Productividad de Pozos

PRODUCTIVIDAD DE POZOS

Contenido• Objetivos• Introducción• Daños de Formación• Estimulaciones• Fracturamiento Hidráulico• Control de sólidos• Control de agua• Oportunidades

• Entender la importancia de productividad de pozos

• Conocer las herramientas de trabajo utilizadas en estudios de productividad de pozos

• Conocer el impacto de las tecnologías de productividad de pozos en el negocio de las unidades de explotación

Objetivos

Productividad = Mas Ingresos con Menos Recursos

Menor tiempo para completar ciclostrabajo

Menor caída de presión sistema radiodrenaje hoyo-pozo

Control selectivo de producción ensubsuelo

Menor costo de Mantenimiento

El rol de un Ingeniero de productividad es maximizar la productividad del pozo con un manejo efectivo de costos.

¿Que puede hacer un ingeniero de productividad ?

Recañoneo

Pozo desviado

Estimulaciones

Fracturamiento

Control de depósitos

Control de aguaDiluciónControl de gasControl de emulsiones

Pozos horizontalesFracturamiento

J =Kr h

B μ [ ln ( re / rw ) + S]

QQ

Δ P=

FracturamientoEstimulación ácidaCambios de mojabilidad

Componentes del factor de daño

El factor de daño S tiene varios componentes, que deben ser considerados para no incurrir en el error de diseños inapropiados de tratamientos correctivos

S = Sd + Sc + Sc+φ + Sp + Σ Spseudo

Sd = Factor por daño de formaciónSc+φ = Factor por completación parcial o angularidadSp = Factor por perforaciones

Σ Spseudo = Factores debidos a efectos de flujo

TRES HERRAMIENTAS BÁSICAS PARA EVALUAR EL COMPORTAMIENTO DE UN POZO:

1. Diagnosticar las anomalías en relaciones tasa-caída de presión para las diferentes etapas o nodos:

Zona cercana al pozo-fondo de pozo

Fondo de pozo-cabezal

Cabezal-estación de separación

2. Probar el pozo para evaluar el potencial y a través de mediciones determinar el factor de daño, estableciendo las restricciones en la zona cercana al pozo.

3. Registros de producción para describir la distribución de flujo dentro del hoyo, y para detectar otras anomalías en la completación.

• Baja permeabilidad natural

• Baja presión del yacimiento

• Area de drenaje reducida

• Ubicación del pozo en el área

de drenaje de otro

• Espesor pequeño de la arena

(compartamentalización, pinch out)

• Alta viscosidad del crudo

• Daño a la formación

DIAGNOSTICO

Causas de

baja productividad

Daños a la formación

Daños de formación

Definición

Ko

rw

re rd

h

Kd

• Cualquier restricción al flujo de fluidos o cualquier fenómeno que distorsiona las líneas de flujo de los fluidos

• Influye significativamente en la productividad.

• Ocasiona una caída de presión adicional en el flujo de los fluidos

Ko

60

50

40

30

20

10

0-6 0 6 12 18 24 30 36 42

Factor de daño en el índice de productividad

k = 100 Dh = 100 piesre = 1000 piesrw = 0,5 piesBo = 1.25visc = 0,7 CP

Factor de daño, adim.

Indi

ce d

e pr

oduc

tivid

ad, B

Bls/

LPC

Influencia penetración del daño en la producción

Radio de invasión (pulg)

Tasa

, BPD

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45 49 53

6000

5000

4000

3000

2000

1000

0

Permeabilidad original: 100 mD; H = 100 pies

Permeabilidad reducida a 1 mD

Permeabilidad reducida a 10 mD

Historias de producción, perforación, RA/RCPruebas de producciónCaracterización de fluidos y depósitosCaracterización del medio poroso: Porosidad, Permeabilidad, Mineralogía, Morfología de porosOFM: mapas de isoproductividad, mapas de burbujasSistemas expertos: STIMCADE, STIMEX, XERO, Curvas TipoSimuladores: Splash, FRACPRO, FRACCADE, Near Welbore Simulation, Simuladores geoquímicosAnálisis nodal: Wellflow, PipesimAnálisis de pruebas de presión: PanSystem, WellTest200

HERRAMIENTAS Y DATOS:

