INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA

CONTROL DE LA PRODUCCION DE AGUA USANDO DAÑO A LA FROMACION INDUCIDO

GARRIDO MOLINA JUAN RODOLFO

LEDESMA JOSE ERIKA ANDREA

MEDINA TOVAR SERGIO AUDON

RESUMEN.

La producción mundial de agua extraída de yacimientos petroleros es de 210 millones de barriles por día, mientras que de aceite es de 75 millones de barriles por día; teniendo un costo estimado de entre 5 centavos a más de 50 centavos por barril de agua en un yacimiento petrolero.

El agua afecta cada momento, desde la exploración, pasando por el contacto agua-aceite, producción, llegando incluso hasta el punto del abandono del campo, invadiendo fuera del yacimiento la tubería de producción, los separadores, las instalaciones de procesamiento en superficie y al último se extrae y se desecha o bien si así se requiere se puede inyectar atravez de un pozo inyector hacia el yacimiento manteniendo así una presión estable e incluso incrementándola.

Los costos de eliminación del agua son muy variantes y van de un precio desde los 10 centavos por barril, cuando se descarga en aguas marinas y hasta más de 1.50 por barril en el momento que se traslada en camiones por tierra.

Algunos pasos que se llevan para manejar adecuadamente la producción y la eliminación del agua son la adquisición de datos, el diagnostico con sensores de fondo, el perfil de producción, la simulación de yacimientos para caracterizar el flujo y diversas tecnologías para eliminar los problemas de agua.

OBJETIVO GENERAL

Controlar la producción de agua por medio de la inducción de daño hacia la formación, para evitar daños en la producción y durante la explotación de un campo, que el alumno pueda comprender las causas, problemas y consecuencias de la producción de agua en un campo petrolero, de esta forma tener la idea de la importancia del manejo de la producción de agua y como prevenir que esto ocurra para evitar daños futuros.

OBJETIVOS ESPECIFICOS

Evitar pérdidas de tiempo y dinero por medio del daño inducido para disminuir la producción de agua en un campo petrolero

Evitar las filtraciones en el revestidor, tuberías de producción y empacadores Evitar capas inundadas sin flujo transversal Lograr que no ocurra la conificación de agua, de esta forma no disminuirá la

producción de hidrocarburo Por medio de la disminución de la producción de agua lograr evitar el barrido áreal

deficiente en la zona productora Manejar de manera correcta el agua de barrido para obtener una mayor cantidad de

aceite. Controlar el agua buena intentando perder la menor cantidad de reservas posibles,

eliminando la misma. Intentar que el agua mala se produzca lo menor posible, ya que esta muchas veces

va más allá del límite económico.

MARCO TEORICO

CONTROL DE LA PRODUCCION DE AGUA USANDO DAÑO A LA FORMACION INDUCIDO.

- DAÑO A LA FORMACION INDUCIDA

Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. Las causas potenciales incluyen: baja permeabilidad estructural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas y restricciones a nivel del pozo. Es importante distinguir entre baja tasa de producción y bajo índice de productividad. La baja tasa de producción en un pozo puede ser causa de defectos en el sistema de levantamiento o en el diseño de las tuberías, mientras que el índice de productividad de un pozo hay que analizarlo comparándolo con los pozos vecinos completados en el mismo yacimiento, o con el que el mismo pozo tenía al principio de su vida productiva. Para alcanzar el índice de productividad hay que medirlo, y si se halla que es anormalmente bajo, se debe distinguir entre una baja capacidad de flujo del yacimiento y restricciones al flujo en las cercanías del pozo

- También puede ser ocasionado por operaciones en la perforación cementación y producción de un pozo que son las importantes en este tema y de las que hablaremos un poco para llegar al control de la producción de agua

1. POR PERFORACION: El objetivo de los fluidos son garantizar la seguridad de las perforaciones y operaciones que se llevan a cabo en el pozo, asi mismo maximizar las tasas de operación.

- invasión de solidos las partículas de solidos se depositan en los espacios porosos de la formación e

impiden el paso de los hidrocarburos. Si el diámetro de la partícula es mayor de 1/3 y de 1/10 se formara un revoque. Si las partículas son menores de 1/10 habrá invasión profunda.

