UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA

Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímica

INFORME DE COMPETENCIA PROFESIONAL

“DISEÑO Y EVALUACIÓN DE MODIFICADORES DE PERMEABILIDAD RELATIVA COMO ALTERNATIVA PARA EL

CONTROL DE AGUA”

Para optar por el título profesional de:

INGENIERO DE PETRÓLEO

Elaborado por:

Juan Raúl Mendoza Montoya

Promoción 2005-2

Lima – Perú

2013

I

RESUMEN

El siguiente informe de competencia profesional titulado ‘Diseño y evaluación de modificadores de la

permeabilidad relativa como alternativa para el control de agua’, tiene como objetivo fundamentar las

razones por las cuales es importante y económicamente conveniente controlar la producción excesiva

de agua a nivel de reservorio haciendo uso de los modificadores de la permeabilidad relativa en

trabajos de bombeo debidamente diseñados y ejecutados.

Para ello se hace una revisión de los costos asociados a la producción excesiva de agua y como esta

deteriora la rentabilidad de las compañías operadoras. También se hace un cálculo del probable efecto

económico de implementar un proyecto de control de agua con modificadores de la permeabilidad

relativa en un determinado yacimiento.

En los capítulos 3 y 4 se hace un recuento de las causas por las cuales puede producirse un incremento

sustancial del corte de agua y como debe efectuarse el diagnostico respectivo a fin de determinar la

procedencia del agua y evaluar si es posible controlarla sin afectar o con mínimo efecto en la

producción de hidrocarburos. Posteriormente se hace una breve referencia a las distintas técnicas

disponibles de control de agua, entre ellas los modificadores de la permeabilidad relativa, y los casos en

los cuales estas se aplican.

En el capítulo 6 se aborda específicamente y en detalle el caso de los modificadores de la

permeabilidad relativa revisando los conceptos básicos de su aplicación, la forma de seleccionar los

pozos candidatos y las consideraciones a tomar para el diseño del tratamiento.

Finalmente se presentan los resultados de casos históricos de control de agua con modificadores de

permeabilidad relativa y el análisis económico respectivo de los mismos. En base a estos resultados se

emiten también las conclusiones y recomendaciones finales.

II

DEDICATORIA

A mis padres por su esfuerzo y dedicación en proveerme de una

educación y al resto de mi familia que con su aliento y apoyo

constante me ayudaron a culminar este trabajo.

III

AGRADECIMIENTO

A mi alma mater, la Universidad Nacional de Ingeniería por

haberme provisto de las herramientas para forjarme un futuro y a

la compañía BJ Services, hoy Baker Hughes, por haberme dado la

oportunidad de formarme como profesional.

IV

INDICE

Página

RESUMEN I

DEDICATORIA II

AGRADECIMIENTO III

INDICE IV

1. INTRODUCCIÓN 1

2. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA 2

2.1 Factores de costo directos del manejo de agua 3

2.2 Factores de costo indirectos del manejo de agua 11

2.3 Deterioro de las ganancias a causa del incremento de la producción de agua 16

2.4 Importancia económica de los programas de control de agua con modificadores de la

permeabilidad relativa 20

3. CAUSAS PARA EL INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA 26

3.1 Clasificación del agua 26

3.2 Eventos que originan el incremento del corte de agua 27

4. DIAGNÓSTICO E IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA 43

4.1 Utilizando la información disponible en forma de gráficos y curvas de diagnóstico 43

4.2 Realizando mediciones de fondo de pozo 52

5. ALTERNATIVAS TECNOLÓGICAS PARA EL CONTROL DE AGUA 64

5.1 Alternativas tecnológicas mecánicas para el control de agua 65

V

5.2 Cementos u otro tipo de material de relleno 67

5.3 Alternativas químicas para el control de agua 70

6. MODIFICADORES DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA 75

6.1 Conceptos básicos 75

6.2 Mecanismo de trabajo 77

6.3 Factores externos que influyen en la eficiencia del tratamiento 79

6.4 Selección de candidatos 80

6.5 Consideraciones para el diseño de los tratamientos 82

6.6 Consideraciones operacionales 93

6.7 Métodos de colocación del tratamiento 94

6.8 Evaluación post-trabajo 95

6.9 Casos históricos 96

6.10 Otras aplicaciones 116

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES FINALES 125

8. BIBLIOGRAFIA 128

1

DISEÑO Y EVALUACIÓN DE LOS MODIFICADORES DE LA

PERMEABILIDAD RELATIVA COMO ALTERNATIVA PARA EL

CONTROL DE AGUA

1. INTRODUCCIÓN

Conforme pasan los años y los yacimientos de hidrocarburos maduran, no solo la cantidad de

hidrocarburos producidos disminuye sino que la cantidad de agua producida con él, se incrementa.

Hoy en día, muchas compañías de petróleo producen mucha más agua que hidrocarburo. Solamente

para darnos una idea de la situación actual, mientras que la producción mundial de petróleo son

aproximadamente 80 millones de barriles diarios, la producción de agua se estima entre 400 – 500

millones de barriles diarios. Si esta relación parece elevada, mencionemos que en algunos

yacimientos del mundo, la situación se deteriora aún más reportándose relaciones agua – petróleo

de hasta 50 a 1.

Esta agua proviene del reservorio en producción, de reservorios adyacentes o de algún pozo

inyector. Sin importar su procedencia, cada barril de agua producida es un barril menos de

hidrocarburo producido y si a ello sumamos los requisitos establecidos por las legislaciones

ambientales para la disposición del agua en superficie; el control del agua a nivel de reservorio fue,

es y será de interés para la industria mundial de los hidrocarburos.

La inyección dentro del reservorio de un polímero soluble en agua, capaz de modificar

selectivamente la permeabilidad del agua con mínimo o nulo efecto en la del petróleo puede ser un

método muy conveniente para controlar la producción de agua indeseada. Esta técnica ya se ha

aplicado en muchos países con diversos resultados tanto negativos como positivos. Los resultados

exitosos nos demuestran que los modificadores de la permeabilidad relativa pueden ser una buena

alternativa para el control de agua a nivel de reservorio, sin embargo los negativos nos demuestran

que esta tecnología debe ser adecuadamente diseñada para cada yacimiento.

2

Por lo tanto en este informe de competencia profesional titulado ‘Diseño y evaluación de

modificadores de la permeabilidad relativa como alternativa para el control de agua’, se fundamenta

las razones por las cuales es conveniente para las compañías operadoras controlar el agua a nivel de

reservorio y se espera demostrar, en base a casos históricos, el beneficio económico que puede

generar un proyecto de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa,

adecuadamente diseñado y ejecutado.

2. PROBLEMÁTICA ASOCIADA A LA PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA

Los reservorios de hidrocarburos, de acuerdo a su mecanismo de producción y a la saturación

original de sus fluidos, en algún determinado momento de su vida productiva terminarán aportando

cierta cantidad de agua. En algunos casos el volumen de agua producida no es considerable, sin

embargo existen muchos yacimientos de hidrocarburos (especialmente los que producen por

empuje de agua) que para poder producir una cantidad significativa de hidrocarburo, tienen que

levantar también enormes cantidades de agua. Es decir, existen muchos yacimientos a nivel

mundial que tuvieron que aprender a convivir con la producción de grandes cantidades de agua

indeseada.

El problema de producir agua es el costo que genera su manipulación desde que es producida hasta

que es dispuesta de forma segura para el medio ambiente. Por lo tanto es simple darnos cuenta que

mientras más agua se produzca, menos rentable será el yacimiento. Lo que es peor, en muchos

casos el corte de agua de un determinado reservorio suele ir incrementando lo que significa que

cada vez deberemos manipular más agua deteriorándose cada vez más los márgenes de las

compañías petroleras.

Por lo explicado, es claro que si de alguna forma fuese posible reducir la producción de agua de un

determinado yacimiento sin afectar o con mínimo efecto en la producción de hidrocarburos,

estaríamos mejorando la rentabilidad de la compañía operadora. Esto es lo que se denomina

‘control de agua’.

Dentro de los costos que implica el manipuleo del agua hay muchos que son evidentes, otros no

tanto. Es preciso que las compañías petroleras sean conscientes de los factores de costo que genera

3

la producción de agua para que puedan calcularlos de acuerdo a sus realidades y darle así a las

técnicas de control, la importancia que tienen.

2.1 Factores de costo directo del manejo de agua

Se trata de los factores directamente relacionados con el manipuleo del agua, desde su producción

hasta su disposición final. Generalmente son los costos más evidentes y los relativamente más

simples de estimar. Se trata de los siguientes:

2.1.1. Costo del levantamiento del agua

Abarca todos los gastos que tiene que incurrir la operadora para poder tener un barril de agua en

superficie. Si bien es cierto que el objetivo de la compañía operadora no es producir agua, esta

necesariamente debe ser producida junto con el hidrocarburo. Por lo tanto sus costos de

levantamiento son iguales. Estos serían los costos incurridos en la perforación y completación de

los pozos, implementación de los mecanismos de levantamiento artificial, el costo de las

intervenciones de los pozos para mantenimiento o cambio del mecanismo de levantamiento

artificial, el costo del combustible o energía utilizada para su funcionamiento, entre otros.

Se requiere una cantidad igual, sino mayor, de energía (ya sea natural o artificial) para levantar un

barril de agua comparado con un volumen similar de hidrocarburo. Además, cada barril de agua

producido es un barril de petróleo no producido. Durante la vida del pozo el corte de agua se va

incrementando, por lo tanto para poder seguir produciendo el pozo por encima del límite

económico es preciso levantar más fluido (y por lo tanto más agua) para poder obtener más

hidrocarburo. La única manera de obtener tal caudal de producción es incrementar la caída de la

presión de producción reduciendo la presión de fondo de pozo con un método de levantamiento

artificial.

Aproximadamente el 50% de los pozos a nivel mundial necesitan algún mecanismo de

levantamiento artificial. Los métodos más populares de levantamiento artificial son:

• Levantamiento mecánico. Recomendado para pozos verticales, completaciones múltiples,

alta temperatura e hidrocarburo viscoso. Ineficiente en pozos profundos, desviados, pozos

con alto GOR y presencia de sólidos.

4

• Levantamiento por gas. Es aplicado en casos donde la relación gas/petróleo es alta.

Adicionalmente la profundidad y el grado de desviación del pozo no son inconvenientes, sin

embargo requiere una fuente de gas cercana al yacimiento la cual es empleada como energía

motriz para levantar los fluidos.

• Levantamiento por bombas electro-sumergibles. Aplica para casos en los cuales se deba

levantarse grandes volúmenes de fluidos a bajo costo. No requiere una fuente de gas

cercana, sino corriente eléctrica. Presenta ineficiencias en pozos con alta relación

gas/petróleo producción de sólidos. Su reparación y mantenimiento son costosos.

En los campos donde se producen grandes cantidades de agua el método de levantamiento artificial

de mayor aplicación son las bombas electro-sumergibles debido a su capacidad de levantar enormes

volúmenes a un costo relativamente bajo.

Sin embargo, conforme va aumentando el corte de agua o el volumen de agua producida, es

probable que deba intervenirse el pozo y cambiarse el mecanismo de levantamiento elegido o el

tipo de bomba seleccionada a una de mayor capacidad. Es decir, el costo de levantamiento del agua

será mayor, mientras más maduro sea el reservorio y se produzcan mayores volúmenes de agua, por

lo que este costo debe ser revisado y actualizado periódicamente. Esto se puede apreciar en la Tabla

1, en donde se muestra el costo estimado promedio de levantamiento de agua para distintos

volúmenes producidos.

Tabla 1.

Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd

Costo de Levantamiento

(US $/bbl) $ 0.094 $ 0.098 $ 0.099 $ 0.099

Costo estimado promedio de levantamiento de agua en función al volumen.

5

2.1.2 Costo del tratamiento del agua en superficie

Abarca todos los gastos que debe realizar la compañía operadora para que las propiedades en

superficie del agua de producción sean tales que cumplan con la legislación y pueda entonces ser

dispuesta. El principal requisito que debe cumplir el agua es poseer un mínimo contenido de

hidrocarburo y para ello es preciso invertir en sofisticados procesos de separación. Esta inversión

básicamente estaría distribuida en los costos de los equipos, instalaciones y procedimientos

destinados a la separación de los hidrocarburos del agua a través de separadores, tratadores

térmicos, tanques de asentamiento, platillos de coalescencia, unidades de flotación de gas,

coagulantes, demulsificantes, hidrociclones, etc.

Como producto del proceso mismo de la producción de los fluidos, el agua y los hidrocarburos se

encuentran mezclados entre sí con cierta intensidad. Si esta mezcla de fluidos es almacenada y

reposada, una capa de agua se desarrollará en el fondo. La fracción de agua obtenida de este

decantamiento gravitacional se conoce como ‘agua libre’. Es preciso remover esta ‘agua libre’ antes

de continuar con el tratamiento del agua aún mezclada con los hidrocarburos en forma de

emulsiones.

Para efectuar esta separación, los fluidos de producción ingresan a unos contenedores denominados

‘separadores’ los cuales son diseñados de forma horizontal o vertical. El proceso de separación es

bastante simple. El fluido ingresa al separador e inmediatamente golpea un difusor. Este repentino

cambio de momento produce la separación inicial de las fases (líquida y gaseosa). El gas fluye

horizontalmente hacia un extractor de niebla y luego hacia una válvula de control de presión la cual

se abre cada vez que sea necesario, liberando gas y manteniendo una presión constante en el

recipiente. El difusor está diseñado de tal manera que dirige el flujo de los líquidos por debajo de la

interface petróleo/agua y no por encima lo que provocaría el mezclado de los fluidos separados.

Este proceso se denomina ‘lavado del agua’ y promueve la coalescencia de las gotas de agua que

están entrampadas en la fase continua de petróleo.

Los fluidos permanecen en la sección de almacenamiento de los líquidos del recipiente el tiempo

suficiente para separar sus fases, formándose una capa de petróleo en la superficie y el agua en el

fondo. Además, los separadores están internamente equipados con una pared baja que controla el

nivel de petróleo. El petróleo que sobrepasa el nivel de la pared cae un nuevo compartimiento el

6

cual está gobernado por un controlador de nivel y una válvula. De manera similar el agua libre es

drenada de modo tal que la interface petróleo/agua es mantenida en la altura ideal. Esto se consigue

también con un controlador de nivel y su respectiva válvula.

El petróleo que sale de los separadores aún tiene cierto contenido de agua la cual es precisa ser

separada para que el petróleo cumpla con los requerimientos contractuales y el agua pueda ser

dispuesta. Un método común para separar esta emulsión ‘agua en petróleo’ es a través del

calentamiento de la misma. El incremento de la temperatura de dos líquidos inmiscibles desactiva

al agente emulsificante presente y permitiendo la colisión de las gotas de agua dispersas. Mientras

que las gotas de agua colisionan, ellas van creciendo en tamaño y terminan por decantarse. Si está

diseñado apropiadamente, el agua se decantará al fondo del recipiente de tratamiento a causa de las

diferencias en gravedad específica.

El tratador más comúnmente usado es el de tipo vertical. El flujo ingresa por la parte superior del

tratador a la sección de separación del gas. Si el tratador está localizado aguas debajo de un

separador, esta cámara puede ser muy pequeña. La sección de separación del gas debe tener un

difusor y un extractor de niebla.

El líquido fluye a través de un drenaje hacia el fondo del tratador. El final del drenaje debe estar

ligeramente por debajo de la interface petróleo/agua para poder ‘lavar el agua’ del crudo tratado.

Esto ayudará a la coalescencia de las gotas de agua presentes en el petróleo. El petróleo y la

emulsión se levantan sobre los ‘tubos calentadores’ hacia una sección de coalescencia donde se

provee suficiente tiempo de retención como para que las pequeñas gotas de agua en la fase continua

de petróleo coalescan y puedan decantar al fondo del tratador.

El agua resultante de estos procesos primarios de separación, por lo general, aún presenta un

contenido menor de hidrocarburos pero por encima de lo permitido para poder ser dispuesta. Por

ello, es preciso someter al agua a tratamientos adicionales para reducir al mínimo necesario su

contenido de hidrocarburos. Entre estos tratamientos secundarios tenemos:

• Tanques de asentamiento. Diseñados para proveer un largo periodo de residencia al agua

durante la cual se den los procesos de coalescencia y separación gravitacional.

• Platillos de coalescencia. Son tanques que usan platillos internos para mejorar la eficacia

de la separación gravitacional. Las gotas de petróleo que van ascendiendo se topan con una

7

superficie (platillo) orientada en cierto ángulo. En esta superficie se van aglomerando las

gotas de hidrocarburo, promoviendo la coalescencia y la formación de gotas más grandes.

• Unidades de flotación o de gas. Emplean un proceso en donde se dispersan en el agua finas

burbujas de gas las cuales se adhieren a las gotas de petróleo o a los sólidos. Estas burbujas

de gas ayudan a levantar las gotas de petróleo hacia la superficie del agua para su

separación. Otro tipo de ayudas a promover la flotación de las gotas del petróleo tales como:

coagulantes, polielectrolitos o demulsificantes pueden agregarse para mejorar el proceso.

• Hidrociclones. Algunas veces llamados separadores gravitacionales mejorados, usan la

fuerza centrífuga para remover las gotas de hidrocarburo del agua.

Mientras mayor cantidad de agua produzca el yacimiento, se necesitarán equipos de mayor

capacidad en superficie para ejecutar todo este proceso de separación. Análogamente, las

emulsiones agua/hidrocarburo formadas serán más resistentes y se requerirán procesos más

complejos y mayor inversión en productos químicos para optimizar la separación. Por estas

razones, los costos de tratamiento de agua en superficie también deben revisarse periódicamente.

Esto se puede apreciar en la Tabla 2, en donde se muestra el costo estimado promedio de

tratamiento del agua en superficie para distintos volúmenes producidos.

Tabla 2.

Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd

Costo de Tratamiento en

Superficie (US $/bbl) $ 0.469 $ 0.275 $ 0.226 $ 0.194

Costo estimado de tratamiento del agua en superficie en función al volumen.

2.1.3 Costo de la disposición del agua

Hace algunos años atrás las legislaciones de los distintos países productores de petróleo no

contemplaban una reglamentación en cuanto a qué hacer con el agua de producción. Por esta razón

algunas operadoras solían disponer el agua de producción ‘al medio ambiente’. En la última década

esta situación cambió radicalmente y las operadoras han tenido que incluir en sus costos la

disposición del agua de acuerdo a las legislaciones medio ambientales. Uno de los métodos que en

8

los últimos años ha tenido mayor acogida como parte del gerenciamiento del agua de producción es

la reinyección de la misma, y es lo que en este trabajo consideraremos como metodología de

disposición final.

Por lo tanto, los costos de disposición del agua involucran los gastos que debe realizar la compañía

operadora para la perforación y completación de los pozos inyectores o para el acondicionamiento

de pozos productores y convertirlos en pozos inyectores. Asimismo la construcción de las

facilidades para transportar el agua de producción desde las baterías hacia la ubicación de los pozos

inyectores.

Otros costos son las bombas de alta presión y el equipamiento auxiliar para ejecutar el trabajo de

inyección. Los pozos inyectores, tal como los pozos productores, pueden dañarse como producto de

las características del agua inyectada y del reservorio que recibe el agua, razón por la cual es

preciso también considerar los costos de las intervenciones periódicas a los pozos inyectores como

parte del programa de mantenimiento de inyectividad.

Mientras más agua se produzca, mayor cantidad de pozos inyectores serán requeridos así como más

facilidades de inyección o de mayor capacidad serán demandadas, razón por la cual el costo

incrementa y debe ser revisado periódicamente. Esto se puede apreciar en la Tabla 3, en donde se

muestra el costo estimado promedio de disposición del agua en superficie para distintos volúmenes

producidos, considerando como método la reinyección.

Tabla 3.

Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd

Costo de Disposición

(US $/bbl) $ 0.270 $ 0.186 $ 0.155 $ 0.143

Costos estimados de la disposición del agua en superficie en función al volumen.

En la Tabla 4 se puede apreciar el total de los costos directos del manejo de agua, considerando los

costos de levantamiento, tratamiento y disposición del agua.

9

Tabla 4.

Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd

Costo del manejo

(US $/bbl) $ 0.833 $ 0.559 $ 0.480 $ 0.436

Costos directos estimados del manejo del agua en función al volumen.

De la tabla se puede observar que conforme los niveles de producción son mayores, el costo por

barril de agua disminuye debido a que el gasto se disipa entre el enorme volumen de agua

producida. Quizás esto sea una de las razones por las cuales las compañías operadoras no le dan a

los programas de control de agua la importancia que ameritan. Sin embargo la situación cambia

cuando, tal como lo muestra la Tabla 5, vemos los costos del manejo de agua como monto total

diario gastado.

Tabla 5.

Volumen (bbl/día) 20,000 bpd 50,000 bpd 100,000 bpd 200,000 bpd

Costo del manejo

(US $/día) $ 16,660 $ 27,950 $ 48,000 $ 87,200

Costos directos estimados del manejo del agua en función al volumen.

Se observa claramente que mientras más agua se produce, más se gasta en su manejo. Por ejemplo,

la compañía que produce 200,000 barriles de agua (lo cual es poco para algunos yacimientos de

nuestro país que producen por empuje de agua) tiene un costo diario por su manejo de US $ 87,200.

Al mes, este costo bordearía los US $ 2.6 millones de dólares y al año casi US $ 31.2 millones de

dólares. Al ver las cifras de esta manera, vemos el potencial beneficio económico que podría tener

producir menos agua, implementando programas de control en los yacimientos que lo ameriten.

Continuando con los costos por barril, los valores mostrados en la Tabla 4 son estimados que

pueden tomarse como promedios de la industria internacional; sin embargo de acuerdo a la

10

geografía, ubicación, facilidades logísticas, legislaciones medioambientales, etc; el costo por barril

del manejo de agua puede variar significativamente. A modo de ejemplo, en la Tabla 6 podemos

observar los costos estimados del manejo de agua en distintos yacimientos del mundo.

Tabla 6.