• Selección de candidatos • Caracterización del daño • Selección de fluidos y diseño de secuencia de inyección • Diseño computarizado de bombeo • Simulador numérico para validar resultados de campo • Predicción de producción y análisis económico • Optimización de tratamientos ácidos a través de

evaluación en tiempo real • Herramientas complementarias:

Simulador para predecir incrustaciones inorgánicas Simulador para predecir el drawdown crítico de arenamiento

• Evaluación post tratamiento

Sistema experto STIMCADE

Sello Eficiente1/7dg < dp < 1/3dg

Invasión total de lodo

1/7dg > dp

Invasión de base líquidadp > 1/3dg

Invasión de sólidos, filtrado o lodo total por:revoque ineficiente, ausencia del mismo ysobrebalances mayores a 300 psi

Eventos potenciales de generación de daño

Perforación

Daños por polimeros

Residuos de geles/polimeros

Formación dinámica del revoque

Formación de revoqueExterno - Interno

Interno

Externo

Volumen de filtrado

Tiempo

Formación de revoque

Spur losses

Filtrado dinámico

Arranque del pozo

Interno

Externo

Zona de alta velocidad

Residual Filtercake on Formation Sand

Conventional Drilling Mud Polymers

• Xanthan gum • PAC (Poly-Anionic Cellulose)• Starch, Cellulose & XC

All with or without CaCO3 or Sized Salts

Mudcake Removal Treatments

• Bleach (NaOCl) or LiOCl• Ammonium persulfate• Acids

Drawbacks:• Non-specific, highly reactive species• Worm-holes• Corrosion of Tools/Tubulars

Sandstone Core Before XC Removal Treatment

Sandstone Core after XC Removal Treatment

Filter Cake Removal after Vari Treatments

Invasión de lavadores y espaciadoresInvasión de filtrado de cemento

Cementación

Eventos potenciales de generación de daño (Cont.)

Aditivos y condiciones Cañoneo, Control de arena, Fracturamiento

Procesos de terminación y reparación de pozos

ReactivasNo reactivasFracturamientos

Estimulaciones

Eventos potenciales de generación de daño (Cont.)

Interacción fluido-fluido y fluido-roca

Taponamiento físicoDesestabilización de arcillasMigración de finosCambio de mojabilidadActivación surfactantes naturalesPrecipitación de silicato de sodioFormación de emulsiones viscosas taponantesAdhesiónPrecipitados orgánicos e inorgánicos

Mecanismos de Daño

Cambios de saturación Bloqueo por agua Zona compactadaDesconsolidación de la matrizPrecipitación de compuestos de hierroPrecipitación de fluosilicatos de sodio o potasioPrecipitación de fluoruro de calcio y de aluminioSílica gelInteracciones químicas con oxidantes

EMULSIONES

Pcap P PRn w

B

c= − =

γEn el poro Pn= Presión en la fase no mojante

Pw= Presión en la fase mojante

P c a p P PR Rn w

T

T c= − = −

⎛

⎝⎜

⎞

⎠⎟γ

1 1En la garganta C= Cuerpo del poro

T= GargantaSi la fase no mojante está estacionaria o fluyendo lentamente, Pn es la misma en todo el poro,

y la fase mojante tenderá a fluir desde el cuerpo del poro hacia la garganta. Estos poros se llaman lugares de formación de emulsiones, de la forma que se observa en la figura siguiente.

Tres condiciones:

• Los sitios de generación deben ser muchos alrededor del pozo

• La fase mojante debe ser continua para que la película fina de la fase mojante pueda fluir hacia las gargantas

• Las lamellas deben ser estables (presencia de un surfactante o finos)

P PwB

wT>R1

Rc

MAS

EFECTO DE LA VISCOSIDAD DE LAEM ULSION

VISCOSI DAD,CP

1

10

100

1000

10000RE= 1 PIE RE= 2 PIES

regresar

Emulsiones

FLUIDODEL

POZO

CASING

CEMENTO ZONACOMPACTADA

RESIDUOSSOLIDOS

p = pwfs

p = pwf

Flujo de fluido dela formación

DAÑOS OCASIONADOS DURANTE EL CAÑONEO

• Invasión del fluido de completación a la formación.