- invasión de filtrados

Este puede ocurrir en tres eventos, bajo la barrena cuando se esta recirculando o cuando esta estatico.

Propiedades fisicoquímicas. Tiempo de circulación y en el que el fluido permanece estatico Propirdades de la roca, porosidad, permeabilidad y fracturas. Diámetro de pozo La velocidad anular.

1. DAÑO POR CEMENTACION:

Dependiendo de la composición especifica del cemento y su PH, el filtrado puede sobresaturado con carbonato de calcio y sulfato de calcio. Como en el filtrado de cemento invade la formación y reacciona con los minerales de formación. Se produce un rápido cambio de pH lo cual provoca un taponamiento por minerales de formación. Este tipo de cambio en el pH puede resultar en la formación precipitados inorgánicos como carbonato de calcio y sulfato de calcio.

AGUA DE PRODUCCION

Es el agua obtenida en superficie, a través de pozos de petr6leo y/o gas, desde una formaci6n de interés (agua connata), un acuífero activo (agua intrusiva) o un proyecto de inyección de agua (agua inyectada).

Manejo del Agua de Producción de un Campo Petrolero. Durante toda la etapa productiva de un yacimiento la relación agua-aceite (WOR) se va incrementando haciendo que el corte de agua en el pozo alcance valores muy altos. El movimiento del agua estimula el desplazamiento del petróleo y afecta el barrido vertical y areal, determinando de ese modo

el factor de recuperaci6n de petróleo de un campo. El factor de recobro en un yacimiento aumenta durante la recuperaci6n secundaria gracias al fenómeno de inmiscibilidad que existe entre el agua y el aceite que se producen. lo cual hace que el agua proveniente de algunas formaciones subyacentes, o debido al fractura miento aumente la taza de flujo.

Si bien a menudo el agua se considera un problema, el agua buena, (definida como el agua producida por debajo del límite económico de la relación agua/petr6leo RAP) es crítica para el proceso de producci6n de petr6leo. El agua mala, (agua producida por encima del límite econ6mico de la relaci6n agua/petr6leo) por el contrario, es agua que aporta poco valor a la operaci6n de producci6n, si bien es probable que en algún momento futuro encuentre el camino para su reutilización.

En general, la producci6n de hidrocarburos implica un alto corte de agua. En promedio, a nivel mundial se producen de 3 a 5 barriles de agua por cada barril de petr6leo; y en algunas zonas can campos maduros esta cifra puede aumentar de 10 a 14 barriles de agua por barril de petr6leo, asi en términos de volumen el agua es el fluido can mayor índice de producci6n en la industria del petr6leo.

Según un estudio realizado por el IFP (Instituto Francés del Petr6leo) Energies Nouvelles12 se estimó un volumen de 250 millones de barriles de agua por día producidos en 2008, esta cifra con seguridad va a superarse hacia el 2020 con un volumen de 300 millones de barriles por día, es decir un aumento del 20%.

La calidad del agua de producci6n depende de la regi6n, geología de la formaci6n y los demás fluidos implicados en el proceso de recuperaci6n. Los caudales y presiones pueden variar considerablemente en las proximidades del pozo productor y de esta forma alterar el equilibrio fisicoquímico que prevalece en el yacimiento, esto hace que se presenten emulsiones, que generalmente son la forma en que se producen los fluidos, las cuales son tratadas mediante procesos químicos para llevar a cabo su separaci6n.

Hoy en día, los ingenieros aplican un proceso de pasos múltiples, sustentado por un sofisticado arreglo de técnicas y herramientas utilizadas para diagnosticar los problemas relacionados con la presencia de agua. El proceso suele comenzar con la recolección de información de yacimientos, historia de producci6n e instalaciones de superficie. Utilizando los datos obtenidos previamente, los ingenieros evalúan el sistema de producci6n actual para identificar obstáculos econ6micos y adquirir un conocimiento inicial de los mecanismos de flujo de agua presentes en el yacimiento, los pozos y el sistema de superficie. Luego, la compañía operadora y las compañías de servicios trabajan en conjunto para determinar si se necesita algún dato nuevo para evaluar correctamente el sistema de producci6n. Por ejemplo, las pruebas de flujo de los pozos de producci6n e inyección, los perfiles de flujo de fluido de fondo de pozo, los registros geofísicos de pozo y los levantamientos entre pozos, y la

utilización de sísmica de repetici6n permiten definir los movimientos del petróleo y el agua dentro del yacimiento

