen de gelpara provocar una reducción significativa de laRAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica deconificación, se necesita un radio gelificado efec-tivo de por lo menos 15 m [50 pies]. Sin embargo,resulta difícil colocar un gel en forma económicatan adentro de la formación. Cuando se realizantratamientos de menor volumen, por lo general, seproduce una rápida reinvasión del agua a menosque, por casualidad, el gel se conecte con láminasde lutitas.

En lugar de colocar un gel, una alternativa con-veniente consiste en perforar uno o más huecoslaterales de drenaje cerca del tope de la forma-ción para aprovechar la mayor distancia conrespecto al CAP y la disminución de la caída depresión, que reducen el efecto de conificación.

En los pozos horizontales, este problema sepuede asociar con la formación de una duna (dun-ing) o de una cúspide. En dichos pozos, puede serposible al menos retardar la formación de la cús-pide con una operación de cegado cerca del huecoque se extienda lo suficiente hacia arriba y haciaabajo, como en el caso de un CAP ascendente.

Barrido areal deficiente—Muchas veces elagua marginal o subyacente de un acuífero o de unpozo inyector de agua en una zona productiva,provoca un barrido areal deficiente (derecha). Porlo general, la anisotropía areal de la permeabilidadorigina este problema, que es especialmente serioen los depósitos de canales de arena. La soluciónconsiste en desviar el agua inyectada fuera delespacio de los poros, que ya han sido barridos poragua. Esto requiere un tratamiento de gran volu-men o una inyección continua de un elemento vis-coso, lo que normalmente resulta poco económico.En este tipo de situaciones, con frecuencia se logramejorar la recuperación mediante la perforación depozos de relleno, si bien los tramos laterales dedrenaje se pueden utilizar para llegar al petróleono barrido en forma más económica.

Los pozos horizontales pueden atravesar zonascon diferentes valores de permeabilidad y presióndentro de la misma capa, lo cual provoca un barri-do areal deficiente. También puede suceder que elagua invada sólo una parte del pozo simplementedebido a su proximidad horizontal a la fuente deagua. En cualquiera de los dos casos, es posiblecontrolar el agua por medio del cegado en las cer-canías del hueco y con una extensión vertical losuficientemente amplia respecto del agua.

Segregación gravitacional—Cuando en unyacimiento existe una capa de gran espesor conbuena permeabilidad vertical, la segregacióngravitacional—denominada a veces barrido deagua en el fondo de la arena (water under-run)—puede provocar la invasión de agua no deseada enun pozo en producción (abajo a la izquierda). Elagua, ya sea que provenga de un acuífero o de unproceso de recuperación secundaria por inyecciónde agua, se escurre hacia abajo en la formaciónpermeable y barre sólo la parte inferior del yaci-miento. Cuando existe una relación de movilidadpetróleo-agua desfavorable el problema puedeagravarse, incluso más en las formaciones contexturas sedimentarias que se vuelven más finashacia arriba, dado que los efectos viscosos juntocon la segregación gravitacional fomentan el flujo

en la base de la formación. Cualquier tratamientorealizado en el inyector con el fin de cegar los dis-paros inferiores tendrá sólo un efecto marginal enel barrido de un mayor volumen de petróleo antesde que la segregación gravitacional vuelva a serdominante. En el pozo productor existe conifi-cación local y, como ocurrió en el caso de conifi-cación descripto anteriormente, es poco probableque los tratamientos con geles produzcan resulta-dos duraderos. Los tramos laterales de drenajepueden resultar efectivos para alcanzar al hidro-carburo no barrido y los fluidos de inyección vis-cosos y gasificados también pueden mejorar elbarrido vertical.

En los pozos horizontales, la segregacióngravitacional puede ocurrir cuando el hueco seencuentra cercano al fondo de la zona productiva,o bien cuando se supera la tasa crítica deconificación local.

Capa inundada con flujo transversal—El flujotransversal de agua puede existir en capas de altapermeabilidad que no se encuentran aisladas porbarreras impermeables (abajo a la derecha). Elproblema de la producción de agua a través de unacapa sumamente permeable con flujo transversales similar al de una capa inundada sin flujotransversal, pero se diferencia de éste en el hecho

38 Oilfield Review

de que no existe una barrera para detener el flujoen el yacimiento. En estos casos, los intentos rea-lizados para modificar los perfiles de producción ode inyección cerca del hueco están condenados alfracaso debido a la existencia de flujo transversallejos del hueco. Es fundamental poder determinarsi existe flujo transversal en el yacimiento, puestoque ésta es la única diferencia entre los dos pro-blemas. Cuando no existe flujo transversal, elproblema se puede solucionar fácilmente, mien-tras que cuando existe flujo transversal es menosprobable encontrar un tratamiento exitoso. Sinembargo, en casos aislados, puede ser posible co-locar un gel muy penetrante en forma económicaen la capa permeable ladrona, siempre que éstasea delgada y tenga alta permeabilidad compara-da con la zona de petróleo. Aún bajo estas condi-ciones óptimas, antes de iniciar el tratamiento esnecesario realizar una cuidadosa operación deingeniería. En muchos casos, la solución consisteen perforar uno o más tramos laterales de drenajepara alcanzar las capas no drenadas.

Los pozos horizontales completados en unasola capa no son proclives a este tipo de proble-ma. Si un pozo sumamente inclinado está comple-tado en múltiples capas, este problema puedeocurrir al igual que en un pozo vertical.

Para poder tratar un problema de control delagua es esencial conocer el problema específico.Los primeros cuatro problemas se controlan conrelativa facilidad en el hueco o en las cercaníasdel mismo. En el caso de los dos problemas si-guientes—fracturas entre inyectores y produc-tores, o fracturas de una capa de agua—esnecesario colocar geles muy penetrantes en lasfracturas o las fallas. Los cuatro últimos proble-mas no admiten soluciones simples y de bajocosto cerca del hueco, y requieren modificacionesen la completación o la producción como parte dela estrategia de manejo del yacimiento. Todooperador que desee lograr un cegado del agua enforma efectiva, rápida y con bajo nivel de riesgodebería comenzar por aplicar las tecnologías com-probadas en los primeros seis tipos de problemas.

Inyector Productor Inyector Productor

> Barrido areal deficiente.

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

Acuí

fero

Petróleo acumulado, bbl

RAP-Límite económico

Loga

ritm

o de

la R

AP

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

Verano de 2000 39

Técnicas de diagnóstico para el control del aguaEn el pasado, se consideraba que el control delagua no era más que la simple colocación de untapón acompañado por una operación decementación, o bien un tratamiento con gel en unpozo. La razón principal por la cual la industriapetrolera no pudo lograr un método adecuado paracontrolar el agua ha sido su falta de conocimientode los diferentes problemas y la consiguiente apli-cación de soluciones inapropiadas. Esto quedademostrado con la gran cantidad de trabajos téc-nicos en los que se describen los tratamientos ylos resultados con poca o ninguna referencia a lageología, al yacimiento o al problema de controldel agua. El factor clave es el diagnóstico, es decirpoder identificar el problema específico que sepresenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan detres maneras:• para seleccionar los pozos que podrían necesitar

un sistema de control del agua• para determinar el problema de agua de manera

que se pueda seleccionar un método de controladecuado

• para localizar el punto de entrada del agua en elpozo de tal manera que se pueda emplazar eltratamiento en el lugar correcto.

Cuando se cuenta con una historia deproducción confiable, muchas veces ésta contieneun cúmulo de información que puede ayudar adiagnosticar el problema del agua. Para poderdistinguir las diferentes fuentes de agua noaceptable se han desarrollado varias técnicasanalíticas que utilizan, por ejemplo, las relacionesagua/petróleo, los datos de producción y lasmediciones de los registros.

Gráfico de recuperación—El grafico de recu-peración es un gráfico semilogarítmico de la RAPcon respecto a la producción acumulada depetróleo (arriba). La tendencia de producción sepuede extrapolar al límite económico de la RAPpara determinar la producción de petróleo que seobtendrá si no se toma ninguna medida para con-trolar el agua. Si la producción extrapolada esaproximadamente igual a las reservas esperadaspara el pozo, quiere decir que el pozo produce unnivel de agua aceptable y no se necesita ningunamedida de control del agua. Si este valor es muchomenor que las reservas recuperables esperadas,significa que el pozo está produciendo agua noaceptable y, de existir suficientes reservas paracompensar el costo de la intervención, se deberíaconsiderar alguna medida de reparación.

Gráfico de la historia de producción—Estegráfico es un gráfico doble logarítmico de tasas depetróleo y agua con respecto al tiempo (abajo a laizquierda). Por lo general, los pozos en los queconviene aplicar un sistema de control del aguamuestran un aumento de la producción de agua yuna disminución de la producción de petróleo enforma casi simultánea.

Análisis de la curva de declinación—Este esun gráfico semilogarítmico de la tasa de produc-ción de petróleo con respecto al petróleo acumu-lado (abajo a la derecha). El agotamiento normalproduce una curva cuya tendencia es rectilínea,mientras que una declinación pronunciada puedeindicar la existencia de algún otro problema, comopor ejemplo la disminución severa de la presión oel aumento del daño.