• Tan solo el 30% de las perforaciones se limpian parcialmente, quedando con una eficiencia de flujo reducida.Resultado : Pozos de baja productividad

• No ocurre invasión del fluido de completación a la formación.

• Se limpian el 100% de las perforaciones, quedando con una alta eficiencia de flujo.

• Costos adicionales por uso de controlador de presión en cabezal y cañón tipo TCP.

• Longitud y diámetro de la perforación menores.Resultado: Pozos de alta productividad

SOBREBALANCE BAJOBALANCE

CAÑONEO

ESTIMULACIONES MATRICIALES

REACTIVAS Y NO REACTIVAS

ESTIMULACION ÁCIDA

Tipos de ácido1.- Fundamentales

• Acido clorhídrico, HCl• Acido fluorhídrico, HF• Acido acético CH3- COOH• Acido fórmico HCOOH

2.- Combinaciones y formulaciones especiales• Mud-Acid: Mezcla de HCl y HF• Mud Acid secuencial: Etapas alternas de HCl y NH4F (Clay-

Sol)• Acidos alcohólicos• Mud acid retardado con cloruro de aluminio• Acidos dispersos• Acidos removedores de sólidos y de cañoneo• Acido fluobórico (Clay Acid)

ESTIMULACION

Modificaciones del ácido por medio de aditivos

Aditivos indispensables

• Inhibidor de corrosión

• Estabilizador de hierro

• Surfactante

Cualquier otro aditivo es opcional, y debe demostrarse la necesidad de usarlo, probando su compatibilidad con los fluidos de la formación.

NO USAR NUNCA ADITIVOS INNECESARIOS

ESTIMULACION ACIDA

RADIO DE PENETRACION (PIES)

050

100150200250300350400

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5 8050100150200250300350400Φ 5%

Φ 10%

Φ 15%

Φ 20%

Φ 25%

FIGURA 34 : VOLUMEN VS. PENETRACION RADIAL POR PIE DE ESPESOR

V= πr2hφ, para h= 1

VO

LÚ

ME

NE

S R

EQ

UE

RID

OS,

BB

LS

ESTIMULACION ACIDA

Componentes de un tratamiento ácido

1. Preflujo(s)• Evitan el contacto del ácido con el crudo• Evitan el contacto del ácido fluorhídrico con compuestos de sodio, potasio o

calcio

2. Tratamiento(s)• Mezclas de ácido diseñadas para eliminar el daño

3. Desviador de flujo

• Material sólido o de alta viscosidad para desviar el tratamiento hacia otro intervalo de interés

4. Sobredesplazamiento• Lleva el ácido hasta el límite del área crítica• Soluciones de NH4Cl, gasoil con solv. mutuo (s.p.), solv. mutuo con

surfactante, nitrógeno

OPCIONES PARA DESVIO DE TRATAMIENTOS

METODOS QUIMICOS

ACIDO BENZOICO

ESPUMAS

METODOS MECANICOS:

PELOTAS SELLANTES

PUENTES DE ARENA

STRADLE CON EMPACADURAS INFLABLES

ESTIMULACION NO REACTIVA

Tratamientos no reactivos (no ácidos)

• Combinaciones de solventes aromáticos, solventes mutuos y surfactantes, para resolver problemas de cambios de mojabilidad y/o taponamiento por emulsiones (Ultramix, Ultraclean, CleanSweep, Sperse-O, etc.)

• Tratamientos secuenciales de oxidantes y Na(OH) para eliminar taponamientos con bacterias en pozos inyectores de agua

• Tratamientos con enzimas para rompimiento o lavado de revoques de fluídos poliméricos

• Mezclas de solventes mutuos, cloruro de amonio y estabilizadores de arcilla, en presencia de clorita en exceso

• Mezclas de ácido acético anhidro, solventes mutuos y solventes aromáticos, especialmente para la limpieza de empaques de grava

FRACTURAMIENTO HIDRAULICO

Las propiedades de la roca y la orientación del pozo con respecto a los esfuerzos horizontales máximo y mínimo (vertical, inclinado, horizontal) influirán en la geometría de la fractura.

La fractura se propagará perpendicular al esfuerzo mínimo horizontal

ORIENTACION Y GEOMETRIA

--MejoraMejora la produccila produccióón n

--Desarrolla Desarrolla reservas adicionales.reservas adicionales.