Durante la producci6n, el petr6leo es barrido del yacimiento y es reemplazado por agua natural o inyectada, este proceso raramente es uniforme. La heterogeneidad de la formaci6n puede conducir a la incursión prematura de agua y a problemas relacionados con el agua de fondo de pozo. Los pozos de producci6n e inyecci6n son vigilados rutinariamente y manejados para minimizar la relaci6n agua/petróleo, maximizar la eficiencia de barrido vertical y optimizar la producci6n de petróleo. Los sistemas de superficie pueden ser complejos y deben ser diseñados para manejar y tratar los volúmenes de agua que entran y salen del sistema de producci6n. La calidad del agua descargada al medio ambiente, eliminada por métodos convencionales o desviados para ser reutilizada como agua de inyección del yacimiento y para otras aplicaciones alternativas, es controlada y vigilada rutinariamente.

TECNICAS DE DISGNOSTICO PARA EL CONTROL DE AGUA.

Se consideraba que el control del agua 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. La razón principal por la cual la industria petrolera no pudo lograr un método adecuado para controlar el agua ha sido su falta de conocimiento de los diferentes problemas y la consiguiente aplicación de soluciones inapropiadas. 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. 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 • 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 en el pozo de tal manera que se pueda emplazar el tratamiento en el lugar correcto.

Cuando se cuenta con una historia de producción confiable, muchas veces ésta contiene un cúmulo de información que puede ayudar a diagnosticar el problema del agua. Para poder distinguir las diferentes fuentes de agua no aceptable se han desarrollado varias técnicas analíticas que utilizan, por ejemplo, las relaciones agua/petróleo, los datos de producción y las mediciones de los registros. El grafico de recuperación es un gráfico semilogarítmico de la RAP con respecto a la producción acumulada de petróleo (arriba). La tendencia de producción se puede extrapolar al límite económico de la RAP para determinar la producción de petróleo que se obtendrá si no se toma ninguna medida para controlar el agua. Si la producción extrapolada es aproximadamente igual a las reservas esperadas para

el pozo, quiere decir que el pozo produce un nivel de agua aceptable y no se necesita ninguna medida de control del agua. Si este valor es mucho menor que las reservas recuperables esperadas, significa que el pozo está produciendo agua no aceptable y. de existir suficientes reservas para compensar el costo de la intervención, se debería considerar alguna medida de reparación.

Este gráfico es un gráfico doble logarítmico de tasas de petróleo y agua con respecto al tiempo . Por lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control del agua muestran un aumento de la producción de agua y una disminución de la producción de petróleo en forma casi simultánea. Análisis de la aova de declinación. Este es un gráfico semilogarítmico de la tasa de producción de petróleo con respecto al petróleo acumulado.

El agotamiento normal produce una curva cuya tendencia es rectilínea, mientras que una declinación pronunciada puede indicar la existencia de algún otro problema, como por ejemplo la disminución severa de la presión o el aumento del daño.

ANÁLISIS NODAL

El diseño de un sistema de producción depende del rendimiento combinado del yacimiento y la tubería de fondo o sistema de 'plomería del yacimiento (abajo).' Las cantidades de petróleo, gas y agua que fluyen en un pozo proveniente del yacimiento dependen de la caída de presión en el sistema de tuberías, y la caída de presión depende 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 fluencia 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.

Si bien el análisis NODAL es una metodología estándar para simular las respuestas de los pozos, en este caso hay que considerar dos factores importantes. En primer lugar, la necesidad de calibrar las respuestas de flujo calculadas frente al agresivo flujo transversal observado en condiciones de cierre y, en segundo lugar, el hecho de que en este caso se encontraban involucradas un número relativamente grande de capas separadas.

