Como Implementar Proyecto de Inyeccion de Geles

INGEPET 2002 (EXPL-3-CW-04)

METODOLOGÍA Y RESULTADOS DE PROYECTOS DE INYECCIÓN DE GELES PARA

INCREMENTAR LA RECUPERACIÓN EN UN RESERVORIO HETEROGÉNEO Y MULTICAPA DE LA CUENCA NEUQUINA DE ARGENTINA

Carlos J. Wouterlood, Petrolera Perez Companc S.A., Argentina Esteban D. Falcigno, Petrolera Perez Companc S.A., Argentina Chuck A. Norman, Tiorco Inc, EE.UU. RESUMEN El presente trabajo expone elementos de diseño y detalles operativos y de evaluación de tratamientos con geles de polímeros (poliacrilamidas gelificadas con cromo trivalente) para mejorar la eficiencia de barrido en proyectos de recuperación secundaria. Los temas tratados incluyen: selección de pozos candidatos, sugerencias para el diagnóstico previo y posterior a los tratamientos, logística durante la operación y evaluación de resultados. La discusión incluye los siguientes puntos: • Breve descripción de la tecnología de geles seleccionada, incluyendo consideraciones de diseño

tanto para pozos inyectores como para pozos productores. • Modelo de reservorio y efecto de las heterogeneidades sobre el comportamiento del mismo. • Monitoreo de tratamiento durante la inyección de gel, análisis con gráfico de Hall y modificaciones al

tratamiento basadas sobre la respuesta de presión del pozo. • Equipamiento requerido. • Ensayos “step-rate” previos y posteriores al tratamiento en pozos inyectores. • Formas de evaluación de respuestas a los tratamientos, incluyendo ejemplos de campo. • Evaluaciones económicas. Los datos de campo presentados en este trabajo corresponden a los Yacimientos Charco Bayo y Piedras Blancas, pertenecientes a la Cuenca Neuquina de la República Argentina. Los temas descriptos a continuación serán incluidos en la presentación: 1. Breve discusión de intentos previos de reducir la producción de agua en forma mecánica. 2. Comparación de dos criterios de diseño diferentes utilizados en pilotos de inyección de geles

separados. 3. Resumen del diseño, implementación y consideraciones efectuadas para la evaluación en proyectos

exitosos de mejoramiento de la eficiencia de barrido. 4. Lecciones aprendidas y recomendaciones para decidir cuándo dar comienzo a proyectos de

inyección de polímeros INTRODUCCIÓN El Área Entre Lomas, operada por Petrolera Perez Companc SA (PPCSA), se encuentra ubicada en el sector noreste de la Cuenca Neuquina, República Argentina (Figura 1). El yacimiento, situado a 90 kms al norte de la Ciudad de Neuquén, fue descubierto en 1960. El proyecto de recuperación secundaria desarrollado para la Formación Tordillo de las estructuras Charco Bayo (CB) y Piedras Blancas (PB) del Área Entre Lomas se inició en 1975 con la puesta en marcha de un área piloto, en un esquema seven spot invertido. En sucesivas etapas fue extendiéndose a otros sectores hasta que, en 1994, se evaluó convertir el esquema en líneas alternadas, proyecto no totalmente implementado (Figura 2)[1]. Los reservorios en cuestión son multicapa y de marcada heterogeneidad y han tenido disímiles comportamientos, tanto en inyectividad como en respuestas en los productores. Se han realizado considerables esfuerzos tratando la problemática de las canalizaciones en los conglomerados de la F. Tordillo como así también sobre la pobre distribución vertical de la inyección de agua. De los factores que afectan un proyecto de recuperación secundaria, la heterogeneidad de la formación es una característica adversa y difícil de controlar. La escasa separación entre capas, máxime cuando se


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estimula por fractura, es otra complicación a tener en cuenta si se pretende ser selectivo en la estimulación. A fin de minimizar el efecto de las canalizaciones de agua y mitigar las heterogeneidades de las formaciones, en el Área Entre Lomas se aplicaron: cementaciones, instalaciones selectivas de producción y taponamiento con silicatos. Si bien la producción de agua se disminuía, estos métodos aislaban zonas sin permitir que los niveles intermedios pudiesen continuar en producción o inyección. E. C. Patton, definió el término Conformance como la porción del reservorio contactada por el fluido inyectado y lo relacionó a efectos de eficiencias de barrido areal y vertical[2]. En el mercado se ofrecen, desde hace unos años, numerosos productos para atacar estos problemas y otros relacionados con la reducción de producción de agua de otro origen. El diagnóstico debe, en todos los casos, ser preciso para seleccionar la correcta metodología a aplicar: desde geles de dispersión coloidal hasta geles obturantes de alta viscosidad. Estos últimos, también llamados geles permanentes son usados en la industria petrolera para minimizar los efectos negativos de las canalizaciones. Pueden aplicarse en pozos inyectores y productores. Se presentan los resultados de dos campañas de aplicación de geles obturantes efectuadas en el Área Entre Lomas. La primera se realizó a principios de 1995 y la segunda entre 1999 y 2001. El primer proyecto tuvo el carácter de prueba piloto mientras que el segundo permitió confirmar los resultados del primero de los proyectos y expandir los tratamientos a más pozos productores e inyectores. Los programas de inyección de ambas campañas fueron substancialmente diferentes, como se comentará más adelante. Se efectúan comentarios sobre aspectos operativos de ambas experiencias, a efectos de optimizar futuros proyectos y se emiten consideraciones o recomendaciones para la selección, preparación de los pozos candidatos y seguimiento de las respuestas. PROYECTO DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA La F. Tordillo está compuesta por una sucesión de capas de origen fluvial-aluvial hacia la base y de origen eólico hacia el tope. La porción fluvial-aluvial sigue un modelo de ríos entrecruzados (Figura 3), con espesores de arcillas intercaladas; en los niveles fluvial-aluvial son delgados y de extensión errática. La marcada heterogeneidad, en especial de los niveles conglomerádicos, ha conspirado contra un eficiente barrido areal y vertical de las zonas en explotación[3]. La característica multicapa de esta formación y la escasa separación que sus capas presentan, hizo dificultosa la aislación de niveles mediante el uso de packers. En algunos casos, la comunicación vertical que produjeron las fracturas inducidas o la pobre cementación primaria impidieron aislar hidráulicamente las distintas unidades de flujo. De esta manera, hay pozos sin instalaciones selectivas, y otros con 2, 3 y hasta 4 mandriles y sendas válvulas reguladoras. Desde el comienzo de inyección PPCSA ha observado un amplio rango de respuestas. Aunque muchos pozos han desarrollado un buen banco de petróleo, otros han mostrado una limitada respuesta. Han sido documentados numerosos casos de canalización de agua, presentando una pobre eficiencia de recuperación. El cierre de algunos mandriles, correspondientes a capas acuatizadas en productores no siempre brindó resultados positivos o fácilmente cuantificables. Los análisis de reservorio indican que las canalizaciones producidas en ciertas partes del yacimiento están relacionadas a la heterogeneidad del reservorio, a estimulaciones por fracturas en pozos productores que luego fueron convertidos en inyectores y, en menor medida, a efectos de segregación de fluidos. No deben ser descartados los efectos de dirección preferencial de movimiento del agua y los gradientes de presión. La Figura 4 es una ilustración cualitativa del rango de respuesta a la inyección en las estructuras CB y PB. Un detallado análisis fue realizado para identificar las principales canalizaciones. Las flechas indican la dirección preferencial de movimiento del agua. La variación de orientación de flechas es evidencia de las heterogeneidades y gradientes de presión. HETEROGENIDAD