LUGAR COSTO DEL MANEJO DE AGUA

Lago de Maracaibo (Venezuela) US $ 1.0 – 2.0 / barril

USA (tierra) US $ 0.75 – 3.0 / barril

USA (costa fuera) US $ 1.5 – 4.0 / barril

Bahía de Campos (Brasil) US $ 1.2 / barril

Lago Agrio (Ecuador) US $ 0.30 / barril

Selva Norte (Perú) US $ 0.26 / barril

Costo del manejo de agua en distintos yacimientos.

Si bien es cierto que hemos visto que el costo depende del volumen producido, en muchos casos

vemos que los estimados indicados en la Tabla 4 son bastante menores en comparación a los costos

manejados en los yacimientos de costa afuera en USA o en la Bahía de Campos en Brasil.

En cuanto a la Selva Norte de nuestro país, la sensibilidad medio ambiental de su ubicación y el

enorme volumen diario de agua a manejar (se estima entre 800,000 y 1’000,000 de barriles diarios

de agua producidos) debido a la madurez de sus reservorios, originan un costo estimado de US $

0.26/bbl de agua, de acuerdo a los estimados hechos por las compañías que operan en esos lotes.

11

2.2 Factores de costo indirecto del manejo de agua

La producción excesiva de agua indeseada no solo es un factor de costo por el hecho de

manipularla para poder disponerla, sino que trae consigo consecuencias secundarias a nivel de

reservorio y de pozo, que son fuente de costos adicionales para las operadoras.

Los problemas a nivel de reservorio y de pozo que genera la excesiva producción de agua trae

consigo 2 costos adicionales fundamentales: producción de hidrocarburos diferida y el costo de la

intervención del pozo para remediar el problema. Por lo general, las compañías operadoras no

toman en cuenta estos factores indirectos para sus estimados del costo de producir agua.

Los principales problemas ocasionados por la producción excesiva de agua son:

2.2.1 Formación de incrustaciones.

Las incrustaciones son depósitos inorgánicos que en algunos casos son solubles en distintos tipos

de fluidos. La formación de incrustaciones está directamente relacionada con la producción de agua

y puede precipitarse en las tuberías, en los perforados y, en raros casos, en el reservorio.

Las incrustaciones se forman a causa de un desequilibrio en la estabilidad iónica del agua producida

por las caídas de presión y temperatura que ocurren durante la producción, permitiendo que la

incrustación se cristalice. Las incrustaciones también pueden formarse cuando aguas incompatibles

entran en contacto, independientemente de las condiciones de presión y temperatura. Por ejemplo:

la mezcla de 2 aguas de producción de distintos reservorios durante la producción de pozos con

completaciones múltiples.

La formación de incrustaciones es recurrente, persistente y problemática ya que obtura

mecánicamente el pozo e impide el flujo de los hidrocarburos hacia la superficie. Sin embargo, por

lo general, son relativamente simples de contactar con fluidos de estimulación. En la Figura 1 se

puede apreciar un severo taponamiento de una tubería de producción a causa del depósito de

incrustaciones provenientes del agua.

12

Figura 1.

Tubería de producción obturada por la formación de incrustaciones.

2.2.2 Taponamiento por migración de finos.

Los finos se definen como pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros de la

roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo. Para que ocurra su migración,

las partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio

poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una

disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo.

Las partículas finas se caracterizan por tener un tamaño promedio de grano que va desde el coloidal

hasta 40 micrones. Las principales partículas finas que se hallan en el medio poroso son las arcillas

autigénicas (caolinita, illita, esmectita y clorita), seguidas por cuarzo, sílice amorfo, feldespatos y

carbonatos (calcita, dolomita y siderita). En la figura 2 se pueden apreciar 2 microfotografías. En la

primera se observan partículas finas (illita) recubriendo los granos de una arenisca y en la segunda

se observa una garganta poral taponada a causa de la migración de estos finos.

13

Figura 2.

A la izquierda se observan finos (illita) recubriendo los granos se la arenisca. A la derecha se

observa la garganta poral obstruida por su migración.

Generalmente, la migración de partículas finas se produce en dos etapas, la primera es el

desprendimiento de las partículas por sensibilidad a los fluidos, y el segundo es el transporte de las

partículas por el fluido. Los factores que influyen en el efecto químico de desprendimiento de las

partículas finas son: la fuerza iónica del medio, el pH, la temperatura, viscosidad y la tasa de flujo.

En el caso específico de los reservorios que producen con alto corte de agua, para que la producción

de hidrocarburos sea significativa, estos deben ser producidos a alta tasa de flujo. Si la velocidad

del flujo es baja, las partículas finas dispersas pueden ordenarse gradualmente para realizar su

recorrido en la formación a través de los poros. En cambio, a velocidades altas, no existe una

distribución adecuada de las partículas, lo que hace que interfieran unas con otras y se acumulen en

los cuellos de los poros taponándolos e impidiendo el flujo de los hidrocarburos del reservorio al

pozo.

14

2.2.3 Producción de arena.

La producción de arena es un serio problema que afecta a muchos reservorios a nivel mundial.

Consiste en el arrastre de los granos de la roca por los fluidos de producción lo que puede causar:

• Rotura de los tubulares a causa de un efecto erosivo.

• Puentes de arena en los revestidores, tubería de producción o líneas de flujo. Las mismas

que pueden transformarse en una obturación total y la consiguiente pérdida de producción.

• Complicadas operaciones de limpieza de arena, especialmente si los pozos tienen baja

gradiente poral y alto ángulo de desviación.

• Erosión de las líneas de flujo y equipamiento de superficie.

• Acumulación de arena en las facilidades de producción de superficie.

Todos estos problemas generan costos adicionales a las compañías operadoras para poder reparar

los daños ocasionados por la arena y para poder limpiar el pozo.

Generalmente la producción se arena se da debido a las altas velocidades de flujo producidas por

las altas presiones diferenciales en el radio crítico del yacimiento alrededor del pozo. Este efecto es

exacerbado al producir agua, ya que ésta arrastra el material cementante, en forma de partículas

finas, reduciendo la resistencia mecánica de la roca.

El grado de consolidación de la roca juega un papel importante también, ya que mientras menos

consolidada sea la formación más fácil será que las velocidades de flujo terminen por arrastrar los

granos de roca hacia el pozo y hacia la superficie. Este es el caso de reservorios que deben producir

grandes volúmenes de fluido, a alta tasa, para tener en superficie una producción de hidrocarburos

rentable. En la figura 3 se puede apreciar una muestra de arena recuperada de una operación de

limpieza de pozo en donde se formó un puente de arena que impedía la producción.

15

Figura 3.

Muestra de una operación de limpieza en un pozo con producción de arena.

Como se mencionó al inicio, generalmente las compañías operadoras no consideran estos costos al

evaluar los beneficios que pudiese generar un programa de control de agua, lo cual le resta

oportunidades de ser aprobado. Sin embargo pongamos el siguiente ejemplo a manera de darnos

una idea de los costos indirectos que pueda generar la producción indeseada de agua excesiva.

Ejemplo: Se tiene un pozo de petróleo de la selva peruana que produce 200 bppd con un corte de

agua del 95%. En los últimos 3 meses su producción de petróleo declinó anormalmente a razón de

50 bppd mensuales, produciendo actualmente sólo 50 bppd con el mismo corte de agua. Se sabe

que en este yacimiento existen problemas recurrentes de formación de carbonato de calcio

(incrustación típica), a nivel de punzados exacerbados por los grandes volúmenes de agua

producidos. Se planea intervenir el pozo para ejecutar un trabajo de estimulación ácida. Calcular el

costo incurrido por la operadora para recuperar la producción normal del pozo, si:

• Costo diario del equipo de servicio de pozos: US $ 10,000

• Tiempo de la operación (incluye transporte, armado y tiempo operativo del equipo): 10 días

• Costo del tratamiento ácido: US $ 80,000

• Precio del petróleo por barril: US $ 90

16

Solución:

• Costo de producción de petróleo diferida: US $ 990,000

• Costo del alquiler del equipo de servicio de pozos: US $ 100,000

• Costo del tratamiento acido: US $ 80,000

• TOTAL: US $ 1’170,000

Si bien es cierto que la ejecución de trabajos de control de agua no siempre eliminaría al 100% este

costo porque el caudal de producción post trabajo aún podría ser alto para ciertos reservorios, pero

si reduciría su frecuencia debido al menor caudal de fluido producido. Esta reducción de la

frecuencia de las intervenciones es la que origina el ahorro.

2.3 Deterioro de las ganancias a causa del incremento de la producción de agua

Como ya hemos comentado, conforme el reservorio madura y se incrementa el corte de agua, si no

se aplican proyectos para el control de agua en fondo de pozo o en reservorio; estos costos generan

un considerable deterioro del margen de ganancia de las compañías de hidrocarburos haciendo que

se alcancen más rápidamente los limites económicos y condenando los yacimientos a dejar de ser

producidos.

Sin embargo es más ilustrativo ver este efecto de manera gráfica en distintos casos. En las

siguientes figuras observaremos como a medida que se incrementa el corte de agua, el margen de

las compañías operadoras se va reduciendo hasta llegar a un punto en donde las ganancias

literalmente se desploman. Estos ejemplos consideran únicamente el impacto de los costos directos

del manejo del agua.

En la Figura 4 podemos observar el primer caso que considera un precio del petróleo de US $ 90

que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.436 que es el promedio para

un yacimiento que produce 200,000 bbls de fluido al día (ver Tabla 4).

Se observa que las ganancias se mantienen en niveles aceptables aproximadamente hasta un corte

de agua del 86%, momento a partir del cual las mismas se empiezan a deteriorarse muy

rápidamente con cada barril extra de agua que se produce.

17

Figura 4.

Deterioro de las ganancias en un caso promedio internacional.

En la Figura 5 podemos observar el segundo caso que considera un precio del petróleo de US $ 90

que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 3.0 similar a algunos

yacimientos costa afuera en USA.

Figura 5.

Deterioro de las ganancias en un caso similar al de USA costa afuera.

18

Se observa, a causa del mayor costo del agua, que a partir de un corte del 71% las ganancias

empiezan a deteriorarse con mucha rapidez.

En la Figura 6 podemos observar el tercer caso que considera un precio del petróleo de US $ 90 que

es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.3 similar al registrado en el

yacimiento de Lago Agrio en Ecuador.

Figura 6.

Deterioro de las ganancias en un caso similar al de Ecuador en Lago Agrio.

Se observa que las ganancias se mantienen en niveles aceptables hasta un corte de agua del 88%,

momento a partir del cual cualquier producción adicional de agua puede afectar muy seriamente la

rentabilidad de la compañía.

En la Figura 7 podemos observar el cuarto caso que considera un precio del petróleo de US $ 90

que es la media del último año y un costo por barril de agua de US $ 0.26 que es el costo

considerado en la Selva Norte del país para la evaluación de sus proyectos.

El resultado, es muy similar al caso ecuatoriano, en donde por encima de un corte del 89% la

variación de las ganancias se vuelve muy sensible con respecto al volumen de agua producida.

19

Figura 7.

Deterioro de las ganancias en un caso similar al de la Selva Norte del Perú.

De las figuras anteriores podemos concluir:

• Conforme se incrementa el corte de agua, las ganancias de las compañías operadoras se van

deteriorando cada vez más.

• Mientras incrementa el corte de agua de un yacimiento, existe un punto crítico a partir del

cual la reducción de los márgenes se da a una mayor velocidad, siendo un periodo crítico

que las compañías deberían tener bien identificado a fin de evitar producir por debajo de sus

límites económicos.

• Este punto crítico está directamente relacionado con el costo del manejo del agua. Mientras

menos se gaste en manipular agua (por ejemplo, porque se produce menos agua gracias a

una campaña de control de agua), este límite o punto crítico será mayor o se encontrara más

cerca al 100% de corte de agua, alargando la vida del yacimiento.

• Si las compañías operadoras tienen sus gastos por manejo de agua subestimados, es

probable que estén produciendo muy cerca a sus límites económicos.

• A nivel local podemos concluir que es preciso las compañías operadoras tengan muy bien

calculados sus costos de manejo de agua ya que a partir de un corte del 89%, el deterioro de

los márgenes se da muy rápidamente. Consideremos que para la selva norte del Perú, un

corte de agua de 89% es bajo para el promedio del yacimiento.

20

2.4 Importancia económica de los programas de control de agua con modificadores de la

permeabilidad relativa.

Ya hemos revisado lo costoso que puede ser producir un yacimiento con alto corte de agua y no

hacer nada para mejorar la situación. A continuación veremos el efecto económico que puede tener

en la rentabilidad de un yacimiento, la implementación de una programa serio de control de agua

por ejemplo con modificadores de la permeabilidad relativa.

La manera apropiada de evaluar la eficiencia de los trabajos de control de agua con modificadores

de la permeabilidad relativa, es a través de campañas que involucren varios pozos ya que como

todo tratamiento, este tiene un porcentaje de éxito determinado. Por lo tanto, no es recomendable

tomar una decisión acerca de la efectividad de la tecnología en un determinado campo ejecutando

tan sólo 1 o 2 trabajos.

El éxito completo de un trabajo de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa

es reducir la producción de agua sin reducir o reducir mínimamente la producción de petróleo.

Debido a que es preciso que el reservorio no esté dañado para que el polímero pueda adherirse

adecuadamente a la roca, los trabajos de control de agua son usualmente bombeados

inmediatamente después de haber inyectado tratamientos de estimulación (de acuerdo al daño

presente) todo en una sola etapa. Por esta razón, en algunos casos, después de haber ejecutado el

tratamiento de control de agua la merma en la permeabilidad relativa al petróleo es compensada con

la remoción del daño ejecutada previamente. Por lo tanto, en ciertos casos, no solo la producción de

petróleo no se reduce sino que podría también incrementarse.

Por lo antes mencionado, es claro que para diseñar adecuadamente un tratamiento de control de

agua, es preciso conocer bien el reservorio y el producto a ser inyectado, ya que cuando el

tratamiento no es el apropiado la reducción en la producción de petróleo puede ser demasiado

considerable. Cuando esto ocurre, y el precio de crudo es alto, cualquier proyecto de control de

agua fracasa ya que el ahorro por producir menos agua difícilmente compensa las pérdidas por

producir menos petróleo.

Para poder explicar numéricamente el beneficio que puede brindar una campaña de tratamientos de

control de agua adecuadamente diseñados y ejecutados en un determinado campo, tomemos como

ejemplo un yacimiento de petróleo maduro que produce alrededor de 200,000 bbls de fluido al día,

21

razón por la cual el costo por manejo de agua a considerar en el ejemplo es de US $ 0.436.

Tomaremos 10 pozos de ese yacimiento para ejecutar un proyecto de control de agua con

modificadores de la permeabilidad relativa.

Consideraciones para los ejemplos:

• Tipo de reservorio: arenisca con mecanismo de producción por empuje de agua.

• Corte de agua promedio inicial de los pozos tratados: 98%.

• Producción inicial de petróleo por pozo: 150 bbls.

• Declinación de la producción de petróleo promedio anual: 5%

• Incremento del corte de agua promedio anual: 0.2 %

• Corte de agua promedio luego del tratamiento de control de agua: 96.5%.

• Precio de petróleo promedio: US $ 90.00 / bbl.

• Costo de producción del barril de agua: US $ 0.436 / bbl.

• Costo del tratamiento de control de agua: US $ 150,000.00 / pozo.*

• Duración del tratamiento: 1 año.**

• Numero de pozos involucrados en la campaña: 10 pozos

* Considera el costo del tratamiento, más el costo del equipo para la intervención del pozo.

** Los tratamientos de control de agua no son permanentes, por esta razón el tratamiento debe ser

repetido periódicamente. En este ejemplo se considera que la efectividad del tratamiento de control

de agua es 1 año. Por lo tanto, para el cálculo de los costos se considera que cada pozo es re-

intervenido anualmente.

22

Caso 1: En la tabla 7 se observan los resultados financieros al año 2020 de un grupo de 10 pozos

sin programa de control de agua implementado.

Observaciones:

• Notemos que a causa del incremento en la producción de agua en el transcurrir de los años,

el margen anual de la compañía operadora se deteriora cada vez más.

• Notemos que el costo del agua, en 7 años, se duplico y es el 80% del ingreso por la venta

del hidrocarburo. Probablemente antes del 2,020 este grupo de pozos dejo de producir por

encima del límite económico.

Tabla 7.

Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos sin programa de control de agua.

Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%

Resultados proyectados - Sin programa de control de agua Ingresos por crudo Costo del agua Costo del agua

Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $)2013 98.00 1,500 73,500 $49,275 $11,697 23.7%2014 98.20 1,425 77,742 $46,811 $12,372 26.4%2015 98.40 1,354 83,256 $44,471 $13,249 29.8%2016 98.60 1,286 90,576 $42,247 $14,414 34.1%2017 98.80 1,222 100,592 $40,135 $16,008 39.9%2018 99.00 1,161 114,906 $38,128 $18,286 48.0%2019 99.20 1,103 136,727 $36,222 $21,759 60.1%2020 99.40 1,048 173,537 $34,411 $27,617 80.3%

Totales $331,699 $135,402Ingreso total en el periodo $196,297

23

Caso 2: En la tabla 8 se observan los resultados financieros al año 2020 de un grupo de 10 pozos

produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance

general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se mantuvo constante.

Observaciones:

• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa

de control de agua, a solo US $ 56 MM luego de implementar el programa de control de

agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 79 MM.

• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12

MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua

asciende a US $ 67 MM.

• El ingreso total en el periodo, que considera el ingreso por la producción de petróleo y los

costos del agua y de los tratamientos, aumentó de US $ 196 MM, sin programa de control

de agua, a US $ 263 MM. Son US $ 67 MM adicionales de ingresos.

Tabla 8.

Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control

de agua. Producción de hidrocarburo constante.

Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%

Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por

Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,500 41,357 $49,275 $6,582 13.4% $3,6152014 96.70 1,425 41,757 $46,811 $6,645 14.2% $4,2272015 96.90 1,354 42,316 $44,471 $6,734 15.1% $5,0152016 97.10 1,286 43,061 $42,247 $6,853 16.2% $6,0612017 97.30 1,222 44,029 $40,135 $7,007 17.5% $7,5012018 97.50 1,161 45,266 $38,128 $7,204 18.9% $9,5832019 97.70 1,103 46,838 $36,222 $7,454 20.6% $12,8052020 97.90 1,048 48,834 $34,411 $7,771 22.6% $18,345

Totales $331,699 $56,249 $67,153Ingreso total en el periodo $263,450

24

Caso 3: En la tabla 9 se observa los resultados financieros al año 2020 de grupo de 10 pozos

produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance

general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se redujo en un 10%.

Observaciones:

• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa

de control de agua, a solo US $ 51 MM luego de implementar el programa de control de

agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 84 MM.

• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12

MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua

asciende a US $ 72 MM.

• Sin embargo falta considerar el impacto de la reducción de la producción de petróleo, que

reduce el ingreso de US $ 332 a US $ 299. Esto es US $ 33 MM menos.

• A pesar de ello, el ingreso total en el periodo aumentó de US $ 196 MM (sin programa de

control de agua) a US $ 236 MM. Son US $ 40 MM adicionales de ingresos.

Tabla 9.

Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control

de agua. Reducción del 10% de la producción de hidrocarburo

Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%

Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por

Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,350 37,221 $44,348 $5,923 13.4% $4,2732014 96.70 1,283 37,581 $42,130 $5,981 14.2% $4,8912015 96.90 1,218 38,084 $40,024 $6,061 15.1% $5,6892016 97.10 1,157 38,755 $38,022 $6,167 16.2% $6,7472017 97.30 1,100 39,626 $36,121 $6,306 17.5% $8,2022018 97.50 1,045 40,740 $34,315 $6,483 18.9% $10,3032019 97.70 992 42,154 $32,599 $6,708 20.6% $13,5502020 97.90 943 43,950 $30,970 $6,994 22.6% $19,122

Totales $298,529 $50,624 $72,778Ingreso total en el periodo $235,905

25

Caso 4: En la tabla 10 se observan los resultados financieros al 2020 de un grupo de 10 pozos

produciendo con programa de estimulación y de control de agua. Se considera que en el balance

general del tratamiento de los 10 pozos, la producción de petróleo se incrementó en un 5%.

Observaciones:

• Notemos que al final del periodo el costo del agua se redujo de US $ 135 MM, sin programa

de control de agua, a solo US $ 59 MM luego de implementar el programa de control de

agua. Es decir una reducción del costo de agua de US $ 76 MM.

• Considerando el gasto adicional que implica tratar 10 pozos de manera anual (US $ 12

MM), el ahorro total a causa de la implementación del programa de control de agua

asciende a US $ 64 MM.

• Sin embargo falta considerar el impacto del incremento de la producción de petróleo que

incrementa el ingreso de US $ 332 MM a US $ 348 MM. Son US $ 16 MM adicionales.

• Considerando este punto, el ingreso total en el periodo aumentó de US $ 196 MM (sin

programa de control de agua) a US $ 277 MM. Son US $ 81 MM adicionales de ingresos.

Tabla 10.

Resultados proyectados al 2020. Grupo de 10 pozos con programa de estimulación y control

de agua. Incremento del 5% de la producción de hidrocarburo.

Precio del crudo por barril $90.00 Declinacion anual del crudo 5.00%Costo del agua por barril $0.436 Incremento anual del corte de agua 0.20%

Resultados proyectados - Con programa de estimulacion y control de aguaIngresos por crudo Costo del agua Costo del agua Ahorro por

Corte de agua BOPD BWPD al año ($000) al año ($000) (% del crudo $) año ($000)2013 96.50 1,575 43,425 $51,739 $6,911 13.4% $3,2862014 96.70 1,496 43,845 $49,152 $6,977 14.2% $3,8942015 96.90 1,421 44,431 $46,694 $7,071 15.1% $4,6782016 97.10 1,350 45,214 $44,360 $7,195 16.2% $5,7192017 97.30 1,283 46,230 $42,142 $7,357 17.5% $7,1512018 97.50 1,219 47,529 $40,034 $7,564 18.9% $9,2222019 97.70 1,158 49,180 $38,033 $7,827 20.6% $12,4322020 97.90 1,100 51,275 $36,131 $8,160 22.6% $17,957

Totales $348,284 $59,062 $64,340Ingreso total en el periodo $277,222

26

3. CAUSAS PARA EL INCREMENTO DEL CORTE DE AGUA

El agua es parte intrínseca de los reservorios de hidrocarburos, razón por la cual está presente en

todos los yacimientos e inclusive es el fluido más abundante del mismo en algunos casos. Es

evidente de que ninguna compañía operadora quisiera producirla, sin embargo dependiendo de la

procedencia del agua, hay aguas que son mejores que otras.