• Construcción de modelos de modelos La construcción básica de modelos de pozos requería un estudio de desviación detallado, las propiedades de presión, volumen y temperatura (PVT), las características del yacimiento en la región próxima al hueco para cada capa y la ubicación de los disparos.

• Geología. La información geológica acerca del ambiente deposicional alrededor del pozo fue necesaria para estimar el grado y la extensión lateral de las barreras impermeables. El pozo exhibió una buena extensión lateral de dichas barreras. En otras áreas del campo, la variación del ambiente deposicional provocó incertidumbres en la continuidad de las barreras de permeabilidad, lo cual hizo disminuir la con-fianza en el mantenimiento de los tratamientos de cegado localizados.

• Presiones de las capas—Las presiones individuales de las capas se obtuvieron a partir de los datos de cierre del pozo. En un principio se supuso que el factor de daño de la formación era cero.

CONTROL DEL AGUA A NIVEL DE CAMPO

Los problemas de control del agua, las técnicas de diagnóstico y las soluciones ya se han analizado en el contexto de su aplicación en pozos individuales dentro de un campo. Ahora bien, si las técnicas de diagnóstico se modifican y se extienden a una gran cantidad de pozos en un campo, se obtendrá una mayor reducción en el manejo total del agua y, en muchos casos, se logrará un incremento importante en la producción total de hidrocarburos en el campo. Cuando se conjuga el diagnóstico correcto con la aplicación de soluciones comprobadas, el control del agua puede convertirse en una herramienta efectiva para el manejo del yacimiento. Si bien es posible aplicar estrategias individuales de control del agua en un cierto número de pozos dentro de un campo, en los campos extensos puede resultar poco eficiente e implicar un gran consumo de tiempo. El primer objetivo de un pro-grama de control del agua en todo un campo consiste en identificar los pozos que presentan las siguientes características:

El pozo es accesible para realizar una intervención. La completacion es lo suficiente robusta como para

tolerar la intervención. Existe un valor económico relacionado con la

reducción de la producción de agua en ese pozo. El pozo tiene un problema de control de agua que se puede tratar en forma

económica con un riesgo aceptable.

PERTINENCIAS

Que problemas podemos generar si no controlamos esta producción de agua en un campo petrolero, porque debemos darle importancia a este fenómeno , una serie de problemas desde pequeños hasta mas graves se pueden ir generando , debemos tomar en cuenta cada uno de estos y atacarlos , es por eso que al inducir daño a la formación reduciremos este fenómeno de la producción y evitar los daños posteriores.

Es pertinente realizar este daño inducido ya que si no se genera podemos contar o pueden surgir los siguientes problemas conforme se produce el pozo:

FILTRACIONES EN EL REVESTIDOR, TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN O EMPACADORES

Las filtraciones a través del revestidor, la tubería de producción o los empacadores permiten que el agua proveniente de zonas que no producen hidrocarburos ingrese en la columna de producción. La detección de los problemas y la aplicación de las soluciones correspondientes dependen fundamentalmente de la configuración del pozo. Los registros básicos de producción, tales como la densidad del fluido, la temperatura y el flujo pueden resultar suficientes para diagnosticar estos problemas. En los pozos de mayor complejidad, puede ser necesario contar con registros de flujo de agua (MI., por sus siglas en Inglés) o perfilaje multifásico de fluidos, como el registro de la fracción volumétrica (holdup) de cada una de las tres fases (TPHL, por sus siglas en Inglés). Las herramientas con sondas eléctricas, como la herramienta FloView, pueden identificar pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción. Las soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el cegado mecánico por medio de tapones, cemento o empacadores, aunque también se pueden utilizar remiendos. Cuando existe este tipo de problema, conviene aplicar la tecnología de cegado del agua dentro del revestidor, que es de bajo costo.

FLUJO CANALIZADO LETRAS DEL REVESTIDOR

La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión de zonas acuíferas con zonas de hidrocarburos . Estos canales permiten que el agua fluya por detrás del revestidor e invada el espacio anular. Una causa secundaria puede ser la creación de un 'vacío' detrás del revestidor cuando se produce arena. Este flujo de agua se puede detectar mediante los registros de temperatura o los registros WFL basados en la activación del oxígeno.