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Es común evaluar el grado de heterogeneidad de una formación a través del coeficiente de Dykstra-Parsons. Si su valor es cero significa homogeneidad total, mientras que si es uno debe considerarse heterogeneidad total. A los reservorios que tienen coeficientes superiores a 0,7-0,75 ya se los considera como de características pobres a malos respecto de un proyecto de recuperación secundaria. Para el ámbito de las estructuras CB-PB, la Figura 5 muestra que el valor promedio es 0,91. No obstante este negativo indicador, se estimó conveniente implementar un proyecto piloto de inyección de agua dulce en 15 mallas del tipo seven spot invertido, a efectos de evaluar la conveniencia de extenderlo al resto del área. Hoy se puede afirmar que a pesar de las canalizaciones producidas un importante porcentaje en el factor de recuperación final se logrará gracias al proyecto de recuperación secundaria. La Figura 6 presenta resultados empíricos[4,5] que permiten relacionar el factor de recuperación final de petróleo con este indicador de heterogeneidad. Para los cálculos se aplicó una relación de movilidades igual a 2 y saturaciones de agua al inicio de la inyección de 0,39. Estos valores son los correspondientes para las estructuras CB-PB. Se considera que para cualquier condición dada por el gráfico, la eficiencia areal es del 100%. Del gráfico antes mencionado se desprende que la heterogeneidad tiene un notorio efecto sobre la recuperación final de hidrocarburos. A modo de ejemplo, se ha estimado que si el coeficiente de Dykstra-Parsons fuera solamente igual a 0,5, el factor de recuperación final se duplicaría. En sentido areal, la heterogeneidad se presenta a través de los mencionados ríos entrelazados y de las orientaciones preferenciales de permeabilidad, como resultado de la deposición de los sedimentos. Los principales desventajas de estos reservorios se resumen en: 1) Pobre distribución vertical de la inyección por la cambiante permeabilidad vertical. 2) Dispar respuesta a la inyección en pozos de una misma malla. 3) Canalizaciones de agua con pérdida de producción de petróleo. 4) Necesidad de fracturamiento hidráulico que impide un mejor control nivel a nivel. 5) Carencia de sellos verticales seguros y eficaces. Otra forma de poder detectar heterogeneidades de la formación la brindan la distribución vertical de la inyección y la evolución del comportamiento de la relación gas-petróleo. En el primer caso, se han detectado eficiencias verticales tan bajas como 0,15. Reflejo de una dispar distribución areal de la inyección son la falta de represurización de algunos pozos de la malla y la no disminución de la relación gas-petróleo en gran parte de las estructuras (pérdida de energía). De los pozos productores de ambas estructuras 102 han tenido un comportamiento normal o aceptable, unos 80 han presentado un comportamiento intermedio y 75 han sido altamente canalizados. Muchos de estos 75 pozos están aún produciendo con cortes de agua que exceden el 80% de su producción bruta. PPCSA ha estimado que de ellos, unos 2,6 MMm3 de reservas de petróleo, algo así como un 1,8 % del petróleo original “in situ” no podrán ser producidos bajo las actuales condiciones. Éstas se traducen en rápidos avances del agua inyectada hacia estos pozos productores, resultado de la conjunción de dos componentes: permeabilidad preferencial y gradientes de presión. ESFUERZOS PARA MEJORAR LA EFICIENCIA DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA Las curiosas denominaciones “agua buena” y “agua mala” están relacionadas con el hecho de que este fluido contribuya o no a la producción de petróleo. Este informe tiene por objetivo analizar los temas de “agua mala” inherentes a problemas del reservorio (canalizaciones), sin hacer consideraciones sobre roturas de cañerías, pobre cementación primaria, etc. Mitigar los problemas de canalizaciones, traducidos en irrupción temprana de agua y pobre factor de recuperación final de estos reservorios constituyen todo un desafío. El taponamiento de canalizaciones por medios mecánicos o por cementaciones o silicatos no ha sido eficaz pues estos métodos no pueden circunscribirse estrictamente a los niveles canalizados. En esto la técnica de inyección de geles obturantes es mucho más selectiva, siempre y cuando éstos se inyecten apropiadamente, tanto en pozos productores como en inyectores. PPCSA ha investigado y aplicado varias técnicas en un esfuerzo por reducir el negativo efecto de las canalizaciones, según el siguiente detalle:


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a) Cementaciones a presión: Se han realizado en respuesta a la canalización de agua por detrás de la cañería de aislamiento. Con el objetivo de localizar selectivamente el cemento se realizaron los trabajos con equipo de reparación, aunque la experiencia indica que la localización precisa del cemento es muy difícil. Además, cabe mencionar que los trabajos de cementación a menudo se han visto subsecuentemente comprometidos por estimulaciones de fracturación hidráulica.

b) Silicato de Aluminio: Esta sustancia se torna rígida en contacto con el agua de formación y tapona la misma. El proceso de gelificación resultó difícil de controlar, a la vez que la inyección selectiva en capas de alta permeabilidad era problemática.

c) Instalaciones selectivas de inyección/producción: Algunas veces, la canalización de agua puede ser parcialmente controlada por medio del cierre de camisas correderas en instalaciones de producción o cierre de mandriles en instalaciones de inyección selectiva. Algunas de estas operaciones requieren la intervención con equipo de wireline y/o workover.

d) Cambio de modelos de inyección: Evaluaciones técnicas desarrolladas por PPCSA permitieron concluir que en ciertas áreas del campo, las mallas de inyección de tipo seven spot invertido podían ser convertidas a un sistema de líneas alternadas de modo de aprovechar la dirección preferencial del flujo. Esta estrategia es efectiva para mejorar la eficiencia de barrido areal pero no ataca el problema de la eficiencia de barrido vertical.

Cabe agregar que, la eficiencia de barrido areal y la recuperación final podrían beneficiarse con la perforación infill e interdistanciada y con la modificación de los actuales patrones de inyección. De ninguna manera debería considerarse a un proyecto de inyección de geles como competitivo de los antes mencionados. TECNOLOGÍAS DE GELES EN LA MITIGACIÓN DE LAS HETEROGENEIDADES Los polímeros, una vez mezclados con un gelificante, pasan a denominarse geles. Estos pueden ser inyectados a formación con dos objetivos y características diferentes: a) Geles de alta viscosidad u obturantes, principalmente aplicados para mitigar los efectos de las

heterogeneidades en proyectos de recuperación secundaria maduros que muestran fuerte canalización de agua.

b) Geles de baja viscosidad, comúnmente utilizados para mejorar la eficiencia volumétrica en la matriz heterogénea de la roca, antes de la irrupción del agua o, como complemento, después de los tratamientos con geles obturantes.

Las poliacrilamidas con acetato de cromo, utilizado como agente gelificante, ofrecen varias ventajas. La primera de ellas es que las tecnologías de polímeros son únicas respecto de mejorar el barrido del reservorio si es posible inyectar grandes volúmenes. La segunda, es que no se requiere equipo de reparación y esto permite destinar más recursos en tratamientos propiamente dichos. La inyección de gel en un pozo productor tiene por objetivo taponar una canalización de agua, lo que en definitiva se traduce en gradientes de presión favorables para mejorar la eficiencia areal de inyección (Figura 7). Si el tratamiento se efectúa en un pozo inyector, con baja eficiencia de distribución vertical, se podrá corregir el perfil de inyectividad. Esta corrección traerá aparejado un aumento de eficiencia areal de las capas que comenzarán a recibir inyección de agua (Figura 8). Con estos objetivos se han empleado en la F.Tordillo, estructuras CB y PB. Los geles obturantes se destacan por su característica de selectividad, tanto de las zonas de mayores permeabilidades como de los niveles con mayores saturaciones de agua. Esta es la diferencia fundamental con otras técnicas, tanto químicas como mecánicas. Además, el hecho de que sea posible inyectarlos en volúmenes de cientos o miles de barriles incrementa las posibilidades de que, a posteriori, la inyección contacte partes no barridas del reservorio y aumente la recuperación de hidrocarburos. Los productos aplicados en el Área Entre Lomas han consistido en tratamientos de un determinado volumen y nada han tenido que ver con los tradicionales proyectos de inyección continua de polímeros que actúan sobre la relación de movilidades de los fluidos. EFECTO DE LA INYECCIÓN DE POLÍMERO SOBRE UN CONJUNTO DE DATOS SINTÉTICOS