1000

100

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Tasa

de

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Petróleo acumulado, bbl

Agua

Petróleo

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

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Tasa del flujo de agua

Tasa del flujo de petróleo

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

laciones numéricas y experiencias de campo.8

También se puede utilizar la derivada de la RAPcon respecto al tiempo, si bien su aplicación se velimitada por las incertidumbres o el ruido propio delas mediciones de campo. El ingeniero a cargo dela interpretación puede aprender a reconocer lasdiversas variaciones existentes en estos perfiles ya minimizar el problema de la carencia de una solu-ción única cuando se combinan con otros datos.

La utilidad de los gráficos de diagnóstico de laRAP para determinar la invasión del agua enmúltiples capas se ilustra con el ejemplo de uncampo manejado por una importante compañíaque opera en el Mar del Norte. Se trata de unyacimiento de medianas dimensiones con unaestructura costera de energía entre moderada yalta que había sido altamente bioturbado, lo cualprovocó grandes variaciones de la permeabilidad(próxima página, arriba a la izquierda). No existíaninguna barrera significativa de lutitas, y elyacimiento de 110 m [360 pies] de espesor buzabasuavemente hacia un acuífero desde X180 hastaX290 m [X590 hasta X950 pies]. Los bordes delyacimiento estaban delimitados por fallas sellan-tes y truncados por una discordancia. Se disparóun pozo vertical a través de 50 m [165 pies] en elcentro de esta unidad. En el yacimiento no se en-contró ningún CAP ni contacto gas-petróleo (CGP).

El gráfico de diagnóstico de la RAP generado apartir de los datos de pruebas de pozos mensualesmuestra el efecto de la variación de la permeabili-dad en los estratos del yacimiento (próximapágina, abajo). El gráfico ilustra inundación de lascapas de alta permeabilidad, las que contribuyenal flujo transversal dentro del yacimiento. Larelación que se observa en los tiempos deinvasión [1800:2400:2800] da una indicaciónacerca de las relaciones de permeabilidad enestas capas. El petróleo acumulado producido y elproducto de la permeabilidad relativa por el espe-sor de las capas se podrían utilizar para estimarlas reservas remanentes en las zonas de menorpermeabilidad de la formación desde X180 hastaX204 m [X590 hasta X670 pies].

La respuesta de la RAP muestra que las capascon mayor permeabilidad se han inundado. Si bienno hay ninguna evidencia directa de la existenciade una conexión vertical entre estas capas, elconocimiento del ambiente deposicional y delimpacto de la bioturbación puede ayudar aexplicar este fenómeno. Es probable que existacierta comunicación entre las capas de alta per-

40 Oilfield Review

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

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

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RAP

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0,001

RAP

RAP

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RAP'

RAP

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

Gráficos de diagnóstico—Para determinar eltipo de problema específico estableciendo com-paraciones con los esquemas de comportamientoconocidos, se utiliza un gráfico de diagnósticodoble logarítmico de la RAP con respecto al tiempo(abajo). Existen tres signos básicos que permiten

distinguir entre los diferentes mecanismos deinvasión de agua: flujo abierto por fallas, fracturaso flujo por canal detrás del revestidor; flujo deagua marginal o un CAP dinámico; y problemas deconificación.7 Las interpretaciones del flujo deagua marginal fueron construidas a partir de simu-

Verano de 2000 41

meabilidad, así como también es posible queexista comunicación vertical dentro de la zona debaja permeabilidad restante. Cualquier intentorealizado en las cercanías del hueco para contro-lar el agua proveniente de las capas de alta per-meabilidad dependerá del aislamiento verticalsobre un área de gran extensión entre las reservasrestantes por encima de los X670 pies y las capas

inundadas que se encuentran por debajo. Esto sepuede confirmar con las mediciones de las pre-siones de las capas y las pruebas de interferenciavertical obtenidas con el Probador Modular de laDinámica de la Formación MDT; las correlacionesde lutitas, y los registros de producción.

Análisis de cierre y estrangulación—La histo-ria de producción de la mayoría de los pozos

incluye períodos de estrangulación o cierre. Elanálisis de la RAP fluctuante puede proporcionarindicios muy valiosos para determinar el tipo deproblema. Los problemas de invasión de agua,como la conificación o una fractura individual queintercepta una capa de agua más profunda provo-can una RAP inferior durante el estrangulamientoo después del cierre. Por el contrario, cuando lasfracturas o una falla interceptan una capa de aguasuperpuesta se produce el efecto opuesto. Estossistemas no son estables en el transcurso deltiempo geológico pero, por cierto, pueden serinducidos durante la producción.

En un pozo del Medio Oriente que presentabauna tasa de producción de 7000 barriles [1112 m3]de agua por día y 400 barriles [64 m3] de petróleopor día después de cada cierre (arriba a la dere-cha), estas tasas se invirtieron después de algunosdías de producción. Los datos de producción sugie-ren que la causa aparente fue una falla conductivaque conectaba el yacimiento de petróleo con unyacimiento menos profundo que ya había sidoinundado. En los pozos en los que la fuente deagua se encuentra a una presión superior que elpetróleo, el estrangulamiento del pozo provoca unaumento de la RAP. La prueba de estrangulamientoconstituye un método de diagnóstico útil para dis-tinguir entre estos dos problemas.

Cuando la calidad de los datos de la historia deproducción es pobre, se puede realizar una pruebade estrangulamiento de la producción a corto tér-mino con varios tamaños de orificios. La presiónse debe monitorear junto con la RAP desde unseparador o, mejor aún, con un medidor de flujotrifásico, para determinar con precisión los cam-bios ocurridos en la RAP en función de la caída depresión. Esto se puede realizar sólo si la presiónen el cabezal del pozo es suficiente para fluir avarias tasas, por lo que convendría realizarlo enlas primeras etapas de la vida del pozo.

X590

X680

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X860

X950300025002000150010005000

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Permeabilidad horizontal, mD

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Disparos

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

10

1,0

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0,0011000 2000 3000 4000 5000

Tiempo de producción, días

RAP

1

2 34

> Gráfico de diagnóstico a partir de los datos de pruebas de pozos men-suales. El gráfico muestra que el acuífero invade aproximadamente a los1800 días (punto 1) con un incremento pronunciado en la RAP correspon-diente a un cambio repentino de la saturación de agua en el frente deinundación. Es muy probable que esta invasión provenga de la capa demayor permeabilidad. La RAP asciende gradualmente hasta los 2100días, comportamiento típico del flujo marginal. La entrada de agua seestabiliza desde el punto 2, indicando que la capa se encuentra prácti-camente inundada, lo cual lleva a una RAP constante. Este valor sugiereque la primera capa que invade contribuye aproximadamente el 14% delproducto permeabilidad-espesor de la capa—factor clave de la forma-ción para determinar la tasa de flujo. A los 2400 días (punto 3), lainvasión de agua se ve a través de las capas interestratificadas de altapermeabilidad. La curva aparece menos pronunciada en esta invasiónporque la RAP comienza a un valor superior. Al final de este período, laRAP es aproximadamente 0,24, lo cual sugiere que el 10% del productopermeabilidad-espesor proviene de la segunda capa que ha sido inun-dada. El último aumento (punto 4) representa la invasión final de lascapas de alta permeabilidad restantes.

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Tasa de líquido

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

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Tasa de flujo, bpd1000 2000 3000 4000

Petróleo Agua Tasa de flujo total

Agua

Petróleo

100 mD, 4 pies

20 mD, 20 pies

Análisis NODAL—El diseño de un sistema deproducción depende del rendimiento combinadodel yacimiento y la tubería de fondo o sistema de‘plomería’ del yacimiento (abajo).9 Las cantidadesde petróleo, gas y agua que fluyen en un pozoprovenientes del yacimiento dependen de la caídade presión en el sistema de tuberías, y la caída depresión depende de la cantidad de cada fluido quecorre por la tubería. La productividad de un pozo, amenudo, se puede ver disminuida en gran medidadebido al rendimiento inadecuado o a una falla dediseño de alguno de los componentes del sistema.El análisis del comportamiento de un pozo en fluen-cia junto al de las tuberías asociadas con el mismo,se conoce como análisis NODAL y se utiliza con fre-cuencia para evaluar el efecto de cada componenteen un sistema de producción desde el fondo de unpozo hasta el separador.

El análisis NODAL también se emplea para de-terminar la ubicación de zonas de resistencia exce-siva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas depresión en los sistemas de tuberías. Por otra parte,también es posible determinar el efecto que produ-ce el cambio de cualquiera de los componentes delsistema sobre las tasas de producción.10 Por ejem-plo, habitualmente se cree que el estrangulamien-to de un pozo que produce agua servirá para reducirel corte de agua. Esto sucede por cierto en los ca-sos de conificación convencional, pero en otroscasos, depende del tipo de problema, así comotambién de las presiones del yacimiento. Por ejem-plo, si un pozo se cierra por un período de tiempoprolongado, la RAP (medida cuando el pozo se vuel-ve a poner en funcionamiento) dependerá del pro-blema de agua y de las presiones involucradas.

