dowsyacimientosmendoza

8/7/2019 DOWSYacimientosMendoza

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AANNLLIISSIISS DDEELL RREENNDDIIMMIIEENNTTOO DDEELLSSEEPPAARRAADDOORR DDEE PPEETTRRLLEEOO--AAGGUUAA EENN

FFOONNDDOO DDEE PPOOZZOO ((DDOOWWSS)) AAPPLLIICCAADDOO AALLBBOOMMBBEEOO EELLEECCTTRROOSSUUMMEERRGGIIBBLLEEYYAACCIIMMIIEENNTTOOSS LLAA VVEENNTTAANNAA YY

VVIIZZCCAACCHHEERRAASS MMEENNDDOOZZAA AARRGGEENNTTIINNAA

Preparado por: Jos Luis Scaramuzza con la colaboracin de lasreas de Produccin y Desarrollo.


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Resumen Ejecutivo

El separador de agua en fondo de pozo DOWS (Downhole Oil/Water Separation System),desarrollado por el CFER (Center For Enginnering Research Inc.), consiste en un hidrociclnseparador acoplado a un sistema convencional de bombeo. El empleo de esta tecnologa,permite separar el agua del petrleo y reinyectarla donde sea posible dentro del mismo pozo,reduciendo los volmenes elevados a la superficie. Al mismo tiempo una vena concentradade petrleo es enviada a la superficie. Los hidrociclones son ideales para esta aplicacin yaque no tienen elementos mviles y son muy efectivos para separar petrleo de fluidos con alto

contenido de agua.Esta alternativa no es aplicable en todos los pozos, ya que se requieren ciertas caractersticaspara que el sistema pueda ser empleado. Una correcta seleccin de pozos tiene una incidenciadirecta en el xito del piloto. Varios criterios fueron considerados, teniendo en cuenta lasrecomendaciones del CFER en el proceso de seleccin de candidatos incluyendo: corte deagua (> 70 %), pozos prximos al lmite econmico y con buena cantidad de reservas,integridad del cemento y la existencia de una zona para inyectar agua ubicada por debajo de laproductora con acceso sin necesidad de profundizacin, caractersticas de los fluidos (petrleo

y agua), etc. Adems de estas caractersticas, existen otras que favorecen la seleccin talescomo: alto costo de extraccin de agua, alto costo de manipuleo e inyeccin de agua, altaspresiones de admisin de los pozos, etc.

Basado en estos criterios, dos pozos el VM-097 en el Yacimiento La Ventana y el Vi-284 enel Yacimiento Vizcacheras fueron seleccionados como los mejores candidatos para serconvertidos en productor-inyector mediante la instalacin de un sistema de separacin deagua en fondo de pozo (DOWS) aplicado a bombeo electrosumergible.Un SubSep Centrilift tipo hidrocicln DOWS fue instalado en el VM-97 el 24 de Abril de1998 para producir de las arenas TRC (2326/37 m) (Tope del Conglomerado Rojo) y BRC(2344,5/94,5 m) (Base del Conglomerado Rojo) de la formacin Barrancas e inyectar en laarena VC (2402/36 m) (Vctor claro) de la formacin Ro Blanco. Previo a la instalacin delDOWS el pozo estaba produciendo 9,2 m3 /da de petrleo y 390,8 m3 /da de agua asuperficie. El rendimiento inicial del DOWS fue muy alentador. Desde el 24 de Abril el pozoprodujo 10,6 m3 /da de petrleo y 74 m3/da de agua a superficie. Esto representa un 81% de

reduccin del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras aumentaba ligeramenteel volumen de petrleo. Luego el pozo fue aumentando la produccin de fluido total ensuperficie hasta un mximo de 156 m3 /da y la produccin neta de petrleo tuvo uncomportamiento errtico con un volumen medio de 6,5 m3/da. Debido a este paulatino perocontinuo aumento de produccin en superficie, el pozo fue operado a 40 Hz para volver a laproduccin inicial. Das despus, el 12 de Julio el pozo se par por sobre carga y el equipo fue


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produccin de slidos, desalent la reinstalacin del DOWS en el mismo pozo y en otrospozos vecinos candidatos en La Ventana.

Posteriormente, el 17 de Febrero de 1999 se instal un SubSep Centrilift tipo hidrociclnDOWS en el pozo Vi-284 para producir de las arenas de la formacin Papagayos (1800,5/20m) e inyectar en las arenas de la formacin Barrancas (1872,5/96,5 m). Previo a la instalacindel DOWS el pozo estaba produciendo 2,5 m3 /da de petrleo y 172,5 m3 /da de agua asuperficie. El rendimiento inicial del DOWS fue muy alentador. Desde el 19 de Febrero elpozo produjo 2,7 m3 /da de petrleo y 42,5 m3 /da de agua a superficie. Esto representa un75% de reduccin del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras se mantena elvolumen de petrleo. El volumen de agua promedio inyectado obtenido por clculo tericoera de 138 m3 /da. Posteriormente el pozo se estabiliz con estos volmenes hasta el 13 deSetiembre de 1999 a partir del cual la produccin de fluido total en superficie fuepaulatinamente disminuyendo hasta un 50% inferior a la normal. Finalmente el 23 deNoviembre de 1999 el equipo fue extrado (279 das). No se observan anomalas durante elpulling ni en el desarme e inspeccin en taller.El da 4 de Enero de 2000 se reinstala el equipo en el pozo piloto Vi-284, el mismo arranca

con valores elctricos normales pero nuevamente manifiesta una baja produccin ensuperficie hasta que es retirado el 24 de Enero de 2000 (20 das). Debido a esta falla se decideprobar la hermeticidad del Packer D que separa ambas formaciones detectndose perdida atravs del mismo. Se saca el packer D y se fija un packer FH. El da 13 de Junio de 2000se reinstala el equipo el cual opera normalmente hasta el 12 de Setiembre de 2000 (91 das) enque es retirado debido a un paro por sobrecarga. Durante el pulling se detecta acoplamientoentre bomba booster y adaptador con estras barridas. As este equipo fue reparado yreinstalado en 4 oportunidades ms con duraciones de 135, 15, 305 y 223 das. Durante estosperodos el DOWS funcion adecuadamente. La produccin de petrleo y agua en superficiese mantuvieron dentro de los valores normales. Previo a la ltima corrida del DOWS lasarenas inyectoras fueron estimuladas para reestablecer el ndice de inyectividad. Las causas defallas tuvieron concentradas en prdida de packer, fallas elctricas y falla de la bombabooster. En todas las instalaciones el hidrocicln fue el mismo y slo fue necesario el cambiode anillos O.

