18 diciembre 2008

Problemas y soluciones en relación a la producción de agua
¿Te gusta este artículo? Compártelo

En distintos campos petroleros, el agua suele percibirse como un mal necesario. Si bien el agua a menudo impulsa la produccion primaria e interviene en la produccion secundaria, el exeso de agua producida representa un pasivo y un costo significativos para las compañías productoras de petróleo y gas. Esta agua producida nos representa un gran problema a la hora de tener una buena producción de hidrocarburos.

Entre estos problemas se pueden mencionar diez en específico que se muestran por grado de compleji­dad. El corte de agua elevado puede ser el resultado de uno o más tipos de problemas. La información ya disponible debería utilizarse pri­mero para diagnosticar los problemas relacionados con el exceso de agua producida. La resolución de los problemas menos comple­jos en primer término permite mitigar el riesgo y reducir el tiempo requerido para la recupera­ción de la inversión. En la Fig. 1 se muestran dichos problemas en su orden de complejidad.


Fig. 1

1.- Fuga en la tubería de producción, la tubería de revestimiento o el empacador.

Los registros de producción, tales como los regis­tros de temperatura e inyectividad, pueden ser suficientes para diagnosticar estos proble­mas. Las soluciones habitualmente incluyen inyección forzada de fluidos de aislamiento y el aislamiento mecánico.


2.- Flujo detrás de la tubería de revesti­miento.

Las fallas en la cementación primaria o la creación de un espacio intersticial debido a la producción de arena puede hacer que el agua fluya detrás de la tubería de revestimiento en el espacio anular. Los registros de temperatura o de activación de oxigeno per­miten detectar el flujo de agua detrás de la tubería de revestimiento. Los fluidos de aisla­miento pueden proporcionar una solución.


3.- Contacto agua/petróleo (CAP) despla­zado en sentido ascendente.

Habitualmente, este fenómeno está asociado con la presencia de permeabilidad vertical limitada, general­mente inferiora 1 mD, con permeabilidades verticales más altas, el fenómeno de conificación (7) es más probable. En los pozos verticales, el problema puede resolverse mediante el aislamiento mecánico de la parte inferior del pozo. En los pozos horizontales, no existe ninguna solución en la zona vecina al pozo y es probable que se requiera un pozo dere-entrada.

4.- Capa de alta permeabilidad sin flujo transversa.

La presencia de una barrera de lutitas por encima y por debajo de la capa pro­ductora suele ser la causa de esta condición. La ausencia de flujo transversal facilita la resolución de este problema mediante la apli­cación de fluidos de aislamiento rígidos o de aislamiento mecánico ya sea en el pozo inyec­tor o en el pozo productor.


5.- Fisuras entre el pozo inyector y el pozo productor.

En formaciones fisuradas natural­mente, el agua puede incursionar rápidamente en los pozos de producción. El problema puede ser confirmado a través de pruebas de presiones transitorias y trazadores entre pozos. La aplicación de un fluido de ais­lamiento en el pozo inyector de agua puede ser efectiva sin afectar adversamente las fisu­ras que contribuyen a la producción de petróleo.


6.- Fisuras o fracturas y una capa de agua subyacente (conifícación 2D).

Se produce agua desde una zona de agua subyacente a través de fisuras naturales. Un problema similar ocurre cuando las fracturas hidráulicas penetran verticalmente en una capa de agua. La aplicación de fluidos de aislamiento puede resultar efectiva para este problema.


7.- Conifícación o formación de cúspide.

La producción acarrea agua hacia arriba, en dirección al pozo. Una capa de gel colocada por encima del cono puede resultar efectiva en lo que respecta a retardar el proceso de conificación. No obstante, para lograr efectividad, se requiere habituahnente un radio de colocación del gel de 15 m [50 pies] como mínimo, lo que a menudo limita la viabilidad económica del tratamiento. Como alternativa con respecto a la colocación de gel, se puede perforar un nuevo pozo lateral cerca del tope de la forma­ción, aumentando la distancia desde el contacto agua/petróleo y reduciendo la caída de presión, elementos ambos que reducen el efecto de conificación. La aplicación de una técnica de producción de drenaje dual(*) tam­bién puede ser un tratamiento efectivo.

8.-Barrido areal pobre.

Este problema suele estar asociado con la heterogeneidad de la permeabilidad areal pobre o con la anisotropía; resulta particularmente severo en ambientes con canales de arena. Una solución es desviar el agua inyectada fuera del espacio poral ya barrido. Otra forma de acceder al petróleo no barrido es agregando tramos late­rales de drenaje a los pozos existentes o mediante la perforación de pozos de relleno.


9.-Capa segregada por gravedad.

En capas prospectivas potentes, con buena permeabili­dad vertical, el agua, proveniente de un acuífero o bien de un proyecto de inyección de agua, es segregada por gravedad y barre solamente la parte inferior de la formación. El aislamiento de los disparos inferiores en los pozos de inyección o producción a menudo sólo tiene efectos marginales; en última ins­tancia predomina la segregación por gravedad. Si se produce esta situación, los pozos de pro­ducción experimentarán conificación. Es improbable que los tratamientos con gel pro­porcionen resultados duraderos. Para acceder al petróleo no barrido puede resultar efectiva la perforación de pozos de drenaje laterales adicionales. Los fluidos de inundación viscosos energizados, la inyección de gas o la utiliza­ción alternada de ambas técnicas también puede mejorar la eficiencia de barrido vertical.


10.- Capa de alta permeabilidad con flujo transversal.

A diferencia del caso sin flujo transversal (4), la presencia de flujo transver­sal impide la implementación de soluciones que modifican los perfiles de producción o de inyección sólo en la zona vecina al pozo. La utilización de gel de penetración profunda puede proporcionar una solución parcial.


(*) Un drenaje dual consiste en disparar por encima y por debajo del CAPO. De este modo, tanto la zona de petróleo como la de agua son explotadas a través de terminaciones independientes con la misma presión de flujo.

Referencias.

http://www.slb.com/content/services/resources/oilfieldreview/spanish.asp?

Comenta este artículo
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por las opiniones emitidas en este espacio. Los comentarios aquí publicados son responsabilidad exclusiva de quien los escribe. Por esta razón en La Comunidad Petrolera no se permite la publicación de mensajes anónimos o bajo seudónimos. Así mismo, nos reservamos el derecho de eliminar aquellos comentarios que utilicen un lenguaje no apropiado.
Blogs de la Comunidad Petrolera
Noticias de la Comunidad
Precio del Petróleo
El Mundo del Petróleo
Ingeniería de Petróleo
Industria Petrolera
Yacimientos de Petróleo
Yacimientos de Gas
Yacimientos de Gas Condensado
Balance de Materiales
Ingeniería de Yacimientos
Simulación de Yacimientos
Simulador de Yacimientos
Modelos de Simulación
Modelaje de Pozos
Modelaje de Yacimientos
Páginas de Interés
La Comunidad Petrolera
El Blog de Angel Da Silva
Este blog es editado por estudiantes de Ingeniería de Petróleo de la UCV
La Comunidad Petrolera no se hace responsable por la información publicada en este blog
Acerca de La Comunidad Petrolera
La Comunidad Petrolera es el mayor portal de noticias online independiente dedicado a cubir informacin relacionada con el Mundo del Petrleo y la Energa.
2008 - 2012 La Comunidad Petrolera. Todos los Derechos Reservados.
La Empresa
Canales