En el Mar del Norte, un pozo productor de pe-tróleo negro con una inclinación de 35° se disparay produce desde cinco capas diferentes. Se sabeque cada capa se encuentra aislada de las demáspor barreras impermeables de lutitas sin flujotransversal entre las mismas. El soporte de presiónproviene de un inyector cercano y de un acuífero. Elpozo producía 29.000 bpd [4608 m3/d] con un cortede agua del 90%. Un registro de producción recien-

te realizado en este pozo muestra un significativoflujo transversal en condiciones de cierre, desde lascapas inferiores hacia la capa superior, la que posi-blemente sea una capa ladrona. Se realizó unanálisis NODAL para ajustar el análisis obtenidocon la herramienta de Registros de Producción PLTtanto para las condiciones de cierre como para lasde fluencia. Este ajuste es necesario a los efectosde lograr la confiabilidad necesaria en las predic-ciones de producción adicional de petróleo comoconsecuencia de los diversos tratamientos decegado del agua (próxima página, arriba).

Si bien el análisis NODAL es una metodologíaestándar para simular las respuestas de los pozos,en este caso hay que considerar dos factoresimportantes. En primer lugar, la necesidad de cali-brar las respuestas de flujo calculadas frente alagresivo flujo transversal observado en condi-ciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho deque en este caso se encontraban involucradas unnúmero relativamente grande de capas separadas.El análisis incluyó seis pasos:•Construcción de modelos—La construcción bá-

sica de modelos de pozos requería un estudio dedesviación detallado, las propiedades de presión,volumen y temperatura (PVT), las característicasdel yacimiento en la región próxima al huecopara cada capa y la ubicación de los disparos.

•Geología—La información geológica acerca delambiente deposicional alrededor del pozo fuenecesaria para estimar el grado y la extensiónlateral de las barreras impermeables. El pozoexhibió una buena extensión lateral de dichasbarreras. En otras áreas del campo, la variacióndel ambiente deposicional provocó incer-tidumbres en la continuidad de las barreras depermeabilidad, lo cual hizo disminuir la con-fianza en el mantenimiento de los tratamientosde cegado localizados.

•Presiones de las capas—Las presionesindividuales de las capas se obtuvieron a partirde los datos de cierre del pozo. En un principiose supuso que el factor de daño de la formaciónera cero.

•Selección de la correlación—Se realizó unacomparación de la correlación del flujo multi-fásico sobre el sistema básico para determinarel grado de variación que presentaban losmodelos y el impacto de los parámetros decorrelación, como los ángulos de cambio de lacorrelación.11 Este paso implica ajustar los datosobtenidos en las pruebas de pozo.

•Flujo transversal en condiciones de cierre—Enprimer lugar, se simuló el flujo transversal encondiciones de cierre detectado por las medicio-nes de la herramienta PLT, lo cual permitió eva-luar el factor de daño de cada capa. El procesorequería utilizar un sistema de prueba y error, enel cual las estimaciones aproximadas (a partir depruebas anteriores) del índice de productividadde cada capa se modificaran en forma secuencialpara ajustar los datos. También se consultó elhistorial del pozo para determinar si era factibleencontrar algún daño debido a la perforación o aconsideraciones operativas. En este ejemplo, nose esperaba encontrar ningún daño.

•Flujo transversal en condiciones de fluencia—Serepitió este proceso para condiciones de fluen-cia y se analizaron varias tasas de producción. Elproceso se puede acelerar si se cierran todas lascapas productoras menos una, en forma suce-siva. El índice de productividad y los factores dedaño debido al flujo no darciano de cada capa semodificaron posteriormente para ajustar losdatos. El modelo final calibrado proporcionó unbuen ajuste para todos los datos.

A continuación se utilizó el modelo calibradodel análisis NODAL para determinar el incrementode producción estimado para dos opcionesdiferentes de cegado. La primera opción consistíaen cegar completamente toda la producciónproveniente de la capa más profunda, Capa 5(próxima página, abajo). Esta opción deja abiertas

42 Oilfield Review

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

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

11. Un ángulo de cambio determina cuando las correlacio-nes multifásicas verticales deberían ser reemplazadaspor correlaciones horizontales. Es importante tener encuenta que no existe ninguna correlación en la literatu-ra entre el flujo multifásico y la caída de presión queresulte adecuada para todos los ángulos de inclinación.

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

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

> Análisis NODAL multi-capa. El modelo de pozo(gráfico inserto) utilizadopara el análisis NODALtiene dos capas, cada unacon diferente espesor ydistinta permeabilidad. Elanálisis multicapa mues-tra las tasas de flujo indi-vidual y total de las capasde petróleo y agua a medi-da que se producen enconjunto y a diferentespresiones.

Capa

s

Tasas de flujo por zonas, bpd-6000 -4000 -2000 0 2000 4000 6000 8000

Opción 1 petróleoOpción 1 agua

L1

L2

L3

L4

Opción 1 (Cierre de la Capa 5 solamente)

Capa

s

Tasas de flujo por zonas, bpd0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

Opción 2 petróleoOpción 2 agua

L3

L4

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

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

Verano de 2000 43

las Capas 1 a 4, y el resultado neto es un aumentode la producción de petróleo de 2966 a 4294 bppd[471 a 682 m3/d]. La producción de agua dismi-nuiría de 26.510 a 12.742 barriles por día [4212 a2025 m3/d]. La segunda opción implicaría sellar lasCapas 1, 2 y 5, que no producían hidrocarburos, yproducir sólo de las Capas 3 y 4. Como resultadode esta segunda opción la producción de petróleoalcanzó 4613 bppd [733 m3/d], lo que representasólo aproximadamente 300 bppd [47 m3/d] másque la opción 1. Para justificar los tratamientos seutilizó como argumento la diferencia entre el com-portamiento corriente y el pronosticado a partir delcierre de una o más capas.

Los datos de los registros de producción de-mostraron que el agua provenía de todas las capassuperiores excepto de una. La mayor parte del

agua no deseada se originaba en la capa más pro-funda. Debido a las presiones reducidas de la for-mación, la capa superior estaba robando unapequeña cantidad de petróleo y de agua que seproducía más abajo. De acuerdo con lo esperado,los volúmenes de líquido que ingresaban en lazona ladrona disminuían a medida que aumentabala producción. Frente a las altas tasas de produc-ción esperadas tales pérdidas se considerarontolerables. El operador decidió entonces adoptar laopción 1 y colocar un tapón justo por debajo de laCapa 4, con lo que la Capa 5 quedó completa-mente aislada.

Registros de producción—Los registros de pro-ducción precisos, como los que ofrecen las medi-ciones de los Servicios de Producción de laPlataforma PS, pueden mostrar la invasión de agua

en el hueco.12 Esta herramienta tiene la capacidadde determinar el flujo y el holdup de cada fase defluido en huecos verticales, desviados y horizonta-les.13 A partir de la adición de los nuevos sensoresópticos y eléctricos, que incorporan mediciones lo-cales de sensores y mediciones de velocidad decada fase, se han logrado importantes avances enel diagnóstico de casos simples y complejos conflujo trifásico. Tales avances en la obtención de re-gistros de producción confiables y precisos, en par-ticular en pozos desviados con cortes de aguaelevados, representan un paso importante en arasde la identificación y el conocimiento de losdiferentes tipos de problemas de agua.

Por ejemplo, un operador perforó un pozohorizontal en el Golfo de México en una arenagasífera pequeña que producía agua en formaexcesiva después de un período corto deproducción. En este pozo, se suponía que la fuentemás probable del agua no aceptable era aguamarginal proveniente del acuífero inferior. Si elagua marginal ingresaba en el talón (heel) delpozo, una solución económica sería correr unatubería flexible en el pozo y cementar la porciónalrededor del talón, dejando la tubería flexible enel lugar para permitir la producción de la punta(toe) del pozo. Esto dilataría la posteriorproducción de agua hasta que el agua avanzarahasta superar el tapón de cemento. Sin embargo,si el agua provenía de la punta del pozo se podríacementar la porción inferior del mismo utilizandotubería flexible y un empacador en la malla. Unatercera posibilidad era que el agua ingresara des-de el centro del pozo, con lo cual sería difícil aislarla entrada de agua y continuar la producción des-de la punta y el talón del pozo. El operador necesi-taba conocer el punto exacto de ingreso del aguapara realizar las operaciones correspondientes.

Capa

s

Tasas de flujo por zonas, bpd-5.000 0 5.000 10.000 15.000 20.000

Petróleo calculadoAgua calculada

Petróleo medidoAgua medida

L1

L2

L3

L4

L5

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

X100

X200

X300

Profundidad, pies

Canal

Disparos

Canal

El programa de perfilaje incluyó la configu-ración básica de la Plataforma PS junto con lasherramientas de Detección Optica del Holdup deGas GHOST y de Control de Saturación RSTPro,trasportadas por tubería flexible. Las medicionesde las herramientas GHOST y FloView y la veloci-dad del fluido derivada del molinete del medidorde flujo, representan los fluidos dentro de la mallade completación, mientras que los registros deTPHL y las mediciones del WFL responden al flujodentro y fuera de la malla (arriba).