El resultado preliminar obtenido en el ensayo piloto de Vizcacheras (Vi-284) y a la necesidadde disponer parte del agua de produccin que en ese momento se dispona en piletas deinfiltracin y evaporacin, nos alent a lanzar un proyecto de secundaria que contempla unapequea malla formada por dos pozos productor/inyector de las formaciones Papagayos yBarrancas respectivamente (Vi-261 y Vi-122) y cuatro pozos productores de la formacinBarrancas (Vi-120, 121, 1005 y 1009) aplicando la tecnologa DOWS.


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cinco perodos de produccin con duraciones de 17, 2, 33, 32 y 195 das. Las fallasprincipales se debieron a problemas ocurridos durante la instalacin debido a que se gir el

equipo cuando se intentaba enchufar la campana en el macho del on-off. Ests se detectaron alsacar el equipo y verificar el estado del cable de extensin y los 3 tubos by-pass que dirigen lamezcla concentrada de petrleo desde el separador hacia el tubing atravesando el equipo porel espacio anular que queda entre ste y el casing. Esto ocurri en los primeros dos perodosen los cuales el equipo fall por corto circuito en el enchufe (pothead). El resto de las fallas sedebieron a problemas de motor y a bombas trabadas. Tambin hubo un perodo intermedioque el pozo produjo con una BES convencional por demoras en la reparacin del DOWS.Previo a la ltima corrida del DOWS las arenas inyectoras fueron estimuladas parareestablecer el ndice de inyectividad. Como se puede apreciar, el DOWS en este pozo, notuvo el rendimiento esperado.

El 28 de Octubre de 2002 se instala un DOWS en el pozo Vi-122 para producir de las arenasde Papagayos (1805/09 1814/18 m) e inyectar en las arenas de Barrancas (1883/94,5 m)como parte del proyecto de secundaria. Previo a la instalacin del DOWS el pozo estabaproduciendo 5 m3/da de petrleo y 315 m3/da de agua a superficie. Despus de la instalacin

el pozo se estabiliz con una produccin de 3,5 m3

/da de petrleo y 70 m3

/da de agua asuperficie. Esto representaba una reduccin en el volumen de agua a manejar en superficie del78% pero tambin experiment una reduccin del 30% en la produccin de petrleo. Elvolumen de agua inyectado obtenido por clculo terico era de 245 m3/da. Este equipo tuvoun solo perodo de produccin con una duracin de 206 das. El pozo fue intervenido por unafalla elctrica.

Si bien la aplicacin del DOWS tanto en los ensayos pilotos como el proyecto de secundariano tuvo el xito esperado, nos permiti ganar suficiente experiencia en el manejo de estatecnologa. Problemas detectados en la operacin de instalacin, problemas con la variacinde la inyectividad y recirculacin a travs de packers o por detrs del casing podran liderarmejores diseos y mejores prcticas de instalacin y operacin en futuras aplicaciones deDOWS. Debido a que las instalaciones no tenan instrumentacin de fondo (excepto una queno funciono) no pudimos establecer con certeza que estaba ocurriendo en el fondo del pozo.Comparaciones con otros pilotos en el mundo nos permiten establecer ciertas similitudes en

las prcticas utilizadas y en los problemas experimentados.

El pensamiento en general (productores y proveedores) es que el desarrollo de la tecnologaDOWS y la curva de aprendizaje est en una meseta ya que no hay mercado suficiente comose ver ms adelante. Esta situacin sumada al hecho de que las Alianzas que tenemos con losproveedores para el mantenimiento del sistema de extraccin por BES estn siendo


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Introduccin

Este trabajo describe los resultados obtenidos en los ensayos pilotos y posterior desarrollo delproyecto de secundaria realizado con la aplicacin de la tecnologa DOWS en los YacimientosLa Ventana y Vizcacheras de la Cuenca Cuyana en la provincia de Mendoza.Loa ensayos y la posterior aplicacin comenzaron a principios del ao 1998 y se prolongaronhasta principios del ao 2003.

La Ventana, descubierto en el ao 1957, produce de la formacin Barrancas, reservorios TRC

(Tope del Conglomerado Rojo) que tiene una porosidad promedio del 18% y unapermeabilidad promedio de 370 mdarcy y BRC (Base del Conglomerado Rojo) que tieneigual porosidad que el TRC pero con una permeabilidad promedio de 50 mdarcy, y de laformacin Ro Blanco, reservorios VC (Vctor Claro), VO (Vctor Oscuro) y LRB (LowerRo Blanco) que tienen una porosidad promedio del 20% y una permeabilidad promedio de200 mdarcy. Este yacimiento tena en el ao 1998, 230 pozos productores activos a travs delos cuales produca a superficie 37400 m3/da de fluido total, 2140 m3/da de petrleo con unGOR (Gas Oil Ratio) de 30 m3/m3 y 35260 m3 /da de agua. El volumen total de agua

producida era tratado y reinyectado a travs de un sistema de recuperacin secundaria queinundaba las arenas de la formacin Barrancas y Ro Blanco con 85 pozos inyectores simplesy mltiples.

Vizcacheras, descubierto en el ao 1963, produce de las formaciones Papagayos que tiene unaporosidad promedio del 23% y una permeabilidad promedio de 1000 mdarcy y Barrancas quetiene una porosidad promedio del 18% y una permeabilidad promedio de 350/500 mdarcy.Este yacimiento tena en el ao 1998, 162 pozos productores activos a travs de los cualesproduca a superficie 34900 m3/da de fluido total, 1737 m3/da de petrleo con un GOR de 31m3/m3 y 33163 m3/da de agua. Del total del agua producida, slo 16650 m3/da eran tratadosy reinyectados a travs de un sistema de recuperacin secundaria compuesto por 19 pozos queinyectaban el agua en la formacin Barrancas. Los 16513 m3 /da restantes, se disponan enpiletas de infiltracin y evaporacin. La formacin Papagayos no era sometida a procesos demantenimiento de presin debido a que tena un fuerte empuje natural de agua.

De acuerdo a la descripcin resumida de ambos yacimientos, la aplicacin de la tecnologaDOWS se presentaba en ese momento como un desafo interesante que podra minimizar loscostos de inversin y mantenimiento y a la vez reducir los riesgos ambientales y extender lavida de los pozos produciendo econmicamente desde reservorios maduros.