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A fin de ilustrar el comportamiento de los geles obturantes cuando son inyectados en una formación heterogénea, se preparó el siguiente ejemplo con datos sintéticos. En primer lugar se generaron 50 valores de permeabilidad que responden a una distribución log normal. Los parámetros que definen la distribución normal que ajusta los logaritmos de las permeabilidades son m=1,42 y s=0,95. Los valores de permeabilidad se encuentran comprendidos entre un mínimo de 0,3 md y un máximo de 2.256 md. El modelo geológico propuesto es una serie de 50 capas estratificadas, hidráulicamente desvinculadas, cada una de las cuales tiene como permeabilidad uno de los valores generados. Se desestiman los efectos gravitatorios. Con estos datos se procedió al cálculo del coeficiente de Dykstra – Parsons, el cual resultó en un valor de 0,9. Por ello, puede afirmarse que estos datos, si bien son sintéticos, son comparables con los que presenta la F. Tordillo en los yacimientos Charco Bayo y Piedras Blancas. El paso siguiente consistió en utilizar un programa ad hoc para pronosticar la recuperación de hidrocarburos. El cálculo supone un flujo lineal con desplazamiento de tipo pistón a través de una serie de capas paralelas no comunicadas. Se asume estado pseudo estacionario. El programa es válido para predecir la recuperación correspondiente a técnicas de desplazamiento que resultan de la inyección de productos por baches, tales como los geles obturantes en estudio. También se puede aplicar para el pronóstico de una recuperación secundaria convencional. Con los datos sintéticos descriptos anteriormente, se obtuvo una recuperación final de 783 Mbbl a 30 años. El efecto de la inyección de gel se simuló reduciendo arbitrariamente en un 80% la permeabilidad de las 4 capas más permeables, con lo cual el coeficiente de Dykstra-Parsons se redujo a 0,84. Una segunda corrida del programa permitió verificar que la reducción de las permeabilidades más altas produjo una recuperación de petróleo más eficiente, llegando hasta los 962 Mbbl en igual período de tiempo. Evidentemente, el taponamiento que produjeron los geles causó una importante mejora en la eficiencia de barrido vertical. Las Figuras 9 y 10 permiten comparar el comportamiento de la recuperación secundaria con y sin tratamiento con polímeros. Este tipo de simulación permite contar con una técnica de cuantificación de la respuesta del tratamiento antes de implementar un piloto de inyección, la que en definitiva, deberá ser calibrada en función de la respuesta real del reservorio. En el caso del Área Entre Lomas no se contaba con esta herramienta en momentos de iniciar el proyecto, razón por la cual se implementó como un piloto de estudio (inversión asignada sin compromiso de producción incremental). Actualmente, como resultado de varios proyectos implementados, se ha generado una curva de respuesta tipo en función de la cantidad de pozos tratados. Es difícil contar con elementos que permitan definir si sólo se obturaron las capas de mayor permeabilidad y calcular el porcentaje de disminución de permeabilidad que produce el gel. En algunos casos, por medio de ensayos step-rate fue posible calcular reducciones de permeabilidad efectiva promedio en el rango de 50 a 75% para unidades de flujo tratadas en el Área Entre Lomas. Presumiblemente, el gel se ha alojado en las zonas más permeables. Este rango podrá variar en función de la concentración de polímero utilizada, mientras que la distribución del tratamiento en las capas será función de la permeabilidad, de la presión y de la saturación de agua. Puede esperarse menor espesor contactado y más elevadas permeabilidades taponadas cuanto menor sea el régimen de inyección del polímero. Esto implicará un menor volumen de tratamiento para un costo operativo dado. EQUIPAMIENTO REQUERIDO Contrariamente a la idea de que se requieren complicados equipos y enormes volúmenes de tratamiento, la inyección de geles puede resumirse como una tarea sencilla. El equipamiento de superficie consiste de una unidad de bombeo tipo triplex, una tolva alimentadora de polímero, un mezclador de polímero y un sistema dosificador de gelificante. Todo este equipamiento puede estar contenido en un trailer montado en un semirremolque de mediana dimensión. La operación está controlada electrónicamente. El seguimiento del proceso de inyección se realiza con una frecuencia de 30 minutos. La siguiente tabla indica el volumen promedio de productos utilizados en el Área Entre Lomas por cada pozo tratado :

Campaña 1999-2000 Polímero (bolsas, 25 kg) Gelificante (Kg) Productores 13 68 Inyectores 98 530


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La Figura 11 incluye fotos del equipamiento utilizado en el Área Entre Lomas. Complementan el equipo mostrado un trailer de vivienda, una cisterna para almacenamiento de agua y una usina portátil para satisfacer las necesidades de energía eléctrica de la operación. SELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS Los criterios de selección de pozos candidatos a ser tratados se resumen en: Productores a) Pozos con claras evidencias de acuatización. En el Área Entre Lomas se inyecta agua para

recuperación secundaria de salinidad sensiblemente inferior a la del agua de formación. Por lo tanto, el agua inyectada ha constituido un valioso trazador natural para las tareas de evaluación de canalizaciones y respuesta a la inyección[6].

b) Candidatos con varias capas. c) Pozos que operan en gas-lift, a fin de evitar el costo de pulling y alquiler de herramientas. d) Pozos que perdieron producción primaria. e) Pozos con alta relación gas-petróleo, que indicaría deficiencias en el barrido por agua. Inyectores a) Pozos con antecedentes de pobre distribución vertical de la inyección. b) Pozos con varias capas en inyección. c) Baja eficiencia de recuperación secundaria en la malla. d) Baja presión de inyección. Para facilitar el proceso de selección, es recomendable efectuar un minucioso análisis de los pozos involucrados en el proyecto y del resto de pozos de las mallas de los inyectores tratados abarcando:

Gráficos de diagnóstico (velocidad de acuatización). Gráficos de producción (caudal vs. tiempo, con análisis de corte de agua y salinidad). Análisis de la Relación Agua-Petróleo (RAP) vs. Petróleo Acumulado (Np) y de la Relación Gas-

Petróleo (RGP) vs. tiempo. Perfiles de producción - inyectividad. Evaluación económica. Comparación de este proyecto con otros proyectos de desarrollo.

Sobre la base de la experiencia realizada, puede afirmarse que los proyectos de inyección de polímeros no deberían retrasarse hasta que altas tasas de corte de agua dominen la producción. De esta manera se reducirán los costos de extracción y el proyecto será más fácilmente solventado en un contexto de mayor flujo de caja. Otra recomendación es inyectar tanto volumen de polímeros como las condiciones de la formación lo permitan. Hay una relación directa entre mayor volumen de tratamiento y mayor respuesta o beneficio. PREPARACIÓN DEL POZO Y ENSAYOS (PREVIOS Y POST-TRATAMIENTO) La experiencia lograda, los ensayos de pozos y los registros de producción-inyección efectuados antes y después de los tratamientos, han permitido realizar sucesivas mejoras en diseño y aplicación de la tecnología de geles obturantes. Los procedimientos enunciados en la Tabla 1 (inyectores) y en la Tabla 2 (productores) han sido desarrollados para los tratamientos a realizar en el Área Entre Lomas. La conexión de la unidad de inyección a la boca de pozo deberá hacerse en forma lateral cuando sea posible. Esto permite montar un lubricador para poder efectuar mediciones de presión en fondo con sondas vinculadas con alambre o cable, de ser necesario para el seguimiento. DISEÑO DE LOS TRATAMIENTOS Respecto del diseño se deben tener en cuenta caudal, volumen y concentración de polímero. Si el objetivo perseguido es el taponamiento de los canales o vías de mayor permeabilidad, la inyección se debe realizar al menor régimen posible compatible con la economicidad del proyecto. Esto es estrictamente necesario en caso de pozos productores para evitar producir daño a los niveles que