--SobrepasaSobrepasa zonas altamente dazonas altamente daññadas.adas.

--ReduceReduce la deposicila deposicióón de asfn de asfááltenos.ltenos.

--ControlaControla la produccila produccióón de escamas.n de escamas.

--ConectaConecta sistemas de fracturas naturales.sistemas de fracturas naturales.

--AseguraAsegura la produccila produccióón de intervalos laminares.n de intervalos laminares.

--ConectaConecta formaciones lenticulares.formaciones lenticulares.

Objetivos del Fracturamiento Hidráulico.Objetivos del Fracturamiento Hidráulico.

Objetivos del Fracturamiento Hidráulico.Objetivos del Fracturamiento Hidráulico.

-Disminuye la velocidad de flujo en la matriz rocosa.

-Incrementa el área efectiva de drenaje de un pozo.

-Disminuye el numero de pozos necesarios para drenar un área.

-Reduce la necesidad de perforar pozos horizontales.

-Disminuye la caída de presión en la matriz.

-Retarda el efecto de conificación del agua.

OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO (Cont.) OBJETIVOS DEL FRACTURAMIENTO (Cont.)

FACTOR ADIMENSIONAL DE CONDUCTIVIDADFACTOR ADIMENSIONAL DE CONDUCTIVIDAD

wwkk

FF CDCD

kk ff

xx ff

==

CONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURACONDUCTIVIDAD DE LA FRACTURA

Kf = Permeabilidad de la fractura (selección del material de soporte)

w = ancho de la fractura (diseño)

k = Permeabilidad de la formación (propiedad del yacimiento)

Xf = Longitud de la fractura (diseño)

Capacidad de ProducciónCapacidad de Producción

4000

6000

8000

10000

12000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000

Pres

ión

de F

ondo

(ps

ia)

Pres

ión

de F

ondo

(ps

ia)

Caudal de Petróleo (bpd)Caudal de Petróleo (bpd)

1/4”1/4”

3/8”3/8”

7/16”7/16”

Indice de Productividad0.58 bpd/psi

Indice de Productividad0.58 bpd/psi

Indice de Productividad8.0 bpd/psi

Indice de Productividad8.0 bpd/psi

EFECTOS SOBRE LA PRODUCCIONEFECTOS SOBRE LA PRODUCCION

A.I.D.A.A.I.D.A.

AA NALISISNALISIS

II NTEGRACIONNTEGRACION

DDISEÑOISEÑO

AA PLICACIONPLICACION

VISIONVISION

ANALISISANALISIS

- Selección de candidatos.- Geomecánica.- Medición de permeabilidad, porosidad.- Identificación y medición del daño.- Evaluación de propiedades reológicas

de fluidos de fractura. - Selección de la técnica de

fracturamiento.

- Selección de candidatos.- Geomecánica.- Medición de permeabilidad, porosidad.- Identificación y medición del daño.- Evaluación de propiedades reológicas

de fluidos de fractura.- Selección de la técnica de

fracturamiento.

GEOLOGIAGEOLOGIA

INTEGRACIONINTEGRACION

YACIMIENTOYACIMIENTO

PRODUCCIONPRODUCCION ESTIMULACIONESTIMULACION

OPTIMIZACIONOPTIMIZACION

DISEÑODISEÑO

- Análisis NODAL.- Dimensionamiento de la fractura (Fracpro).- Selección del material de soporte.- Selección de los fluidos.- Esquemas de ejecución de operaciones.- Pautas para la ejecución del Minifrac.

- Análisis NODAL.- Dimensionamiento de la fractura (Fracpro).- Selección del material de soporte.- Selección de los fluidos.- Esquemas de ejecución de operaciones.- Pautas para la ejecución del Minifrac.

APLICACIONAPLICACION

- Análisis de Minifrac.- Rediseño de la operación de fractura.- Monitoreo de la operación (Fracpro).- Evaluación de resultados.- Seguimiento de la producción.

- Análisis de Minifrac.- Rediseño de la operación de fractura.- Monitoreo de la operación (Fracpro).- Evaluación de resultados.- Seguimiento de la producción.