Este anlisis tambin provee informacin reportada en Enero de 1999 por Argonne National


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Descripcin del Sistema Aplicado

Como Trabaja un Separador de Petrleo/Agua en Fondo de Pozo (DOWS)

El separador de petrleo/agua en fondo de pozo DOWS, desarrollado por el CFER, consisteen un hidrocicln separador acoplado a un sistema convencional de bombeo. El empleo deuno ms hidrociclones lquido/lquido ubicados por debajo de una bomba electrosumergiblepermite que, el fluido descargado por la bomba a alta presin, ingrese tangencialmente al tubodel hidrocicln generando fuerzas centrfugas que dividen al flujo en dos corrientes distintas.

La de mayor densidad se ubica en la zona perimetral del sistema y al ser de sentidodescendente puede ser conducida a travs de un packer para ser inyectada en la zona inferior.Por su parte, la corriente central de petrleo con menor contenido de agua asciende saliendopor el extremo superior del sistema y puede ser enviada a la superficie. Esto se logra en formadirecta si la presin de descarga de la bomba principal es suficiente, o bien mediante elempleo de una segunda bomba, que, ubicada por encima de la anterior, permita generar lasuficiente altura de elevacin TDH. (Total Dynamic Head).

Los hidrociclones son ideales para esta aplicacin ya que no tienen elementos mviles y sonmuy efectivos para separar petrleo de fluidos con alto contenido de agua. El fluido producidoingresa a la bomba inferior y es impulsado dentro del hidrocicln donde el agua a inyectar y lacorriente concentrada de petrleo son separadas. En casos donde la zona a inyectar se ubicapor debajo de la productora, la corriente de agua sale del hidrocicln directamente a la zonade inyeccin la cual est aislada de la productora mediante un packer. La corrienteconcentrada de petrleo sale por la parte superior del hidrocicln y fluye a travs de tubos detransferencia hacia la bomba superior la cual eleva la corriente a la superficie. Se handesarrollado especiales sistemas de monitoreo los cuales miden el flujo y la presin en la zonade inyeccin y la presin dinmica de fondo de la zona productora. Estos elementos no hansido utilizados en nuestras aplicaciones.

Ventajas del Sistema

Los costos de la energa consumida en la elevacin, tratamiento, reinyeccin o disposicin del

agua producida son importantes componentes de los gastos operativos. La aplicacin delDOWS puede ahorrar dinero a los Productores por reduccin de los volmenes de aguaproducida en superficie. En las 29 instalaciones examinadas por (Veil et al. 1999) laaplicacin de esta tecnologa redujo el volumen de agua trada a la superficie. El porcentaje dereduccin del agua producida est en un rango comprendido entre el 14 y 97% con la mayorade las instalaciones excediendo el 75%. Estos valores son coincidentes con los obtenidos en


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en superficie. Esto, a partir de la Resolucin N 105/92 de la Secretara de Energa queestablece las normas y procedimientos para la proteccin del Medio Ambiente durante las

etapas de exploracin y explotacin de hidrocarburos, adquiri una importancia relevante enla polticas medioambiental de la empresa y desde este punto de vista, la disminucin delvolumen de agua en superficie, es la ventaja ms importante que provee el uso de latecnologa DOWS.

Consideraciones Econmicas

Nuestras instalaciones de DOWS y las de otros pases han sido realizadas en pozos existentesque estaban operando con BES (bombas electrosumergibles) convencionales. La conversinde un pozo con sistema de BES convencional a un DOWS es relativamente caro. El costototal incluye la herramienta en s ms los costos de workover. Para tener una idea de valoresen juego, el costo de una BES con sistema DOWS es aproximadamente el doble o triple deuna BES convencional y estos valores estn en un rango comprendido entre u$s 100000 y250000 dependiendo del tamao del equipo. Adicionalmente se debe considerar el costo delworkover para adaptar el pozo el cual puede estar en el orden de los u$s 100000 (Veil et al.

1999). Para nuestras instalaciones y teniendo en cuenta la Alianza de mantenimiento yprovisin de BES que mantenemos con el proveedor que incluye un sistema de intercambio,el costo promedio del equipamiento fue de aproximadamente u$s 60000. Respecto del costode los workover para adecuar los pozos y teniendo en cuenta que solo se trataba de punzar yhacer ensayos de inyectividad SRT (Stape Rate Test) el costo promedio fue de u$s 40000. Sibien fueron cuatro los pozos equipados con DOWS solo se compraron tres ya que en eldesarrollo del proyecto de secundaria se utiliz el hidrocicln recuperado del VM-97 cuyopiloto no fue exitoso.

Resumen Estadstico de Instalaciones de DOWS en Amrica del Norte (Veil et al.1999)

Hasta el ao 1999 menos de 50 DOWS han sido instalados en todo el mundo. Veil et al.(1999) provee informacin geolgica y de la performance de 37 instalaciones ubicadas enAmrica del Norte. Algunos de los resultados obtenidos del anlisis de esta informacin sonresumidos a continuacin:

Ms de la mitad de las instalaciones han sido DOWS tipo hidrociclones (21 comparadoscon los 16 DOWS tipo segregacin gravitacional.

Veintisiete instalaciones han sido en Canad y 10 en Estados Unidos.


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La produccin de petrleo se increment en 19 pozos, decreci en 12 pozos, se mantuvoestable en 2 pozos y no fue especificada en 4 pozos.

En las 29 instalaciones en las cuales la produccin de agua antes y despus del DOWS fueinformada muestran una reduccin del volumen de agua trada a superficie. El porcentajede reduccin del agua producida est en un rango comprendido entre el 14 y 97% con lamayora de las instalaciones excediendo el 75%.

Resumen Estadstico de Nuestras Instalaciones y Coincidencias Encontradas

Como se puede apreciar algunos datos estadsticos obtenidos por el anlisis realizado por Veilet al. (1999) en 37 instalaciones de Amrica del Norte tienen coincidencia con los resultadosobtenidos en nuestros ensayos:

Las 4 instalaciones han sido DOWS tipo hidrocicln.

Las 4 instalaciones han sido en casing de 5.1/2 .

Las 4 instalaciones han sido realizadas en pozos ubicados en formaciones clsticas.

La produccin de agua en superficie disminuy en las 4 instalaciones. El rango dedisminucin estuvo comprendido entre el 72 y 81% y el promedio de disminucin fue del78%.

La produccin de petrleo en general aumento inmediatamente despus de la instalacinpero luego se estabiliz en los valores originales en un pozo y decreci errticamente enlos tres restantes. El promedio del decrecimiento fue del 24%.

