DIAGNOSTICO DE PRODUCCIÓN Y TRATAMIENTOS DE CONTROL DEL AGUA

ORÍGENES DE LOS FLUIDOS INDESEABLES

El agua y gas se encuentran presentes en la mayoría de los campos petroleros. A medida que se explota un yacimiento, la producción de petróleo genera cambios en el sistema creando zonas de inestabilidad y propiciando la afluencia del agua y/o gas hacia el fondo del pozo.

El gas puede ser producto de la disminución de presión del yacimiento por debajo de la presión de burbujeo (yacimientos saturados), así como también de algún proyecto de recuperación secundaria. El agua, puede provenir de pozos inyectores o de un acuífero activo que contribuye al barrido del petróleo del yacimiento. El manejo apropiado de estos fluidos es parte fundamental de la gerencia de yacimientos y puede constituir un factor determinante en la productividad de los pozos y de las reservas finales.

Agua y gas, también pueden provenir de las líneas de flujo convergentes dentro del pozo. Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco pozos un inyector alimenta un productor. El flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de Iíneas de flujo, la más corta es una línea recta entre ambos pozos, mientras que la más larga sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor.

La invasión de fluido indeseable (agua y/o gas) ocurre en un primer momento en Línea de flujo más corta, mientras el petróleo todavía se produce de las líneas de flujos más largas. La presencia de estos fluidos en los pozos productores se debe considerar aceptable, ya que no es posible cortar determinadas Iíneas de flujo mientras se permite la producción de otras.

A medida que transcurre la vida productiva de los pozos, los cortes de agua y gas va aumentando progresivamente hasta que la producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua y gas. Es decir, que estos fluidos están siendo producidos por encima del límite económico de la relación agua-petróleo (RAP) y relación gas-petróleo (RGP).

El origen de los fluidos en estas circunstancias puede estar dado por diversas condiciones en el yacimiento (tonificación, fisuras y zonas de alta permeabilidad) o por determinadas condiciones en las cercanías del pozo (adherencia deficiente en el cemento, cavernas formadas por la producción de arena, flujo de petróleo reducido debido a daños en la formación y estimulaciones frecuentes). Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica, pero, dado que está relacionada con la completación del pozo, permite también más oportunidades de éxito en un tratamiento para su control.

TÉCNICAS DE DIAGNÓSTICO PARA EL CONTROL DEL AGUA

En el pasado, se consideraba que el control del agua y/o gas no era más que la simple colocación de un tapón acompañado por una operación de cementación, o bien un tratamiento con gel en un pozo. Esto queda demostrado con la gran cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y los resultados con poca o ninguna referencia a la geología, al yacimiento o al problema de control del agua y/o gas.

El factor clave es el diagnóstico, es decir, poder identificar el problema específico que se presenta. Los diagnósticos de pozos se utilizan de tres maneras:

• Para seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control del agua y/o gas. 
• Para determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar un método de control adecuado. 
• Para localizar el punto de entrada del agua y/o gas en el pozo de tal manera que se pueda emplazar el tratamiento en el lugar correcto. 

Para poder realizar un buen diagnóstico de la fuente del problema asociado a una excesiva producción de agua y/o gas, es necesario en primer término, recolectar la información disponible, como:

• Historia de producción y declinación. 
• Detalles de la completación del pozo. 
• Historia de reacondicionamiento del pozo. 
• Estudios de geología y de yacimiento. 
• Registros de perforación. 
• Registros de completación. 
• Registros de pozos. 
• Pruebas de pozo. 

Historia de producción: La historia de producción de un pozo a menudo provee el primer indicativo de un problema de excesiva producción de agua y/o gas. En algunos casos puede indicar el tipo de problema.

Detalles de la completación del pozo: La examinación de diagramas de completación muestra la localización de empacaduras, tapones, válvulas u otra herramienta en el fondo del pozo, que pudiera estar filtrando o funcionando mal.

Historia de reacondicionamiento del pozo: La revisión de la historia de reacondicionamientos realizados a un pozo puede revelar importantes alteraciones en su configuración inicial y puede ser muy útil en la identificación de posibles fuentes de una producción indeseada.