Generación de la fracturaGeneración de la fractura Arenamiento en punta .Arenamiento en punta . Ensanchamiento de la fractura.Ensanchamiento de la fractura.

TECNICAS DE FRACTURAMIENTOTECNICAS DE FRACTURAMIENTO

FRACTURAMIENTO EN FORMACIONES DE ALTA PERMEABILIDAD

Técnica de fracturamiento con arenamiento en punta (TSO)

00 1000010000 2000020000 3000030000 4000040000 5000050000

Antes del Frac.Antes del Frac.

Después delDespués delFrac.Frac.

BPDBPD

18245 BPD18245 BPD182 % de Incremento

en la producción182 % de Incremento

en la producción

Resultados Fracturamiento Hidráulico (16 pozos)

Estimulaciones ineficientesEstimulaciones ineficientes

Cau

dal d

e Pr

oduc

ción

Cau

dal d

e Pr

oduc

ción

Tiempo (meses)Tiempo (meses)00 1010 2020 3030

(bop

d)(b

opd)

101011

101022

101033

101044

Sin FracturaSin Fractura

Con FracturaCon Fractura

EFECTOS SOBRE LA PRODUCCION EFECTOS SOBRE LA PRODUCCION

SSÓÓLIDOS ORGLIDOS ORGÁÁNICOSNICOS

ASFALTENOSASFALTENOS PARAFINASPARAFINAS

600.000 BPD afectados por precipitación de asfaltenos

500.000.000 Bs anuales en limpieza de parafinas y 12.000 Bls de producción diferida por mes

Formación de depósitosen tuberías

Precipitación de asfaltenos y parafinas

¿POR QUÉ PRECIPITAN LOS ASFALTENOS?

• CAMBIOS DE PRESIÓN• VARIACIONES EN COMPOSICIÓN• T, pH

¿POR QUÉ SE DEPOSITAN LAS PARAFINAS?

•CAMBIOS DE PRESIÓN •DISMINUCION DE LA TEMPERATURA•VARIACIONES EN COMPOSICIÓN

DIAGNÓSTICO Y CONTROL DE LA PRECIPITACIÓN DE SÓLIDOS

ACCIONES

PREVENTIVAS CORRECTIVAS PREDICTIVAS

DIAGNÓSTICO Y CONTROL DE LA PRECIPITACIÓN DE SÓLIDOS

Métodos preventivos para control de asfaltenos:

Mantenimiento de presión

Inyección continua de dispersantes

Simulación del proceso

Fracturamiento hidráulico

Recañoneos

Métodos correctivos:

Limpieza mecánica + solventes

Forzamiento de solventes aromáticos

mejor dispersante

604020000.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

Volumen nC7 (ml)

Abso

rban

cia

Umbral de Floculación

CRUDOCRUDO +DISPERSANTE 1CRUDO +DISPERSANTE 2

mayor umbral de floculación

Selección de inhibidores de precipitación de asfaltenos

ACCIONES PREVENTIVAS

INYECCION DE INHIBIDORES DE PRECIPITACIÓN

CABEZAL

FONDO DE POZO

FORZAMIENTO

ACCIONES PREVENTIVAS

Métodos preventivos para control de parafinas:

Métodos térmicos: gas caliente, calentamiento eléctrico, aislamiento térmico, reacciones químicas exotérmicas

Inyección de inhibidores

Pig-lift

Métodos correctivos:

Limpieza mecánica

Forzamiento de solventes calientes

Crudo

Microscopio de luz polarizada con control de temperatura

T1

T2 (punto

de nube)

Selección de inhibidores de precipitación de parafinas

ACCIONES PREVENTIVAS

Caracterización de depósitos

% de inorgánicos presentes

% de orgánicos

Caracterización de problemas con asfaltenos Caracterización de problemas con asfaltenos

Silicio

Carbonatos

ArcillasParafinas

Asfaltenos

Resinas

Aromáticos

Todo lo que es negro no es asfaltenos

Caracterización físico-química del crudo muerto

Destilación atmosférica

Destilación al vacío

Análisis de SSaturados-AAromáticos-RResinas-AAsfaltenos (SARA)(SARA)Peso Molecular por OOsmometría de PPresión de VVapor (VPO)(VPO)

Caracterización de problemas con asfaltenos

Tip

o de

hid

roca

rbur

o (%

p/p

)

0

20

40

60

80

100

Crudo

Asfaltenos

ResinasAromáticos

Saturados

1 10 20 30

INESTABLE ESTABLE

Caracterización del crudo

Caracterización de problemas con asfaltenos

Determinación de la envolvente de fases (SPLASH)

Caracterización de problemas con asfaltenos

DEFINICIÓN

¿QUE ES “CONFORMANCE CONTROL TECHNOLOGY”?