Las mediciones de velocidad del agua del re-gistro WFL se combinan con las mediciones delholdup de las herramientas GHOST y TPHL paracalcular el perfil de la tasa de flujo de agua. En es-te ejemplo, más del 50% de la producción de aguaproviene de la punta del pozo, que fluye por detrásde la malla y en el espacio anular del empaque degrava. Por medio de la medición GHOST tambiénse identificó el agua adicional que ingresaba a mi-tad de camino del hueco horizontal a X137 m [X450pies]. Dado que la mayor parte del gas provenía dela punta del pozo, el operador decidió continuar la

producción sin realizar ninguna intervenciónadicional.

Las herramientas que obtienen imágenes através del revestidor, como la herramienta deImágenes Ultrasónicas USI, permiten evaluar lacalidad del trabajo de cementación en un pozo eidentificar los canales de flujo detrás del revesti-dor. Por ejemplo, en un pozo ubicado en NuevaMéxico que producía sólo agua, se confirmó laexistencia de un canal por encima de los disparos(derecha). Se realizó una cementación a presión (ocementación forzada), después de lo cual el pozocomenzó a producir petróleo y, en la actualidad,produce 50 bppd [8 m3/d] sin corte de agua.

Diagnósticos especiales para lacomunicación verticalEl flujo transversal de agua adopta dos formasclaramente definidas. Además del flujo transversalen el yacimiento, que ya se ha analizado, tambiénexiste flujo transversal dentro del hueco; ambostipos son interdependientes y merecen especialatención.

Cada vez que el hueco penetra múltiples capasque se encuentran con diferentes presiones existela posibilidad de que se produzca flujo transversal.La diferencia de presión se mantiene sólo cuandoy donde existe una aislación continua entre cadacapa, lo cual implica que el flujo transversal delyacimiento y del hueco son mutuamenteexcluyentes en cualquier par de capas. Algunosyacimientos, por ejemplo los que presentancanales de arenas apiladas, tienen barreraslocales de lutitas que se extienden por cientos demetros. Sin embargo, estos yacimientos puedencontener conexiones verticales distantes queprovocan el flujo transversal y la comunicación delas presiones, si bien presentan aislamiento localcon variaciones de presión transitorias entre lascapas cuando se los somete a una prueba deestrangulamiento. Como resultado de ello se pro-

44 Oilfield Review

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

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

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

Profundi-dad

medida, pies

X200

X300

X400

X500

X600

Desv.> 90°Gas

Agua

TPHL TPHL

Profun. vertical verdaderapiesX070 X055

GasGHOST

Holdup1 0

Agua

Perfil del agua

WFLTasa del flujo

de agua1 0

Desviación

Rayos GammaAPI20 70

85 95GradosWFL

Velocidad del agua

pies/min0 500

Perfil del gas

Tasa del flujo de gas

bpd bpd0 1200 0 25.000

Gas

HoldupAgua

Entrada de agua

Entrada de agua

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

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

Verano de 2000 45

comunican en el hueco, quiere decir que seencuentran aisladas (abajo a la izquierda). Cuandopresentan la misma presión, puede ocurrir queestén comunicadas o bien que hayan producido (ohayan sido inyectadas) con tasas similares, por locual la presión resultante es la misma.

Prueba de interferencia vertical—Una pruebade interferencia vertical realizada con la herra-mienta MDT muestra la permeabilidad verticalefectiva cerca del hueco. La permeabilidad verticalse puede determinar a partir de los cambios en lapresión de la formación medida con un sensor depresión, mientras el fluido de la formación sebombea a través de una sonda de muestreo sepa-rada unos 0,7 m [2,3 pies] del sensor, sobre lapared del hueco.16

Correlaciones de lutitas—Las correlaciones delos registros pueden demostrar si en un campoexisten grandes barreras de lutitas. Cuando seobserva una excelente correlación de las lutitasentre los diferentes pozos, quiere decir que lascapas del yacimiento se encuentran aisladas porroca impermeable y es improbable que exista flujotransversal dentro del yacimiento.

Registros del medidor de flujo durante elcierre—El registro de producción (a través delmolinete del medidor de flujo) puede detectar elflujo transversal en el hueco durante el cierre delpozo; de existir, constituiría un signo evidente depresión diferencial entre las capas aisladas.

Prueba de estrangulamiento—Las pruebas deestrangulamiento o los datos de producción

X100

X000

5200 5400 5600 5800 6000 6200 6400

X300

Prof

undi

dad,

pie

s

Presión, lpc

X500

X700

X400

X600

X200 Jurásico Superior

Tarbut

Ness

Etive

Rannoch

Formaciones

Presiones actuales del yacimiento

Presiones iniciales del yacimiento

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

Conjunto del tapón

Petróleo

Agua

Tapón PosiSet

> Aplicación de la herramienta PosiSeT deaccionamiento mecánico. El tapón PosiSeT se baja através de la tubería de producción y se utiliza paracegar el agua en las cercanías del hueco. Se puedebajar con cable de acero o por medio de tuberíaflexible y utiliza un sistema de anclaje positivo conanclas superiores e inferiores (arriba) y elementossellantes que aislan las capas productoras de aguatanto en huecos abiertos como revestidos (abajo).

duce una combinación de los problemas propios delas capas inundadas con y sin flujo transversal.

La identificación de la presencia de flujo trans-versal en la formación es de fundamental impor-tancia. Las capas inundadas sin flujo transversalpueden ser tratadas fácilmente a nivel del hueco,si bien no existen soluciones simples cuando lascapas no se encuentran aisladas por barrerasimpermeables. Además, las capas inundadas sinflujo transversal estarán sujetas al flujo transversalinterno del hueco durante el cierre. Existen variosmétodos de diagnóstico que resultan útiles paradeterminar la comunicación vertical.

Pruebas con tasas variables—Con poco es-fuerzo adicional, un registro de producción puedeconvertirse en un registro de producción con tasasvariables o "prueba multicapa," midiendo la tasade producción de cada capa frente a varias pre-siones de producción diferentes, con medicionesestacionarias posicionadas entre cada capa. Deesta forma se podrá determinar el índice de pro-ductividad y la presión promedio del yacimientopara cada capa.14 El flujo transversal potencial sepuede estimar utilizando el análisis NODAL.

Probadores de la formación operados con cablede acero—Tanto las mediciones de presión de laformación obtenidas con herramientas operadascon cable de acero, como las obtenidas con lasherramientas MDT o el Probador de la Formación aRepetición RFT, pueden mostrar si existe comu-nicación de la presión entre las capas.15 Si lascapas tienen presiones diferentes y no se

pueden proporcionar un útil diagnóstico de comu-nicación vertical mediante la detección de pre-siones diferenciales.

Soluciones para el control del aguaCada tipo de problema tiene distintas opciones desolución que varían desde las simples solucionesmecánicas y químicas, que son relativamente debajo costo, hasta las más complejas y costosassoluciones de completaciones re-trabajadas. Eshabitual la existencia de diversos problemas decontrol del agua y, a menudo, se hace necesarioadoptar una combinación de varias soluciones.Hoy en día, además de las soluciones tradi-cionales descriptas anteriormente, existen méto-dos nuevos, innovadores y convenientes desde elpunto de vista económico para los problemas decontrol del agua.

Soluciones mecánicas—En muchos de losproblemas que ocurren en las cercanías del hueco,como las filtraciones del revestidor, el flujo pordetrás del revestidor, el ascenso de agua desde elfondo y las capas inundadas sin flujo transversal,se opta por utilizar tapones mecánicos o inflables.La herramienta PosiSet, que incluye un tapónmecánico, se puede transportar con tubería flexi-ble o bajar con cable de acero. Esta herramienta

Soluciones químicas—Los tratamientos quí-micos requieren el emplazamiento preciso del flui-do. La tubería flexible con empacadores inflablespermite colocar la mayor parte de los fluidos delos tratamientos sin riesgo de afectar las zonas dehidrocarburos. La inyección doble con tuberíaflexible es un proceso que consiste en bombear unfluido protector a lo largo de la tubería flexiblehasta el espacio anular del revestidor y bombearel fluido del tratamiento a través de la tuberíaflexible (próxima página, arriba).

El cemento SqueezeCRETE constituye otro ele-mento clave dentro del conjunto de solucionespara el control del agua.17 Debido a su escasa pér-dida de fluido y a su capacidad de penetrarmicrofracturas inferiores a 160 micrones, es el sis-tema ideal para tratamientos de remediación defiltraciones en las tuberías, provocadas por flujodetrás de las mismas. Una vez colocado, estecemento ofrece gran resistencia a la compresión,baja permeabilidad y alta resistencia a losataques químicos. El tratamiento SqueezeCRETE amenudo se utiliza con cemento común para cegardisparos cuando existe un problema de capasinundadas, o bien cuando asciende el agua delfondo o el CAP. También se puede aplicar para elsellado de empaques de grava, filtraciones en elrevestidor o canales por detrás del revestidor.

Los geles rígidos son sumamente efectivospara cegar excesos de agua en las cercanías delhueco (próxima página, abajo a la izquierda). Adiferencia del cemento, los geles se pueden forzardentro de la formación para realizar el cegadocompleto de esa zona o para llegar a las barrerasde lutitas. Con respecto a los tratamientos decemento presentan una ventaja operativa, ya quese pueden perforar con chorros de fluidos en lugarde triturarlos con mechas. Habitualmente estánhechos a base de polímeros con aditivos reticu-ladores. Productos como los sistemas MaraSEAL yOrganoSEAL-R se pueden mezclar con facilidad ytienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyec-

46 Oilfield Review

17. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T,Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Mejía GP,Martínez IR, Revil P y Roemer R: “Concrete Develop-ments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16-29.