3.1. Clasificación del agua.

Para poder tomar alguna medida en cuanto a la producción del agua, es necesario conocer su

origen. Por lo tanto su clasificación está relacionada a ello y es la siguiente:

3.1.1 Agua aceptable

Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a través del yacimiento, y no se puede eliminar del

todo sin perder parte de las reservas. La producción del agua buena tiene lugar cuando existe un

flujo simultáneo de agua y petróleo en toda la matriz de la formación. El flujo fraccional de agua

está determinado por la tendencia natural de mezcla que provoca el aumento gradual de la relación

agua/petróleo.

Otra forma de producción de agua aceptable proviene de las líneas de flujo convergentes dentro del

pozo. Por ejemplo, en un cuadrante de un esquema de inyección de cinco puntos, un inyector

alimenta un productor. El flujo del inyector se puede caracterizar como una serie infinita de líneas

de flujo; la más corta es una línea recta entre el inyector y el productor, mientras que la más larga

sigue los bordes de flujo nulo desde el inyector al productor. La invasión de agua ocurre en un

primer momento en la línea de flujo más corta, mientras el petróleo todavía se produce de las líneas

de flujo más lentas. Esta agua también debe considerarse aceptable ya que no es posible cerrar

determinadas líneas de flujo mientras se siguen produciendo las otras.

Ya que el agua aceptable, por definición, produce petróleo junto con ella se debería tratar de

maximizar su producción.

27

3.1.3 Agua excesiva

Se puede definir al agua excesiva como aquella que no produce petróleo, o bien cuando la

producción de petróleo no es suficiente para compensar el costo asociado con el manejo del agua,

es decir es agua producida por encima del límite económico de la relación agua / petróleo.

Este es el tipo del agua que no debemos producir y, en primer lugar, debemos tratar de controlar.

Para ello debemos identificar exactamente cuál es la raíz del problema, es decir averiguar la

proveniencia del agua.

3.2. Eventos que originan la producción de agua excesiva

El origen de la mayoría de los problemas asociados a agua excesiva está comprendido dentro de los

siguientes eventos:

3.2.1 En el pozo o en la zona cercana al pozo

3.2.1.1 Rotura en los revestidores. Un inesperado incremento en la producción de agua puede ser

el resultado de una rotura en los revestidores. De esta manera, los fluidos contenidos en otras

formaciones pueden alcanzar el pozo y ser producidas, como se muestra en la figura 8. Los

registros básicos de producción tales como densidad de fluido, temperatura y flujo pueden ser

suficientes para diagnosticar estos problemas. En casos de mayor complejidad puede hacerse

necesario el uso de registros de flujo de agua o de perfilaje multifásico de fluidos. La solución

típica a este problema es inyectando fluidos sellantes tales como silicatos, realizando

cementaciones forzadas con las distintas clases de cementos existentes de acuerdo a las

circunstancias de cada pozo (cemento convencional, de partícula ultrafina o los de magnesio) u

optar por un aislamiento mecánico con tapones ó empacaduras o parches.

3.2.1.2 Canales detrás de los revestidores. Los canales detrás de los revestidores (espacio anular

entre estos y la formación) pueden desarrollarse en un pozo en cualquier momento de su vida, sin

embargo es más probable que se desarrollen inmediatamente después de la completación del pozo o

después de algún trabajo de estimulación. Luego, cuando el pozo es puesto en producción y se

manifiesta un incremento inesperado de la producción de agua, existe la alta probabilidad de que

exista un canal, como se muestra en la figura 9. Los canales en el anular revestidor – formación son

28

producto de trabajos de cementación primaria ineficientes lo que genera pobre adherencia

revestidor – cemento o cemento – formación. El flujo a través de estos canales se puede evitar

optimizando los trabajos de cementación primaria. Para ello existen muchísimas recomendaciones

que podrían darse (ellas se encuentran en cualquier manual de cementación) sin embargo las más

importantes son: tener los revestidores bien centralizados en los lugares claves y acondicionar el

lodo a los valores reológicos más bajos posibles sin comprometer la estabilidad del pozo. Para esto

último, una comunicación fluida y eficiente con el experto, que es el ingeniero de lodos, es clave.

Este flujo de agua puede ser detectado mediante los registros de temperatura o los registros de flujo

de agua basados en la activación de oxígeno. La remediación del problema, una vez que el canal ha

sido detectado, se realiza generalmente efectuando cementaciones forzadas usando cementos de

partícula ultrafina o de magnesio. Otras opciones, no tan eficientes para este caso, son el uso de

resinas, geles, etc.

Figura 8.

Ejemplo de producción de agua excesiva por rotura en los revestidores.

29

3.2.1.3 Rotura de barreras naturales. Incluso en el caso de que se halla ejecutado un buen trabajo

de cementación a lo largo del anular y exista una barrera natural, tal como una densa capa de arcilla

separando los distintos fluidos (petróleo y agua); tales arcillas puede deformarse y fracturarse en la

región cercana al pozo como producto de la aplicación de algún tipo de esfuerzo. Al existir dicha

fractura y generarse un diferencial de presión debido a la producción de hidrocarburos, es posible

que fluidos indeseados alcancen el pozo.

En la mayoría de los casos, estas fracturas se originan durante procesos de estimulación a alta

presión tales como el fracturamiento hidráulico o la acidificación que pudiera haber generado

canales producto de la disolución efectuada. Se pueden utilizar distintos tipos de registros de

temperatura o pruebas de rayos gama espectrales para detectar este problema. En la figura 10 se

aprecia un caso típico en el cual al fracturar un reservorio de baja permeabilidad, se rompe la

cobertura de un sello natural y se alcanza una zona de agua aledaña.

Figura 9.

Ejemplo de producción de agua excesiva por canal detrás de los revestidores.

30

3.2.1.4 Completaciones efectuadas cerca o en la zona de agua. Por más obvio que parezca suele

ocurrir que, por una errónea evaluación del reservorio o por un mal trabajo de correlación, la zona

que contiene el agua es punzada lo cual conlleva a la inmediata producción de agua excesiva.

Incluso si los punzados se encuentran justo sobre el contacto original agua-petróleo, esta

proximidad causara que se produzcan fluidos indeseados por una rápida canalización o

conificación. En estos casos se debe re-examinar la información disponible de núcleos, reportes de

perforación y registros a hueco abierto para evaluar nuevamente la ubicación de las zonas que

contienen agua móvil. Un ejemplo de este caso se puede apreciar en la figura 11, en donde por error

se baleó una fina capa se agua que se encontraba entre 2 reservorios de hidrocarburos.

Figura 10.

Ejemplo de producción de agua excesiva por rotura de barreras naturales

31

Figura 11.

Ejemplo de producción de agua excesiva por completación en zona de agua

3.2.2 A nivel de reservorio

3.2.2.1 Contacto agua – petróleo dinámico. Si un contacto agua – petróleo uniforme asciende

hacia una zona baleada de un pozo durante la producción normal por empuje de agua, puede existir

producción de agua excesiva, como lo muestra la figura 12. Esto ocurre donde existe una

permeabilidad vertical baja. Ya que el área de flujo es extensa y que el contacto asciende

lentamente, puede ocurrir inclusive en casos donde las permeabilidades verticales son sumamente

bajas (menos de 0.01 md). En los pozos con mayores permeabilidad verticales (Kv >0.01 Kh) es

más probable encontrar conificación y otros problemas que se describirán más adelante. En

realidad, si bien este tipo de problema podría considerarse como un sub-grupo dentro de la

conificación, la tendencia a la conificación es tan baja que un trabajo se sellado a alta presión en la

cercanía del pozo es efectivo al menos por un tiempo.

El diagnóstico del problema no se puede hacer sólo en base a la identificación que la intrusión de

agua proviene del fondo del pozo ya que este efecto puede ser generado por otros problemas

32

también. En un pozo vertical este problema puede ser solucionado colocando un tapón (mecánico o

de cemento) por encima de la zona que aporta agua. Si el contacto sigue moviéndose por encima

del tapón, será necesario un segundo tratamiento.

En los pozos horizontales, cualquier solución que se aplique en las cercanías del pozo debe

extenderse bastante en todas las direcciones con respecto al intervalo productor de agua para

impedir que el flujo de agua horizontal supere los límites del tratamiento y retardar la consiguiente

invasión de agua. Como otro alternativa se puede considerar la perforación de una desviación una

vez que la razón agua / petróleo resulte intolerable desde el punto de vista económico.

3.2.2.2 Conificación o formación de cúspide. En un pozo vertical se produce una conificación

cuando existe un contacto agua – petróleo cerca de los punzados en una formación de

permeabilidad vertical relativamente elevada, como se puede observar en la figura 13. La tasa

crítica de conificación (la cual se puede calcular), que es la máxima tasa a la cual se puede producir

petróleo sin producir agua por conificación, generalmente es muy baja para que resulte económica.

En algunos casos, se propone colocar una capa de gel por encima del contacto agua – petróleo

estacionario. Sin embargo, este método difícilmente podrá detener la conificación ya que se

necesita un gran volumen de gel (considerando que a menudo los radios de cono son bastante

grandes) para producir una reducción significativa de la relación agua – petróleo. Cuando se

realizan tratamientos de menor volumen, por lo general, rápidamente se produce una re invasión del

agua. Otra alternativa es la ejecución de trabajos matriciales de control de agua con modificadores

de la permeabilidad relativa. Estos tratamientos tampoco detendrán la conificación pero

disminuirán ostensiblemente el corte de agua con un riesgo mínimo de afectar la producción de

hidrocarburos, inclusive podrían incrementarla. Esta tecnología será discutida, en particular,

posteriormente.

Otra alternativa, si aún fuese factible de acuerdo a como se completó el pozo , es punzar uno o más

huecos laterales de drenaje cerca del tope del reservorio para aprovechar la mayor distancia con

respecto al contacto agua-petróleo y la disminución de la caída de presión, que reduce el efecto de

conificación.

En los pozos horizontales, este problema puede asociarse con la formación de una duna o de una

cúspide. En dichos pozos, al menos, puede ser posible retardar el crecimiento de la cúspide con una

operación de sellado cerca del pozo que se extienda lo suficiente hacia arriba y hacia abajo.

33

Figura 12.

Ejemplo de producción de agua excesiva por contacto de agua dinámico.

Figura 13.

Ejemplo de producción de agua excesiva por conificación

34

3.2.2.3 Canalización a través de una zona de alta permeabilidad. En algunas ocasiones cuando

en el reservorio existen zonas de mayor permeabilidad el agua proveniente ya sea de un acuífero

subyacente que mantiene presurizado el reservorio o de un pozo inyector, irrumpe prematuramente

en el pozo producto originando un súbito y considerable incremento en el corte de agua. Como

producto de esto importantes reservas son dejadas en el reservorio sin ser barridas. Mientras que el

agua continúa barriendo las zonas de alta permeabilidad, la permeabilidad a este fluido se hace

inclusive mayor, incrementándose aún más el corte de agua a través de la vida del pozo. En la

figura 14 se puede observar un ejemplo de este caso en el cual se observa la canalización del agua

de fondo a través de una zona de mayor permeabilidad.

Para la detección de estos canales es útil el empleo de trazadores y las pruebas de pulsaciones e

interferencia; las cuales ayudan al ingeniero a determinar la existencia de comunicación entre pozos

y la capacidad de flujo del canal. Además es importante efectuar simulaciones de movimiento de

fluidos y monitorear el reservorio a fin de conocer la ubicación de los fluidos en las distintas

formaciones. La existencia de contrastes importantes de permeabilidad en el reservorio puede ser

detectada con anticipación a través del estudio de los núcleos tomados durante la perforación o con

pruebas de presión transitoria. Para combatir el problema, en los casos donde el agua proviene de

un acuífero subyacente, los tratamientos matriciales con modificadores de la permeabilidad relativa

han probado ser muy eficientes. Esta tecnología será discutida, en particular, posteriormente. En el

caso que el agua provenga de un pozo inyector, se trataría de un caso particular de barrido areal

ineficiente, en donde los modificadores de la permeabilidad relativa también encuentran aplicación.

35

Figura 14.

Ejemplo de producción de agua excesiva por canalización

3.2.2.4 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 genera este problema, que es especialmente serio

en los depósitos de canales de arena. En la figura 15 se puede observar, por ejemplo, un arreglo de

pozos inyectores y productores. Debido a la aninsotropía del reservorio, algunos frentes de agua

irrumpen en los pozos productores antes que otros, produciendo un barrido de los hidrocarburos

muy ineficiente y dejando reservas sin ser desplazadas.

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. En este tipo de circunstancias, los modificadores de la permeabilidad relativa

encuentran también aplicación al ser inyectados continuamente en el pozo inyector, provocando la

modificación del perfil de inyección, mejorando la recuperación de los hidrocarburos. Esta

tecnología será discutida, en particular, posteriormente. En este tipo de situaciones, con frecuencia

también se logra mejorar la recuperación mediante la perforación de pozos de relleno. Los tramos

laterales también pueden ser usados para llegar al petróleo no barrido de forma más económica. Los

pozos horizontales pueden atravesar zonas con diferentes valores de permeabilidad y presión dentro

36

de la misma capa, lo cual provoca un barrido areal deficiente. También puede suceder que el agua

invada sólo una parte del pozo simplemente debido a su proximidad horizontal a la fuente de agua.

Figura 15.

Ejemplo de producción de agua excesiva por barrido areal deficiente.

3.2.2.5 Fracturas o fallas comunicando zonas de agua. El agua puede provenir de fracturas o

fallas naturales que interceptan una zona de agua con el reservorio de hidrocarburos que se desea

explotar, como lo muestra la figura 16. Estas fracturas pueden ser tratadas con un gel polimérico; lo

cual resulta especialmente efectivo si estas fracturas no contribuyen a la producción de petróleo.

Los volúmenes de tratamiento deben ser lo suficientemente grandes para poder obturar las fracturas

a una distancia considerable del pozo. Sin embargo existen ciertas complicaciones. En primer lugar,

se desconoce el volumen de las fracturas. En segundo lugar, dada la posibilidad de obturar las

fracturas que contribuyen a la producción de petróleo conviene inyectar el tratamiento con sobre

desplazamiento para mantener la productividad en las inmediaciones del pozo. Por último, si se

utiliza un fluido gelificado, este deberá ser capaz de resistir el flujo de retorno posterior al

tratamiento. Por lo tanto, en el caso de fracturas localizadas, convendrá obturarlas cerca al pozo

sobre todo si este se encuentra revestido y cementado. En forma similar cuando las fracturas

hidráulicas alcanzan una capa de agua, se produce un deterioro en la producción. Sin embargo, en

estos casos, se conoce mejor el problema y el medio circundante para aplicar las soluciones

apropiadas. En este caso en particular, si con antelación se sabe que existe el riesgo de contactar

37

una zona de agua durante el fracturamiento hidráulico, la inclusión de un modificador de

permeabilidad relativa como aditivo del fluido de fractura es sumamente eficiente reduciendo el

corte de agua sin afectar la producción de hidrocarburos. Esta tecnología será discutida, en

particular, posteriormente.

En muchos yacimientos de carbonatos, las fracturas suelen ser casi verticales y tienden a ocurrir en

grupos separados por grandes distancias, en especial en las zonas dolomíticas cerradas, por lo cual

es poco probable que estas fracturas intercepten un pozo vertical. Sin embargo, estas fracturas se

observan con frecuencia en pozos horizontales donde la producción de agua ocurre a menudo a

través de fallas conductoras o fracturas que interceptan un acuífero. De manera similar al caso

vertical, el bombeo de un fluido gelificado es útil para aliviar este problema.

Figura 16.

Ejemplo de producción de agua excesiva por fallas comunicando zonas de agua.

38

3.2.2.6 Fracturas o fallas comunicando pozo inyector y pozo productor. En las formaciones

naturalmente fracturadas bajo recuperación secundaria por inyección de agua, el agua inyectada

puede invadir rápidamente los pozos productores. Este fenómeno se produce en forma habitual

cuando el sistema de fracturas es extenso o se encuentra fisurado y se puede identificar a través del

uso de trazadores radioactivos o pruebas de presión. En la figura 17 se puede apreciar como en un

arreglo de pozo inyectores y productores, las fallas naturales existentes hacen que el agua alcance e

irrumpa rápidamente en los pozos productores, incrementando severamente el corte de agua.

También se pueden usar registros de trazadores para cuantificar el volumen de las fracturas, valor

que se utiliza para el diseño del tratamiento de remediación. La inyección de un gel, resina o látex

en el pozo inyector puede reducir la producción de agua sin afectar la producción de petróleo del

reservorio. Precisamente para este tipo de problemas en los cuales se requiere obturar fracturas,

cavernas u otros espacios que originan una súper permeabilidad, la última tecnología son las

‘partículas de gel preformado’. Estas partículas deformables de gel, las cuales están disponibles en

distintas mallas de acuerdo a la aplicación, se hinchan al ser mezcladas con una salmuera. Deben

ser inyectadas en el pozo productor, obturando las zonas de mayor permeabilidad y mejorando el

barrido de las zonas de menor permeabilidad. Si se utiliza un flujo de geles reticulados, podría no

resultar efectivo dado que su penetración en la matriz es limitada y, por lo tanto, penetra en las

fracturas de manera selectiva.

Los pozos que presentan fracturas o fallas severas durante la perforación, generalmente, sufrieron

considerables pérdidas de lodo. Por lo tanto si se espera encontrar el reservorio fallado o con un

sistema de fracturas asociadas es conveniente bombear un gel para resolver al mismo tiempo el

problema de la perforación y los problemas consiguientes de la producción de agua y barrido

deficiente, en particular en las formaciones cuya matriz tiene baja permeabilidad. En los pozos

horizontales, puede existir el mismo problema cuando el pozo intercepta una o más fallas

conductoras o que tienen fracturas conductoras asociadas.

39

Figura 17.

Ejemplo de producción de agua excesiva por fallas comunicando pozo inyector y pozo

productor

3.2.2.7 Capa inundada sin flujo transversal. Un problema habitual en la producción proveniente

de capas múltiples se produce cuando una capa de alta permeabilidad rodeada por una barrera de

flujo (como una arcilla) está inundada, como muestra la figura 18. 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 alto. Al no existir flujo

transversal en el yacimiento (debido a la continuidad de la barrera), este problema se resuelve

mediante la aplicación de tratamientos de sellado químico o mecánico ya sea en el pozo inyector o

en el productor, dependiendo si se conoce con precisión la ubicación de la capa inundada. Luego de

ser identificada la capa inundada se puede atacar el problema ejecutando la inyección de materiales

obturantes como silicatos, resinas, látex y/o realizando cementaciones forzadas. Los pozos

horizontales completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Los problemas

de agua en pozos sumamente inclinados completados en capas múltiples se pueden tratar de la

misma manera que a los pozos verticales.

40

Figura 18.

Ejemplo de producción de agua excesiva por capas inundadas sin flujo transversal

3.2.2.8 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, pero se diferencia de este en el hecho de que no existe una

barrera para detener el flujo en el reservorio, como se muestra en la figura 19. En estos casos los

intentos para modificar el perfil de producción o inyección cerca al pozo están condenados al

fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del pozo. Es fundamental poder determinar

si existe flujo transversal en el yacimiento, puesto que esta es la única diferencia entre los dos

problemas. En casos aislados es posible colocar un gel muy penetrante de forma económica en la

capa permeable ladrona, siempre que esta sea delgada y tenga alta permeabilidad comparada con la

zona de petróleo. Aún bajo estas circunstancias óptimas, antes de iniciar el tratamiento es necesario

realizar un cuidadoso análisis de ingeniería. En muchos casos, la solución consiste en perforar uno

o más tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no drenadas. Los pozos horizontales

completados en una sola capa no son proclives a este tipo de problema. Si un pozo sumamente

inclinado está completado en capas múltiples, este problema puede ocurrir igual que en un pozo

vertical.

41

Figura 19.

Ejemplo de producción de agua excesiva por capas inundadas con flujo transversal

3.2.2.9 Segregación gravitacional. Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con

buena permeabilidad vertical, la segregación gravitacional, denominada a veces barrido de agua en

el fondo de la arena puede provocar la invasión de agua no deseado en un pozo productor, como lo

muestra la figura 20. El agua, ya sea que provenga de un acuífero o de un proceso de recuperación

secundaria por inyección de agua, se escurre hacia abajo en la formación permeable y barre sólo la

parte inferior del yacimiento. Cuando existe una relación de movilidad petróleo – agua desfavorable

el problema puede agravarse, inclusive más en las formaciones con texturas sedimentarias que se

vuelven más finas hacia arriba, dado que los efectos viscosos junto con la segregación gravitacional

fomentan el flujo en la base de la formación.

Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de obturar los punzados inferiores tendrá

sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor volumen de petróleo antes que la segregación

gravitacional vuelva a ser dominante. En el pozo productor existe conificación local y por tanto, es

poco probable que los tratamientos con geles sean duraderos. En el caso que el agua provenga de un

pozo inyector, este problema puede considerarse como un caso particular de barrido areal

deficiente, razón por la cual los modificadores de permeabilidad relativa tienen aplicación similar.

Los tramos laterales de drenaje pueden resultar efectivos para alcanzar al hidrocarburo no barrido y

42

los fluidos de inyección viscosos y gasificados también pueden mejorar el barrido vertical. En los

pozos horizontales, la segregación gravitacional puede ocurrir cuando el pozo se encuentra cercano

al fondo de la zona productiva o bien cuando se supera la tasa crítica de conificación local.