Tres de las instalaciones no necesitaron bomba booster ya que la presin de descarga de labomba de inyeccin era suficiente para que la mezcla concentrada de petrleo alcanzarala superficie. En estas instalaciones el separador estaba formado por dos tuboshidrociclones en paralelo dentro de un mismo housing. La instalacin restante necesit

bomba booster, la cual era impulsada por el mismo motor que impulsaba la bomba deinyeccin. En esta instalacin el separador estaba formado por un solo tubo hidrocicln.

Si bien no se tiene un detalle estadstico de la profundidad de instalacin del DOWS, enmuchos pozos de Amrica del Norte, sta no supera los 1000 m. mientras que nuestrasinstalaciones estuvieron ubicadas a una profundidad promedio de 2350 m en La Ventana


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Descripcin de los Pozos Seleccionados y de la Instalacin del DOWS

Una correcta seleccin de pozos tiene una incidencia directa en el xito del piloto. Varioscriterios fueron considerados, teniendo en cuenta las recomendaciones del CFER en elproceso de seleccin de candidatos incluyendo: corte de agua (> 70 %), pozos prximos allmite econmico y con buena cantidad de reservas, integridad del cemento y la existencia deuna zona para inyectar agua ubicada por debajo de la productora con acceso sin necesidad deprofundizacin, caractersticas de los fluidos (petrleo y agua), etc. Adems de estascaractersticas, existen otras que favorecen la seleccin tales como: alto costo de extraccin de

agua, alto costo de manipuleo e inyeccin de agua, altas presiones de admisin de los pozos,regulaciones medioambientales, etc.Basado en estos criterios, dos pozos (VM-097 en La Ventana y Vi-284 en Vizcacheras),fueron seleccionados como los mejores candidatos para ser convertidos en productor-inyectormediante la instalacin de un sistema de separacin de agua en fondo de pozo (DOWS)aplicado a bombeo electrosumergible.

El pozo VM-097 produca en conjunto el TRC (2326/2337 m) y el BRC (2344,5/2394,5 m) de

la formacin Barrancas con una presin esttica de 2000 Psi y un ndice de productividad de3,5 Bbl/da*Psi (7,9 m3/da * Kg/cm2) una bruta de 400 m3/da con el 97,7 % de agua. Paraello tenia instalada una bomba electrosumergible (BES) Reda S-400 Tipo DN-3000 de 473Etapas equipada con Motores tndem S-456 de 100 HP (50 Hz) cada uno. Por debajo de lazona productora se encuentran las arenas D1 y D2 del Reservorio VC de la formacin RoBlanco que no haban sido punzadas pero mostraban un buen desarrollo en los perfileselctricos y adems estas mismas arenas estaban siendo inyectadas en el pozo vecino VM180, por lo que se suponan aptas para ser inundadas. Dicho inyector presentaba severosproblemas operativos, principalmente en la zona del VC, por lo que su reemplazo serafavorable. Una vez desarrolladas las arenas del VC (2402/16 2434/36 m), las mismas fueronpistoneadas para limpieza de los punzados y a continuacin se realiz un ensayo deinyectividad a fin de determinar fehacientemente el ndice de Inyectividad. Los resultados delos ensayos realizados fueron los siguientes:

Reservorio Prof.

(m)

Presin

(Kpa)

Caudal

(lpm)

Iny. Acumulada

(Lts)VC D1 2434.0/36.0 9646 387.0 63630VC D2 2402.0/16.0 9646 328.5 39285

VC D1-D2 2402.0/36.0 9646 360.0 41220

Con una presin esttica de 1800 Psi se determin un ndice de inyectividad de 1 Bbl/da*Psi


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m. Las arenas desarrolladas fueron pistoneadas para limpieza de los punzados y acontinuacin se realiz un ensayo de inyectividad a fin de determinar el ndice de inyectividad

de la formacin Barrancas. Los resultados de los ensayos realizados fueron los siguientes:

Reservorio Prof.(m)

Presin(Kpa)

Caudal(lpm)

Iny. Acumulada(Lts)

BCAS 1891/96,5 6895 441.0 S/DBCAS 1891/96,5 10343 684.5 S/DBCAS 1891/96,5 12411 810.0 S/D

BCAS 1872,5/83 6895 549.0 S/DBCAS 1872,5/83 10343 720.5 S/DBCAS 1872,5/83 12411 900.0 S/DBCAS 1872,5/96,5 6895 585.0 23400BCAS 1872,5/96,5 10343 810.0 24300BCAS 1872,5/96,5 10825 900.0 18000

Con una presin esttica de 1420 Psi se determin un ndice de inyectividad de 2,65 Bbl/da *

Psi (6 m3/da * Kg/cm2 ) a una temperatura de 86C.

Habiendo definido los potenciales de produccin e inyeccin de ambas zonas en ambos pozoslos datos fueron suministrados a Centrilift para el diseo del equipamiento necesario paracada uno de ellos.

El 24 de Abril de 1998 se intervino el pozo VM-097 al cual se le instal el equipo DOWS

previo asentarse un packer tipo D que permite separar las arenas inyectoras del VC de laformacin Ro Blanco de las productivas, TRC y BRC de la formacin superior Barrancas. Elequipo bajado consta de dos hidrociclones (SubSep Centrilift) en paralelo con orificiocalibrado de flujo superior de 9,95 mm, una bomba de inyeccin Centrilift S-400 tipo FC-2700 de cuatro cuerpos que totalizan 464 etapas, admisin modelo FPint-H, sello inferiorinvertido S-400 tipo FSB-3PL, dos motores tndem S-450 con un total de 197 Hp (50 Hz) yuna cmara superior de presin conectada al tubing. Con una longitud total de 50 m, la basede los motores qued por debajo de las zonas del TRC y BRC (en 2351 m) cuya produccin

es la encargada de efectuar la refrigeracin del sistema. Debido a la alta presin de descargade la bomba inyectora, la misma es suficiente para elevar la mezcla concentrada de agua-petrleo a la superficie, por lo que no fue necesario la utilizacin de una bomba booster paraese fin.

El 17 de Febrero de 1999 se intervino el pozo Vi-284 al cual se le instal el equipo DOWS


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reduccin de los volmenes de agua fue muy significativa. En el pozo Vi-284 en cambio seobtuvo una significativa reduccin de los volmenes de agua en superficie sin haber perdido

produccin de petrleo.