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

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

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

Herramienta de bajada al pozo

Cable eléctrico

Camisa PatchFlex

Disparos

> Camisa PatchFlex. Formada por un cilindro deun compuesto flexible realizado con fibra de car-bono, resinas termosellantes y un revestimientode goma, la camisa PatchFlex se construyealrededor de un elemento inflable que se acopla auna herramienta de bajada al pozo y se la bajacon cable de acero. Cuando la camisa se encuen-tra posicionada frente al área a ser tratada, unabomba incluida en la herramienta de bajada alpozo infla la camisa utilizando fluido del pozo. Lasresinas son calentadas hasta que se polimerizancompletamente. A continuación, el elementoinflable se desinfla y se extrae, con lo cual quedauna camisa dura, resistente a la presión, perfecta-mente ajustada, inclusive en los casos en que elrevestidor se encuentra dañado o corroído.

utiliza tecnología que ya ha sido probada en elcampo y garantiza el cegado del hueco tanto enhuecos revestidos como en huecos abiertos(página previa, a la derecha).

Cuando el hueco debe mantenerse abiertohasta niveles más profundos que el punto deinvasión del agua, la solución puede ser colocar unremiendo que se baja a través de la tubería de pro-ducción. Por ejemplo, existe un nuevo remiendo,denominado camisa PatchFlex, que se puede colo-car por medio de tubería flexible o cable de acerodentro del revestidor y se ha utilizado con todoéxito en diversas aplicaciones en todo el mundo(izquierda). Resulta especialmente indicado paracegar la entrada de agua o gas mediante opera-ciones realizadas a través de la tubería de produc-ción, y para modificar el perfil de inyección y parael aislamiento zonal. Las camisas inflables se cons-truyen conforme a las necesidades, para ajustarsea la longitud de los intervalos agujereados ypueden soportar las presiones de flujo transversalen el hueco. Una vez colocada, la camisa pasa a seruna tubería corta compuesta ubicada dentro delrevestidor; si fuera necesario realizar una posterioroperación de cementación forzada, la camisa sepuede fresar utilizando técnicas de perforación através de la tubería de producción, o bien se puedevolver a disparar para permitir la re-entrada de laszonas. La única desventaja de la tubería corta com-puesta es que el diámetro del hueco se ve reducidoen poco menos de 1 pulgada [2,5 cm]. Sin embargo,otros remiendos mecánicos ocupan aún más espa-cio del diámetro interno del revestidor.

En un pozo del Mar del Norte, la compañíaShell UK Exploration and Production logró reducir elcorte de agua del 85% al 10% utilizando unacamisa PatchFlex para aislar los intervalos con pro-ducción de agua. La sonda de perfilaje PlataformaPS cuantificó las distintas contribuciones de fluidosprovenientes de cada zona productiva. Se pudo de-terminar que la mayor parte del agua indeseableprovenía de dos intervalos abiertos al flujo de 1,2 m[4 pies] de longitud. Las lecturas del registro RSTconfirmaron la elevada saturación de agua en losintervalos productores de agua. Además, el aná-lisis de saturación del RST identificó la existenciade otras dos zonas de petróleo que no habían sidoabiertas al flujo por debajo de las otras zonas pro-ductoras. Si bien se podría haber utilizado un tapóntradicional para cegar la zona productora de agua,también podía bloquear las nuevas zonas depetróleo subyacentes. Por medio de la tecnologíaPatchFlex, Shell cegó las zonas productoras de aguay puso en producción las nuevas zonas petrolíferasque se encontraban por debajo de las mismas.

Verano de 2000 47

tados a presión en la formación para tratar proble-mas de agua específicos, como flujo por detrás delrevestidor y capas inundadas sin flujo transversal,o colocados selectivamente en la zona de aguausando tubería flexible y un empacador.18

Otra solución es un fluido gelificado que sepuede inyectar en pequeñas fallas o fracturas perosólo penetra las formaciones con permeabilidadessuperiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandesvolúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589m3] de estos fluidos poco costosos, por lo generalse logra cegar amplios sistemas de fracturas querodean al pozo inyector o a los pozos produc-tores.19 Al igual que los geles rígidos, losproductos del tipo de los sistemas Marcit y Or-ganoSEAL-F son polímeros reticulados simples demezclar, tienen un tiempo prolongado de trabajo(hasta tres días) antes de volverse rígidos y sepueden bombear a través de las mallas decompletación.

Por otra parte, se están desarrollando fluidosinteligentes o selectivos en la forma de polímerosy surfactantes para tratamientos de la matriz de laformación cercana al hueco. Estos tratamientos,denominados modificadores de permeabilidadrelativa, producen un material similar al de un gelpara detener el flujo en las capas de agua, peromantienen el comportamiento del fluido en lascapas de petróleo para permitir que continúe laproducción. En algunas aplicaciones, ofrecen laposibilidad de realizar un tratamiento selectivosimplemente utilizando un método de emplaza-miento forzado de bajo costo.

detrás de la tubería. El Empacador QuímicoAnular (ACP, por sus siglas en Inglés), desarro-llado para estos casos, realiza el aislamientoentre las diversas zonas utilizando empacadoreso tapones colocados por medio de tubería flexible(abajo a la derecha).20 El objetivo del ACP consisteen alcanzar una cobertura circunferencial totalsobre una longitud relativamente pequeña, mien-tras se deja la tubería corta libre del material quepodría obstruir el flujo del fluido o el pasaje de la

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

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

Zona de petróleo B

Zona inundada C

A

D

D E

E

Fluido de tratamiento

Fluido protector

Tubería de producción

Tubería flexible

Empacador

Empa

que

de g

rava

Empa

cado

r

Revestidor

Zona de petróleo C

Zona inundada D

Barrera

Tubería de producción

Tubería flexible

Empacador

Revestidor

Empacador B

A Gel rígido

Tubería flexible Empacadores inflables

Cañería ranurada

Empacador químicoHueco abierto

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

En los pozos horizontales, los tratamientospara resolver los problemas de agua resultanmás efectivos cuando la zona tratada se encuen-tra aislada del resto del hueco. En los huecosrevestidos, y hasta cierto punto, en los huecosabiertos, esto se logra en forma mecánica conempacadores inflables. Sin embargo, cuando seha colocado una malla o una tubería corta perono se han cementado, estos dispositivos mecáni-cos no logran aislar el espacio anular abierto

herramienta a través de esa sección. Laoperación consiste en bombear un fluido de bajaviscosidad, a base de cemento, por medio detubería flexible y emplazarlo en el espacio com-prendido entre dos empacadores a través de laspequeñas ranuras de la tubería corta. Una vez ensu lugar, el fluido adquiere inmediatamente ladureza de un gel, lo cual impide su desmoro-namiento y garantiza el relleno completo y el ais-lamiento del espacio anular.

Soluciones de completación—Diversasalternativas de completación, como pozos conmúltiples tramos laterales, desviaciones de sustrayectorias, aislamiento con tubería flexible ycompletaciones dobles, pueden servir pararesolver problemas difíciles de agua tales comoCAPs ascendentes, conificación, barrido arealincompleto y segregación gravitacional.21 Porejemplo, una estrategia muy utilizada cuandoexiste conificación en pozos de alto valor es lacoproducción de agua, que consiste en cañonearla pata de agua y utilizar completaciones dobles(arriba).

Problemas de pozos inyectoresLos pozos inyectores pueden originar problemassi el agua de inyección no está filtrada correcta-mente, ya que puede contener partículas tangrandes que provoquen el taponamiento de lamatriz. Por otra parte, si no se trata en formaadecuada con químicos de producción comobactericidas y secuestrantes de oxígeno, el dañopuede aumentar. Ambos factores pueden pro-vocar el aumento de la presión de inyección

hasta que se inicia una fractura, que en un prin-cipio es corta, pero luego crece en longitud y enaltura para mantener la inyectividad a medidaque las caras de la fractura se taponan.22 Cuandolas fracturas inducidas se extienden en formavertical a través de varias capas, se pierde el con-trol sobre el barrido vertical y resulta difícil recu-perar el control del perfil de inyección.

La fracturación térmica, que a menudo seencuentra en las zonas marinas, es provocada porla reducción de los esfuerzos en la zona de inyec-ción debido al enfriamiento. La zona que tienemayor inyectividad se enfría en primer lugar yluego se fractura, tomando aún más fluido deinyección y provocando un escaso barrido vertical(derecha). Como en estos casos, resulta difícilevitar la fracturación térmica, probablemente lamejor estrategia sea garantizar la fracturación detodas las zonas, ya sea por medios térmicos ohidráulicos, para obtener un perfil de inyecciónmás parejo. Algunas veces si existe una capa dealta permeabilidad adyacente a la capa de bajapermeabilidad, la fractura térmica puede irrumpiren la zona de alta permeabilidad, la cual puedellegar a tomar toda el agua de inyección y comoconsecuencia se pierde el barrido de la zona debaja permeabilidad.