Figura 20.

Ejemplo de producción de agua excesiva por segregación gravitacional.

43

4. DIAGNÓSTICO E IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA.

Como hemos visto en el capítulo anterior, no siempre producir mucha agua es sinónimo de que

tenemos un problema ya que existe lo que se denomina agua aceptable. Por lo tanto, el primer paso

para cualquier programa de control de agua es evaluar los pozos o los campos en búsqueda de

indicios que nos hagan sospechar de la existencia de alguno de los problemas explicados

anteriormente y que generan la producción de agua excesiva. Esto nos permitirá detectar los pozos

donde es preciso aplicar alguna técnica de control de agua, seleccionar la técnica de control

apropiada e identificar el punto exacto donde debe aplicarse la tecnología.

Para efectuar esta evaluación, se requiere analizar información que muchas veces ya está disponible

o de lo contrario es preciso realizar mediciones en el fondo del pozo.

4.1 Utilizando información disponible en forma de gráficos y curvas de diagnóstico

4.1.1 Gráfico de recuperación acumulada (Log RAP vs Petróleo acumulado en bbls)

Se trata de un gráfico semi-logarítmico que tiene en el eje de las ordenadas al logaritmo de la

relación agua-petróleo (RAP) y en el eje de las abscisas al volumen de petróleo producido

acumulado en barriles.

Este gráfico se utiliza para estimar el volumen de petróleo acumulado producido, extrapolando la

tendencia hasta el límite económico de la relación agua-petróleo. El limite económico de la relación

agua-petróleo es la cantidad de barriles de agua que deben producirse, por barril de petróleo

producido, para que el pozo o yacimiento dejen de ser rentables. Si el volumen de petróleo

acumulado producido (en el límite económico) es similar a los cálculos de reservas recuperables, el

agua que se está produciendo es aceptable; de lo contrario es excesiva.

Como ejemplo tenemos la figura 21 en la cual se muestra el gráfico de recuperación acumulada

para el pozo JM-16, el cual produce actualmente 130 bppd con un corte de agua del 98.8%. A la

fecha este pozo ha acumulado 1’682,250 bbls de petróleo y el límite económico de la relación agua-

petróleo (RAP) es 99.

44

Figura 21.

Ejemplo del gráfico de recuperación acumulada.

En la figura 21 observamos que la extrapolación de la tendencia del gráfico hacia el límite

económico de la RAP que es 99, da como resultado 1’760,000 bbls de petróleo acumulados

aproximadamente. De acuerdo a esta cuenta, quedan por producir 77,750 bbls de petróleo antes de

llegar al límite económico. Es decir, si no hacemos nada por el pozo, estamos muy cerca de

empezar a producir perdiendo dinero. Siendo el potencial de reservas recuperables del pozo JM-16,

2’500,000 bbls de petróleo concluimos que el agua producida es excesiva y de ejecutarse algún

trabajo de control de agua sería posible continuar drenando estas reservas de manera dentro de los

límites económicos.

El efecto del probable trabajo de control de agua lo podemos observar en la figura 22, en donde sin

modificar el limite económico, al reducir la producción de agua la relación agua-petróleo se reduce,

permitiendo producir una mayor cantidad de hidrocarburos de forma económica. Ahora, la probable

producción acumulada de petróleo antes de llegar al límite económico es 2’100,000 bbls. De

acuerdo a esta nueva cuenta, luego de realizar el trabajo de control de agua, quedan por producir

417,750 bbls de hidrocarburo antes de llegar al límite económico.

45

Figura 22.

Ejemplo del gráfico de recuperación acumulada luego del control de agua

4.1.2 Gráfico de historia productiva (Log producción de petróleo y agua en bpd vs Log

tiempo en días)

En este gráfico se ubica en el eje de las ordenadas el logaritmo del caudal de producción, en forma

simultánea, del petróleo y del agua en barriles por día (bpd); y en el eje de las abscisas el logaritmo

del tiempo en días.

Este gráfico permite apreciar el momento en donde se pudo haber dado una intrusión importante de

agua la cual pudiera ser excesiva, ayudando a identificar al pozo candidato. Este incremento en la

producción de agua generalmente esta acompañada por una reducción de la producción de petróleo

casi simultánea. Adicionalmente debe confrontarse estas sospechas con el historial del pozo. La

apertura o cierre de algún horizonte, etc.; podrían justificar alguna variación en las gráficas que

pueda causar sospechas de agua excesiva infundadas.

46

En la figura 23 se puede apreciar el gráfico de historia productiva para el mismo pozo JM-16.

Nótese que a partir del día 1,000 se aprecia una notoria declinatoria de la producción de petróleo

acompañada de un incremento paulatino de la producción de agua. Esto debe interpretarse como la

probable ocurrencia de alguno de los problemas que originan agua excesiva (conificación,

canalización, etc.)

Figura 23.

Ejemplo del gráfico de historia productiva.

4.1.3 Gráfico de la declinación de la producción (Log producción de petróleo y agua en bpd

vs producción acumulada de petróleo en bbls)

Este es otro gráfico que permite visualizar algún tipo de comportamiento productivo que no es

acorde a lo normal, proporcionando indicios para sospechar de una probable producción excesiva

de agua.

Se trata de un gráfico semi-logarítmico en el cual en el eje de las ordenadas se grafica el logaritmo

de la producción de petróleo y la de agua en barriles por día, y en el eje de las abscisas la

producción acumulada de petróleo en barriles. Cualquier cambio de pendiente repentino de la

47

declinación de petróleo normal, debe ser comparado con el historial del pozo a fin de buscar la

justificación. De no haber justificación aparente y se encuentra acompañado de un incremento en el

agua; puede interpretarse como la ocurrencia de algún evento que origina la producción excesiva de

agua.

En la figura 24 se puede observar el gráfico de declinación del pozo JM-16. Observemos que a

partir de los 700,000 bbls de petróleo producidos, se nota un claro cambio de la pendiente de

declinación del petróleo, mientras que la producción de agua va incrementando. A continuación

debe revisarse el historial del pozo ya que es probable que haya ocurrido algún evento que genere

agua excesiva.

Figura 24.

Ejemplo del gráfico de declinación de la producción

48

4.1.4 Gráfico de diagnóstico de Chan (Log RAP o Log RAP’ vs Log tiempo en días)

Basado en estudios de simulación numérica llevados a cabo en distintos reservorios, estos gráficos

nos permiten distinguir si un determinado pozo que presenta evidencias de producción de agua

excesiva lo hace o por conificación o por canalización.

En estos estudios se observó que los gráficos Log-Log de la relación agua-petróleo (RAP) versus el

tiempo en días y Log-Log de la derivada de la relación agua-petróleo (RAP’) versus el tiempo en

días, mostraban distintos comportamientos para cada mecanismo permitiendo a través de ellos

distinguir si el pozo está siendo sometido a un proceso de conificación o canalización.

Específicamente, durante la conificación la RAP crece lentamente y la RAP’ disminuye. La

conificación será acentuada si la pendiente de la RAP’ es grande y leve si la pendiente es pequeña.

Si la RAP’ sigue una pendiente cero indica la estabilización del cono.

Cuando se produce la canalización la RAP crece rápidamente y la RAP’ aumenta, la canalización

será severa si la pendiente de la RAP’ es muy grande y leve si la pendiente es pequeña. Una

pendiente cero indica una estabilización del canal. Para una mejor referencia, observemos la figura

25 en donde se observa la forma que adoptan las distintas curvas para cada proceso.

Figura 25.

Gráficos de diagnóstico de Chan.

RAP

RAP'

Proceso de conificación

RAP

RAP'

Proceso de canalización

49

Al efectuar este tipo de análisis, el ingeniero debe tomar en cuenta que durante la vida de un pozo

se puede presentar uno o ambos mecanismos en diferentes épocas de la vida productiva del mismo.

Asimismo se debe observar la información con mucho criterio ya que el ruido de la información de

campo puede generar formas en lo gráficos no tan sencillas de interpretar. Para facilitar ello,

siempre debe tenerse presente las características del reservorio, mecanismos de producción, el

historial del pozo, etc.

A manera de ejemplo, procederemos a evaluar mediante los gráficos de diagnóstico de Chan, el

comportamiento productivo del pozo JM-16 que ya hemos venido trabajando. En este pozo, de

acuerdo a lo mostrado por los gráficos de Chan y lo observado en los gráficos anteriores, se

observan básicamente 3 eventos fundamentales: una leve conificación en los primeros 200 – 300

días, la estabilización del cono hasta aproximadamente el día 1,000 y en adelante una canalización

que es el mecanismo predominante y el que más claro se aprecia. Precisamente, las gráficas

anteriores ya nos venían alertando del problema de la canalización, ya que es el que más

nítidamente se notaba. En la figura 26, podemos observar los gráficos de Chan para el pozo JM-16

y los 3 eventos fundamentales distinguidos.

Figura 26.

Gráficos de diagnóstico de Chan para el pozo JM-16

50

Adicionalmente se ha descartado por otros medios (contenido iónico del agua) que el agua de

producción provenga de otro reservorio (por probable hueco en el revestidor, canal en el cemento,

etc.). Por lo tanto, por lo observado en los gráficos y siendo el reservorio productor del pozo JM-16

una arenisca que produce por un fuerte empuje de agua de fondo, concluimos que este pozo es un

buen candidato para ejecutar un trabajo de control de agua con modificadores de la permeabilidad

relativa.

4.1.5 Gráfico de diagnóstico de Chan modificado (Log RAP vs Log total de líquidos

producidos en bbls)

Si en los gráficos anteriores cambiamos el eje de tiempo por el de líquido total acumulado, se

obtienen gráficos de diagnóstico de intrusión de agua similares al de Chan. En caso de no haber

podido obtener las derivadas (en los gráficos de Chan convencionales), podemos cuantificar los

procesos de conificación y canalización por el tipo de pendiente obtenido a partir del gráfico que se

muestra en la figura 27.

Figura 27.

Gráficos de diagnóstico de Chan modificado

51

Los eventos mostrados en el gráfico los mencionamos a continuación:

A.- Producción inicial. La RAP depende de la saturación de agua inicial y la presión del reservorio.

B.- Irrupción de agua en una capa con alta permeabilidad, este tiempo dependerá del espaciamiento

del pozo, velocidad del frente de agua y de la variación de la presión en fondo de pozo.

C.- Disminución del desplazamiento de agua. Crecimiento del cono y el canal. La pendiente

depende de la variación de permeabilidad y de los cambio de permeabilidad relativa. La pendiente

cercana a uno estará asociada a procesos de canalización y la pendiente cercana a 0.5 a un proceso

de conificación.

D.- Depletación de la capa, estabilización del canal y/o el cono, si el tiempo es corto estará asociado

a la transición a una nueva fase.

E.- Nueva irrupción de otra capa de alta permeabilidad. Dependerá de los cambio en la

permeabilidad y de la permeabilidad relativa.

A manera de ejemplo, procederemos a evaluar mediante los gráficos de diagnóstico de Chan

modificado que se muestran en la figura 28, el comportamiento productivo del pozo JM-16 que ya

hemos venido trabajando.

El gráfico de Chan Modificado mostrado corrobora el análisis efectuado hasta el momento para el

pozo JM-16. Algunos detalles los vemos a continuación:

A.- Producción inicial cuya respuesta corresponde a las permeabilidades relativas.

B.- Inicia proceso de irrupción de agua.

C.- Irrupción de agua con una pendiente moderada. Ya vimos por Chan que se trata de conificación

a causa del alta Kv del reservorio.

D.- Estabilización del cono.

E.- Irrupción violenta de agua por probable canalización.

D1.- Estabilización del canal.

52

E1.- Nuevo proceso de irrupción de agua.

Figura 28.

Gráficos de diagnóstico de Chan modificado para el pozo JM-16

Este último gráfico no hace más que verificar que el pozo JM-16 viene produciendo agua excesiva

y es un buen candidato para ejecutar un trabajo de control de agua con reductores de la

permeabilidad relativa.

4.2 Realizando mediciones de fondo de pozo

En ocasiones, los gráficos y curvas de diagnóstico construidos en base a la información disponible

no son suficientes para justificar el comportamiento del pozo en cuanto a producción de agua

indeseable se refiere. De hecho, los gráficos y curvas de diagnóstico deberían darnos pistas de

problemas relaciones con el reservorio, mas no de problemas en el pozo o en la cercanía de él.

Por esta razón, en algunos casos, será necesario hacer mediciones para complementar la

información disponible y poder llegar a una conclusión final.

53

4.2.1 Registros para evaluar la integridad del revestidor

La condición de los revestidores se evalúa para determinar la presencia de hoyos o rajaduras que

pudiesen comprometer su integridad y/o ser punto de comunicación entre el pozo y reservorios que

no son los objetivos y que pudiesen contener fluidos indeseables tal como el agua.

Existen 3 tipos de herramientas básicas para la inspección de los revestidores:

• Mecánicas: tal como caliper de brazos múltiples.

• Electromagnéticas: herramientas de inspección de revestidores.

• Ultrasónicas.

Existen muchos tipos de herramientas electromagnéticas y ultrasónicas que pueden ser usadas para

localizar hoyos, rajaduras, picaduras producto de la corrosión, etc.; en los revestidores. Se usa un

cambio de fase electromagnético para medir el espesor del revestidor y cualquier anomalidad, que

pudiese sugerir algún tipo de problema. Sin embargo, este tipo de herramienta no puede distinguir

claramente entre cualquier hoyo pequeño y los punzados en el revestidor. Otro tipo de herramienta

que descarga un flujo electromagnético (corriente dispersa) es capaz de encontrar con mayor

precisión cualquier imperfección en los revestidores y puede determinar si estas se encuentran

dentro o fuera de los revestidores hasta un mínimo de 0.25 pulgadas. Las herramientas acústicas

pueden medir el diámetro interno de los revestidores, su ovalidad y la centralización de la

herramienta.

4.2.2 Registros para evaluar la calidad del anillo de cemento detrás del revestidor

La calidad del anillo de cemento que se logra ubicar detrás de los revestidores es evaluada para

verificar que existe aislamiento hidráulico entre los distintos reservorios (ya sean estos de

hidrocarburos o de agua) distribuidos a lo largo del pozo. Cuando no existe un adecuado sello de

cemento entre reservorios es probable que al punzar uno de ellos, este produzca los fluidos de

ambos reservorios pudiendo ser uno ellos agua.

Una de las primeras herramientas acústicas utilizadas para la evaluación de la calidad del anillo de

cemento es el ‘registro de adherencia de cemento’ o más conocido en la industria como ‘CBL’ por

sus siglas en inglés. Este registro esta específicamente diseñado para localizar y evaluar cemento a

través de la medición de la perdida de energía acústica conforme esta se propaga a través del

54

revestidor. Esta pérdida de energía puede relacionase con la fracción del perímetro del revestidor

cubierto por cemento. Las herramientas de adherencia convencionales tienen 1 transmisor acústico

y 2 receptores. El sistema determina los tiempos y las amplitudes de las señales que alcanzan los

receptores.

La interpretación del registro de adherencia relaciona la intensidad de la señal con el porcentaje de

circunferencia de revestidor adherido al cemento. También se puede mostrar la onda como un

‘registro de densidad variable’ o ‘VDL’ por sus siglas en inglés, el cual permite evaluar la

adherencia del cemento a la formación. Es importante evaluar ambos registros juntos ya que la

migración de fluidos indeseables puede darse por ambas interfaces: cemento/revestidor y

cemento/formación. En la figura 29 podemos observar la presentación clásica de los registros

acústicos de adherencia de cemento y densidad variable.

Figura 29.

Presentación típica del registro de adherencia y densidad variable para la evaluación del

anillo de cemento

55

Un método más moderno para evaluar la calidad del anillo de cemento es a través de las

herramientas ultrasónicas. Estas herramientas identifican el material inmediatamente adyacente al

revestidor a través del cálculo de la impedancia acústica del mismo. Por esta razón se recomienda

interpretarlo junto con los registros de adherencia y densidad variable para poder evaluar también la

adherencia cemento/formación. Esta herramienta es especialmente útil para casos en los cuales se

tienen en el anular mezclas complejos de cementos, tales como: cementos espumados, cementos

livianos, cementos contaminados con gas, etc.

La idea básica de los registros ultrasónicos para evaluación de cemento es la de hacer resonar a una

pequeña área del revestidor. Para ello un transductor emite un pulso ultrasónico corto y recibe la

resonancia producida. Si hay un fluido detrás del revestidor este resonara, pero si hay un sólido la

resonancia se atenuara. La resonancia luego se analiza para calcular la impedancia acústica. En la

figura 30 se puede apreciar la presentación típica de uno de los tipos de registros ultrasónicos para

evaluación de cemento.

Figura 30.

Presentación típica del registro ultrasónico de evaluación del anillo de cemento

56

4.2.3 Registros de producción

Este tipo de registros, a través de distintos tipos de tecnología, identifica las profundidades a las

cuales se están produciendo determinados tipos de fluidos. De esta manera, combinándolos, el

ingeniero puede identificar las zonas que aportan fluidos indeseables, tales como el agua, y

programar la intervención del pozo y controlarla.

Los registros de producción involucran el uso de herramientas de medición geofísica, los cuales

pueden ser bajados tanto en pozos productores como inyectores y en condiciones dinámicas o

estáticas. Estas herramientas hacen diversos tipos de mediciones, las cuales con una adecuada

interpretación se puede determinar: fluidos producidos, intervalos productores y caudales de

producción. Con esta información se puede detectar problemas tales como: zonas de producción de

agua, perforados que no están aportando fluidos, flujo detrás de los revestidores, intervalos no

productores (candidatos para estimulación), fallas en empacaduras, etc.

Entre las principales herramientas que son utilizadas en registros de producción destacan: los

medidores mecánicos de flujo, de temperatura, de densidad, de trazadores radioactivos, de sensores

dieléctricos, etc.

4.2.3.1 Medidores mecánicos de flujo

Este tipo de instrumentos miden la velocidad de flujo de los fluidos en el pozo, las cuales son

convertidas a caudales de producción o de inyección. Estos medidores usan un impeler de baja

inercia que gira conforme los fluidos pasan a través de él. Mientras más rápido se mueve el fluido

(altos caudales de producción o de inyección), con mayor rapidez girará el impeler. Este registro

normalmente se toma a lo largo de todo el intervalo completado, como un perfil continuo aunque se

pueden realizar algunas mediciones estacionarias.

Los medidores mecánicos en flujo de una sola fase proveen buena información cuantitativa en

cuanto a caudales de producción o inyección en un intervalo determinado. En los casos en donde el

flujo es bifásico como agua/petróleo, por ejemplo, estos medidores proveen resultados más

cualitativos que cuantitativos. La principal razón para ello es la viscosidad del fluido que tiene

efecto sobre la velocidad del impeler y esta que el valor de esta viscosidad a condiciones de fondo

es desconocido.

57

Los efectos de viscosidad, sin embargo, no descalifican a los medidores mecánicos de flujo para

evaluar un pozo que viene produciendo con alto corte de agua ya que estos se comportan como

flujo monofásico y generalmente proveen información confiable. Además, la falta de información

cuantitativa no es estrictamente necesaria para evaluar la ejecución de un trabajo de cegado de

agua, ya que lo que requiere es saber cuál es el intervalo que produce agua y no necesariamente a

que caudal lo hace. En la figura 31 se puede apreciar un ejemplo de una corrida continua en flujo

monofásico.

Figura 31.

Corrida continúa con medidores mecánicos en flujo monofásico

58

4.2.3.2 Registros de temperatura.

Es un tipo de registro de producción que básicamente está conformado por un aparato de registro de

temperatura con alta resolución. Conforme la herramienta se baja en el pozo, esta va realizando

diversas mediciones de temperatura a las condiciones de fondo de pozo. A través de la toma de

varios registros de temperatura, en condiciones de producción, inyección o estáticas a una

determinada profundidad y observando las anomalías de temperatura registradas se puede

determinar que intervalos están produciendo o tomando fluidos. En algunas oportunidades estas

variaciones de temperatura son muy pequeñas, razón por la cual se recomienda correr registros

diferenciales de temperatura. Estos registros se interpretan observando las anomalías o desviaciones

de la gradiente de referencia. Esta referencia puede ser la gradiente geotermal, un registro corrido

antes de que el pozo produzca o un registro tomado con el pozo cerrado. La mayoría de las

anomalías están relacionadas con el movimiento de fluidos. Como el material ubicado en la parte

externa del revestidor puede afectar la temperatura, el registro de temperatura es sensible a la

formación y al anular revestidor/formación. En la figura 32 podemos observar un caso de

canalización detectado a través de un registro de temperatura.

Figura 32.

Registro de temperatura que muestra calentamiento debajo de la zona productiva

59

4.2.3.3 Gradiomanómetros y registros de densidad de fluidos

Los gradiomanómetros miden diferencias de presión registradas entre los diferentes medidores que

tiene la herramienta los cuales generalmente están separados 2 pies entre sí. Esta diferencia de

presión es una medida de la hidrostática y perdida de carga en un intervalo de 2 pies. Esta pérdida

de carga es despreciable debido a los bajos caudales registrados en el área transversal de flujo. Por

lo tanto, la diferencia de presión será igual a la hidrostática la cual puede convertirse a una densidad

equivalente entre ambos sensores. Los registros de densidad de fluidos, miden la densidad de una

pequeña columna de fluido con una fuente de rayos gamma y un detector. El número de rayos

gamma transmitidos a través de la muestra de fluido y detectados, es una medida de la densidad del

fluido.La interpretación de los registros de densidad es prácticamente directa, pero se debe tener en

cuenta que este tipo de herramientas registra cambios de densidad y no cambios de flujo. Un

cambio de densidad generalmente indica la entrada de algún fluido. Sin embargo no se registrará

ningún cambio de densidad cuando existe una intrusión de agua en un pozo que ya viene

produciendo agua. En este caso, se requiere un medidor de flujo para determinar el punto de

intrusión. En la figura 33 podemos observar un registro idealizado de densidad.