Estudios de geología y de yacimientos: Los estudios geológicos pueden identificar capas de alta permeabilidad y sistemas de fracturas naturales. Los estudios de yacimiento pueden predecir tendencias del agotamiento del yacimiento que podrían ocasionar problemas de producción indeseada.

Registros de perforación: Las zonas de pérdida de circulación altamente claras en los registros de perforación pueden ser canales de alta permeabilidad. La integridad del cemento puede ser cuestionable sobre intervalos abandonados encontrados en registros de perforación.

Registros de completación: Los registros de completación pueden indicar donde difieren los resultados de cementación con lo planeado, por ejemplo: diferencias en los topes de cemento, además pueden mostrar donde los trabajos de estimulación fueron realizados fuera de zona, posiblemente creando comunicación con fluidos indeseados o donde la presión de bombeo pudo haber alcanzado niveles que podrían haber deteriorado la cementación y/o los equipos de fondo.

Registros de pozos: Los registros a hoyo desnudo estiman la permeabilidad, información mecánica de la roca, correlación geológica, direcciones y ángulos del buzamiento en la formación y estiman saturaciones de fluidos que sirven como base para monitoreo de agotamiento del yacimiento. Los registros de pozo a hoyo entubado, son usados para evaluar la efectividad de varias operaciones de completación (por ejemplo cementación y estimulación), evaluar integridad del revestidor y diagnóstico de problemas de producción.

Pruebas de pozo: Las pruebas de pozos proveen información de las propiedades del yacimiento, tales como permeabilidad horizontal y vertical. También pueden revelar la presencia de heterogeneidades y verificar la comunicación entre pozos.

En segundo término se tiene que realizar un análisis de la data disponible para obtener un buen diagnóstico de la fuente del problema.

ANÁLISIS NODAL
El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del yacimiento y la tubería de fondo o sistema mecánico del yacimiento. Las cantidades de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo, provenientes del yacimiento dependen de la caída de presión en el sistema de tuberías, y la caída de presión depende a su vez de la cantidad de cada fluido que corre por la tubería. La productividad de un pozo, a menudo se puede ver disminuida en gran medida debido al rendimiento inadecuado o a una falla de diseño de alguno de los componentes del sistema.

El análisis del comportamiento de un pozo en afluencia junto al de las tuberías asociadas con el mismo, se conoce como análisis NODAL y se utiliza con frecuencia para evaluar el efecto de cada componente en un sistema de producción desde el fondo de un pozo hasta el separador.

El análisis NODAL también se emplea para determinar la ubicación de zonas de resistencia excesiva al flujo, lo que provoca grandes pérdidas de presión en los sistemas de tuberías. Por otra parte, también es posible determinar el efecto que produce el cambio de cualquiera de los componentes del sistema sobre las tasas de producción.

PROBLEMAS PRODUCCIÓN DE AGUA Y GAS

• Empuje de agua de fondo

Este mecanismo es el que ocurre comúnmente y en el cual la producción de agua es inevitable. Si un contacto agua-petróleo (CAP) uniforme asciende hacia una zona abierta durante la producción normal por empuje de agua, cuando en un yacimiento la energía es aportada por un acuífero activo, a medida que se produce o explota el campo, el agua desplaza lentamente al petróleo ocasionando un barrido eficiente del yacimiento y una alta producción de agua a lo largo de la vida productiva del pozo.

• Empuje por Capa de Gas

Resulta de la reducción de presión debida a la producción de fluidos. Ocurre en yacimientos saturados, cuyos fluidos (petróleo y gas) no están uniformemente distribuidos y la presión es menor que la de burbujeo. Bajo estas condiciones existiría una capa de gas por encima de la zona de petróleo, la cual se expandiría desplazando el petróleo hacia la zona baja de la estructura.

• Ruptura de las barreras

Las barreras naturales de baja permeabilidad, como capas densas de lutitas, muchas veces separan las diferentes zonas de fluidos. Estas barreras por diferentes razones pueden fracturarse o disolverse como resultado de fracturamientos hidráulicos o tratamientos de acidificación de la matriz. Otra razón podría ser si la caída de presión durante la producción excede la que puede soportar la barrera, esta fallaría, permitiendo al agua comunicarse a través de la ruptura en la capa y producirse, ocasionando un rápido aumento en la producción de agua y10 gas.