Evaluación de los riesgosLa justificación de un tratamiento en cualquierpozo depende del valor del incremento esperadoen la producción de hidrocarburos. Se trata de unvalor ‘esperado,’ lo cual indica que existe uncierto grado de incertidumbre en el análisis.Algunos tratamientos destinados al control delagua pueden garantizar un aumento substancialde la producción. En tales circunstancias, el ele-mento primario de incertidumbre es el éxito de la

48 Oilfield Review

21. Hill et al, referencia 5. 22. La inyectividad es la medida de la cantidad de líquido

que se puede bombear en un pozo (o en una zona) conuna diferencia dada entre la presión del fluido de inyec-ción y la presión de la formación.

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

Petróleo

Agua

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

Fractura térmica

Entrada de agua

> Fracturación térmica en un pozo inyector. Lasfracturas se pueden iniciar en los pozos inyec-tores a través de la presión y el esfuerzo térmicoinducido por la entrada de agua fría. Esto resultaen un perfil de barrido vertical deficiente.

operación en sí misma. Cuando el incremento dela producción es relativamente pequeño (o sebasa en diversos supuestos) no sólo comienza acobrar importancia el riesgo de la operación, sinotambién el pronóstico mismo se convierte en unriesgo clave. Por lo tanto, el operador necesitacuantificar el valor de un tratamiento de controldel agua. Una posibilidad consiste en realizar unanálisis que incorpora los componentes multi-facéticos de riesgo utilizando los métodos deanálisis de riesgo cuantitativo (QRA, por sussiglas en Inglés). Los árboles de decisión sonherramientas valiosas que permiten visualizar ycuantificar todas las opciones disponibles y laprobabilidad de sus resultados. A modo de ilus-tración, PrecisionTree, un producto de PalisadeCorporation, es un programa de análisis dedecisiones que se utiliza con el programa Excelde planillas de cálculo. Este software se puedeacoplar con los métodos de Monte Carlo, con locual se obtiene un ‘árbol de decisión que incluyeriesgos’ para analizar las opciones con respectoal control del agua para pozos específicos(próxima página).

Control del agua a nivel de campoLos problemas de control del agua, las técnicasde diagnóstico y las soluciones ya se han anali-zado en el contexto de su aplicación en pozosindividuales dentro de un campo. Ahora bien, silas técnicas de diagnóstico se modifican y seextienden a una gran cantidad de pozos en uncampo, se obtendrá una mayor reducción en elmanejo total del agua y, en muchos casos, selogrará un incremento importante en la produc-

Pozo con

incrus-

taciones

Probabilidad de

remover

incrustaciones

exitosamente

Probabilidad de

remover

incrustaciones

exitosamente

Probabilidad

de colocar

el tapón

con éxito

Probabilidad de

colocar el tapón

con éxito

Remoción

de incrus-

taciones

exitosa:

Colocación

del tapón

Remoción

de incrus-

taciones

exitosa:

Colocación

del tapón

Remoción

de incrus-

taciones

no exitosa

Tapón

colocado

OK

Tapón

colocado

OK

Tapónno

colocadoDecisión

Aban-donar

el pozo

Remover

incrusta-

ciones

nuevamente

Remoción

de incrus-

taciones

no exitosa

Decisión

Aban-

donar

el pozo

Re-

colocar

el tapón

Tapón

colocadoOK

Tapón

colocadoOK

Rama1

Rama2

Rama3

Rama4

Rama5

Rama6

Rama7

Rama8

Tapónno

colocado

< Arbol de decisiones para un pozo con incrustaciones mine-rales. El árbol de decisiones muestra los diferentes resultadosposibles de los tratamientos, representados por ramas con laspérdidas o ganancias económicas y las probabilidades de al-canzar el final de cada rama. Los círculos (amarillos) represen-tan los nodos de chances donde existen dos o más resultadosposibles. El resultado de cada rama es independiente de cual-quier otro nodo, y la probabilidad de cada rama está descriptapor una distribución de probabilidad unimodal (verde) calcula-da a partir de las simulaciones Monte Carlo. Los nodos cuadra-dos (azules) representan las decisiones en las cuales la ramaseleccionada es una cuestión de selección, sin ningún elemen-to fortuito. Los extremos de las ramas representan ganancias,consideradas como maximización del valor. Este esquema per-mite comparar los diferentes escenarios en una distribuciónóptima de los escasos recursos.

Verano de 2000 49

ción total de hidrocarburos en el campo.Cuando se conjuga el diagnóstico correctocon la aplicación de soluciones comprobadas, elcontrol del agua puede convertirse en una herra-mienta efectiva para el manejo del yacimiento. Sibien es posible aplicar estrategias individualesde control del agua en un cierto número de pozosdentro de un campo, en los campos extensospuede resultar poco eficiente e implicar un granconsumo de tiempo. El primer objetivo de un pro-grama de control del agua en todo un campo con-siste en identificar los pozos que presentan lassiguientes características:•El pozo es accesible para realizar una inter-

vención.•La completación es lo suficientemente robusta

como para tolerar la intervención.•Existe un valor económico relacionado con la

reducción de la producción de agua en esepozo.

•El pozo tiene un problema de control del aguaque se puede tratar en forma económica con unriesgo aceptable.

Las estrategias de control del agua en todo uncampo a menudo son diferentes de las que seaplican en cada pozo individual. Por ejemplo, esposible que sea necesario modificar los diseñosde completación que han dado buenos resultados

en pozos individuales para lograr mejoras entodo un campo. Como ejemplo se puede citar elcaso de un operador en América del Sur queestaba produciendo de un yacimiento multicapacon distintas unidades de flujo separadas porlutitas. Se dispararon todas las capas ignorandolas diferencias de presión que existían entre lasdistintas capas. Como resultado, se inundaronvarias capas en diferentes pozos y la consi-guiente disminución de la presión provocó una

reducción en la producción de petróleo enlas capas restantes. En un principio, el

operador simplemente cegó elagua en las capas inun-

dadas donde la geologíalocal resultaba favorable, pero

la producción del campo continuódeclinando debido a una mayor invasión

de agua y a un posible flujo transversal através de las barreras de lutitas discontinuas.Utilizando una estrategia de control del agua anivel de campo, el operador abandonó la produc-ción simultánea para iniciar la producción decada capa en forma individual en cada pozo, conel propósito de impedir el flujo transversal ylograr una caída de presión efectiva en las capasde petróleo de baja presión. Esto significa que, sibien un menor número de pozos drenaba cadacapa, se conseguía mayor eficiencia en el barridodel campo.

Al considerar los tratamientos a nivel decampo también se tiene en cuenta la influenciacolectiva del comportamiento de la producciónde muchos pozos. La geología local y regional—en términos de estructura y heterogeneidad—ejercen influencia sobre el movimiento de losfluidos. Por ejemplo, es importante tener encuenta las relaciones hidráulicas entre los pozos

productores y los acuíferos o los pozos inyectores(izquierda), además de las estrategias de com-pletación actuales y futuras, que también son fac-tores fundamentales dentro del análisis. Resultaclaro que no es necesario realizar un estudio depre-selección o de pre-factibilidad de pozos pro-longado cada vez que se inicia un proyecto decontrol del agua en todo el campo. Tampoco unestudio de pre-selección debería ser simplementeun mecanismo para identificar pozos tratables. Elestudio debe ajustarse al problema y los ampliosconocimientos del operador a menudo puedenservir para perfeccionar y facilitar el mismo.

Cada estudio de pre-selección de pozos parael control del agua utiliza herramientas de inge-niería de diagnóstico para identificar los pozos demayor valor y los que pueden ser tratados enforma efectiva y con bajo riesgo. El estudio depre-seleción consta de dos fases: la fase de diag-nóstico y la fase de soluciones. En la primera fasese utilizan los conocimientos y la experiencia deloperador en la región junto con la ingeniería y elsoftware de Schlumberger para analizar la natu-raleza y la causa del problema. En primer término,se examinan los pozos para seleccionar un áreade enfoque dentro del campo; luego, una vezmás, para identificar los pozos que podríanbeneficiarse con algún tipo de intervención y, porúltimo, para seleccionar los pozos cuyo valor essuficiente para justificar el tratamiento.

La metodología basada en el softwareWaterCASE examina los pozos probablestomando como base los datos existentes, comolas historias de producción, los registros de pro-ducción disponibles, la caracterización de losyacimientos a partir de modelos numéricos yanalíticos, y los datos y la experiencia de lostratamientos realizados en pozos vecinos (próxi-ma página, arriba). Un estudio reciente realizadopor Schlumberger en el Mar del Norte muestralos resultados del proceso de identificación. Eneste caso, un campo contenía aproximadamente100 pozos con cortes de agua que oscilaban entreel 20% y el 90%, mientras que el promedio delcampo era del 60%. A partir del estudio de pre-selección se obtuvieron los siguientes resultados:•15 pozos son submarinos, requieren un equipo

para intervenciones y 6 tienen problemas con elárbol de producción o problemas de pescas enel pozo, lo cual dificulta las intervenciones.