Teniendo en cuenta la buena eficiencia de separacin lograda en el piloto del pozo Vi-284, serealiz un estudio tendiente a seleccionar dos productores de las formacionesPapagayos/Barrancas, para instalar en los mismos un equipo DOWS con el objetivo deproducir de Papagayos e inyectar en Barrancas un caudal equivalente al 75 % del caudal deagua total extrado de la primera.El rea seleccionada tendr como productores de Papagayos los pozos Vi-261 y Vi 122. Estospozos estn a un distanciamiento (300 m) de los pozos Vi-1009, Vi-1005, Vi-120 y a dosdistanciamiento del pozo Vi-121 todos productores de la formacin Barrancas. De tal maneraque el proyecto tiene como objeto aprovechar la inyeccin de agua como un proceso derecuperacin secundaria en este arreglo de pozos.

El pozo Vi-261 produca de Papagayo (1809/1812 m) una bruta de 228 m3/da con el 96,4 %de agua mediante una bomba electrosumergible Centrilift S-400 tipo FC-1600 de 328 etapas

equipada con un motor S-450 de 97 HP (50 Hz). El 26 de Junio de 2000 se interviene el pozopara realizar el workover de conversin. Despus de extraer la unidad se rot un tapn Nfijado en 1855 m que aislaba los punzados (1881,5/1885 m) y (1905,5/1907 m) arenas Gris yVerde respectivamente de la formacin Barrancas. A continuacin se ampliaron los punzadosabriendo los intervalos (1896/99 1901/02,5 m) de la arena Roja de Barrancas.Posteriormente, se realiz un ensayo de inyectividad de las arenas de Barrancas con elsiguiente resultado:

Reservorio Prof.(m)

Presin(Kpa)

Caudal(lpm)

Iny. Acumulada(Lts)

BCAS Verde 1905,5/07 2942 449.0 S/DBCAS Verde 1905,5/07 3923 550.0 S/DBCAS Verde 1905,5/07 4903 616.0 S/DBCAS Roja 1892/1902,5 2942 225.0 30000BCAS Roja 1892/1902,5 6865 365.5 50000

BCAS Gris 1881,5/85 2942 225.0 23000BCAS Gris 1881,5/85 6865 281.0 13000BCAS Gris 1881,5/85 8826 460.0 13000BCAS Total 1881,5/1907 2942 180.0 50000BCAS Total 1881,5/1907 6865 269.0 8100BCAS Total 1881 5/1907 8826 517 0 15500


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la presin de descarga de la bomba de inyeccin era suficiente para que la mezclaconcentrada de petrleo alcance la superficie.

El pozo Vi-122 produca de Papagayos (1805/09 1814/18 m) una bruta de 320 m3/da con el98,4 % de agua mediante una BES Centrilift S-400 tipo FC-2200 de 235 etapas equipada conun motor S-450 de 100 HP (50 Hz). El 18 de Agosto de 2000 se interviene el pozo pararealizar el workover de conversin. Despus de extraer la unidad se realiz una carrera defresa para limpieza hasta fondo de pozo y se repunzaron los intervalos de Barrancas(1892/94,5 m 1883/87 m), arenas verde y roja respectivamente. A continuacin serealizaron pistoneos de limpieza y ensayos de inyectividad con el siguiente resultado:

Reservorio Prof.(m)

Presin(Kpa)

Caudal(lpm)

Iny. Acumulada(Lts)

BCAS Verde 1892/94,5 6865 11.2 337BCAS Verde 1892/94,5 8826 28.1 927BCAS Verde 1892/94,5 10787 45.0 1500BCAS Roja 1883/87 6865 208.0 7696

BCAS Roja 1883/87 8826 264.0 12408BCAS Roja 1883/87 10787 483.0 15940BCAS Gris 1875,5/79 2942 98.9 2700BCAS Gris 1875,5/79 4903 101.2 5000BCAS Gris 1875,5/79 6865 185.5 5565

Con una presin esttica de 1500 Psi se determin un ndice de inyectividad de 1 Bbl/da *

Psi (2,3 m

3

/da * Kg/cm

2

) a una temperatura de 86C.Se fija un TPN Lokset en 1855 m para aislar la formacin Papagayo de Barrancas y se bajouna BES convencional hasta que se preparara el DOWS.El 28 de Octubre de 2002 se extrae la BES convencional, se libra el TPN Lokset y se fija unpacker FH en 1859 m para aislar las formaciones. Finalmente se instala un equipo DOWS queconsta de dos hidrociclones (SubSep Centrilift) en paralelo con orificio calibrado de flujosuperior de 5,6 mm una bomba de inyeccin Centrilift S-400 tipo FC-2200 de dos cuerpos

que totalizan 252 etapas, admisin modelo FPint-H, sello inferior invertido S-400 tipo FSB-3PL y motor S-450 de 129 Hp (50 Hz). No es necesario la instalacin de una bomba boosterya que la presin de descarga de la bomba de inyeccin es suficiente para que la venaconcentrada de petrleo alcance la superficie.


13/26

Rendimiento de los pozos antes y despus de la instalacin del DOWS

VM-097:Los ltimos controles de produccin antes de la instalacin del DOWS eran los siguientes:

Fecha Prod. Bruta(m3/da)

Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

12/Enero/98 422.0 10.1 97.6 015/Febrero98 424.0 10.0 97.6 0

06/Marzo/98 400.0 9.2 97.7 0

El equipo calculado debera producir en superficie un caudal bruto de 81 m3/da con el 90%de agua e inyectar un caudal de agua de 304 m3/da a una presin de 260 Kg/cm2.Para evitar que durante la puesta en marcha del equipo se produjera una violenta reduccindel nivel (pump-off) con los consiguientes problemas vinculados al arrastre de slidos del queya existan antecedentes, se instal un variador de frecuencia y se arranco el equipo con 40Hz.

Los controles efectuados en estas condiciones de operacin fueron los siguientes:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

24/Abril/98 84.0 10.6 87.3 20125/Abril/98 88.9 2.9 96.6 19626/Abril/98 101.9 4.7 95.3 183

El caudal de agua inyectado en las arenas D1 y D2 del VC para estas condiciones se calculindirectamente por diferencia entre la produccin terica de la bomba de inyeccin y laproduccin bruta medida en superficie. A partir del 29 de Abril el equipo qued operando con50 Hz. y en estas condiciones el resultado de los controles fue el siguiente:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

29/Abril/98 129.5 4.0 96.9 2285/Mayo/98 140.0 6.6 95.4 2187/Mayo/98 156.0 6.5 95.8 202

Debido al sostenido aumento en la produccin en superficie que haca suponer una


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progresivo de produccin en superficie se realiz una carrera de herramienta para investigar elestado de la capa inyectora constatndose que la misma estaba totalmente tapada con arena.