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deberían quedar en producción. En el caso de pozos inyectores, también se requiere un bajo caudal de inyección, siempre teniendo en cuenta de no superar el gradiente de fractura de la formación. Todo lo mencionado respecto de los caudales de inyección está relacionado a la concentración (ppm) del polímero que se aplique. Esto es, a mayor concentración se debería reducir el caudal a fin de no alterar la presión de admisión. No hay un método exacto que permita establecer cuál será el volumen y concentración de polímero que deberán aplicarse tanto en inyectores como productores, aunque existe una relación inversa entre volumen y concentración. En pozos inyectores, el tratamiento deberá ser suficientemente grande para minimizar la posibilidad de canalización de agua que podría circular en proximidades del banco generado para terminar retomando las vías de la canalización existente. En general, puede decirse que los tratamientos en pozos inyectores pueden tener un volumen entre 5 y 15 veces en que debería aplicar en un pozo productor de la misma formación. También cabe mencionar el criterio de intentar obturar la zona canalizada con no menos del 5% del volumen de la zona acuatizada[7]. Este volumen se puede estimar a través de ensayos de trazadores o en función de la evolución del gráfico RAP vs. Np. La posibilidad de contar con la información de un proyecto piloto y/o con la experiencia de quien ofrece este servicio, reducirá notablemente el grado de incertidumbre. La evolución de las condiciones de inyectividad durante el tratamiento es la que define la necesidad de variar el programa del diseño, esto es reducir el caudal, cambiar la concentración, extender el tratamiento, etc. SEGUIMIENTO DE LA APLICACIÓN DEL TRATAMIENTO El gráfico de Hall suministra un método simple de seguimiento del comportamiento del pozo durante el tratamiento. En este método se asume una serie de estados estacionarios en los que la presión adimensional no es dependiente del tiempo. Esta suposición puede no ser del todo válida para largos períodos de tiempo. Sin embargo, es una razonable condición toda vez que los límites de borde y los contactos de fluidos no sean alcanzados por el transitorio de presión y haya razonable estabilidad en el caudal de inyección[8,9]. A fin de poder detectar rápidos cambios en las condiciones de inyección, la derivada primera de la presión acumulada de boca de pozo multiplicada por el tiempo (por ejemplo, la pendiente del gráfico de Hall) puede ser graficada en el eje vertical derecho. Esto está identificado como “PSI/BWIPD” en la Figura 12. Excepto por las fluctuaciones relativamente pequeñas, la pendiente del gráfico de Hall tiende a aproximarse a una asíntota, a medida que los volúmenes de inyección se incrementan. Esto debe interpretarse como evidencia de que no se ha producido un significativo o prolongado fracturamiento de la formación durante los tratamientos. La concentración de polímeros, la inyección de gel y la presión de inyección son volcados en el gráfico de Hall a fin de suministrar al operador, toda la información del proceso. De este gráfico el operador podrá extraer información que le permitirá efectuar cambios de diseño del tratamiento o generar cambios de caudal para las siguientes etapas. Un ejemplo del gráfico se incluye en la Figura 12 . PROYECTOS IMPLEMENTADOS En el Área Entre Lomas se efectuaron un Proyecto Piloto en el año 1995 y un Proyecto de Aplicación, implementado en tres campañas entre los años 1999 y 2001. La metodología de diseño y de aplicación fueron totalmente disímiles como también resultaron las condiciones de corte de agua del campo en sendas implementaciones. El Proyecto Piloto involucró a 5 productores y 4 inyectores. El concepto utilizado en ese momento fue el de minimizar los volúmenes de tratamiento en función de incrementar la concentración del polímeros. En esta oportunidad se integraron los esfuerzos de los especialistas y los de una compañía de bombeo. Si bien estos tratamientos brindaron una evaluación económica satisfactoria, un mayor grado de conocimiento de estas técnicas llevó a pensar en que mayores volúmenes de menores concentraciones podrían ser más eficientes. De esta manera, la propuesta fue la de utilizar equipamiento de bombeo propio, con lo cual podría mantenerse la operación bajo el propio control. Entre 1999 y 2000 se trataron 4 productores y 11 inyectores. A medida que se fue avanzando en el proyecto, se mejoró la metodología de selección de candidatos y el diseño de ensayos previos y posteriores a los tratamientos, conforme a lo ya expuesto en párrafos anteriores. También se fue desarrollando la regla práctica de que al tratar


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pozos inyectores, a mayor volumen de tratamiento, mejor es el resultado esperado[10,11,12]. Sin embargo, ésta es una regla intuitiva dado que los disímiles estadíos de corte de agua en el reservorio hacen difícil la comparación de los dos proyectos. Durante 2001, se efectuó una campaña que involucró el tratamiento de 4 inyectores utilizando esta última tecnología. Los planes futuros de desarrollo de reservas contemplan más tratamientos de inyección de polímeros. EVALUACIÓN DE LAS RESPUESTAS A efectos de realizar la evaluación técnico-económica de las campañas de tratamientos realizadas, se efectuaron las siguientes consideraciones: Pozos Inyectores

Para los pozos vecinos a los inyectores tratados, revisar los gráficos de RAP vs Producción acumulada de petróleo y fluido de producción vs tiempo, con frecuencia a determinar (bimestral, trimestral, etc.).