CAPA INUNDADA SIN FLUJO TRANSVERSAL

Un problema habitual en la producción proveniente de capas múltiples se produce cuando una zona de alta permeabilidad rodeada por una barrera de flujo (como una capa de arcilla) está inundada . En este caso, la fuente de agua puede ser un acuífero activo o un pozo inyector de agua. Por lo general, la capa inundada presenta el nivel de permeabilidad más elevado. Al no existir flujo transversal en el yacimiento, este problema se resuelve fácilmente mediante la aplicación de flui-dos de cegado rígidos o de un cegado mecánico, ya sea en el inyector o el productor. La decisión de colocar un fluido de cegado en general se utiliza tubería flexible o utilizar un sistema de cegado mecánico depende de si se conoce cuál es el intervalo inundado. En este caso se pueden emplear fluidos selectivos, tema que se desarrolla más adelante, para evitar el costo de obtener registros y seleccionar el emplazamiento. La ausencia de flujo transversal depende de la continuidad de la barrera de permeabilidad.

FRACTURAS O FALLAS DE UNA CAPA DE AGUA

El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua más profunda. Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel; lo cual resulta especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no contribuyen a la producción de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben ser lo suficientemente grandes para cegar las frac-turas a una distancia considerable del pozo. Sin embargo, el ingeniero de diseño se encuentra con tres dificultades. En primer lugar, es difícil determinar el volumen del tratamiento porque se desconoce el volumen de la fractura. En segundo lugar, como el tratamiento puede cegar las fracturas productoras de petróleo, conviene efectuar un tratamiento con sobredesplazamiento para mantener la productividad cerca del hueco. Por último, si se utiliza un fluido gelificado, éste deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al tratamiento. En los casos de fracturas localizadas, convendrá cegadas cerca del hueco, sobre todo si el pozo se encuentra revestido y cementado. En forma similar, cuando las fracturas hidráulicas penetran una capa de agua se produce un deterioro de la producción. Sin embargo, en esos casos por lo general se conoce mejor el problema y el medio

circundante y resulta más fácil aplicar las soluciones adecuadas, corno por ejemplo, los fluidos de cegado.

CONIFICACIÓN O FORMACIÓN DE CÚSPIDE (CUSPING)

En un pozo vertical se produce conificación cuando existe un CAP cerca de los disparos en una formación cuya permeabilidad vertical es relativamente elevada . La tasa crítica de conificación, que es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir agua por conificación, a menudo es demasiado baja para que resulte económica. En algunos casos, se pro-pone colocar una capa de gel por encima del con-tacto agua-petróleo estacionario. Sin embargo, este método difícilmente podrá detener la conificación, ya que se necesita un gran volumen de gel para provocar una reducción significativa de la RAP. Por ejemplo, para duplicar la tasa crítica de conificación, se necesita un radio gelificado efectivo de por lo menos 15 m [50 pies). Sin embargo, resulta difícil colocar un gel en forma económica tan adentro de la formación. Cuando se realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, se produce una rápida reinvasión del agua a menos que, por casualidad, el gel se conecte con láminas de lutitas.

BARRIDO AREAL DEFICIENTE

Muchas veces el agua marginal o subyacente de un acuífero o de un pozo inyector de agua en una zona productiva, provoca un barrido areal deficiente:. Por lo general, la anisotropía areal de la permeabilidad origina este problema, que es especialmente serio en los depósitos de canales de arena. La solución consiste en desviar el agua inyectada fuera del espacio de los poros, que ya han sido barridos por agua. Esto requiere un tratamiento de gran volumen o una inyección continua de un elemento viscoso, lo que normalmente resulta poco económico. En este tipo de situaciones, con frecuencia se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos de relleno, si bien los tramos laterales de drenaje se pueden utilizar para llegar al petróleo no barrido en forma más económica.

CAPA INUNDADA CON FLUJO TRANSVERSAL

El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad que no se encuentran aisladas por barreras impermeables . El problema de la producción de agua a través de una capa sumamente permeable con flujo transversal es similar al de una capa inundada sin flujo transversal.