• Conificación

La conificación se puede definir como el mecanismo en el cual el contacto agua petróleo asciende con forma de cono hacia el intervalo cañoneado. La irrupción del agua ocurre en la parte inferior del intervalo completado, considerando que existe un CAP definido. Al no existir barreras al flujo vertical del agua, cuando existe un diferencial de presión del pozo que supera al gravitacional, se produce la tonificación.

Estos fenómenos se observan solo cuando el equilibrio entre las fuerzas viscosas (dinámicas) y las fuerzas de gravedad pierde el balance por causa del aumento de la presión diferencial sobre el intervalo productor más allá del límite crítico.

• Adedamiento

El término adedamiento es utilizado en procesos de desplazamientos miscibles. Ocurre cuando un fluido viscoso es desplazado por uno menos viscoso. El avance del frente de desplazamiento deja de ser uniforme y el fluido desplazante avanza más rápidamente en unas partes que en otras, formando zonas alargadas y angostas en forma de dedos. Se llama adedamiento a la producción temprana de agua que ocurre en un yacimiento con un ángulo de inclinación diferente a cero donde el CAP es inestable y el agua sobrepasa al petróleo usando la permeabilidad horizontal.

El adedamiento ocurre en arenas o rocas de permeabilidad uniforme, o también puede presentarse en zonas de permeabilidad estratificada. Cuando existe tal estratificación de permeabilidad, el agua desplazante barre más rápidamente las zonas más permeables, dejando una considerable cantidad de petróleo en las zonas menos permeables, las cuales deben producirse en un período largo con altas razones agua-petróleo.

TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE CONTROL DE FLUIDOS
Las técnicas de control de alta producción de fluidos indeseables permiten reducir la producción de agua y gas, mejorar la eficiencia de recobro y satisfacer las normativas ambientales. Aún cuando el uso de los procesos de control puede no resultar en un incremento de la producción, de cierta manera contribuyen con frecuencia a mejorar la rentabilidad operacional y como resultado generar los siguientes beneficios:

• Alargar la vida productiva del pozo. 
• Reducir los costos de levantamiento y mantenimiento del pozo. 
• Minimizar los problemas, costos de manejo, tratamiento, disposición del agua y gas. 
• En general aminorar los problemas ambientales.

Cada tipo de problema tiene distintas opciones de solución que varían desde las simples soluciones mecánicas y químicas, que son relativamente de bajo costo, hasta las más complejas y costosas soluciones utilizando esquemas especiales de completación. Es habitual la existencia de diversos problemas, y a menudo, se hace necesario adoptar una combinación de varias soluciones. 

Hoy en día, además de las soluciones tradicionales descritas anteriormente, existen métodos nuevos, innovadores y convenientes desde el punto de vista económico para los problemas de control del agua o gas.

Soluciones químicas
Sustancias externas que se inyectan en el pozo o yacimiento. Entre estas tenemos:

Sellantes

Sistemas que bloquean el paso de gas, crudo y agua.

a) Cemento: este método consiste en forzar la mezcla de cemento a alta presión hacia la formación en puntos determinados para corregir ciertas anomalías, a través de orificios que por cañoneo son abiertos en los revestidores. Esta técnica se utiliza para corregir problemas como: falta de cemento en cierto tramo de la tubería; aislamiento de un intervalo gasífero y/o acuífero de una zona productora, con miras a eliminar la producción de gas y/o agua; corrección de fugas de fluidos a través del revestidor, debido a desperfectos; abandono de zonas productoras agotadas, entre otros.

b) Arena: el método de aislamiento con el uso de arena es uno de los más usados y económicos que existen. Este se basa en el aislamiento de zonas con alta producción de fluidos indeseables a través de la colocación de un tapón de arena en la tubería de producción. El método es muy apropiado para aislar zonas inferiores. Generalmente, se hace una mezcla de dos tipos de arena con una solución polimérica de baja viscosidad. Normalmente, se usa un polímero especial de bajo peso molecular.