Excluir de la evaluación todos aquellos pozos que hubiesen sido intervenidos con workover o pulling. La Figura 13 muestra gráficos con información de un inyector y de los productores de la malla. Algunos de estos gráficos son de diagnóstico o evaluación cualitativa de la respuesta. El primero y el tercero de éstos permiten cuantificar el incremento de reservas considerando tendencias de RAP y producción bruta constantes. Pozos Productores

Para los pozos tratados, revisar gráficos de RAP vs. Producción acumulada de petróleo y fluido de producción vs. tiempo, con frecuencia a determinar (bimestral, trimestral, etc.).

Para los productores vecinos a los tratados, revisar los gráficos indicados anteriormente. Hay que tener en cuenta que los tratamientos en pozos productores pueden alterar los modelos de flujo y producir beneficios o respuestas en pozos vecinos.

Evaluar la presión de fondo, antes y después de los tratamientos a fin de detectar cambios en la eficiencia del pozo.

El empleo de las curvas de Vogel puede suministrar una valiosa fuente de información de evaluación pre y post tratamiento.

La Figura 14 presenta distintos parámetros de un pozo productor tratado. El cálculo de reserva se efectuó de forma similar que el comentado para la Figura 13. Las Figuras 15 y 16 muestran los resultados correspondientes a los tratamientos realizados: Proyecto Piloto y Proyecto de Aplicación, respectivamente. Las ganancias de petróleo se estimaron por diferencia entre el comportamiento esperado sin tratamiento y la producción real, con tratamiento. En la Figura 16, la reserva probable se calculó por analogía con el Proyecto Piloto. Se adjuntan datos de interés de los proyectos realizados:

Proyecto PILOTO APLICACIÓN Fecha 1995 1999-2000 Productores tratados 5 4 Volumen de gel inyectado (m3) 199 415 Vol. gel /pozo tratado (m3) 40 104 Concentración polímero (ppm) 6400-8500 3000-6000 Inversión Total en Productores (M$) 643 164 Reserva Probada Incremental Total (Mm3) 62 8 Pozos c/respuesta/Pozos tratados (%) 60 100 Costo de desarrollo de res. Probada ($/bbl) 1,65 3,26 Inyectores tratados 4 11 Volumen de gel inyectado (m3) 278 15343 Vol. gel /pozo tratado (m3) 69 1395 Concentración polímero (ppm) 5000-7800 1500-6000 Inversión Total en (M$) 308 1136 Reserva Probada + Probable Incremental (Mm3) 84 178 Cantidad de pozos c/ respuesta 13 23


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Costo de desarrollo de reserva Probada+Probable ($/bbl) 0,58 1,02

Proyecto PILOTO APLICACIÓN Total del proyecto Corte de agua de la zona al comienzo proyecto 88% 82% Corte de agua actual 91% 83% Corte de agua actual extrapolado sin tratamiento 98% 89% Inversión (MU$) 951 1300 Incremento de reservas Probadas + Probables (Mm3) 146 186 Máximo Incremento de petróleo (m3/d) 50 57 (estimado) Disminución de producción bruta (m3/d) 66 40 Evaluación económica s/reservas probadas y probables

P.O. (años) 1,9 2,1 considerando (WTI=20 u$s/bbl) VAN al 10 % (MM$) 4,2 5,1

CÓMO Y CUÁNDO IMPLEMENTAR UN PROYECTO DE GELES Es sabido que la decisión para la implementación de un proyecto requiere de un análisis de costos, riesgos, beneficios, etc. En general, estas evaluaciones se facilitan cuando hay proyectos análogos en marcha. Caso contrario, la toma de decisiones para realizar un proyecto de inyección de polímeros, en especial en América Latina, donde no se cuenta con amplia experiencia, no es tarea fácil. Son muchas las preguntas que surgen antes, durante y a posteriori de los primeros tratamientos. Entre los principales interrogantes se planteará si se deben tratar inyectores o productores, cuándo hacerlo, con qué volumen, concentración, tiempo de gelificación y a qué caudal, cuál será el grado de taponamiento[7]. Un diagnóstico certero será fundamental para decidir entre la aplicación de geles dispersos (baja viscosidad) y polímeros obturantes (alta viscosidad). Ensayos de laboratorio completarán la información de base. Varias de estas incógnitas encontrarán respuesta en analogías con otros proyectos, en la aplicación de proyectos piloto y en la curva de aprendizaje que se vaya logrando. En la experiencia de PPCSA, una vez superados los temores iniciales, el principal objetivo es actualmente concretar los tratamientos más voluminosos sin dedicar excesivos esfuerzos a intentar conocer variables de difícil control. El momento apropiado para la ejecución de un proyecto depende, básicamente, del tipo de pozo a tratar: Pozos Productores. Puede aconsejarse que una vez producida la irrupción de agua, se ejecute el proyecto a fin de evitar costos de producción (mayor consumo de energía y productos químicos por el alto caudal de líquido) y, por otro lado, evitar el vaciamiento innecesario del yacimiento (reducción de costos de energía en inyección). Pozos inyectores actuando sobre varios pozos. La decisión de implementación es un poco más difícil, ya que debería esperarse que la irrupción de agua se haya producido en un cierto número de productores. De otro modo, al efectuar el tratamiento, se estaría perdiendo el empuje en proceso de la capa acuatizada hacia productores en condiciones de mantener todavía una alta producción por secundaria. La necesidad de vincular la inversión requerida con una curva de respuesta en petróleo y reducción de agua confiables, pone en una encrucijada al geólogo y al ingeniero de reservorios. Es normal que por tratarse de una metodología no muy difundida ni en el país, ni en el extranjero, existan temores de que se puedan producir taponamientos excesivos, con pérdida de inyección y/o producción. En el caso de Entre Lomas, la información obtenida del Proyecto Piloto fue sumamente valiosa. El carácter de estudio hizo que pudiese implementarse sin comprometer producción asociada. Los resultados logrados y el conocimiento de experiencias e información de similares proyectos realizados en EEUU, ayudaron a considerar la necesidad de expandir los tratamientos a un número de pozos aún no definido.