•De los 85 pozos restantes, 20 presentan proble-mas de corrosión en las tuberías, lo cualaumenta el riesgo de intervención.

•De los pozos restantes, 25 tienen un granpotencial de productividad adicional si sereduce el corte de agua.

•De estos 25 pozos, 15 tienen problemas solu-cionables: filtraciones del revestidor, flujo

detrás de las tuberías, agua en el fondo, capascon alta permeabilidad sin flujo transversal ofracturas desde el inyector al productor.

Los resultados identifican los pozos can-didatos primarios para pasar a la segunda fasedel proceso de intervención; el desarrollo de unplan de soluciones.

En esta fase se desarrolla un amplio espectrode soluciones, que incluyen distintas opcionesmecánicas, de fluidos y de completación. Estassoluciones están clasificadas de acuerdo con susriesgos, costos y beneficios mediante el análisisde riesgos cuantitativos de Schlumberger (QRA).Existen soluciones rápidas y que se pagan prontoy otras de mayor alcance, cuyos costos son máselevados pero que ofrecen mejores resultados.Schlumberger trabaja en forma conjunta con elpersonal a cargo de la operación para identificarla opción de tratamiento más efectiva, de menorriesgo y mayor valor para cada pozo. La soluciónescogida para cada pozo se desarrolla total-mente desde una perspectiva ingenieril y sesomete a la consideración y revisión final de losexpertos antes su puesta en práctica.

En el proceso general de selección deberíanincluirse servicios de control del agua relaciona-dos con los tratamientos de superficie (página52), para maximizar la reducción de costos entodo el campo. Una solución integrada es amenudo una combinación de elementos queincluyen el yacimiento, el hueco y los sistemas desuperficie. Las instalaciones de superficie puedenaportar hasta un 25% de la reducción de los cos-tos totales del sistema de manejo del agua.

Problemas a nivel de campoTarde o temprano la mayor parte de los campospetroleros se encuentran bajo un empuje deagua, ya sea por un tratamiento de recuperaciónsecundaria mediante la inyección de agua o porun acuífero natural. Si se desea aumentar enforma significativa el factor de recuperación sedebe incrementar por lo menos uno de los com-ponentes de dicho factor: la eficiencia deldesplazamiento, la eficiencia del barrido areal ola eficiencia del barrido vertical. El primero, la efi-ciencia del desplazamiento, sólo se puede mejo-rar reduciendo la saturación residual del petróleocon un surfactante, flujo miscible o esquemaalternativo de agua y gas. El control del aguamejora la eficiencia del barrido areal o vertical.

Para poder realizar un análisis de barrido deagua a nivel de un campo es necesario entender lageología y contar con una adecuada caracterizacióndel yacimiento. En los inicios de la vida del campose sabe bastante poco acerca de la caracterizacióndel yacimiento, en particular de su heterogeneidad,pero la información aumenta gradualmente a medi-

50 Oilfield Review

1 año

2 años

5 años

10 años

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

1,0

0,75

0,5

0,25

0,00 10 20 30 40 50 60 70

Fluj

o fra

ccio

nal,

cor

te d

e ag

ua

Saturación de agua, %

A B

Corte de agua 95%

Saturación de agua final, 38%

Saturación de agua final, 58%

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

Tipo de problemaRelevamiento inicial

Método de control

Mecánica

Recomendaciones

Fluido

Cálculo de tasa

y volumen

Método de

emplazamiento

Verano de 2000 51

da que se obtie-nen datos de la diná-mica de la producción.

En los casos de ambientesde deposición calmos, como lasáreas marinas poco profundas, amenudo se encuentran arcillas continuasque proporcionan un buen aislamiento verticalentre las capas, por lo cual el aumento del barridovertical resulta conveniente. Cualquier problemaexistente con las capas inundadas sin flujo trans-versal se puede corregir fácilmente en el hueco y,en este ambiente, este problema es más habitualque el problema de las capas inundadas con flujotransversal, que resulta más difícil de solucionar.

Las arenas eólicas, que a menudo tienen buenespesor y buena permeabilidad vertical, presentanproblemas con respecto al control del agua. Puedeexistir segregación gravitacional de fluidos, cau-sando invasión de agua en los pozos productores.

En ambientes con deposición fluvial ydeltaica, por lo general, se crean canales de are-nas, que pueden variar desde arenas bien api-ladas con buena continuidad vertical y horizontalhasta canales aislados con escasa comunicación.Dado que en este ambiente pueden producirsevarios tipos de problemas, es importante realizaruna caracterización correcta de las arenas.

Los yacimientos de carbonatos presentan suspropios problemas, que incluyen frecuentes frac-turas naturales que provocan invasión de aguaproveniente de una capa de agua, o a través defracturas que conectan los pozos inyectores conlos pozos productores. Por otra parte, pueden existir

grandes canalesde disolución causa-

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

varios metros de amplitud, y puedencrear trayectos de alta velocidad para el

flujo, provocando a menudo invasión pre-matura de agua. Estos se deben considerar comoderivaciones de los problemas de agua inducidospor fracturas, y el cegado de este tipo de canalesresulta sumamente difícil.

Muchos operadores se resisten a controlar elagua en forma preventiva antes de que se produzcauna invasión, por lo cual la mayor parte de lasoperaciones son de remediación. El control preven-tivo del agua debería incluir el estrangulamiento delas zonas con mayor permeabilidad para crear unbarrido más uniforme, lo cual significaría sacrificarel flujo de fondos en un principio a cambio de unretorno incierto, debido a que no se tiene un

conocimiento completo de las heterogeneidadesdel yacimiento. Sin embargo, se puede mejorar elperfil de producción (y de inyección) por medio de laestimulación selectiva de las zonas con menor per-

meabilidad. Esta constituye una opción par-ticularmente atractiva debido a la

posibilidad de utilizar tubería flexiblepara emplazar con precisión fracturas

hidráulicas pequeñas. El perfeccionamiento delas técnicas de perforación horizontal, incluyendolos pozos con múltiples tramos laterales y lastuberías flexibles también ofrecen una mayor va-riedad de soluciones viables para resolver proble-mas en yacimientos complejos. Sin embargo, esprobable que se mantenga este enfoque predomi-nantemente reactivo respecto del control del aguay, como consecuencia, de un mejor barrido, hastaque se logre realizar una caracterización tempranadel yacimiento más precisa.

Tomando como base los datos conocidos, oincluso una estimación aproximada, del volumendel yacimiento y la curva de flujo fraccional, sepuede calcular la recuperación esperada,suponiendo que la producción continúa hasta uncorte de agua dado. Si se compara la recuperaciónesperada con la recuperación final indicada por losgráficos semilogarítmicos de la RAP, se pueden uti-lizar diagnósticos a nivel de campo para estimar laeficiencia de barrido del yacimiento. Si la RAP esmenor que la curva de flujo fraccional, quiere decirque existe petróleo no barrido (abajo).23 Si la pro-ducción de petróleo se acelera, entonces deberácompensar el valor del retardo supuesto en los

< Pantalla del programa WaterCASE. En este caso una interfaz del usuariorealiza preguntas específicas (izquierda) acerca de los síntomas y los resulta-dos de la prueba de diagnóstico que permiten procesar el análisis del problemade control del agua. Una vez que se completa un número suficiente de respues-tas, se identifican los tipos de problemas y se clasifican (derecha) de acuerdocon su probabilidad de incidencia. La lógica de la estructura del softwareWaterCASE se muestra superpuesta por encima del despliegue de la pantalla.

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

Separación 9%

Separación primaria del petróleo/agua/gas

Inhibidor de corrosión

Demulsificador

Separador

Productos químicos 13%

Pozo 17%

Separación de restos de crudo

Filtrado15%

Separación de restos de crudo 14%

Petróleo

Levantamiento del fluido

Inhibidor de incrustación

Deshidratador de petróleo

Polielectrolito

Biocida

Polielectrolito

Biocida

Barredor de oxígeno

Tanque de agua filtrada

Tanque de compensación

del agua producida

Inhibidor de corrosión

Inhibidor de incrustación

Pulido de agua

Inyección de aguaFiltrado de agua

Bombas de inyección Pozos de

inyecciónFiltros

Bombeo 27%

Pozo 5%

> Instalaciones de superficie típicas y costosrelativos. Las instalaciones para el manejo delagua en la superficie incluyen separadores pri-marios de petróleo, agua y gas; sistemas pararemover las impurezas remanentes de petróleodel agua, sistemas de filtración de sólidos,además de tratamientos químicos. Estos sis-temas permiten garantizar que el agua reinyec-tada sea compatible con la formación receptoray que no causará otros problemas, comodepósitos de residuos minerales y corrosión enel pozo ni daño en el yacimiento. También semuestran los costos relativos del ciclo del aguadesde el pozo productor (costos de levan-tamiento de 17%), químicos 13%, costos deremoción y procesamiento (incluyendo sepa-ración 9%; separación de restos de crudo 14% yfiltrado 15%), bombeo 27% y, por último, costosde reinyección 5%. Las estimaciones del costopromedio del manejo del agua de 50 centavospor barril, parten del supuesto de que los cam-pos se encuentran en tierra firme, que los pozostienen entre 1828 a 2438 m [6000 y 8000 pies] deprofundidad, y que producen 1000 bppd [159m3/d] e inyectan 5000 barriles de agua por día[795 m3/d].

cálculos del valor actual neto; esto es, el valor delpetróleo cuando se produce menos su valor cuandose hubiera producido. Si el petróleo es incremental,se puede utilizar el valor de este petróleo incre-mental para justificar los costos de la operación decontrol del agua. El petróleo incremental es amenudo más valioso que el petróleo acelerado.