Esta situacin nos permiti entender el aumento de produccin progresivo en superficie y elposible calentamiento del motor debido a que el aumento de la presin de inyeccin portaponamiento, hizo disminuir la produccin de la bomba de inyeccin y aumentar laproduccin en superficie. Este resultado y tratndose de una zona con antecedentes deproduccin de slidos, desalent la reinstalacin del DOWS en el mismo pozo y en otrospozos vecinos candidatos en La Ventana.El grfico N 1 muestra las variaciones de produccin e inyeccin antes y despus de lainstalacin del DOWS.

Vi-284:

Los ltimos controles de produccin antes de la instalacin del DOWS fueron los siguientes:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

16/Abril/98 169.1 3.0 98.2 0

19/Mayo/98 170.0 3.0 98.2 005/Junio/98 169.9 2.5 98.5 0

El equipo calculado deba producir en superficie un caudal bruto de 32 m3/da con el 90% deagua e inyectar un caudal de agua de 151 m3/da a una presin de 125 Kg/cm2.Los controles efectuados despus de arrancar el pozo, fueron los siguientes:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

19/Feb./99 45.0 2.7 94.0 13821/Feb./99 46.0 2.9 93.6 13725/Feb./99 45.0 2.2 95.2 138

16/Marzo/99 56.0 2.1 96.3 12718/Abril/99 44.0 2.5 94.4 13917/Mayo/99 48.0 3.0 93.8 135

22/Junio/99 47.0 3.0 93.5 13623/Julio/99 42.9 2.5 94.0 1409/Agosto/99 41.3 2.4 94.2 14213/Set./99 36.0 2.7 92.4 14730/Set./99 33.0 2.5 92.6 150


15/26

el mismo arranca con valores elctricos normales pero nuevamente manifiesta una bajaproduccin en superficie hasta que es retirado el 24 de Enero de 2000 (20 das).


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

24/Enero/00 11.0 1.0 90.9 172

Debido a esta falla se decide probar la hermeticidad del Packer D que separa ambasformaciones. El 27 de Enero de 2000 se realiza un examen con trazador detectndose perdidaa travs del mismo. Se saca el packer D y se fija un packer FH. El pozo queda en esperadel equipo. El 13 de Junio de 2000 se reinstala el equipo el cual opera normalmente hasta el12 de Setiembre de 2000 (91 das) en que es retirado debido a un paro por sobrecarga. Loscontroles de produccin realizados durante este perodo son listados a continuacin:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

16/Junio/00 35.0 2.1 94.0 138

25/Junio/00 39.0 1.9 95.1 13727/Julio/00 42.0 1.1 97.3 13807/Ago./00 43.0 1.9 95.6 12727/Ago./00 44.0 2.0 95.4 139

Durante el pulling se detecta acoplamiento entre bomba booster y adaptador con estrasbarridas. As este equipo fue reparado y reinstalado en 4 oportunidades ms con duraciones

de 135, 15, 305 y 223 das. Durante estos perodos el DOWS funcion adecuadamente. Laproduccin de petrleo y agua en superficie se mantuvieron dentro de los valores normalescomo indica el cuadro siguiente:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

24/Oct./00 39.0 2.6 93.3 13802/Nov./00 38.0 2.8 92.6 137

20/Nov./00 43.0 2.5 94.2 13809/Dic./00 43.0 2.5 94.3 127

19/Enero/01 46.0 3.0 93.5 13913/Set./01 38.0 2.0 94.7 13504/Oct./01 30.0 1.8 94.1 136


16/26

Antes de la ltima instalacin el 4 de Octubre de 2002 se realiz una estimulacin cida yprueba de inyectividad a las arenas de Barrancas segn el siguiente detalle:

Tratamiento cidoPre-flujo: 2000 Lts HCl 7,5% + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2Tratamiento: 5000 Lts (10% HCl 1% HF) + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2Post-flujo: 1500 Lts. HCl 5% + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2Desplazamiento: 6000 Lts agua de inyeccin tratadaCaudal de Tratamiento: 0,5 a 0,7 BPM.PTI: 900 Psi QI: 1,2 BPMPT: 500 Psi QT: 0,9 BPM

PTF: 420 Psi Qf: 0,9 BPMPrueba de Inyectividad

Reservorio Prof.(m)

Presin(Kpa)

Caudal(lpm)

Iny. Acumulada(Lts)

BCAS Total 1872,5/83 2758 143.0 S/DBCAS Total 1872,5/83 4137 190.0 S/D

BCAS Total 1872,5/83 5516 215.0 S/D

En todas las instalaciones el hidrocicln fue el mismo y slo fue necesario el cambio deanillos O.El grfico N 2 muestra las variaciones de produccin e inyeccin antes y despus de lainstalacin del DOWS.

Vi-261:

Los ltimos controles de produccin antes de la instalacin del DOWS fueron los siguientes:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

15/Abril/00 219.3 8.2 96.3 012/Mayo/00 228.6 8.4 96.3 013/Junio/00 225.6 8.1 96.4 0

El equipo diseado deba producir en superficie un caudal bruto de 30 m 3/da con el 72% deagua e inyectar un caudal de agua de 251 m3/da a una presin de 198 Kg/cm2.Los controles efectuados despus de arrancar el pozo y durante los tres primeros perodos deproduccin (17, 2 y 33 das de duracin), fueron los siguientes:


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detectaron al sacar el equipo y verificar el estado del cable de extensin y los 3 tubos by-passque dirigen la mezcla concentrada de petrleo desde el separador hacia el tubing atravesando

el equipo por el espacio anular que queda entre ste y el casing. Esto ocurri en los primerosdos perodos en los cuales el equipo fall por corto circuito en el enchufe (pothead). Si bienel tercer equipo tuvo una falla elctrica en el motor, los tubos capilares by-pass salierondaados lo que indujo a pensar que tambin se intent girar el equipo durante la instalacin.A raz de estas fallas el proveedor confeccion un plan de accin para garantizar el xito delas futuras instalaciones cuyos principales puntos son resumidos a continuacin:

1. Hacer que SRLG (Sistem Run Life Group) conduzca una revisin del diseo delsistema bsico. Esto para incluir comentarios del grupo de ingenieros del producto

individual para saber que no existe una debilidad fundamental en el diseo (algo ascomo revisin por parte de terceros). Un aspecto de esta revisin de diseo deberaincluir anlisis de los reportes de la falla para convencernos de que no hay un defectode diseo causando las fallas (incluyendo todas las fallas de subsep que hemosencontrado hasta ahora).