c) Emulsiones: estudios de laboratorio y campo han demostrado que las emulsiones agua-petróleo pueden ser usadas para taponar canales preferenciales de agua en las cercanías del pozo. Con esto se logra una mayor eficiencia de barrido y es posible aumentar substancialmente el recobro de crudo. Las emulsiones agua-petróleo pueden ser obtenidas por dos métodos: por adición de surfactantes al crudo pesado o añadiendo álcali para activar los surfactantes naturales en algunos crudos.

d) Geles o Resinas: un sistema gelificante está compuesto básicamente por un polímero soluble en agua y un entrecruzador; ambos compuestos son capaces de reaccionar bajo condiciones específicas. El tiempo de gelificación del sistema es función de la naturaleza y concentración de los reactivos, de la temperatura y pH.

El control de la velocidad de reticulación es de vital importancia a la hora de realizar una aplicación en campo. Tiempos de gelificación muy cortos generan dificultades operacionales, y tiempos de gelificación muy prolongados no son deseables. La aplicación de geles en yacimientos muy profundos debe ser tratada con mucho cuidado. Mientras mayor sea la temperatura, menor es el tiempo de gelificación, y mayores son los riesgos de entrecruzamiento prematuro.

e) Sales: el método de precipitación de sales inducida por alcoholes se basa en la precipitación por efecto salting-out. Si a una solución saturada se le añade una sustancia líquida adecuada, se reducirá la solubilidad del soluto en el solvente.

No sellantes

Sistemas que reducen significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la permeabilidad al crudo.

Los agentes no sellantes más usados son los geles y los polímeros:

• Polímeros: los polímeros solubles en agua pueden ser adsorbidos dentro de la superficie del medio poroso y reducir selectivamente la permeabilidad al agua.

Las principales ventajas de este tratamiento:

• Ø Bajo costo: la química es usada en cantidades limitadas y el tratamiento no requiere aislamiento de la zona.
• Ø Bajo riesgo: los riesgos son limitados debido a que el polímero es capaz de reducir la permeabilidad al agua sin taponar la formación.
• Ø Bajo impacto ambiental.

Geles no sellantes: es la tecnología de geles desarrollada para el control de la producción excesiva de agua. Aplicable a pozos inyectores y productores. Este producto reduce significativamente la permeabilidad al agua, con muy poco efecto en la permeabilidad al crudo. Puede ser usado para tratar: comunicación detrás del revestidor, canalizaciones provenientes de acuiferos, comunicación a través de barreras lutíticas, canalización por zonas de alta permeabilidad o fracturas en pozos inyectores, otros.

Soluciones Mecánicas

• Tapón Puente y Empacaduras 

Se utilizan para sellar definitivamente ciertos intervalos y abandonar una zona productora indeseable.

• Separación de fondo

Es un sistema que permite separar crudo y agua en el fondo del pozo. El crudo es bombeado a la superficie, mientras que el agua es reinyectada a una zona receptora aislada. La separación de los fluidos ocurre debido a la acción de fuerzas centrifugas.

Otras Soluciones

• Completaciones Dobles 

Algunas veces es necesario producir simultáneamente e independientemente dos yacimientos por un mismo pozo; en estos cacos se recurre a la completación doble. Generalmente, el yacimiento superior produce por el espacio anular creado por el revestidor y la tubería de producción y el inferior por la tubería de producción, cuya empacadura de obturación se coloca entre los dos intervalos productores.

• Pozos Horizontales 

En yacimientos con acuífero activos los pozos horizontales han sido usados para minimizar los problemas de conificación y mejorar la producción de petróleo.

Recientemente, el interés hacia los pozos horizontales ha venido aumentando, debido a los avances en la tecnología de perforación y completación. Esto ha conducido a un incremento económicamente eficiente del recobro de crudo. Las ventajas de los pozos horizontales se pueden resumir de la siguiente manera:

• Ø Incremento de la productividad o inyectividad. 
• Ø Incremento de la eficiencia de barrido. 
• Ø Incremento del área de drenaje. 
• Ø Reducción de la conificación 
• Abandono Temporal de Pozos 

Se hace, generalmente, cuando existe una conificación de agua severa. En estos, casos se recomienda tener el pozo cerrado por un período de tiempo hasta que el cono se revierta.

Espero que la informacion haya sido de mucha ayuda, gracias