Figura 33.

Registro de densidad idealizado.

60

4.2.3.4 Sensores dieléctricos

Estos sensores, también conocidos como de capacitancia, miden la constante dieléctrica de los

fluidos. Debido a que la constante dieléctrica del agua es alta (alrededor de 80) y las del petróleo o

gas son bajas (de 2 a 6), este sensor se utiliza para distinguir tipo de fluido: hidrocarburo o agua.

Este sensor complementa el trabajo de los registros de densidad. La diferencia de gradiente de

presión entre el petróleo y el agua es pequeña sin embargo la diferencia en constantes dieléctricas

es grande, lo que hace a esta herramienta muy sensible al agua. Sin embargo, la respuesta del sensor

a mezclas de agua en distintos porcentajes no es lineal. Por lo tanto, cuando el agua es el fluido

dominante en una mezcla, es difícil decir que porcentaje es agua. La figura 34 muestra el resultado

de un sensor dieléctrico en un pozo que está produciendo 100% agua a partir de 7,160 pies.

Figura 34.

Registro de sensores dieléctricos mostrando agua por debajo de 7,160’

61

4.2.3.5 Trazadores radioactivos

Este tipo de mediciones ayuda a calcular la velocidad y son especialmente útiles cuando los flujos

son muy bajos como para utilizar medidores mecánicos. Se libera un bache del material radioactivo

en la corriente de flujo y se monitorea su movimiento. Luego de calcula la velocidad de flujo,

midiendo el tiempo que tarda el bache en ir de un punto a otro (como por ejemplo del eyector a un

detector o entre 2 detectores). Estas velocidades pueden transformarse a caudales de flujo

conociendo el área. Debido a que esta técnica involucra el uso de material radioactivo,

generalmente se emplea en pozos inyectores pero también en algunos productores.

4.2.4 Registros de neutrones pulsados.

La industria usa 2 tipos de registros de neutrones pulsados:

• Los registros de captura de neutrones pulsados (PNC) usan detectores duales que ayudan a

identificar flujo de agua. Se corre en áreas con agua de formación de alta salinidad.

• La espectrometría de neutrones pulsados (PNS) usa una herramienta de 1 solo detector que

identifica el agua midiendo el oxígeno activado en una ventana espectral ubicada alrededor

del máximo pico de oxígeno en el espectro de captura de rayos gamma. Se corre en áreas de

baja o desconocida salinidad.

Ambos tipos de registros detectan y cuantifican el flujo de agua que pasa por la herramienta durante

la toma del registro. Cuando el agua pasa el generador, los neutrones de alta energía activan el

oxígeno y forman un isotopo radiactivo de nitrógeno que tiene una vida media de 7.35 segundos.

Cuando se combina con otros registros tomados en otros años, se pude detectar cambios en el nivel

de agua, conificación, entradas de agua en el revestidor, canalizaciones, reservorios que producen

agua, etc. En la figura 35 se muestra una secuencia de registros de neutrones pulsados en donde se

aprecia un claro avance de un frente de agua.

62

Figura 35.

Registros de neutrones pulsados mostrando avance del frente de agua

4.2.5 Videos de fondo de pozo

Los videos de fondo de pozo son herramientas de diagnóstico que permiten visualizar el fondo de

pozo, permitiendo detectar puntos de entrada de fluido (petróleo, gas o agua). Estos videos pueden

ser obtenidos en pozos fluyentes, con instalaciones de levantamiento por gas, con bombas

electrosumergibles y horizontales. Las imágenes pueden también ayudarnos a comprender los

regímenes de flujo que complementaria la información provista por los registros de producción.

Complejos regímenes de flujo son difíciles de comprender con herramientas convencionales, sin

embargo con las imágenes provistas por la cámara, puede revelarse lo que realmente ocurre en el

fondo de pozo y dar sentido a las anomalías proporcionadas por otras herramientas.

La tecnología de los videos de fondo de pozo se está constituyendo en una alternativa

económicamente viable para detectar problemas de fondo de pozo tales como: roturas en los

revestidores, deformación de los revestidores, influjos de gas o agua, etc. Las mejoras tecnológicas,

costos y disponibilidad han hecho de esta una herramienta muy útil para detectar de forma directa

problemas de fondo de pozo. Los lentes modernos, por ejemplo, son capaces de proveer imágenes

63

limpias y nítidas en casi cualquier tipo de crudo y a condiciones extremas de presión y temperatura.

Por ejemplo, en la figura 36, se pueden apreciar 2 imágenes de video. En la imagen de la izquierda

se observa el flujo de crudo que viene de alrededor de un tapón ubicado en el fondo del pozo y no

de los perforados. En la imagen de la derecha se aprecia la erosión ocasionada en los perforados por

una entrada de agua.

Figura 36.

Imágenes de video de fondo de pozo.

64

5. ALTERNATIVAS TECNOLOGICAS PARA EL CONTROL DE AGUA

Existe una gran cantidad de alternativas tecnológicas para controlar la producción de agua

indeseable. Sin embargo, es fundamental hacer el diagnóstico apropiado de la procedencia del agua

para aplicar la tecnología correcta. En términos generales, las tecnologías para el control de agua

dependen de si el problema es en el pozo (o en la zona cercana al mismo) o en el reservorio y si el

flujo del agua se da a través de canales (o espacios vacíos) o a través de la permeabilidad natural de

la formación.

En la figura 37 se puede observar la matriz del control de agua en donde se clasifican los problemas

típicos que originan la producción de agua indeseable, su naturaleza y el tipo de tecnología más

apropiada para su control. Aquellos problemas que están escritos en diferentes colores son los que

podrían solucionarse con más de un tipo de tecnología.

Figura 37.

Matriz del control de agua.

Como se puede apreciar en esta figura, las alternativas tecnológicas se clasifican en 3 grandes

grupos: mecánicas, cementos y químicas.

65

5.1 Alternativas tecnológicas mecánicas para el control de agua

Se trata de herramientas las cuales se corren en el interior del pozo y son ubicadas o sentadas a una

determinada profundidad para cumplir una determinada función. Esta función puede ser o bien

aislar una determinada zona que presenta problemas como un revestidor roto por donde fluye agua

o servir como ayuda para el bombeo de otra tecnología (líquida) para el control de agua.

Entre las principales tenemos:

• Tapones mecánicos permanentes.

• Tapones mecánicos recuperables.

• Empacaduras mecánicas recuperables.

• Retenedores mecánicos.

• Tapones y empacaduras inflables.

• Expandibles.

Los tapones permanentes o inflables generalmente son usados para el aislamiento de zonas. Por

ejemplo arenas inferiores que producen agua (como se observa en el figura 38), revestidores rotos

por donde fluye agua, etc.

Figura 38.

Tapón permanente aislando arena productora de agua

66

Los tapones y empacaduras recuperables (mecánicas o inflables) así como los retenedores son más

comúnmente utilizados como medio de aislamiento temporal para poder ubicar tratamientos de

manera selectiva en determinadas zonas sin afectar otras. Las aplicaciones más comunes son las

cementaciones forzadas usando retenedores de cemento, como se muestra en la figura 39 y los

tratamientos químicos utilizando empacaduras recuperables, como se muestra en la figura 40.

Figura 39.

Cementación forzada en zona de agua con retenedor de cemento.

Figura 40.

Tratamiento de control de agua bombeado a través de empacadura recuperable.

67

La tecnología de los expandibles consiste en ‘parches’ metálicos que se bajan al pozo y permiten

aislar perforados o revestidores dañados, sin reducir considerablemente el diámetro interno del

revestidor. Este aislamiento se logra por un sello metal/metal originado por la expansión a presión

del metal de la herramienta que se corre en el pozo.

La ventaja de las alternativas mecánicas para el control de agua es que si son correctamente

aplicadas y sentadas, el aporte de agua es 100% eliminado. La desventaja es que si la zona a aislar

contiene hidrocarburos, estos también serán bloqueados. Es decir, se trata de un método de control

de agua no selectivo.

5.2 Cementos u otro tipo de material de relleno

La tecnología de cementación es una de las más antiguas en la industria de los hidrocarburos. El

cemento tipo Portland se viene usando en la industria hace más de 100 años. Los materiales

cementantes son utilizados en el control de agua con el fin de generar un sello hidráulico de alta

resistencia (una vez que el cemento fragua) a una determinada profundidad en el pozo que restrinja

el flujo de fluidos, idealmente del agua. Para ello son muy populares en la industria los tapones de

cemento y las cementaciones forzadas. Sus principales aplicaciones son en el aislamiento de zonas

de agua, reparación de cementaciones primarias, reparaciones en los revestidores, etc.

Los tapones de cemento bloquean los fluidos de todos los reservorios que se encuentran por debajo

de la profundidad a la cual fue ubicado. Las cementaciones forzadas procuran ubicar el cemento, a

presión, en un determinado lugar en donde se requiere aislamiento como por ejemplo: reparar una

deficiente cementación primaria, hoyos en los revestidores, etc. También se aplican las

cementaciones forzadas en los punzados de un determinado reservorio. En este caso, debido al

tamaño de la partícula de cemento (30 – 40 micrones) este no penetra a las gargantas porales del

reservorio sino que se deshidrata a causa de la presión y forma un sello por la aglomeración de sus

partículas.

La ventaja de la aplicación del cemento tipo Portland para el control de agua es que si es bien

ubicado es muy eficiente y duradero en el tiempo. Su desventaja es que no es selectivo y es

irreversible ya que una vez fraguado es prácticamente insoluble. Además tiene limitada penetración

a lugares más pequeños de 40 micrones.

68

Debido a la limitación del cemento tipo Portland de penetrar en lugares muy pequeños como las

gargantas porales de los reservorios o microcanales en el anillo de cemento primario y la de ser

prácticamente insoluble, se desarrollaron tipos especiales de cementos para hacer a la tecnología de

cementación más versátil y eficaz para el control de agua.

5.2.1 Cementos de partícula ultra fina

Este tipo de cementos se desarrolló para que sea capaz de penetrar y ubicarse en lugares

extremadamente pequeños en donde el cemento tipo Portland no puede ingresar. Su tamaño de

partícula promedio es de 4 – 5 micrones razón por la cual es excelente para sellar canales muy

pequeños e inclusive penetrar a la matriz de algunos reservorios (de acuerdo a su permeabilidad).

Se puede aplicar para: reparar pequeños agujeros de corrosión en los revestidores, microanillos,

pequeños canales producto de una deficiente cementación primaria, sellar acuíferos, etc.

En la figura 41 se muestra un experimento en el cual se llenaron 2 buretas con arena 20/40 hasta la

mitad. A la bureta de la mano derecha se le agrego una mezcla de cemento Portland y a la de la

izquierda una mezcla de cemento de partícula ultra fina. Se puede observar que el cemento de

partícula ultra fina logró penetrar hasta el fondo de la bureta fluyendo a través de los poros de la

cama de arena, mientras que el cemento Portland no fue capaz de lograrlo.

Figura 41.

Cemento de partícula ultra fina vs cemento tipo Portland.

69

5.2.2 Cementos solubles en acido

Este tipo de cementos son 100% solubles en ácido clorhídrico y debido también al diámetro

promedio de sus partículas (< 7 micrones), puede penetrar en espacios muy pequeños tales como la

matriz de los reservorios, microanillos, mallas para los empaques de grava, etc.

En determinadas ocasiones, como por ejemplo cuando se intenta aislar una arena con alto corte de

agua que tiene comunicación con un reservorio de hidrocarburos, es complicado hacerlo con éxito

sin dañar la mencionada zona productiva. Sin embargo, utilizando la tecnología de los cementos

solubles es posible hacer este tipo de aplicaciones ya que en caso la zona de hidrocarburo haya sido

dañada, puede estimularse con un tratamiento acido para recuperar el 100% de su permeabilidad.

En la figura 42 se puede apreciar la apariencia de esta tecnología en estado líquido, en estado sólido

y siendo disuelta en una solución de ácido clorhídrico al 15%.

Como todo cemento, sus principales aplicaciones son: el cegado de zonas de agua, zonas de

pérdidas de circulación severas, reparación de cementaciones primarias, etc.

Figura 42.

Cemento soluble en acido en estado líquido, sólido y diluyéndose en HCl.

70

5.3 Alternativas químicas para el control de agua.

5.3.1 Bloqueadores o sellantes

Ante la ya mencionada desventaja de los cementos para penetrar a espacios muy reducidos, las

primeras alternativas químicas para el control de agua generalmente buscaban superar esta

desventaja desarrollando sistemas líquidos de baja viscosidad y libres de sólidos para maximizar su

capacidad de penetración y alcance. Estos sistemas una vez ubicados en el lugar a tratar, se activan

desarrollando distintos tipos de geles, precipitados o semi-solidos que son los responsables de la

reducción de la permeabilidad o el cegado total de la zona.

Si bien es cierto que estos productos no pueden desarrollar la firmeza de un producto como el

cemento, pero si lo superan ampliamente en capacidad de penetración. Este tipo de alternativas

químicas para el control de agua se denominan: bloqueadores o sellantes. Su principal aplicación es

sellar zonas de agua y para remediar problemas de pérdidas de circulación. Su desventaja es que los

precipitados o geles formados por este tipo de productos son insolubles y producen un daño

irreparable. Los principales son:

5.3.1.1 Las soluciones de silicatos

Se trata de soluciones de baja viscosidad de distintos tipos de silicatos los cuales pueden ser

internamente activados con esteres de urea y otro tipo de productos para producir una reacción

química retardada y controlada, de modo tal de formar un gel o precipitado luego de un intervalo de

tiempo relativamente conocido.

Los componentes de este tipo de sistemas pueden variarse de modo tal que la reacción se desarrolle

unos minutos después de ubicado el tratamiento en la zona a sellar. En la figura 43 se puede

observar la apariencia de 2 tipos de soluciones de silicatos luego de haber reaccionado. Nótese que

la primera solución produce un gel rígido y la segunda un precipitado.

71

Figura 43.

Distintos tipos de soluciones de silicatos totalmente activadas

5.3.1.2 Las soluciones de resinas y elastómeros

Este tipo de soluciones forman un semi-sólido, tal como se muestra en la figura 44, al reaccionar

con cierto tipo de iones. La fuente de estos iones puede ser la misma agua del reservorio tratado, sin

embargo para garantizar 100% de reacción es recomendable bombear detrás de tratamiento una

salmuera rica en los iones requeridos. El material base de la solución varía de acuerdo a las

condiciones de temperatura a la cual el semi-sólido será sometido. Estas soluciones son de baja

viscosidad y libre de sólidos. El producto obtenido de la reacción es muy resistente, sin embargo la

desventaja de este tipo de sistemas es la poca penetración que alcanza ya que este reacciona

inmediatamente al contactar el agua del reservorio.

Figura 44.

Semi sólido obtenido de mezclar una solución de resinas con una salmuera

72

5.3.1.3 Las soluciones poliméricas reticuladas

Son sistemas que usan polímeros de bajo o alto peso molecular para producir geles como los

mostrados en la figura 45. Estos geles se caracterizan por su alta resistencia al corte, a las

variaciones de presión en fondo de pozo y a la temperatura. Generalmente estos sistemas utilizan

reticuladores metálicos u orgánicos internos, cuya concentración puede variarse para retardar la

reacción lo suficiente como para poder ubicarla el tratamiento mientras este se encuentra en estado

líquido. Existen diversas variaciones para aplicaciones de baja y alta permeabilidad así como para

temperaturas extremas.

Estos tratamientos pueden inyectarse a presión en la zona a tratar y el volumen remanente en el

revestidor no desarrolla mucha resistencia debido a su enorme área transversal, permitiendo limpiar

con facilidad y rapidez los remanentes. Si bien no es necesario pero puede combinarse con sistemas

de cemento para maximizar las posibilidades de un cegado total.

Figura 45.

Geles formados por soluciones poliméricas de bajo peso molecular

Como hemos podido apreciar todos estos sistemas producen geles o semi-solidos de distintas

resistencias, consistencias, etc. Sin embargo el factor común de todos estos sistemas es que una vez

reaccionado el producto en reservorio, su permeabilidad no puede ser restablecida por ningún

tratamiento de remediación, es decir son insolubles. Estos tratamientos son los más efectivos

73

cuando se trata de aislar zonas que producen 100% agua, pero no aplican cuando los hidrocarburos

son producidos en conjunto con el agua, como ocurren en los reservorios que producen por empuje

de agua.

Ante esta limitante, la industria vio la necesidad de desarrollar sistemas que permitan de alguna

manera obturar selectivamente, es decir bloquear el agua pero no los hidrocarburos. Unos de los

primeros intentos de lograr esto son los sistemas denominados: reductores desproporcionados de la

permeabilidad.

5.3.2 Reductores desproporcionados de la permeabilidad (RDP)

Estos materiales, al igual que los sellantes, bloquean o dañan los espacios porales restringiendo el

movimiento de los fluidos. Su principal característica es que no se precipitan, se hinchan o se

gelifican en la presencia de hidrocarburos como lo harían en presencia de agua. En otras palabras,

los reductores desproporcionados de la permeabilidad son ligeramente solubles en hidrocarburo

pero no en agua. Esta propiedad ocasiona que al inyectar estos sistemas en reservorios que

producen tanto agua como hidrocarburo, se produce una reducción de la permeabilidad relativa al

agua mucho mayor que la reducción de la permeabilidad relativa al hidrocarburo. Este efecto lo

podemos observar a nivel de laboratorio en la figura 46 en donde se aprecia uno de estos sistemas

formando un precipitado en presencia de agua el mismo que se disuelve al agregar diesel a la

mezcla.

Figura 46.

RDP formando precipitado en agua, el cual se diluye al incorporar diesel

74

Los materiales preferidos para preparar este tipo de sistemas son algunas resinas derivadas de la

madera que forman un precipitado coloidal el cual se aglutina para formar una masa gelatinosa en

presencia de agua. Este material no reacciona en presencia de hidrocarburos, o el precipitado

formado se disuelve parcialmente en poros con saturaciones de fluidos mixtas.

Otro de los productos que recientemente están encontrando aplicación son los surfactantes visco

elásticos. Estos productos producen geles libres de sólidos, los cuales reducen su viscosidad con el

corte, permitiendo su inyección a la matriz de la roca a tratar. Una vez ubicado en la roca el gel

incrementa su viscosidad 100 veces al ser sometido a las velocidades de corte típicas del flujo

radial, restringiendo de esta manera el movimiento de los fluidos. Debido a su estructura química,

cuando el gel es contactado por hidrocarburos, se rompe adquiriendo la viscosidad del fluido base.

Esto hace que los poros con saturación de hidrocarburo estén libres y los que contienen saturación

de agua estén bloqueados.

Debido a esta reducción selectiva de la permeabilidad este tipo de sistema se puede aplicar en casi

todos los problemas de reservorio como conificación, canalización, etc.

Sin embargo en los poros de un reservorio siempre hay algo de agua o hidrocarburo presente en

mayor o menor medida, razón por la cual los resultados de este tipo de sistemas han sido muy

variables. En la búsqueda de mecanismos más confiables y precisos de reducción desproporcionada

de la permeabilidad es que se llega a diseñar la tecnología de los modificadores de la permeabilidad

relativa.

75

6. LOS MODIFICADORES DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA (MPR)

6.1 Conceptos básicos

La producción excesiva de agua en pozos de petróleo o gas puede significar la reducción de la

productividad y el incremento de los costos operativos. En algunos casos, la producción de agua

puede ser controlada mecánicamente ubicando ciertas herramientas a una profundidad tal que

permita aislar las capas inundadas de agua de las capas de hidrocarburos. Sin embargo, cuando no

es posible aislar el agua sin sacrificar producción de hidrocarburos, los sistemas mecánicos se

vuelven imprácticos. Algunos geles poliméricos pueden representar una mejor alternativa que los

sistemas mecánicos, sin embargo su aplicación requiere que la zona de agua sea plenamente

identificada y completamente aislada de la zona de hidrocarburo para poder ejecutar el tratamiento.

Además, los geles poliméricos no son selectivos y son irreversibles.

Debido a estas limitantes, es mucho más atractivo para la industria el uso de un producto que

permita reducir la permeabilidad al agua con mínimo efecto en la permeabilidad a los

hidrocarburos. Desde el punto de vista del reservorio, como se muestra en la figura 47, esto implica

que hay un desplazamiento de las curvas de permeabilidad relativa de modo tal que al alcanzar la

saturación de hidrocarburo residual, la relación Krw/Kro es menor. Es decir, el agua es menos

móvil. Este tipo de productos ya están disponibles en el mercado desde hace algunos años y se

tratan de un grupo de polímeros especiales denominados: ‘Modificadores de la Permeabilidad

Relativa’

Un modificador de la permeabilidad relativa perfecto, reduciría la permeabilidad relativa al agua sin

alterar la permeabilidad relativa a los hidrocarburos. Sin embargo, es de esperarse cierto efecto en

la permeabilidad relativa a los hidrocarburos ya que el polímero ocupara un lugar en los poros del

reservorio, como se puede observar en la figura 48. Por lo tanto el objetivo realista para un

tratamiento con modificadores de la permeabilidad relativa sería la reducción en mayor medida de

la capacidad de flujo del agua a través del reservorio en comparación con la reducción de la

capacidad de flujo de los hidrocarburos. Sin embargo este efecto de reducción en la permeabilidad

al hidrocarburo puede compensarse con tratamientos de estimulación efectuados antes del control

de agua. Por esta razón, por lo general, los tratamientos con modificadores de la permeabilidad

relativa son bombeados en conjunto con tratamientos de estimulación como veremos más adelante.

76

Figura 47.

Gráfico en donde se aprecia el desplazamiento de la curva de permeabilidad relativa al agua

(Krw). Debido a ello cuando se llega a la saturación residual de petróleo (Sor) Kw2 < Kw1,

razón por la cual el agua es menos móvil luego del tratamiento con modificadores de la

permeabilidad relativa.

Concluimos que estos tratamientos son en la actualidad la alternativa más segura para el control de

agua por las siguientes razones:

• Bajo costo (los polímeros utilizados se emplean en concentraciones relativamente bajas).