““CUALQUIER ACCICUALQUIER ACCIÓÓN QUE SE TOMA PARA EL N QUE SE TOMA PARA EL MEJORAMIENTO DEL PERFIL DE PRODUCCIMEJORAMIENTO DEL PERFIL DE PRODUCCIÓÓN E N E INYECCIINYECCIÓÓN DE FLUIDOS EN UN POZON DE FLUIDOS EN UN POZO””

(SPE 35171, MARZO 1996).(SPE 35171, MARZO 1996).

BENEFICIOS DE LA TECNOLOGÍA DE CONTROL DE AGUA:

aaINCREMENTA LA EFICIENCIA DE RECOBRO.INCREMENTA LA EFICIENCIA DE RECOBRO.

aaPROLONGA LA VIDA PRODUCTIVA DEL POZO.PROLONGA LA VIDA PRODUCTIVA DEL POZO.

aaREDUCE LOS COSTOS DE LEVANTAMIENTO.REDUCE LOS COSTOS DE LEVANTAMIENTO.

aaMINIMIZA EL TRATAMIENTO Y DISPOSICIMINIMIZA EL TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓÓN DE AGUA.N DE AGUA.

RESERVAS REMANENTES DE RESERVAS REMANENTES DE PETROLEO ATRACTIVASPETROLEO ATRACTIVAS

POZOS PRODUCTORES CON POZOS PRODUCTORES CON ALTOS CORTES DE AGUAALTOS CORTES DE AGUA

(%

(% A

ySAyS ))

Tasa

(BPP

D)

Tasa

(BPP

D)

19981998

Agua200200

400400

600600

2020

4040

6060

8080

19681968 19781978 19881988

Petróleo

% % AySAyS

Mas de 1000 pozos productoresMas de 1000 pozos productoresMas de 50 pozos inyectoresMas de 50 pozos inyectores

•• IRRUPCIONES PREMATURASIRRUPCIONES PREMATURAS•• BAJA EFICIENCIA DE BARRIDOBAJA EFICIENCIA DE BARRIDO

DISMINUCION RECOBRO DEL PETROLEO

•• AUMENTO VOLUMEN DE GAS LIFTAUMENTO VOLUMEN DE GAS LIFT•• PROBLEMAS EN TRATAMIENTO PROBLEMAS EN TRATAMIENTO

DISPOSICION DE AGUADISPOSICION DE AGUA•• INCREMENTO EN LAS INCREMENTO EN LAS

REPARACIONES DE POZOSREPARACIONES DE POZOS

INCREMENTO DE COSTO DE PRODUCCION

ANTECEDENTES

VENEZUELA PRODUCE UN ESTIMADO DE 14.0 MM BLS DE

AGUA DE PRODUCCIÓN (184 proy de inyec. de agua).

MÁS DE 5 BLS DE AGUA DE PRODUCCIÓN POR BL DE CRUDO

PRODUCIDO.

COSTOS DE TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE AGUA ESTÁN

ALREDEDOR DE LOS 300MM DE $/AÑO (sólo en tratamiento)

ANTECEDENTES

Se estima que por cada reducciSe estima que por cada reduccióón de 1% n de 1% en la produccien la produccióón de agua, los ahorros de lan de agua, los ahorros de laindustria pueden alcanzar entre 5 y 10 industria pueden alcanzar entre 5 y 10 MM$MM$

al aal añño, ademo, ademáás de los impactos positivoss de los impactos positivossobre el medio ambiente.sobre el medio ambiente.

Incentivo económico de la reducciónde la producción de agua

Research Groups (http://baervan.nmt.edu/ResSweepEffic/reservoir.htm)

IDENTIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE AGUA

•Fugas del revestidor. • Arenas de alta conductividad.(c/s flujo cruzado)

•Conificación (verticales). •Cusping (horizontales).