Instalaciones de superficieLas instalaciones de superficie separan el aguadel petróleo y la procesan hasta lograr unaespecificación aceptable adecuada para dese-charla en el medio ambiente o para reinyectarla(abajo). El gas se envía a una planta de procesa-miento o simplemente se lo quema, mientras queel petróleo se somete a un proceso de eliminaciónde impurezas mediante el cual se quita el aguadel petróleo hasta que su concentración baje al0,5 o el 1,0%, dependiendo de las condiciones deentrega. El agua se reinyecta para su eliminacióny para mantener la presión del yacimiento. En unainstalación típica de tratamiento de agua parainyección, todas las corrientes de agua de cadaetapa del proceso de separación se someten a unproceso de eliminación de los restos de petróleohasta lograr un nivel compatible con la descargaal medio ambiente o a la formación receptora, quepor lo general oscila entre 10 y 40 ppm. En laetapa de filtración se utiliza un filtro de 10 a 50micrones para quitar los sólidos, lo cual hace queel agua sea más compatible con la formaciónantes de la reinyección.

Los tratamientos químicos incluyen quebrado-res de emulsión, biocidas, polielectrolitos ysecuestrantes de oxígeno que se agregan al aguapara condicionarla para la reinyección, ademásde inhibidores de corrosión y químicos paracombatir las incrustaciones minerales, que seadicionan para proteger las tuberías y los equi-pamientos de fondo. Cuando el agua se producea altas tasas, los aditivos químicos constituyenhasta un 20% de los costos de manejo del aguaen la superficie. El equipamiento de superficie ylas instalaciones representan el 80% restante.

En la práctica, las soluciones de superficiecomienzan en el fondo. Una separación parcialdel agua y el petróleo realizada en el fondo delpozo puede eliminar algunos de los costos delevantamiento del agua. Como alternativa a laseparación en el fondo y reinyección simul-táneas, existe la producción segregada en elfondo por la cual el agua y los hidrocarburos sonproducidos en forma separada, con lo cual seevita la necesidad de contar con instalaciones deseparación en la superficie. Por último, lostratamientos químicos, como los quebradores deemulsión, los químicos para destruir las incrusta-ciones minerales y los inhibidores de corrosióninyectados en el fondo pueden preparar los flui-dos para poder realizar un tratamiento de super-ficie eficiente.24

Concepto de planta de separación en elpozo—Las tecnologías de separación existentesy el bombeo multifásico se encuentran dispo-

nibles hoy en día para uso comercial en forma deuna planta de separación en el pozo. El petróleo, elagua y el gas son separados cerca del cabezal delpozo y el agua y el gas indeseables se vuelven ainyectar para mantener la presión del yacimiento,o bien se los elimina con bombas multifásicas.

Instalaciones de superficie convencionales—Las instalaciones convencionales de separacióngravitacional pueden ser diseñadas para perfilesde producción específicos. Dotadas de lasmejores prácticas y tecnologías, las instalacionesde superficie pueden significar importantes a-horros en el proceso de eliminación del agua(próxima página). Por ejemplo, la separación cen-trífuga realizada por Framo Engineering—tec-nología derivada de las prácticas de bombeomultifásico—podría proporcionar en el futuroinmediato una importante disminución de loscostos operativos y ahorros de capital, ya quepermite reducir la cantidad y el tamaño delequipamiento y los costos de la inyección dequímicos. La separación centrífuga se podríaextender a la planta de separación en el pozo.Otras tecnologías específicas utilizadas parareducir la concentración de agua en el petróleohasta niveles sumamente bajos incluyen sis-temas de deshidratación, que pueden reducir elcontenido de agua hasta un nivel de 40 ppm; lossistemas de ultradeshidratación, que reducen elagua hasta 5 ppm; y la remoción de sólidos finospara filtrar partículas de detritos, como partículasde arena de hasta 2 micrones de tamaño.

52 Oilfield Review

Escotilla

Compartimiento de petróleo

Compartimiento de agua sucia

Separación ciclónica

Agua limpia

Compartimiento de agua limpiaAgua sucia

Exclusión del petróleo

Sección transversal del separador ciclónico

Verano de 2000 53

A medida que la producción diaria de aguaaumenta en todo el mundo, las instalaciones desuperficie, que originalmente no fueron dise-ñadas para manejar grandes volúmenes de agua,se deben reacondicionar con equipamientoscapaces de manejar fracciones mayores de aguaen forma económica. Hoy en día, algunosyacimientos producen en forma efectiva con uncorte de agua superior al 95%. En yacimientosbien conocidos, tales mejoras en los servicios demanejo de agua en las instalaciones de superficiepermiten descubrir reservas recuperablesadicionales.

El proyecto Apertura de LASMO Plc en elcampo Dación de Venezuela constituye un ejem-plo de una estrategia de control del agua uti-lizada para mejorar el aspecto económico de laproducción de petróleo en todo un campo,reduciendo los cuellos de botella existentes enlas posibilidades de manejo del agua en la super-ficie. El proyecto administrado por la alianzaLASMO-Schlumberger, comenzó en abril de 1998y comprende tres etapas:•Completar un mejoramiento intensivo y eliminar

los cuellos de botella en las instalaciones desuperficie para incrementar la capacidad deprocesamiento en un 50%, de 20.000 bpd [3178m3/d] con corte de agua del 50% a 80.000 bpd[12.712 m3/d] con un corte de agua del 60%, loque aumenta la producción de crudo de 10.000a 30.000 bppd [de 1589 a 4767 m3/d].

•Equipar nuevas instalaciones de producción concapacidad de procesamiento de 360.000 bpd[57.204 m3/d] con un corte de agua del 75%,hasta alcanzar una capacidad de procesamientode crudo de 90.000 bppd [14.300 m3/d].

•Reacondicionar el módulo de manejo del aguaen el futuro para incentivar la capacidad demanejo del agua en el campo maduro y poderafrontar hasta un 90% de corte de agua, lo cualpermitiría una fase final de produccióneconómica de hasta 600.000 bpd [95.340 m3/d]y 30.000 bppd.

En este proyecto particular de redesarrollo detodo un campo, los servicios de control y manejodel agua han permitido aumentar la explotaciónde las reservas al duplicar el factor de recu-peración de crudo del 14 al 35%.

Una mirada hacia el futuroSi bien los objetivos de reducir los costos delmanejo de la producción excesiva de agua y dedescubrir reservas recuperables adicionales encampos maduros parecen difíciles de alcanzar,algunos factores positivos ya se encuentran a

nuestro alcance. Hoy en día, el conocimiento delos problemas del flujo de agua y sus solucionesconstituyen un componente fundamental dentrode la ingeniería de yacimientos.

Para poder aprovechar al máximo los ele-mentos disponibles como un primer paso en elcontrol del agua, se requiere un conocimientodetallado de los activos, los recursos, las activi-dades y los costos asociados con el manejo delagua producida. Pueden entonces surgir oportu-nidades que permitan reducir los costos de lasprácticas tradicionales y los materiales (quími-cos) e identificar dónde se podrán controlar en elfuturo los potenciales aumentos de costos. Lasinnovaciones técnicas permitirán manejar mayo-res volúmenes con las instalaciones existentes.Se debe tener en cuenta el sistema de produc-ción en su totalidad, desde el yacimiento hastael punto de transferencia de custodia delpetróleo y el lugar de descanso final del agua. Enla actualidad, muchas compañías operadoras yempresas de servicios concentran sus programasde investigación y desarrollo en la construcciónde las herramientas apropiadas para manejaresta ola de agua producida.

Por último, un enfoque integrado con respectoal control del agua en todos los pozos, desde elyacimiento hasta su eliminación (o su reinyecciónen el yacimiento para mantener la presión) pro-ducirá una reducción de costos en forma inmediatay a largo plazo. Los servicios integrados de manejode agua se visualizan como el factor clave dentrode la optimización de la producción del yacimiento,ya que proporcionan los medios para producirreservas recuperables adicionales. Mientras losservicios destinados al control del agua seránresponsables de gran parte del progreso futuro,una planta de separación instalada en el fondo—construida sobre el concepto de planta de sepa-ración en el pozo—permitirá minimizar los costosde manejo del agua producida y los procesos de lasinstalaciones optimizadas podrán convertir losdesechos en un bien utilizable, lo que a su vez con-tribuirá a mejorar el factor de recuperación. Sinembargo, la ganancia real proviene del aumentopotencial de la producción de petróleo. —RH

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

Bomba de agua

Válvula de control del nivel de la interfase

Medidor de agua

Separador ciclónico

Separador de primera etapa Separador de segunda etapa

Trayectoria del flujo para remover el agua contaminada con petróleo

Desgasificador

Bomba de petróleo

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