• Bajo riesgo (debidamente diseñados, reduce la permeabilidad al agua con mínimo efecto en

la permeabilidad a los hidrocarburos).

• Fácil de aplicar en el campo (de acuerdo a la completación, no es necesario el uso de equipo

de servicio de pozos).

• La gran mayoría son reversibles. Es decir si el resultado final no fue satisfactorio, el

polímero puede ser removido con tratamientos de remediación.

• Múltiples aplicaciones posibles (estimulación química + control de agua, fracturamiento

hidráulico con control de agua, modificación del perfil de inyección, etc.)

0.00.10.20.30.40.50.60.70.80.91.0

0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

kro,

krw

Sw

Curvas de Permeabilidad relativa

kro krw krw post control de agua

Krw1

SorKrw2

77

Figura 48.

Microfotografía de un núcleo tratado con MPR

6.2 Mecanismo de trabajo

Los modificadores de la permeabilidad relativa son sistemas de polímeros solubles en agua los

cuales una vez hidrolizados producen cadenas poliméricas. Estas cadenas serán las que se ubicarán

en los poros del reservorio y ejecutarán el trabajo de restringir el flujo del agua.

Las primeras generaciones de modificadores de la permeabilidad relativa son polímeros netamente

hidrofílicos, adhiriéndose a la roca vía atracción electrostática. Debido a esta particularidad sus

moléculas se sienten atraídas por las de agua, incrementando el arrastre cuando ella pasa por los

poros en donde se encuentra el polímero. Sin embargo, al pasar el hidrocarburo por las gargantas

porales, el polímero se contrae debido a las fuerzas de repulsión generadas. En la figura 49 se puede

apreciar una representación gráfica del comportamiento básico de todo modificador de la

permeabilidad relativa el cual dificulta el flujo de agua a través de las gargantas porales del

reservorio mas no así para los hidrocarburos.

78

Figura 49.

Comportamiento típico de los modificadores de la permeabilidad relativa en presencia de

agua (izquierda) e hidrocarburo (derecha).

Se han reportado numerosos casos exitosos de aplicación de este tipo de polímero, sin embargo en

ocasiones el efecto de control de agua era limitado en el tiempo. Por lo tanto, en un intento por

incrementar la fuerza de adhesión a la roca, para que los tratamientos sean más duraderos, algunos

grupos poliméricos solubles en agua fueron reemplazados por otros no solubles dando paso a la

segunda generación de modificadores de la permeabilidad relativa. Dado que solamente algunos

grupos fueron reemplazados, el polímero continúa siendo soluble en agua. Estos grupos

reemplazados, al no gustar del agua (son hidrofóbicos), tienden a asociarse entre sí excluyendo a las

moléculas de agua y formando una micela. Esta asociación entre los grupos (asociación

hidrofóbica), permite que más polímero se adhiera a la primera capa ya adherida a la roca

originando mayores niveles de reducción de permeabilidad y de mayor duración en el tiempo.

Siguiendo la tendencia, la última generación de polímeros reductores de la permeabilidad relativa

han sido desarrollados para ser aún más robustos y resistentes. Esto se consiguió modificando la

naturaleza del mecanismo de adherencia polímero/roca, pasando de ser por atracción electrostática

(cargas iónicas) a reacción química. Esta reacción química requiere una temperatura mínima para

que el componente principal del polímero se active y sea capaz de adherirse formando una fina capa

muy resistente en las gargantas porales de la roca. Esta robustez no solo le otorga al tratamiento

mayor duración sino mayor flexibilidad ya que puede ser incluso mezclado con ácidos debido a su

alta resistencia al pH.

79

Los polímeros más comúnmente utilizados para estos propósitos son las poliacrilamidas, los

escleroglucanes, los vinil-amida terpolímeros y más recientemente los derivados de resinas

epóxicas. Además de las variaciones hechas en búsqueda de una mejor adhesión roca/polímero y

partiendo de la base de estos productos, se han hecho modificaciones químicas a los mismos para

mejorar su sensibilidad al corte, tolerancia a altas temperaturas y a la salinidad del agua connata.

Esto hace que en la actualidad existan polímeros lo suficientemente resistentes para las más

variadas y extremas condiciones de trabajo.

6.3 Factores externos que influyen en la eficiencia del tratamiento

La calidad de la adhesión polímero/roca influye directamente en la capacidad del sistema de reducir

la permeabilidad relativa al agua y la duración del tratamiento. Cualquiera que fuera el mecanismo

de adherencia o tipo de enlace, existen varios factores que influyen en este proceso y que

conociéndolos podemos controlarlos para optimizar la adherencia y lograr la máxima duración del

tratamiento de control de agua.

• Contenido de arcillas. Algunos polímeros modificadores de la permeabilidad relativa se

ven afectados por el contenido de arcillas, ya que la fuerza del enlace polímero/arcilla es

superior al enlace polímero/cuarzo. Esto puede afectar la duración del efecto de ciertos

tratamientos de control de agua en rocas con alto contenido de cuarzo y mínimo de arcillas.

Por esta razón es importante conocer la mineralogía de la roca y el tipo de polímero a usar.

• Daño en el reservorio. El mecanismo de adsorción del polímero se ve seriamente

comprometido cuando el reservorio se encuentra dañado (incrustaciones de carbonatos,

depósitos orgánicos, reservorio oleomectado, etc.). Por esta razón, es preciso garantizar que

el reservorio presenta un daño mínimo o nulo antes de la inyección del polímero y que la

roca se encuentre debidamente acuohumectada.

• Salinidad del agua connata. La mayoría de los modificadores de la permeabilidad relativa

son propensos a hidrólisis a condiciones de fondo de pozo. Esto hace que algunos tipos de

polímeros sean sensibles a los cationes divalentes presentes en el agua connata. Si bien es

cierto ya se han desarrollado polímeros resistentes a estos cationes, es preferible minimizar

el contacto directo del polímero con el agua de formación durante el tratamiento.

• Cambios en las condiciones ambientales. En la actualidad existen polímeros que inclusive

ya pueden ser mezclados con ácidos para realizar tratamiento de estimulación y control de

80

agua en una sola etapa. Sin embargo muchos otros modificadores de la permeabilidad

relativa si son muy sensibles a los cambios de pH y a los diferenciales de presión los cuales

pueden causar desorción parcial o degradación. Por esta razón, de acuerdo al tipo de

polímero disponible se debe tomar la precaución debida.

• Temperatura. De acuerdo al tipo de modificadores de la permeabilidad relativa empleados,

estos tienen distintas rangos de trabajo de temperatura. Mientras que algunos se degradan

por alta temperatura, otros la necesitan para activarse y poder reaccionar con la roca.

6.4 Selección de candidatos

Aunque la aplicación de los modificadores de la permeabilidad es relativamente simple, es esencial

tener un conocimiento básico de las características de los reservorios, un diagnóstico adecuado de

la producción de agua (como se detalló en la sección 4 de este informe) y que el tratamiento a

realizar debe ser capaz de justificar la inversión.

El primer objetivo es hacer una evaluación rápida de los candidatos de acuerdo al siguiente criterio:

• Pozos accesibles para intervención inmediata.

• La completación del pozo es lo suficientemente robusta para soportar la intervención e

inyección del tratamiento.

Las consideraciones básicas que deben tomarse en cuenta para la selección de los candidatos para

inyección de modificadores de la permeabilidad relativa son nombradas a continuación:

• Diagnóstico de la fuente de agua. En general, los mecanismos del flujo de agua son dos:

radial y lineal. El flujo detrás de los revestidores, en canales, o a través de fracturas

naturales o inducidas; es asociado a flujo lineal y el flujo radial se da en la matriz de la

formación. La efectividad del mecanismo de trabajo de los modificadores de la

permeabilidad relativa está limitada a pozos en los cuales la producción de agua es a través

de la matriz de la formación (flujo radial) y quizás en micro fracturas, pero no en fracturas

(espacios vacíos). Un diagnóstico de este tipo se puede hacer, hasta cierto nivel, con

información disponible; y en casos más complicados quizás sea necesaria una inversión

adicional. Para mayor detalle volver a revisar la sección 4 de este informe.

81

• Heterogeneidad. Una heterogeneidad vertical (en permeabilidad o saturación de agua) es

un factor positivo. Es recomendable tener capas con mayor saturación de agua y otras con

menor. Un contraste en la permeabilidad de las capas permitirá que el modificador de la

permeabilidad relativa penetre más profundamente en las capas de alta permeabilidad

(generalmente con mayor saturación de agua) y menos profundamente a aquellas de baja

permeabilidad (generalmente con mayor saturación de petróleo).

• Flujo cruzado. Cuando existe flujo cruzado entre las capas, el agua puede rápidamente

evadir el tratamiento colocado y por lo tanto retornar al flujo original antes del tratamiento.

• Movilidad de los hidrocarburos. Mientras más móviles sean los hidrocarburos con

respecto al agua, más beneficioso será el tratamiento de control de agua. Sin embargo esto

no descalifica del todo a los yacimientos con hidrocarburos viscosos, ya que estos pueden

generar un efecto de divergencia del tratamiento hacia la zona de agua.

• Permeabilidad. De acuerdo al tipo de polímero empleado, se tendrá un diferente rango de

permeabilidades tolerables para una buena performance. Sin embargo en la actualidad, la

gran mayoría de polímeros modificadores de la permeabilidad relativa no son eficientes más

allá de los 10 darcies. Para permeabilidades mayores se deben buscar otras alternativas de

control de agua.

• Longitud del intervalo punzado a tratar. La experiencia de campo sugiere que de

preferencia este debería ser menor a 50 pies. En el caso que sea mayor se deberá buscar

algún mecanismo de divergencia para aplicar el tratamiento.

• Facilidad para ajustar las presiones de fondo. El tratamiento reduce el índice de

productividad del pozo. Para mantener la producción del pozo se requiere someter al

reservorio a una mayor caída de presión en fondo de pozo. Los mejores candidatos serán

aquellos que posean mayor flexibilidad en el ajuste periódico de esta presión de acuerdo al

mecanismo de levantamiento artificial que posea.

• Economía. La realización del tratamiento se basa en la comparación de costos versus

retorno esperado. Es muy importante evaluar ambos aspectos desde el principio del

proyecto. Un pozo candidato debe tener el potencial de disminuir en forma significativa la

producción de agua, como para cubrir el costo del tratamiento y obtener una ganancia

significativa. En muchos casos el objetivo es lograr un ligero incremento en la producción

de petróleo. A veces el operador puede tolerar alguna pérdida de la producción de crudo,

82

siempre y cuando la reducción en la producción de agua sea más que significativa para

compensar este hecho.

6.5 Consideraciones para el diseño de los tratamientos

El diseño de ingeniería del tratamiento es el paso fundamental para obtener buenos resultados en

los trabajos de control de agua con modificadores de permeabilidad relativa. En el uso de esta

tecnología no existen recetas, razón por la cual cada pozo debe ser tratado como un caso particular

el cual debe ser estudiado al detalle. El objetivo de los tratamientos de control de agua es disminuir

la permeabilidad relativa al agua en la zona tratada. Para el caso de los pozos productores, se

requiere también que el tratamiento no afecte significativamente la producción de hidrocarburos.

El diseño del tratamiento comprende las siguientes etapas:

6.5.1 Preflujo

Las principales condiciones para el éxito de un trabajo de control de agua es que se debe minimizar

o eliminar el daño presente en el reservorio antes de intentar colocar el polímero en su matriz y la

mojabilidad preferente al agua debe estar garantizada. El no cumplimiento de estos 2 requisitos,

causará simplemente que el polímero no pueda adherirse a la roca o la adhesión sea débil, limitando

la efectividad o duración del tratamiento. Por estas razones, el preflujo que se bombea como cabeza

del tratamiento de control de agua debe estar específicamente diseñado para cumplir con este

objetivo.

Por lo tanto, parte del diseño del tratamiento de control de agua es diagnosticar previamente el tipo

de daño presente en el reservorio. Para ello es preciso recordar que el tratamiento se inyectara en un

reservorio que produce abundante agua y ya hemos mencionado en el capítulo 2 cuales son los

mecanismos clásicos de daño (incrustaciones de carbonatos, migración de finos, producción de

arena, etc.) que se dan en estos casos. Las primeras pistas las encontraremos en el archivo del

historial del pozo, buscando cuales han sido los problemas recurrentes del pozo o evidencia de

algún tipo de depósito encontrado durante las intervenciones pasadas realizadas. Esto se puede

complementar con análisis mineralógicos de muestras de roca a fin de conocer los minerales

predominantes, así como con estudios de las características de los hidrocarburos y del agua

producida que nos permitirán saber si es posible que puedan haber generado algún depósito en el

83

reservorio mientras fueron producidos. En la tabla 11 se pueden apreciar los principales

mecanismos de daño de acuerdo al tipo de pozo estudiado.

Tabla 11.

Principales mecanismos de daño.

Luego de realizar este estudio, muy probablemente el ingeniero tendrá una muy buena idea de qué

tipo de daño podría existir en el reservorio y así escoger el tipo de fluido apropiado para eliminarlo.

Sea cual fuera el fluido elegido, se deberá incorporar un fuerte paquete de solventes mutuales que

asegure una completa acuohumectación de la superficie de la roca en donde se alojara el polímero.

En cuanto al volumen de preflujo que es recomendable emplear, la figura 50 nos puedo ayudar a

ilustrar este punto. La figura 50 muestra el deterioro de la productividad del reservorio (IP con

daño/IP sin daño) conforme el daño es más profundo (radio de daño) y de acuerdo a la severidad

del mismo, es decir que tanto por ciento se redujo la permeabilidad en la zona dañada (Kd) con

respecto a la zona sin daño (Ksd). Esto para el caso de un pozo perforado con un espaciamiento de

40 acres y con un hoyo de 8.5” que es un caso bastante común a nivel mundial.

Vemos que conforme el daño existente es mayor (Kd/Ksd=0.05) y más profundo (14 pies), la

reducción es la productividad es máxima. Sin embargo lo importante aquí es notar que sin importar

la severidad de daño (Kd/Ksd), la mayor reducción de la productividad del reservorio se da en los

primeros 4 – 5 pies. A mayor profundidad, el efecto en la productividad no es tan severo.

Invasión de fluidos y/o Depósitos: Depósitos:sólidos: * Incrustaciones inorgánicas. * Incrustaciones inorgánicas.* Lodo * Parafinas y asfaltenos * Hinchamiento y migración de * Sólidos del lodo. * Corrosión. arcillas.* Filtrado del lodo * Migración de finos. * Taponamiento por petróleo * Filtrado del cemento. Problemas de fluidos: residual en el agua.* Sólidos del cemento. * Emulsiones. * Sólidos provenientes de agua* Cambios de mojabilidad * Producción de agua. sin filtrar.* Taponamiento de perforados. * Hinchamiento de arcillas. * Daño por bacterias.* Compactación de perforados.

POZO VIEJO POZO INYECTORPOZO NUEVO

84

Figura 50.

Reducción de la productividad en función a la profundidad y severidad del daño.

Por esta razón, como regla de dedo, los volúmenes de preflujos deben ser suficientes como para

alcanzar un mínimo de 4 a 5 pies de penetración en el reservorio de acuerdo a la porosidad de la

roca y según la siguiente formula:

Volumen del preflujo en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)

Pen = Penetración deseada en pies

Dw = Diámetro del pozo en pie)

H = altura del intervalo de tratamiento (pies)

Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18

Así, en el diseño del tratamiento de control de agua puede haber 1 o 2 o más etapas de preflujos

diseñados para remover el daño presente en el reservorio.

Sin importar el tipo de daño presente y de acuerdo a la composición mineralógica del reservorio,

hay una etapa de preflujo que es recomendable considerar en los tratamientos de control de agua.

En general los minerales de cuarzo son muy lisos y presentan reducidas áreas superficiales mientras

que en los minerales de arcilla (aluminosilicatos) ocurre todo lo contrario, es decir, el área

IP (d

añad

o) /

IP (s

in d

año)

85

superficial es grande. Por lo tanto si la formación tiene un contenido de cuarzo muy grande y pobre

contenido de arcillas (poca área superficial disponible en la roca), una buena práctica recientemente

en aplicación, es el uso de un tratamiento de ácido fluorhídrico para incrementar el área de

adherencia de la roca con el polímero y obtener NFRR mayores que 1. El efecto que producen los

tratamientos de ácido fluorhídrico en lo granos de cuarzo puede apreciarse en la figura 51.

Figura 51.

Mejora del área superficial de un grano de cuarzo post tratamiento con HF.

Por lo expuesto, es fundamental tener un buen conocimiento del reservorio para poder definir el

tipo y cantidad de preflujos necesarios para cumplir con el objetivo de remover el daño presente y

optimizar la adherencia roca/polímero. Sin embargo, existe un gran beneficio secundario que puede

obtenerse siempre y cuando el diseño de los preflujos sea el apropiado.

Como ya hemos explicado, si bien es cierto que los modificadores de la permeabilidad relativa son

diseñados para no tener efecto en el flujo de los hidrocarburos, quiérase o no estos polímeros

terminan ocupando un lugar en la garganta poral del reservorio. Por lo tanto algún efecto, al menos

mínimo, debe esperarse en la permeabilidad relativa al hidrocarburo y por lo tanto en su

producción. Sin embargo la reducción de la producción de agua puede ser tal que aun así el

tratamiento puede considerarse un éxito económico. Esta es la realidad de la tecnología de los

modificadores de la permeabilidad relativa. Pero, si los preflujos son tales que son capaces de

remover el daño presente en el reservorio y lograr verdadera estimulación, el efecto negativo en la

permeabilidad a los hidrocarburos puede ser compensado e inclusive ser positivo, logrando el caso

86

ideal de un control de agua que es disminuir la producción de agua e incrementar la de

hidrocarburos.

6.5.2 Espaciador

Dependiendo del tipo de polímero, puede que sea o no necesario incluir un fluido espaciador entre

los preflujos y el polímero modificador de la permeabilidad relativa. Si bien es cierto que cada vez

se van desarrollando polímeros mucho más resistentes y robustos, muchos otros aún disponibles en

la industria pueden ser muy sensibles a pH extremos o incompatibles con ciertos paquetes de

surfactantes incluidos en las etapas de preflujos. Por lo tanto, en estos casos se requiere de un fluido

que separe los preflujos del tratamiento principal de control de agua y que sea compatible con

ambos, sin perjudicar las propiedades de estimulación de los preflujos ni atentar contra la integridad

del polímero modificador de la permeabilidad relativa.

Esto, por lo general se consigue con un fluido base agua (la misma base que el tratamiento de

control de agua) con las propiedades mínima necesarias como inhibición de arcillas, capacidad de

mantener una fuerte acuohumectación en el reservorio (incluya para esto solventes mutuales) y

suficiente surfactante como para no generar emulsiones con los hidrocarburos del yacimiento ni con

ningún preflujo en caso alguno de ellos sea base aceite.

Esto es lo básico, sin embargo se puede agregar algunos otros aditivos de acuerdo a cada caso

particular. Por ejemplo, si entre los preflujos se incluyó una etapa de ácido fluorhídrico, se podría

incluir en el espaciador algún estabilizador de finos.

En cuanto al volumen de espaciador que se podría considerar, el criterio en nuestra experiencia es

incluir tanto volumen como sea necesario y económico para empujar a los preflujos dentro del

reservorio más allá de 7 u 8 pies.

Muchos de los tratamientos de estimulación que pueden ser incluidos entre los preflujos,

desarrollan a nivel de reservorio muchas reacciones secundarias que podrían generar algunos

precipitados insolubles echando a perder el beneficio obtenido de la estimulación. Por ello una de

las principales buenas prácticas de la ingeniería de estimulación es remover del reservorio los

fluidos tan pronto como concluya el tratamiento, para no dar tiempo o minimizar la ocurrencia de

estas reacciones secundarias. En el caso del control de agua, los volúmenes totales del tratamiento

87

son grandes y al ser bombeados a caudal matricial el tiempo requerido para completar el trabajo es

largo. Además, el polímero requiere un tiempo de residencia o remojo en el reservorio para poder

adherirse eficientemente razón por la cual es muy riesgoso dejar en las cercanías del pozo los

fluidos de estimulación por mucho tiempo. Por lo tanto, o removemos los preflujos de estimulación

y continuamos con el tratamiento o los empujamos con el espaciador hacia lo profundo del

reservorio en donde sus precipitados causarían mínimo daño como se explicó con la figura 50.

Evidentemente, desde el punto de vista operativo la segunda opción es más práctica.

De manera análoga al caso de los preflujos, el volumen se calculará en base a la distancia que se

desea empujar a los fluidos de estimulación en el reservorio y considerando también la porosidad

del reservorio usando la siguiente relación:

Volumen del espaciador en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)

Pen = Penetración deseada en pies

Dw = Diámetro del pozo en pie)

H = altura del intervalo de tratamiento (pies)

Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18

6.5.3 Tratamiento de control de agua

El tratamiento principal de control de agua está basado en una solución del polímero modificador

de la permeabilidad relativa en agua filtrada acompañado de un inhibidor de arcillas y un paquete

de surfactantes que asegure no inducir la formación de ninguna emulsión y un ambiente

permanentemente mojado al agua.

La concentración del polímero es el factor más importante de éxito en el tratamiento de control de

agua. El uso de concentraciones pequeñas de polímero no ocasionará efecto alguno y el uso de

concentraciones exageradas puede dañar seriamente el reservorio. Por lo tanto el primer factor a

considerar para escoger la concentración del polímero es conocer de qué tipo de modificador de la

permeabilidad se trata y cuál es su rango de trabajo ya que no todos son iguales. Algunos polímeros

hidrofílicos pueden llegar a usarse en un rango de 5% a 20% en volumen mientras que otros

hidrofóbicos incluso por debajo de 1% en volumen. Debido a esta marcada diferencia de acuerdo a

88

la naturaleza del polímero, debe revisarse cuidadosamente la hoja técnica del polímero provista por

las compañías de servicio.