CONCLUSIONES La experiencia recogida en el Área Entre Lomas permite extraer las siguientes conclusiones:


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• La técnica de inyección de geles obturantes ha demostrado ser una herramienta viable y valiosa para minimizar los efectos adversos de la heterogeneidad, en especial en un reservorio multicapa y carente de barreras confiables entre ellas.

• La implementación de este tipo de proyectos es sencilla y requiere un mínimo equipamiento.

• En las concentraciones normales de uso, los volúmenes de producto a ser transportados hasta el yacimiento y dentro de él no constituyen un problema logístico de importancia.

• Los proyectos deberían implementarse tempranamente en los pozos productores canalizados o, en el caso de inyectores, cuando la acuatización haya alcanzado a dos o más pozos de una malla. La demora en la ejecución de estos proyectos solo contribuirá negativamente, aumentando los costos operativos e impidiendo que la eficiencia de barrido alcance un valor razonable.

• Si bien se han obtenido respuestas favorables tanto en el tratamiento de productores como de inyectores, PPCSA considera más conveniente la aplicación en este último tipo de pozos.

• El costo de desarrollo de reservas por la implementación de estos proyectos resultó, para el Área Entre Lomas, competitivo con otros proyectos tales como perforación, reparación o conversión de pozos. Estos proyectos son sólo complementarios en un plan de manejo de reservorio integrado.

• La información obtenida a través de un proyecto piloto será invalorable a la hora de ajustar el mejor programa de trabajo.

CONTRIBUCIONES TÉCNICAS El presente trabajo ofrece las siguientes contribuciones:

• Diagnóstico del comportamiento de la recuperación secundaria en un yacimiento multicapa. • Breve discusión de intentos previos para reducir en forma mecánica la producción de agua. • Descripción de la tecnología de geles como paliativo de las canalizaciones y demostración de su

mecanismo por medio de un ejemplo con datos sintéticos. • Elementos de diseño, implementación y evaluación de un proyecto de inyección de polímeros. • Comparación de dos criterios de diseño diferentes, correspondientes a la ejecución del Proyecto

Piloto y del Proyecto de Aplicación. • Resumen de lecciones aprendidas y recomendaciones para futuros proyectos.

BIBLIOGRAFÍA 1. Wouterlood, C.J., Falcigno, E.D., Benito, J.I., “Aspectos del Desarrollo de un Reservorio

Heterogéneo Bajo Recuperación Secundaria”, Tercer Seminario Internacional de Exploración y Explotación del Petróleo y Gas, INGEPET ’99, Lima, Perú, Octubre, 1999.

2. Conformance Technology: Identification and treatment of water-control problems for improved reservoir recovery efficiency, Halliburton Energy Services, Houston, 1996.

3. Benito, J.I., Montagna, A.O., Wouterlood, C.J., “Permeability from Well Logs of an Eolian and Fluvial Formation, Entre Lomas Block, Neuquén Basin, Argentina”, Fifth Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference and Exhibition, Rio de Janeiro, Brazil, Agosto, 1997.

4. Craig, Forrest F., Jr., “The Reservoir Engineering Aspects of Waterflooding”, SPE, Monograph Volume 3, Henry L. Doherty Series, 1971.

5. Johnson, Carl E., Jr., “Prediction of Oil Recovery by Water Flood – A Simplified Graphical Treatment of the Dykstra-Parsons Method”, Petroleum Transactions, AIME, Vol.207, 1956.

6. Somaruga, C.A., Gazzera, C.E., Wouterlood, C.J., “Analyisis of Salinity Changes Caused by Brief Shut-In of Wells in Secondary Oil Recovery”, SPE 69567, SPE Latin American And Caribbean Petroleum Engineering Conference, Buenos Aires, Argentina, Marzo, 2001.

7. How to control water and improve oil recovery with gels, Tiorco Inc., Short Course, 1999. 8. Hall, H.N., “How to Analyze Waterflood Injection Well Performance”, World Oil, Octubre, 1963. 9. Buell, R.S., Kazemi, H., Poettmann, F.H., “Analyzing Injectivity of Polymer Solutions With the Hall

Plot”, SPE 16963, 62nd SPE ATCE, Dallas, Texas, USA, Septiembre, 1987. 10. Wouterlood, C.J., Falcigno, E.D, Gazzera, César E y Norman, Chuck A, “Conformance Improvement

with Low Concentration Polymer Gels in a Heterogeneous, Multilayer Reservoir”, SPE 75161, Thirteenth Symposium on Improved Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma, USA, Abril, 2002.


11

11. Portwood, J.T., Ricks, G.V., “Injection-side Application of MARCIT Polymer Gel Improves Waterflood Sweep Efficiency, Decreases Water-Oil Ratio and Enhances Oil Recovery in the McElroy Field, Upton County, Texas”, SPE 59528, 2000 SPE Permian Basin Oil & Gas Recovery Conference, Midland, Texas, USA, Marzo, 2000.

12. Smith, J.E., “Practical Issues With Field Injection Well Gel Treatments”, SPE 55631, presentado en 1999 Rocky Mountain Regional Meeting, Gillette, Wyoming, USA, Mayo, 1999.


12

El Caracol

Entre Lomas

Piedras Blancas

Charco Bayo

Provincia delNeuquén

Provincia deRío Negro

Figura 1: Ubicación del Área Entre Lomas.

N

Figura 2: Implementación actual del proyecto de recuperación secundaria.