2. Tratar de entender lo que sucede en el fondo de pozo debido a la limitada informacinque esta disponible luego de cada instalacin, para lo cual el proveedor sugiri

comprar e instalar a su cargo un conjunto indicador de presin para las prximasinstalaciones.3. Instalar las prximas unidades con un VSD temporal (considerar 90 das de

instalacin) y un dispositivo de contrapresin (choke) permanente. Esto nos permitirmodificar los porcentajes de caudal, etc. y controlar el buen funcionamiento delsistema.

4. Tratar de instalar las prximas unidades con la presencia del especialista de Serviciosde Campo del Proveedor.

5. Realizar pruebas de inyectividad antes de cada instalacin para estar seguros de que elpozo y el rea de inyeccin estn limpias antes de instalar un equipo nuevo en elpozo. (Podemos obviar esto despus de haber logrado algunos buenos periodos defuncionamiento).

Mientras se preparan los equipos y se compra el conjunto indicador de presin de fondo, elproveedor sugiri instalar un equipo convencional para cumplimentar el requerimiento deproduccin. El 20 de Octubre de 2000 se instala un equipo convencional que opera hasta el26 de Julio de 2001 en que el mismo es retirado del pozo. Durante esta intervencin se libr elpacker FH que aislaba la formacin productora de la inyectora, se constata fondo de pozo en1930 m y se realizan ensayos de inyectividad con el siguiente resultado:

Reservorio Prof.(m)

Presin(Kpa)

Caudal(lpm)

Iny. Acumulada(Lts)


18/26

Desplazamiento: 8000 Lts de agua tratadaPTI= 1600 Psi QI= 0,6 BPM

PT = 0 Psi QT= 1,3 BPMPTF= 0 Psi QF= 1,3 BPM

El 31 de Julio de 2001 se instala nuevamente el DOWS provisto de un conjunto indicador depresin de fondo comprado a BOT. Los controles de produccin realizados durante esteperodo se detallan a continuacin:

Fecha Prod. Bruta

(m3/da)

Prod. Neta

(m3/da)

Agua

(%)

Inyeccin

(m3/da)11/Ago/01 51.0 4.4 91.3 19113/Ago/01 59.0 4.2 92.8 183

Cabe acotar que el equipo indicador de presin no funcion y al extraer el equipo despus de32 das de funcionamiento debido a una falla elctrica se detecta que los capilares del sensorde presin estn aplastados y doblados. El pozo queda en espera hasta el 15 de Junio de 2002

en que el DOWS sin sensor de presin de fondo es nuevamente instalado previo a unaestimulacin cida realizada segn el siguiente detalle:Tratamiento cidoPre-flujo: 2000 Lts de HCl al 7% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2Tratamiento: 4000 Lts de HCl-HF al 10-1 % + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2Post-flujo: 1000 Lts de HCl al 5% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2Desplazamiento: 5800 Lts de agua tratadaPrueba de admisin despus del tratamiento durante 15 min. Admite 1,7 BPM sin presin en

boca de pozo.Los controles de produccin realizados durante este perodo se detallan a continuacin:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

21/Junio/02 50.2 3.9 92.2 19227/Junio/02 58.6 4.9 91.6 183

31/Julio/02 54.0 5.4 90.0 18827/Ago/02 55.7 4.9 91.2 18625/Set/02 58.7 5.2 91.1 18308/Oct/02 72.5 4.5 93.7 16931/Oct/02 77.3 3.6 95.3 16527/N /02 68 3 4 5 93 4 174


19/26


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

29/Ago/02 322.3 5.6 98.2 017/Oct/02 318.7 4.8 98.4 023/Oct/02 318.8 5.5 98.2 0

El equipo diseado deba producir en superficie un caudal bruto de 50 m 3/da con el 86% deagua e inyectar un caudal de agua de 268 m3/da a una presin de 225 Kg/cm2.El 28 de Octubre de 2002 se extrae la BES convencional, se libra el TPN Lokset y se fija unpacker FH en 1859 m para aislar las formaciones y se instala un equipo DOWS.Los controles efectuados despus de arrancar el pozo y durante los tres primeros perodos deproduccin (17, 2 y 33 das de duracin), fueron los siguientes:


Prod. Neta(m3/da)

Agua(%)

Inyeccin(m3/da)

07/Nov./02 27.2 1.2 95.5 29118/Nov./02 76.8 1.9 97.4 241

20/Nov./02 77.1 2.0 97.3 24102/Dic./02 81.1 3.0 96.2 23731/Dic./02 70.0 2.8 96.0 248

20/Enero/03 71.0 3.2 95.5 24723/Enero/03 74.8 3.9 94.7 243

19/Feb./03 73.1 3.0 95.8 24526/Marzo/03 67.5 3.0 95.5 250

28/Marzo/03 69.0 2.8 95.9 24913/Mayo/03 66.7 3.1 95.3 251

Con una duracin de 206 das el equipo fue extrado por una falla elctrica. El grfico N 4muestra las variaciones de produccin e inyeccin antes y despus de la instalacin delDOWS.

En slo una de las instalaciones el equipo estaba provisto de instrumentacin de fondo depozo que permitiera conocer la presin del anular tanto como la presin del fluido a la entradadel separador y a la salida del mismo pero el mismo no funcion. Esta situacin no nospermita diagnosticar con certeza variaciones en la inyectividad por taponamiento, prdidas depacker o recirculacin del fluido por detrs del casing. Slo se dispona de la medicin de


20/26

Clculo del Ahorro de Energa

Uno de los resultados ms significativos de la aplicacin de la tecnologa DOWS es lareduccin del volumen de agua trado a la superficie que para nuestras instalaciones fue del76% promedio.Por comparacin de la energa consumida por el sistema convencional y la aplicacin delDOWS se puede determinar el ahorro de energa involucrado. Como sabemos en laterminacin convencional la energa total estar dada por la suma de la energa consumida porla bomba electrosumergible ms la energa necesaria para la separacin, disposicin yreinyeccin del agua producida en superficie. La energa consumida en la terminacin con elsistema DOWS puede calcularse de la misma forma como la suma de las energas consumidaspor la bomba de inyeccin y la bomba booster (cuando es necesaria) ms la necesaria para laseparacin, disposicin y reinyeccin del agua producida en superficie. Conociendo entonceslas tensiones (Voltios), las cargas (Amp) y los Cos para cada instalacin, se puede calcularla energa consumida por las mismas segn la siguiente relacin:

Energa BES/DOWS (KW) V * Amp * 1.73 * Cos 1000

Luego conociendo la presin y caudales de inyeccin y asumiendo un rendimiento mecnicoy elctrico (m y e) de la Planta podemos calcular la energa necesaria para la inyeccin delagua trada a la superficie en cada caso aplicando la siguiente relacin:

Energa Inyeccin (KW) 0.00155 * P (Kg/cm2) * Q (m

3/da) * 0.746

m * e

Sumando ambas energas para cada caso en particular se calcula la energa total del sistema.El cuadro siguiente muestra para cada pozo la diferencia de la energa consumida entre laterminacin convencional y la con DOWS:

Terminacin Convencional Terminacin con DOWS Diferencia

Pozo BES Inyecc. Total DOWS Inyecc. Total

(KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (%)

VM-97 167 63 230 138 12 150 -80 -35

Vi-284 74 26 100 46 7 53 -47 -47

Vi-261 99 24 123 101 7 108 -15 -12

Vi 122 97 45 142 94 10 104 38 27


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Conclusiones

El anlisis de: los detalles observados durante la instalacin y el pulling, los resultados de losensayos de inyectividad, los resultados de los controles de produccin y el anlisis de falla enel taller, nos permiten establecer un nmero de conclusiones especficas de la operacin comode la tecnologa DOWS en general. Algunas de las conclusiones ms relevantes son listadas acontinuacin:

El sistema DOWS no fue econmicamente exitoso desde el punto de vista de laproduccin excepto por cortos perodos al comienzo de la operacin, en que laproduccin de petrleo se mantena en los valores histricos. Tampoco lo fue desde elpunto de vista de la confiabilidad del equipo, excepto en las ltimas instalaciones decada pozo en que la duracin promedio fue de 208 das (probablemente esto se deba alproceso del Know-how y seguramente seguir mejorando en futuras instalaciones).

La produccin de petrleo en superficie fue menor en tres pozos y se mantuvo en unodurante la operacin con DOWS que antes de la instalacin del mismo, cuando los

pozos producan con una BES convencional. El promedio de decrecimiento fue del24%.

La produccin de agua en superficie disminuy drsticamente en todas lasinstalaciones. El rango de disminucin estuvo comprendido entre el 72 y 81% y elpromedio de disminucin fue del 78%.

El consumo de energa del DOWS comparado con el del sistema convencional deproduccin tratamiento y disposicin del agua, tuvo una disminucin promedio del30%.

La instrumentacin de fondo de pozo es vital para identificar los problemasrpidamente y alertar al operador. En nuestro caso, en que las instalaciones nodisponan de instrumentacin de fondo (excepto en una que no funcion), fue muydifcil establecer cambios en la inyectividad de los pozos sino despus de sacar el

equipo y realizar un ensayo de inyectividad. La prdida de produccin en superficiepuede ser causada por muchos problemas difciles de identificar sin el uso de lainstrumentacin de fondo. En nuestro caso la prdida de produccin en el pozo Vi-284fue causada por prdida de packer en una oportunidad y por rotura de la bombabooster en otra y recin despus de sacar el equipo y hacer las pruebas necesarias(ensayo con trazador) pudimos establecer prdida a travs del packer


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No se detectaron prdidas entre la formacin inyectora y la productora por detrs delcasing (buen anillo de cemento ) ni a travs de los paquetes de arcillas que aslan

ambas formaciones an operando con presiones de inyeccin superiores a la defractura.

Referencias:

Veil, J.A., B.G. Langhus, and S.Belieu, 1999, Feasibility Evaluation of DonwholeOil/Water Separations (DOWS) Technology, by Argonne National Laboratory, CH2M-Hill,and Nebraska Oil and Gas Conservation Commission, January.

Analysis of Data from a Downhole Oil/Water Separator Field trial in East Texas byArgonne National Laboratory Washington; DC and Arthur Langhus Layne LLC Tulsa, OK.February 2001.


23/26

Grfico N 1

VM-97Produccin Antes y Despus del DOWS

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

05-ene-98 04-feb-98 06-mar-98 05-abr-98 05-may-98 04-jun-98

1998

ProduccineInyecc

indeAguaenm

3/da

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

ProduccindeP

etrleoenm

3/da

Prod. Agua

Inyeccin

Prod. NetaInstalacin

DOWS Taponamiento deArenas

inyectoras


24/26

VI-284Produccin Antes y Despus del DOWS

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

26-3-98 24-7-98 21-11-98 21-3-99 19-7-99 16-11-99 15-3-00 13-7-00 10-11-00 10-3-01 8-7-01 5-11-01 5-3-02 3-7-02 31-10-02 28-2-03 28-6-03

1998 - 2003

ProduccineInyec

cindeAguaenm

3/d

a

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Produccinde

Petrleoenm

3/da

Prod. Agua

Inyeccin

Prod. Neta

Instalacin

DOWS

Ensayo de PKRcon Trazador

Cambio deBomba Booster

Estimulacincida Arena

Inyectora

Grfico N 2


25/26


0

50

100

150

200

250

300

25-3-00 13-6-00 1-9-00 20-11-00 8-2-01 29-4-01 18-7-01 6-10-01 25-12-01 15-3-02 3-6-02 22-8-02 10-11-02 29-1-03

2000 - 2003

ProduccineInye

ccindeAguaenm

3/d

a

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Produccind

ePetrleoenm

3/da

Prod. Agua

Inyeccin

Prod. Neta

InstalacinDOWS

Perodo Sin ProduccinEspera Reparacin Equipo

Perodo de Produccin conEquipo Convencional

InstalacinDOWS con Conjunto

Registrador de Presin

InstalacinBES

Convencional Estimulacincida

Grfico N 3


26/26

Grfico N 4


0

50

100

150

200

250

300

350

22-8-02 21-9-02 21-10-02 20-11-02 20-12-02 19-1-03 18-2-03 20-3-03 19-4-03 19-5-03

2002 - 2003

P

roduccineInyeccin

deAguaen

m3/da

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

ProduccindePetrleoenm

3/da

Prod. Agua

Inyeccin

Prod. Neta

InstalacinDOWS

dowsyacimientosmendoza

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