El segundo factor a considerar es la permeabilidad y la temperatura del reservorio. Por lo general

los reservorios mientras más permeables y más calientes sean, se requerirán mayores

concentraciones de polímero, claro está, dentro de su rango de trabajo según sea su naturaleza.

Incluso algunos polímeros en caso de permeabilidades y temperaturas extremas requiere la

inclusión de agentes mejoradores de la adherencia roca/polímero.

El tercer factor es la experiencia. Antes de definir la probable concentración del polímero, es

preciso conocer cómo se comportó en la realidad en experiencias previas. La información recogida

de las experiencias previas debe tomarse simplemente como referencias ya que el resultado final del

trabajo puede haber estado influenciado por otros factores.

El cuarto factor son las pruebas de laboratorio. Para ello, una de las mejores alternativas para poder

observar el comportamiento real del tratamiento en la roca (al menos en una porción de ella) es la

ejecución de ensayos de flujo en coronas. Estos ensayos de flujo en coronas deben ser hechos a

tasas de corte y presiones diferenciales representativas, similares a las estimadas en base a los

últimos datos productivos del pozo antes de intervención. Valores típicos serian tasas de corte

menores a 15 seg-1 y presiones diferenciales de 1 a 4 psi/pulgada (presión/longitud o radio). Se

sugiere realizar los ensayos de flujo en coronas antes de extender la aplicación al campo, aunque no

es estrictamente necesario.

Para cuantificar la respuesta de una determinada fase, se calcula un factor de resistencia. El factor

de resistencia se define como la relación entre la permeabilidad a una fase antes del tratamiento y

después del tratamiento.

Rfw=Resistencia al flujo de agua=Kw antes del tratamiento/Kw después del tratamiento

Rfo=Resistencia al flujo de hidrocarburo=Ko antes del tratamiento/Ko después del tratamiento

En las aplicaciones de control de agua, se requieren altos factores de resistencia al flujo de agua y

bajos factores de resistencia al flujo de hidrocarburo. Por sí sola, la resistencia al flujo de agua no

puede ser usada para describir la efectividad del tratamiento. Para ello es más recomendable

89

considerar una razón normalizada de resistencia al flujo, que toma en cuenta el efecto negativo que

el tratamiento pudiese impartir al flujo de hidrocarburos.

NFRR=Razón normalizada de resistencia al flujo=Rfw/Rfo

En la figura 52 se puede apreciar un ensayo de flujo en coronas con un tratamiento de

modificadores de la permeabilidad relativa con resultados alentadores en cuanto a control de agua

sin perjudicar el flujo de hidrocarburos. Al final del tercer ciclo de flujo se observa un Rfw=3.1 lo

cual sugiere incremento en la restricción al flujo de agua. También se observa al final un Rfo=0.768

lo cual sugiere estimulación como producto de los preflujos utilizados en la secuencia del

tratamiento. Al dividir estos 2 valores se obtiene un NFRR=4, bastante alentador.

Figura 52.

Ensayo de flujo con modificadores de la permeabilidad relativa en corona. Resultado positivo.

90

Sin embargo también es parte del diseño tener resultados negativos en las pruebas de flujo en

coronas como lo muestra la figura 53. En ella podemos observar al final del tercer ciclo de agua un

valor de Rfw=1.79 lo cual sugiere que se alcanzó cierto control del agua sin embargo el valor de

Rfo=1.50 al final del segundo ciclo sugiere que también se está restringiendo el flujo de petróleo.

Al dividir estos números obtenemos un valor de NFRR=1.2. Esto sugiere que si bien es cierto el

flujo de agua está más restringido que el agua, probablemente la reducción de la permeabilidad

relativa al petróleo pueda ser demasiado significativa y deba continuar buscándose un mejor diseño

para este reservorio.

Figura 53.

Ensayo de flujo con modificadores de la permeabilidad relativa en corona. Resultado negativo

91

Mientras mayor sea el valor de NFRR, mejor será el desempeño del polímero. Por ejemplo, un

modificador de la permeabilidad relativa que genera una Rfw de 10 y una Rfo de 1, produce un

NFRR de 10; será evidentemente mejor que un modificador desproporcionado de la permeabilidad

que genera una Rfw de 1,600 pero una Rfo de 200 lo que genera una NFRR de 8.

En la tabla 12 podemos apreciar el resumen de los resultados de un conjunto de ensayos de flujos

en coronas con sus respectivas resistencias al flujo obtenidas (Rfw y Rfo) y la razón normalizada

(NFRR) correspondientes a cada una de ellas. Es claro que el control de agua más efectivo se dio en

la corona número 5.

Tabla 12.

Comparación de NFRR obtenidas en distintos ensayos de flujo en coronas.

Se sugiere que el tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa

debe ser dimensionado para lograr una penetración radial de 8 a 10 pies, que es punto en el cual ya

no se aprecia mayor reducción en el corte de agua a cualquier valor de NFRR conseguido con el

diseño de polímeros, de acuerdo a lo mostrado en la figura 54.

Corona 1 Corona 2 Corona 3 Corona 4 Corona 5379 396 203 246 1,190 117 142 103 116 553 11 22 20 15 26

119 294 154 97 1,062 33 13 12 17 39

10.93 6.45 5.07 7.79 21.273.18 1.35 1.32 2.53 1.123.56 10.68 8.37 6.74 14.181.12 7.93 6.35 2.66 12.65

ParámetroRf al agua ciclo 1Rf al petróleo ciclo 1Rf al agua ciclo 2NFRR

Etapa de la pruebaKo a la SwirrKw a la SorCiclo 1 Kw post-tratamientoCiclo 1 Ko post-tratamientoCiclo 2 Kw post-tratamiento

92

Figura 54.

Reducción del corte de agua en función de la penetración del polímero

Con el valor de la penetración requerida y la porosidad del reservorio se puede calcular el volumen

del tratamiento de control de agua de acuerdo a la siguiente ecuación:

Volumen del sistema de control de agua en barriles = 0.0009714 Φ H ((Dw+ 24Pen)2-(Dw)2)

Pen = Penetración deseada en pies

Dw = Diámetro del pozo en pie)

H = altura del intervalo de tratamiento (pies)

Φ = porosidad (volumen fraccional del total). Ejemplo: 0.18

El tratamiento debe dejarse en el reservorio, en remojo, por un mínimo de 18 a 24 horas antes de

poner el pozo nuevamente en producción.

93

6.5.4 Postflujo

El tratamiento de control de agua empieza a trabajar prácticamente inmediatamente después de que

contacta la roca, por lo tanto se sugiere sobredesplazar haciendo uso de un fluido debidamente

inhibido, para tratar de obtener la mayor penetración posible del tratamiento. Otra buena práctica es

sobredesplazar bombeando como postflujo algún solvente orgánico para restablecer la saturación al

hidrocarburo y apurar la recuperación de la producción de petróleo.

Otra opción, y la más recomendable de acuerdo a la experiencia del autor, es desplazar el

tratamiento con un fluido inhibido pero de tal manera que los punzados del reservorio queden

siempre sumergidos en tratamiento de control agua aun después de que el pozo alcance su nivel

estático de acuerdo a la presión poral del reservorio. Esta práctica se adoptó considerando la

importancia que tiene lograr una buena adherencia del polímero (y por lo tanto efectivo control de

agua) en los primeros pies del reservorio, que es donde se da la mayor reducción del corte de agua,

como lo muestra la figura 54.

6.6 Consideraciones operacionales

Antes, durante y después de la ejecución de los tratamientos de control de agua con modificadores

de la permeabilidad relativa, se deben implementar las mejores prácticas operativas de modo tal que

el comportamiento del sistema que se obtuvo en laboratorio pueda ser lo más fielmente reproducido

a nivel de campo.

• Se debe tener siempre a mano las hojas de seguridad de cada uno de los productos que

conforman los sistemas del tratamiento de control de agua. Estas hojas deben consultarse

antes de manipular cualquier producto.

• Debido a la cantidad de cilindros de químicos que deben mezclarse, se recomienda tener

disponible en campo algunas bombas neumáticas que ayuden con el trasvase de los

productos. Para no contaminar los productos, la bomba deberá absorber agua limpia antes

de pasar a trabajar con el siguiente producto.

• Se debe verificar el orden de mezclado de todos los aditivos que conforman los diferentes

sistemas. Asimismo se debe garantizar la homogeneidad de cada uno de los fluidos

preparados.

94

• Se debe realizar el control de calidad del polímero modificador de permeabilidad relativa

antes de la ejecución del trabajo, de acuerdo a las recomendaciones de la compañía

proveedora, para verificar que sus propiedades están de acuerdo a lo requerido.

• Se debe tener especial cuidado con la limpieza de los tanques y equipos de mezclado con los

cuales se prepararán los fluidos. Este detalle juega un papel muy importante en el éxito del

trabajo.

• El agua con la cual se prepararán los diferentes fluidos deberá ser filtrada como mínimo a

10 micrones. Para aplicaciones de baja permeabilidad (< 100 md), el filtrado deberá ser a un

mínimo de 2 micrones.

• Independientemente del tipo de polímero utilizado, es recomendable procurar mezclar el

sistema con un agua neutra (pH entre 6 – 8). Si el agua está muy acida el pH puede ajustarse

con soda caustica y si está muy alcalina se puede hacer lo propio con ácido clorhídrico.

• Antes de bombear cualquier fluido, se debe verificar cual es la máxima presión de trabajo de

modo tal que no se induzca ningún fracturamiento durante la inyección.

• Antes de iniciar el trabajo se debe ejecutar una prueba de inyectividad con un fluido

inhibido para verificar que es posible inyectar el tratamiento al reservorio a presiones por

debajo de la de fractura. En caso la inyectividad sea muy baja, se puede diseñar un

tratamiento de estimulación a fin de mejorarla.

6.7 Métodos de colocación del tratamiento

Los tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa son los mejores

y los más seguros para controlar el agua sea cual fuere su procedencia, siempre y cuando sea

matricial. Para ser efectivos, ellos deben ser capaces de ingresar a toda la zona a tratar y adherirse

firmemente a la roca. Por lo tanto si el intervalo a tratar es corto (< 40 pies), este puede ser

inyectado utilizando herramientas mecánicas tales como tapón recuperable y empacadura. Si el

intervalo es más largo, de preferencia el tratamiento debería ser inyectado con tubería flexible o con

la ayuda de algún divergente químico para poder hacer la divergencia necesaria y el tratamiento

tenga cobertura total.

En cuanto al caudal, el tratamiento debe bombearse al máximo caudal permisible sin fracturar el

reservorio. Una buena señal de la respuesta del tratamiento es el incremento de la presión, lo que

95

como consecuencia ocasiona la reducción del caudal para no fracturar la formación. En la

experiencia del autor, que la presión incremente no es garantía de éxito solo es una referencia de

que cada vez es más difícil para el agua moverse, debido a que el producto empieza a trabajar de

inmediato. Tampoco es preciso afirmar que si la presión no incrementa al ingresar el polímero a la

formación es signo de fracaso. La única manera de saber el resultado es poner el pozo en

producción y monitorearlo permanentemente.

6.8 Evaluación post-trabajo

Como regla general, es una buena práctica restablecer la producción del pozo lentamente. El

intervalo de tiempo durante el cual se recomienda ir incrementando paulatinamente el diferencial de

presión en fondo de pozo varía de acuerdo a cada caso en particular, pero suele ir de algunos días

hasta semanas. En el caso de los pozos que requieren mecanismos de levantamiento artificial, de

manera análoga, deberá irse controlando el diferencial de presión en fondo de pozo y aumentarlo

poco a poco hasta su nivel usual o hasta recuperar el 100% de la producción de hidrocarburos.

Los beneficios del tratamiento no siempre se manifiestan de inmediato, por lo tanto solo el

monitoreo continuo y en el tiempo del pozo podrá ayudarnos a evaluar la real eficiencia del trabajo.

Al final, deberemos evaluar el resultado económico del tratamiento, repasar el proceso, detectar las

oportunidades de mejora e integrarlas a las lecciones aprendidas para los próximos trabajos.

96

6.9 Casos históricos

A la fecha en nuestro país únicamente se han ejecutado 5 trabajos de control de agua con

modificadores de la permeabilidad. De estos 5 trabajos, solo 4 fueron puestos en producción y

pudieron ser evaluados técnica y económicamente.

6.9.1 Pozo Jíbaro 06

El 17 de Noviembre del 2007 se llevó a cabo en el lote 1AB el primer trabajo de control de agua

usando modificadores de la permeabilidad relativa en el Perú. La arena seleccionada para ser

tratada fue Vivian debido a la fuerte canalización detectada y por consiguiente los altos cortes de

agua registrados antes de su intervención, con una producción de 240 bppd x 6,510 bapd lo que

representaba un corte de agua de 96.4%. En la figura 55 se puede apreciar el registro de la arena

tratada y la distribución de los punzados

Esta arena había sido completada efectuando disparos en 3,222.6 – 3,229.7 y 3,232.7 – 3,234

metros, siendo los punzados inferiores identificados con un corte de agua de 98.8%. Es decir, los

punzados superiores eran los que mayor aporte de petróleo tenían. Por lo tanto la recomendación

para este pozo consistió en aislar mecánicamente los punzados inferiores y realizar el bombeo de un

tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa en los superiores.

Del flujo total de agua, aproximadamente el 85% (5,530 bbls) correspondía a los punzados

superiores y el 15% a los punzados inferiores (976 bbls).

Luego de analizar el historial del pozo así como las características de la roca, el petróleo y el agua

del reservorio, se diseñó el tratamiento de control de agua que se aprecia en la tabla 13. Este estaba

conformado por un solvente orgánico, un sistema ácido, un espaciador y el tratamiento de control

de agua. El método de colocación usado fue el bombeo a régimen matricial usando tubería,

empacadura y tapón permanente de 7”, como lo muestra la figura 56.

Después de aislar la parte inferior de los punzados con un tapón, se inyectó a tasa matricial la

secuencia de fluidos teniendo como tratamiento principal una solución de polímero modificador de

la permeabilidad relativa. Durante la inyección del polímero a formación se apreció que la presión

de superficie se mantuvo relativamente constante con cierta tendencia a disminuir, como lo muestra

la figura 57. La efectividad del tratamiento duró aproximadamente 3 años, momento en el cual el

97

corte de agua nuevamente empezó a crecer. La figura 58 nos muestra en forma gráfica los

resultados productivos y la tabla 14 el resumen de los resultados del tratamiento.

Figura 55.

Registro del pozo Jíbaro 06

98

Tabla 13.

FLUIDO OBJETIVO VOL JIB-06

Solvente orgánico

Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 50 bbls

Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.

65 bbls

Salmuera inhibida

Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 70 bbls

Tratamiento de control de agua

Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 190 bbls

Desplazamiento

Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.

135 bbls

Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Jíbaro 06

Figura 56.

Esquema del pozo Jíbaro 06 durante el tratamiento de control de agua

99

Figura 57.

Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Jíbaro 06.

Figura 58.

Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Jíbaro 06

100

Tabla 14.

Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Jíbaro 06

Observaciones:

• La ubicación del tapón permanente @ 3,230.9 metros permitió reducir aproximadamente

1,000 bbls diarios de agua.

• El tratamiento de control de agua efectuado en los punzados superiores redujo el corte de

agua de 95.79% a 91.9% en el primer año, a 92.34% en el segundo año y a 92.57% en el

tercer año que es hasta donde duro aproximadamente la efectividad del tratamiento.

• En los primeros meses del tratamiento se apreció cierto incremento en la producción de

petróleo a causa de los preflujos bombeados.

• Después de aproximadamente 36 meses, el tratamiento de control de agua evito la

producción de cerca de 3 millones de barriles de agua, lo cual produjo un ahorro en la

compañía operadora de US $ 591,000.

Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 243 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 5,530 95.79%

Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Jibaro 6Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida

Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 90.15 201 1,840 ($113) $29 ($200) ($285)6to mes 91.34 252 2,657 $122 $112 $23412vo mes 91.90 243 2,757 $0 $130 $13024vo mes 92.34 227 2,737 $0 $261 $26136vo mes 92.57 229 2,854 $0 $250 $250Totales $8 $783 $591

101

6.9.2 Pozo Dorissa 14

El 09 de Julio del 2007 se llevó a cabo en el lote 1AB un trabajo de control de agua usando

modificadores de la permeabilidad relativa en la arena Vivian A. De acuerdo a los últimos

resultados de producción antes del trabajo, el pozo producía 107 bppd y 9,623 bapd con un corte de

agua de 98.9% de las formaciones Vivian y Chonta (22 bppd / 8,786 bapd de Vivian y 85 bppd /

837 bapd de Chonta). La formación Vivian se encuentra sometida a un potente empuje de agua de

fondo que produjo una severa conificación en la zona cercana al pozo, razón por la cual se convirtió

en candidata para el tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa.

En la figura 59 se puede apreciar el registro de la arena a tratada y la distribución de los punzados.

La presencia de asfaltenos inestables en el crudo de este pozo hizo necesario inhibir el solvente

usado para que sea capaz de dispersarlas. Mayor detalle de la secuencia de bombeo utilizada se

puede encontrar en la tabla 15. Además considerando la baja viscosidad del crudo de esta

formación en Dorissa, lo cual minimiza la diferencia de movilidad entre el petróleo y agua, se

bombeó el tratamiento de control de agua con una concentración menor de polímero. Para la

colocación del tratamiento se utilizó empacadura y tapón recuperable de 9 5/8”, como se muestra en

la figura 60.

Durante el bombeo del tratamiento se notó claramente la reacción de la formación tanto al ingresar

el solvente como el ácido, y al ingresar el tratamiento de control de agua la tendencia de la presión

fue más bien a estabilizarse con una muy ligera disminución de la misma, como se puede apreciar

en la figura 61. Al poner el pozo en producción, se observó una enorme reducción de la producción

de agua con un incremento en la producción de petróleo que se mantuvo por casi un año. El

tratamiento de control de agua como tal tuvo una eficiencia similar al pozo Jibaro 6, es decir estuvo

produciendo cerca de 39 meses con un corte de agua bastante controlado, antes de empezar a

incrementarse nuevamente. La figura 62 nos muestra en forma gráfica los resultados productivos y

la tabla 16 el resumen de los resultados del tratamiento.

102

Figura 59.

Registro del pozo Dorissa 14.

103

Tabla 15.

FLUIDO OBJETIVO VOL DO-14

Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 25 bbls

Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.

25 bbls

Salmuera inhibida

Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 80 bbls

Tratamiento de control de agua

Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 365 bbls

Desplazamiento

Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.

130 bbls

Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Dorissa 14.

Figura 60.

Esquema del pozo Dorissa 14 durante el tratamiento de control de agua

104

Figura 61.

Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Dorissa 14

Figura 62.

Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Dorissa 14.

105

Tabla 16.

Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Dorissa 14

Observaciones:

• El tratamiento de control de agua efectuado en Vivian redujo el corte de agua de 99.75% a

98.44% en el primer año, a 98.83% en el segundo año y a 99.13% luego de 39 meses que es

hasta donde duró aproximadamente la efectividad del tratamiento. En este caso, como

porcentaje la reducción no parece impresionante pero en el primer año se redujeron cerca de

6,800 bbls diarios terminando el tercer año con una reducción de 5,800 bbls diarios de agua.

• Se aprecia un considerable incremento en la producción de hidrocarburos en los primeros

meses del tratamiento, posteriormente si bien es cierto el incremento es de solo unos

barriles; en el tiempo este incremento hace al tratamiento muy rentable.

• Para la compañía operadora era importante mantener la producción de petróleo de Vivian, a

pesar que no era demasiada, debido a que se trataba de un crudo de 32° API. Los resultados

del control de agua demostraron que hubiera sido una decisión equivocada abandonarla.

• Después de aproximadamente 39 meses, el tratamiento de control de agua evito la

producción de cerca de 7 millones de barriles de agua, lo cual produjo un ahorro en la

compañía operadora de US $ 2’755,000.

Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 22 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 8,786 99.75%

Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Dorissa 14Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida

Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 93.48 69 990 $127 $61 ($200) ($12)6to mes 97.41 37 1,389 $203 $288 $49112vo mes 98.44 31 1,957 $146 $320 $46524vo mes 98.83 30 2,544 $259 $584 $84336vo mes 98.92 29 2,667 $227 $573 $80039vo mes 99.13 26 2,979 $32 $136 $168Totales $994 $1,962 $2,755

106

6.9.3 Pozo Forestal 12

El 19 de Setiembre del 2012 se realizó otro trabajo de control de agua esta vez en el yacimiento

Forestal, pozo número 12. La formación objetivo nuevamente es Vivian, la cual venía produciendo

128 bppd y 10,285 bapd a causa de un fuerte proceso de conificación en las cercanías del pozo. En

la figura 63 se puede apreciar el registro de la arena Vivian

Esta formación estaba completada con revestidor de 9 5/8” y punzada de 2,757.2 a 2,764.8 metros.

El cono de agua formado por el agua de fondo ya había alcanzado la profundidad de los punzados

generando tal producción excesiva de agua. Por esta razón se propuso la ejecución de un

tratamiento de control de agua con modificadores de la permeabilidad relativa cuya secuencia de

bombeo se aprecia en la tabla 17. Para la inyección del mismo, se utilizó la ayuda de una

empacadura ubicada a 2,737 metros como se muestra en la figura 64.

Durante la inyección del tratamiento al reservorio, se observó manifestación del efecto de los

diversos fluidos de estimulación bombeados como preflujos. Luego de una parada a causa de una

obstrucción mecánica a nivel de punzados, se logró inyectar el tratamiento de control de agua a

Vivian. No se notó mayor incremento presión durante la inyección del polímero al reservorio, más

bien la presión se comportó estable y con tendencia a disminuir, como se puede apreciar en le

figura 65.

Los resultados productivos del pozo revelaron que se logró el objetivo de reducir la producción de

agua e incrementar la de hidrocarburos al menos en los primeros meses. Actualmente el pozo viene

produciendo la misma cantidad de petróleo, esto es 128 bppd con un promedio de producción de

agua de 6,000 bapd.

En la figura 66 se puede apreciar en forma gráfica los resultados productivos de este pozo y en la

tabla 18 el resumen de los resultados.