F. Punta Rosada

F. Catriel (Tordillo arcilloso)

UFS15 - 22 md

UF I10 - 18 md

UF II8 - 17 md

UF IIIA1 - 5 md

UF IIIB5 - 15 mdFO

RM

AC

ION

TO

RD

ILLO

AR

ENO

SO (

FTA

)FO

RM

AC

ION

TO

RD

ILLO

Buen banco depetróleoModerado bancoNo acuatizadoEscaso bancoAcuatizadoSin bancoAcuatizadoPérdida de primariaAcuatizado

REFERENCIAS

N

Buen banco depetróleoModerado bancoNo acuatizadoEscaso bancoAcuatizadoSin bancoAcuatizadoPérdida de primariaAcuatizado

REFERENCIAS

N

Figura 3: Unidades de flujo en F. Tordillo.

Figura 4: Ejemplo de las disímiles respuestas a la inyección.


13

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0 0.2 0.4 0.6 0.8 1Coeficiente VDP

FR total (primaria+secundaria)

WOR=100WOR=25WOR=5

Condición actual

CBPB

Figura 5: Cálculo del Coeficiente de Dykstra-Parsons.

Figura 6: Efecto de la heterogeneidad sobre el factor de recuperación.

K

K

k

kK

K

k

k

K

K

k

kK

K

k

k

Figura 7: Esquema de un tratamiento en un pozo productor.

Figura 8: Esquema de un tratamiento en un pozo inyector.

100

1000

10000

100000

0 50 100 150 200 250 300 350 400Meses

Petr

óleo

, bbl

/mes

VPD = 0.90

VDP = 0.84

0

10

20

30

40

0 200 400 600 800 1000 1200Producción acumulada de Petróleo, Mbbl

RAP

VDP = 0.90VDP = 0.84

Figura 9: Efecto de la inyección de polímeros sobre el caudal de producción.

Figura 10: Efecto de la inyección de polímeros sobre la tendencia de la RAP.


14

Figura 11: Fotografías de un equipo de bombeo.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

0 1,000 2,000 3,000 4,000 5,000 6,000

Inyección Acumulada de Gel, bbls

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

Caudal de Inyección, bpdPresión de Inyección, psigPendiente de Hall, psi/bwipd

Caudal (bpd) y Presión (psig)de Inyección

Pendiente de Hall,psi/bwipd

Concentración (ppm):900 1500 2000-3000 5000-6000

Figura 12 : Seguimiento de un tratamiento en un pozo inyector.


15

10

100

1000

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

Petr

óleo

- B

ruta

, m3/

dHistoriaPronóstico sin tratamientoPronóstico con tratamiento

Inyección de polímeros

109 Mm3

100

1000

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

Inye

cció

n, m

3/d

- GO

R, m

3/m

3

GORInyección de Agua


1

10

100

500 600 700 800 900 1000Producción Acumulada de Petróleo, Mm3

RA

P, m

3/m

3

HistoriaPronóstico sin tratamientoPronóstico con tratamiento


1000

1200

1400

1600

1800

650 700 750 800 850 900Producción Acumulada de Petróleo, Mm3

Inye

cció

n A

cum

ulad

a, M

m3


1

10

100

1000

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

Petr

óleo

- B

ruta

, m3/

d


27 Mm3


10

100

1000

10000

80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 00 02 04 06 08 10

GO

R, m

3/m

3


1

10

100

60 70 80 90 100 110 120 130 140Producción Acumulada de Petróleo, Mm3

RA

P, m

3/m

3



Figura 13: Evaluación del tratamiento de un inyector.

Figura 14: Evaluación del tratamiento de un productor.


16

0

10

20

30

40

50

60

94 96 98 00 02 04 06 08 10 12 14

Gan

anci

a de

Pet

róle

o, m

3/d

Reserva Probada

0

10

20

30

40

50

60

98 00 02 04 06 08 10 12 14 16 18

Gan

anci

a de

Pet

róle

o, m

3/d

Reserva Probada

Reserva Probable

Figura 15: Reservas desarrolladas – Empresa I Figura 16: Reservas desarrolladas – Empresa II

Pozos Inyectores Con

Mandriles Sin

Mandriles Retirar las válvulas de inyección de los mandriles. ✔ Registrar perfil de spinner para determinar perfil de inyección. ✔ Cerrar el pozo por una semana para obtener una presión estática estabilizada. ✔ ✔ Realizar un step rate test total del pozo (SRT). Tener en cuenta de dar iguales saltos de caudal en iguales períodos de tiempo.

✔ ✔

Inyectar gel a un caudal menor al correspondiente a condiciones de fracturamiento, indicadas por el SRT. Inyectar al menor caudal compatible con la economicidad del proyecto.

✔ ✔

Concluido el tratamiento, cerrar el pozo por 5 días para asegurar una adecuada gelificación y fijación del tratamiento.

✔ ✔

Hacer un SRT por mandril. ✔ Hacer un SRT a todo el pozo. ✔ Reinstalar las válvulas conforme al último SRT. ✔ Comenzar la inyección manteniendo un caudal inferior al de fracturamiento. ✔ ✔

Tabla 1: Procedimiento de trabajo para pozos inyectores.

Pozos Productores Gas Lift Bombeo

Mecánico Retirar válvulas de gas lift e instalar válvulas ciegas para inyectar el tratamiento por tubing.

✔

Retirar varillas y bomba. Bajar packer. La inyección del tratamiento por el espacio anular es más difícil de ser controlada.

✔

Evaluar perfil de producción. ✔ Inyectar el gel al menor caudal compatible con la economicidad del proyecto. ✔ ✔ Cerrar el pozo durante 5 días para permitir que ocurra la reacción de gelificación.

✔ ✔

Poner en producción a bajo régimen, incrementando luego paulatinamente. ✔ ✔ Efectuar las adecuaciones necesarias en el sistema de extracción conforme las nuevas condiciones del pozo.

✔ ✔

Tabla 1: Procedimiento de trabajo para pozos inyectores.

Como Implementar Proyecto de Inyeccion de Geles

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