107

Figura 63.

Registro del pozo Forestal 12.

108

Tabla 17.

FLUIDO OBJETIVO VOL FO-12

Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo. 30 bbls

Sistema ácido 1 Remover cualquier incrustación de carbonato presente en las cercanías del pozo. 20 bbls

Sistema ácido 2 Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo. 30 bbls

Salmuera inhibida

Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua 300 bbls

Tratamiento de control de agua

Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa. 265 bbls

Desplazamiento Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.

100 bbls

Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Forestal 12.

Figura 64.

Esquema del pozo Forestal 12 durante el tratamiento de control de agua.

109

Figura 65.

Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Forestal 12.

Figura 66.

Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Forestal 12.

110

Tabla 18.

Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Forestal 12.

Observaciones:

• El tratamiento de control de agua efectuado en Vivian redujo el corte de agua de 98.77% a

97.88% en los primeros 3 meses y a 97.92% en los primeros 6 meses. El pozo actualmente

continúa produciendo y controlando agua, reduciendo los costos de la compañía operadora.

• En los primeros meses del tratamiento se apreció cierto incremento en la producción de

petróleo a causa de los preflujos bombeados.

• Después de aproximadamente 6 meses, el tratamiento de control de agua evito la producción

de cerca de 770 mil barriles de agua, lo cual viene produciendo un ahorro en la compañía

operadora de US $ 72,000, habiéndose pagado el tratamiento en los primeros 2 meses.

Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 128 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 10,285 98.77%

Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Forestal 12Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida

Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 97.69 141 5,976 $35 $34 ($200) ($131)2do mes 97.74 139 6,005 $30 $33 $633er mes 97.88 131 6,052 $8 $33 $414to mes 97.92 128 6,035 $0 $33 $335to mes 97.93 128 6,052 $0 $33 $336to mes 97.92 128 6,035 $0 $33 $33Totales $73 $199 $72

111

6.9.4 Pozo Corrientes 1001

Considerando los buenos resultados obtenidos en los trabajos anteriores de control de agua usando

modificadores de la permeabilidad relativa en el lote 1AB, se decidió aplicar una metodología

similar y extender su uso a los pozos del lote 8, específicamente en las formaciones Cetico 1 y 2.

En la figura 67 se puede apreciar el registro de las arenas tratadas. Es así que el 8 de Julio del 2007

se interviene el pozo Corrientes 1001 para realizar el primer trabajo de control de agua ejecutado en

el lote 8 de la Selva Norte del país.

De acuerdo al análisis previo, debido al mecanismo de producción por empuje de agua que provee

de energía constante a estos reservorios, existía una fuerte conificación en la zona cercana al pozo.

El pozo había sido completado en las formaciones Cetico 1 y Cetico 2, siendo punzadas en 3013.5

m – 3015 m y 3017.4 m – 3019 m respectivamente. Los últimos datos de producción del pozo antes

de ser intervenido fueron de 271 bppd y 6,318 bapd con un corte de agua del 96%. El detalle de la

secuencia de tratamiento se puede apreciar en la tabla 19.

Debido a que en este pozo Cetico era la única formación completada en el momento de la

intervención, no fue necesario el uso de un tapón, pero si de una empacadura de 7” sentada a 3,008

metros, como se muestra en la figura 68. Durante la inyección del tratamiento de control de agua, se

apreció un constante incremento de la presión a causa de la auto-divergencia que ocasiona el

polímero al irse adhiriendo rápidamente a la superficie rocosa, como se muestra en la figura 69.

Al poner el pozo en producción, se observó una considerable reducción en la producción tanto del

agua como del hidrocarburo. Asimismo, la efectividad del tratamiento de control de agua no duro

demasiado ya que 6 meses después de ejecutado el trabajo, el corte de agua nuevamente empezó a

incrementarse fuertemente. La figura 70 nos muestra en forma gráfica los resultados productivos y

la tabla 20 el resumen de los resultados del tratamiento.

112

Figura 67.

Registro del pozo Corrientes 1001

113

Tabla 19.

FLUIDO OBJETIVO VOL CO-1001

Solvente orgánico Limpiar depósitos de parafinas y dispersar asfaltenos presentes en las cercanías del pozo.

50 bbls

Sistema ácido Incrementar el área superficial de la roca bombeando un ácido de mediana fuerza que disuelva parcialmente el cuarzo.

40 bbls

Salmuera inhibida Separar el sistema ácido del tratamiento de control de agua

100 bbls

Tratamiento de control de agua

Disminuir el corte de agua del pozo modificando la permeabilidad relativa.

250 bbls

Desplazamiento

Desplazar el tratamiento de control de agua de modo tal que cuando el pozo recupere su nivel estático, los punzados permanezcan remojados en el tratamiento.

80 bbls

Secuencia de tratamiento bombeado en el pozo Corrientes 1001

Figura 68.

Esquema del pozo Corrientes 1001 durante el tratamiento de control de agua

114

Figura 69.

Gráfico de presiones y caudales para el tratamiento en Corrientes 1001.

Figura 70

.

Resultados productivos post-tratamiento de control de agua pozo Corrientes 1001.

115

Tabla 20.

Resumen de resultados del tratamiento en el pozo Corrientes 1001.

Observaciones:

• El tratamiento de control de agua efectuado en Cetico 1 y 2 no fue exitoso. Si bien es cierto

que se redujo la producción de agua, esta estuvo acompañada por una reducción en la

producción de los hidrocarburos demasiado significativa, lo cual llevo a pérdidas

económicas en 6 meses de aproximadamente US $ 2’624,000.

• El comportamiento de la presión durante el ingreso del polímero a formación, así como los

resultados productivos nos sugieren que probablemente la concentración de polímero fue

demasiado alta razón por la cual la permeabilidad de ambos fluidos fue afectada. Otra

posibilidad es que los tratamientos ácidos bombeados como preflujo no hayan sido

apropiadamente diseñados y se halla inducido una desconsolidación parcial del reservorio lo

cual puede también afectar la permeabilidad a ambos fluidos.

Precio del crudo por barril $90.00 Producción de petróleo inicial (bppd) 271 Corte %Costo del agua por barril $0.260 Producción inicial de agua (bapd) 6,318 95.89%

Resultados - Con programa de estimulación y control de agua - Corrientes 1001Ingresos o pérdidas Ahorro del agua Costo del Ahorro o pérdida

Corte de agua BPPD BAPD por crudo (US $ miles) (US $ miles) trabajo (US $ miles) (US $ miles)1er mes 93.55 138 2,001 ($359) $34 ($200) ($525)2do mes 96.02 122 2,943 ($402) $26 ($376)6to mes 97.66 106 4,430 ($1,782) $59 ($1,723)Totales ($2,543) $119 ($2,624)

116

6.10 Otras aplicaciones

Los modificadores de la permeabilidad relativa tienen algunas otras aplicaciones muy útiles para la

industria aparte de controlar el agua en trabajos matriciales.

6.10.1 Fracturamiento hidráulico

El fracturamiento hidráulico es el método de estimulación de mayor éxito en la industria. Se hizo

muy popular y efectivo para incrementar la producción en reservorios de baja permeabilidad

aunque en la actualidad también se diseñan para reservorios de alta permeabilidad.

Los pozos que generalmente no eran catalogados como candidatos para fracturamiento eran

aquellos que se encontraban muy cerca a zonas de agua. El problema con esto es que a causa del

crecimiento vertical de la fractura, es muy probable que el pozo termine incrementando el caudal

total de fluidos pero con un alto corte de agua. Por esta razón estos pozos eran catalogados como

riesgosos y no calificaban como candidatos para fracturarlos.

Con la aparición de la tecnología del control de agua con modificadores de la permeabilidad

relativa, estos pozos cobran nuevamente relevancia ya que es posible fracturarlos minimizando la

producción de agua si es que la hubiera. Un ejemplo de pozo candidato para fracturamiento con

control de agua es el que se aprecia en la figura 71.

En esta figura se muestra un reservorio de baja permeabilidad con contacto de agua (a la izquierda).

De acuerdo a la simulación de fractura (a la derecha), el crecimiento vertical de la fractura será tal

que alcanzara la zona de agua. Por consiguiente, la mejor recomendación técnica para poder

incorporar estas reservas es incluir un modificador de la permeabilidad relativa en el tratamiento de

fractura hidráulica. La inclusión del modificador de la permeabilidad relativa creará una alta

resistencia al flujo de agua en las zonas invadidas por el filtrado en ambas caras de la fractura e

inclusive en el empaque de arena, dando como resultado incremento en la producción de

hidrocarburos con mínima producción de agua. Este concepto técnico de como trabajaría el

polímero en una fractura se muestra en la figura 72.

117

Figura 71.

Pozo candidato para fracturamiento con control de agua

Figura 72.

Concepto técnico del control de agua en la estimulación por fractura hidráulica

118

Los modificadores de la permeabilidad relativa son compatibles con fluidos de fractura tanto de

bajo como de alto pH, por lo que pueden incluirse como cualquier otro aditivo en casi todo tipo de

sistema de fracturamiento. Además de controlar el agua, la inclusión del modificador de la

permeabilidad relativa produce el beneficio adicional de reducir la pérdida de filtrado

incrementando la eficiencia del sistema y reduciendo los volúmenes de tratamiento. Esto hace

posible que se reduzca la probabilidad de arenamientos prematuros. En la figura 73 se puede

apreciar una evaluación comparativa de la pérdida de filtrado en un núcleo de la arenisca Berea con

1,000 psi de presión diferencial y 150 °F.

Figura 73.

Pérdida de filtrado a distintas concentraciones de polímero en un núcleo de Berea.

Se observa la fuerte disminución de la pérdida de filtrado al incorporar el polímero modificador de

la permeabilidad relativa en el sistema. Sin embargo también se puede notar que incorporando más

de 15% de concentración, no se produce una mejora adicional. Esto depende del tipo de polímero

usado ya que pueden tener distintos comportamientos de acuerdo a su naturaleza.

Finalmente los polímeros modificadores de la permeabilidad relativa, al ser incluidos en los fluidos

de fractura, ayudan también a reducir la fricción, disminuyendo la potencia requerida para efectuar

el tratamiento y haciendo factible que pudiesen ser bombeados a través de tubería flexible. Esto

119

último se puede apreciar gráficamente en la figura 74, en donde en un experimento de laboratorio,

al incorporar mayores concentraciones de polímero (a las mismas condiciones) se obtienen menores

perdidas de carga por fricción a un mismo caudal.

A pesar que se han documentado varios casos exitosos de aplicación de esta tecnología, aún no se

ha puesto en práctica en nuestro país. En otros países, esta técnica de estimulación y control de

agua ya es aplicado hace algunos años como es el caso del yacimiento Kenali Asam en Indonesia.

Figura 74.

Reducción de la fricción a distintas concentraciones de polímero.

El principal problema de este yacimiento era que una de sus arenas más prospectivas produce

gracias a un potente empuje de agua de fondo. De acuerdo a las evaluaciones previas, era posible

incrementar la producción de hidrocarburos a través de un fracturamiento hidráulico, sin embargo

cada vez que era fracturada (debido a su baja permeabilidad) el corte de agua incrementaba más que

considerablemente. En la figura 75 se puede apreciar el comportamiento típico de estos pozos (X, Y

y Z) al ser fracturados sin control de agua. Se observa que si bien es cierto es obtiene estimulación a

causa de la fractura empacada, el corte de agua incrementa considerablemente a causa de haber

conectado la zona de agua con el pozo a través de la fractura.

120

Figura 75.

Resultados productivos de pozos fracturados convencionalmente

Luego de implementada la tecnología del fracturamiento hidráulico con modificadores de la

permeabilidad relativa, las respuestas de los 3 primeros pozos intervenidos (A, B y C) se pueden

apreciar en la figura 76. Estos resultados motivaron a que la tecnología se aplique también en otras

partes del mundo como Venezuela, Siberia, Estados Unidos, Nigeria, entre otros países.

121

Figura 76.

Resultados productivos de pozos fracturados con control de agua

6.10.2 Control de agua en formaciones que no son areniscas

Históricamente los tratamientos de control de agua estaban confinados a los reservorios del tipo

arenisca. Sin embargo, algunos modificadores de la permeabilidad relativa pueden ser aplicados en

reservorios cuyos componentes principales no sean minerales de la familia de los silicatos.

Ese tipo de formaciones, en donde los polímeros modificadores de la permeabilidad relativa pueden

tener cierta eficiencia incluyen los carbonatos y los carbones (fuente de metano).

Desafortunadamente las aplicaciones de campo han sido limitadas y es que la mayoría de

polímeros, debido a su mecanismo de adherencia, no podría adsorberse a este tipo de superficies.

Sin embargo, las últimas generaciones de modificadores de la permeabilidad relativa ya han

superado este inconveniente modificando el tipo de enlace.

122

La presencia y producción indeseada de agua de reservorios de gas en carbón es un problema muy

frecuente en este tipo de yacimientos. Este problema puede ser superado a través del desaguado del

carbón, sin embargo este procedimiento promueve la producción de finos causando problemas de

producción. Para este tipo de aplicaciones, es posible considerar el uso de un modificador de la

permeabilidad relativa que permita reducir en mayor medida el flujo de agua en comparación con el

flujo de gas.

Figura 77.

Prueba de flujo en corona de carbón con modificadores de permeabilidad relativa.

La figura 77 muestra los resultados de una prueba de flujo en una corona de un reservorio de

carbón. Los resultados son alentadores ya que el flujo de agua se restringió y el flujo de gas se vio

favorecido, obteniéndose una razón normalizada al flujo (NFRR) de 11.5. Este tipo de resultados a

nivel de laboratorio bien podrían ser de suma utilidad para la industria llevando su aplicación al

campo.

123

6.10.3 Modificación del perfil de inyección de agua en operaciones de recuperación mejorada

Generalmente la modificación del perfil de inyección de agua ha sido aplicación exclusiva de geles

poliméricos, geles de partícula preformada, etc. Sin embargo, el uso de modificadores de la

permeabilidad relativa (de bajo a moderado peso molecular) puede tener también importante

aplicación en la modificación del perfil de inyección.

Una probable aplicación es la adición continua o periódica, al flujo de inyección de agua, de un

modificador de la permeabilidad relativa apropiado. La figura 78 resume los resultados de una

prueba de flujo en coronas paralelas, en donde se demuestra el potencial que puede tener esta

aplicación. En la prueba, 2 coronas de areniscas de diferentes permeabilidades (10:1) fueron

alineadas de forma paralela estableciéndose un flujo de agua (incluyendo al modificador de

permeabilidad relativa) a través de ambas. Estas coronas representan una formación bajo inyección

de agua en donde la zona de alta permeabilidad (curva verde oscuro) acepta el 90% del caudal

inyectado mientras que la de baja permeabilidad (curva verde claro) acepta el restante 10%.

Después de haber inyectado una gran cantidad de volúmenes porales de agua con una pequeña

dosis (0.05%) de polímero, la permeabilidad en la zona de alta permeabilidad fue reducida de 134

md a 19 md. La permeabilidad al agua en la corona de baja permeabilidad que representa la zona no

barrida, sólo fue reducida de 14 md a 10 md. Por lo tanto la razón de permeabilidades de la zona de

alta permeabilidad a la zona de baja permeabilidad fue modificada de 10: 1 a 2:1 luego de haber

inyectado 23 volúmenes porales de agua.

Los resultados sugieren que se puede modificar el perfil de inyección de agua adoptando una

estrategia de incorporación periódica o continuamente un modificador de permeabilidad relativa al

flujo de agua, monitoreo constante de las presiones de inyección y la toma periódica de registros de

perfil de inyección.

124

Figura 78.

Prueba de flujo en coronas paralelas, modificando el perfil de inyección con modificadores de

la permeabilidad relativa.

125

7. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES FINALES

• Es muy importante que las compañías operadoras tengan bien identificados y estimados sus

costos de manejo de agua tomando en cuanto todos los aspectos mencionados en el capítulo

2. En ocasiones este no es el caso e inclusive están muy subestimados razón por la cual, sin

darse cuenta, las compañías reducen seriamente su rentabilidad y por consiguiente los

proyectos de control de agua no cobran la importancia que en realidad pueden tener.

• En caso de producción excesiva de agua en un determinado pozo es preciso, en primer

lugar, aprovechar toda la información existente para determinar qué tipo de problema

probablemente este aquejando al pozo. Si el resultado final no es concluyente, se deberá

pensar en invertir en la toma de información adicional. Este proceso nos dirá que tipo de

método es el más apropiado para controlar agua y en particular si los modificadores de la

permeabilidad relativa pueden ser de aplicación.

• En todos aquellos casos en los cuales se produce agua de forma matricial, y no hay manera

de aislarla sin sacrificar producción de hidrocarburo, es posible aplicar la tecnología de los

modificadores de la permeabilidad relativa.

• De todas las alternativas tecnológicas disponibles actualmente para el control de agua, la

más segura en términos de no afectar la producción de hidrocarburos son los modificadores

de la permeabilidad relativa.

• Los modificadores de la permeabilidad relativa han demostrado, a través de los casos

históricos exitosos, que son una alternativa real y muy eficaz para el control de agua. En

nuestro país, se han documentado casos en donde se ha logrado reducir la producción de

agua en 6,000 – 7,000 bbls diarios.

• Un diseño apropiado, es capaz de reducir la producción de agua de manera muy

significativa con mínimo, si acaso, efecto en la producción de hidrocarburos, inclusive en

casos con cortes de agua muy altos tales como 98 – 99 %.

• Se ha evidenciado también que es posible incrementar la producción de hidrocarburos y de

forma simultánea controlar el agua. Esto se logra a través del bombeo de fluidos de

estimulación por delante del tratamiento de control de agua.

• Sin embargo, los casos históricos también nos enseñan que el tratamiento de control de agua

debe ser diseñado específicamente para cada reservorio en particular. Si el diseño no es el

126

apropiado, los resultados pueden ser muy negativos como se ha documentado en este

informe en donde en un pozo se redujo la producción de hidrocarburos en cerca de 100 bbls

diarios.

• El éxito de los tratamientos con modificadores de la permeabilidad relativa depende en gran

medida de la selección de los candidatos adecuados, del diseño apropiado de los fluidos que

componen el tratamiento y de la limpieza tanto en la preparación como en el bombeo de los

fluidos al pozo. Pero probablemente el factor más importante sea la elección de la

concentración apropiada de polímero a usar de acuerdo a su naturaleza y las características

del reservorio.

• Es de suma importancia, antes de ejecutar cualquier tratamiento de control de agua, tener

una idea del comportamiento del polímero en el reservorio a fin de verificar si la

concentración escogida puede generar algún daño en vez de solamente controlar el flujo del

agua. Para ello se recomienda siempre realizar ensayos de flujo en coronas antes de aplicar

el tratamiento en reservorios o en yacimientos donde no se han aplicado antes.

• Al realizar los ensayos de flujo en coronas, se recomienda ensayar primero los fluidos de

estimulación y una vez obtenida las mejores formulaciones, proceder a ensayar todo el

tratamiento de control de agua completo. Esto permitirá no enmascarar el efecto del

polímero con la acción de los fluidos de estimulación y poder tomar las mejores decisiones

en cuanto a la concentración óptima del polímero.

• Se sugiere, según sea el tipo de polímero, la permeabilidad y temperatura de la aplicación,

procurar incluir concentraciones bajas en los primeros trabajos. Puede que no se controle

mucha agua, pero la probabilidad de afectar la producción de hidrocarburos será mínima.

Posteriormente se puede intentar mayores concentraciones.

• La aplicación de los tratamientos de control de agua debe realizarse en reservorios con

mínimo o nulo daño. Este punto afecta directamente la calidad del enlace roca-polímero,

influenciando directamente la duración del efecto del tratamiento.

• Los tratamientos con modificadores de la permeabilidad relativa no son permanentes sino

más bien temporales. En los casos históricos locales, se ha observado que el efecto del

tratamiento ha durado hasta 3 años inclusive.

• La literatura técnica suele establecer que al inyectar modificadores de la permeabilidad

relativa a los reservorios, es muy probable que se aprecie un incremento en la presión a

127

causa del efecto del polímero sobre el agua misma de la cual está compuesto el tratamiento.

Esto se establece como una buena señal de la efectividad del tratamiento para controlar

agua. Sin embargo, en las experiencias locales no se apreció este efecto (o fue mínimo) en

los casos exitosos y más bien sí se observó un incremento de presión considerable en el

pozo que produjo resultados negativos. Por lo tanto, concluimos que este efecto no es una

referencia real de la eficacia o no del tratamiento. Es preciso esperar los resultados

productivos para emitir conclusiones finales.

• Recomendamos ejecutar antes de cada trabajo, la limpieza mecánica y química de la tubería

de trabajo. La suciedad adherida a las paredes internas de la tubería de trabajo puede

desprenderse, debido a la reacción con los fluidos bombeados (ácidos, solventes, etc.);

pudiendo obturar mecánicamente los punzados y en ocasionar bloquear totalmente el

reservorio, impidiendo la inyección del tratamiento completo. Este efecto se vivió durante

las experiencias locales.

• En muchos trabajos se emplea tapón recuperable y empacadura como ayudas mecánicas

para ubicar el tratamiento en la zona requerida. Una vez sentado el tapón recuperable, se

recomienda sentar la empacadura un par de metros encima del mismo y probarlo con

presión. Para el caso de la empacadura, una vez sentada en su posición final, se recomienda

presurizar el anular revestimiento-tubería. Esta presión deberá ser monitoreada a lo largo del

trabajo, de modo tal que ayudara a darse cuenta en el evento de una comunicación del

anular con la tubería, permitiendo tomar acción oportuna como incrementar el peso sobre la

empacadura, etc. Además, esta presión ayudará a disminuir el diferencial aplicado en la

empacadura haciendo menos exigida su labor.

• Otras aplicaciones posibles para los modificadores de la permeabilidad relativa son en

fracturamiento hidráulico para estimular reservorios en donde existe riesgo de comunicación

con zonas de agua, y también para la modificación del perfil de inyección en proyectos de

recobro mejorado.

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8. BIBLIOGRAFÍA

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