•Fracturas o fisuras (conificación 2D).•Canalización.

OPCIONES TECNOLÓGICASPARA CONTROL DE AGUA

Mecánicos

• Cemento, arena, CaCO3• Geles, emulsiones, resinas• Espumas, partículas, precipitadode sales, microorganismos

• Polímeros / control de movilidad

• Empacaduras, tapón puente.• Abandono del pozo.• Pozos laterales, desviados.• Pozos interespaciados.• Control del flujo del patrón• Pozos horizontales• Completaciones inteligentes

Químicos

Métodos de completacióndual para el control de

la conificación en elcontacto agua-petróleo

Separación agua-crudoa fondo de pozo

Downhole Water Sink(DWS)

Basado en hidrociclones

acoplados a sistemas

convencionales de bombeo

Downhole Oil-WaterSeparation

(DHOWS o DOWS)

Arreglo de bombas yválvulas que aprovecha la

segregación naturalagua - crudo

Dual Action PumpingSystem (DAPS)

Métodos mecánicos para la separaciónde agua y crudo a fondo de pozo

Water

Oil

DWS Design Parameters

1. Position and length of oilperforations

2. Oil productionrate

3. Position andlength of waterperforations

4. Water drainage rate

Zonaproductora

Zona deinyección

Hidrociclón

Motor

Bombafluidos

Bombacrudo

Configuración básica DHOWS

Hidrociclón acoplado a sistema de bombeo electrosumergible, cavidades progresivas o mecánico.

Disponibles para completaciones de 51/2 a 95/8” y capacidades de hasta 20000 BPD (4000m3/d).

Aplicaciones para la inyección debajo de la zona productora, flujo cruzado (Water loop), inyección de agua en pozos multilaterales y control de la conificación.

Costos de los sistema oscilan entre 150 y 300 M$.

Hidroseparador ó Hidrociclón

Información básica de los sistemas DHOWS

Completaciones inteligentes

CONTROL DE ARENA

Arenas no consolidadasEmpaques de grava: hueco abierto y pozos entubados

Liner tanurado

Rejillas preempacadas

Consolidación

Liner expandible

CEA 73 Phase 3 Well Screen Plugging Studies

• Completion Technology Research Guild

Center for Improved Recovery, Texas A&M University, Conoco Inc. , Westport Technology, Houston, Constien & Assoc.

D. B. Burnett, Richard Hodge, Vernon Constien

Openhole Gravelpack Cleanup

• The photograph shows an open wellbore partially filled with sand. The filtercake from the test Drill-in fluid can be seen between the wellbore wall and the gravelpack sand in the wellbore. (The well screen assembly has been removed.)

• The photograph shows an open wellbore partially filled with sand. The filtercake from the test Drill-in fluid can be seen between the wellbore wall and the gravelpack sand in the wellbore. (The well screen assembly has been removed.)

Arenas consolidadas

Influencia de campo de esfuerzos

Cañoneo orientado

Pozo orientado según campo de esfuerzos

Drawdown crítico ====> Control de estranguladores

Fracturamiento hidráulico (TSO):

Altos FCD

Alta conductividad de la fractura

Fracturas anchas y cortas

Arenamiento

Enfoque Propuesto

Potencialde Producción

Prueba< Potencial

Pozo en OperaciónNormal

no

si

RestriccionesCapacidad

en superficie

Restriccionesen Completación

de Producción

ProblemasEquipo de

Levantamiento

Problemasequipos medicióncontrol automat.

Daño deFormación

ConfiabilidadEquipos Supf./ Riesgos amb.

SOLUCIÓN INTEGRADA

Análisis nodal

Forma más efectiva de cuantificar diferencia entre rendimiento pozo y la producción que se obtendría por ajustes en:

• Tubería

• Levantamiento Artificial

• Comportamiento yacimiento

Comportamientopotencial

Comportamientoactual

Diferencia entre comportamientoactual y potencial del pozo

4500

4000

3500

3000

2500

20000 20 40 60 80 100

Tasa de flujo (bpd)

Pres

ión

(lpc)

S

S=0

Tuberías,Lev. Artificial Umbral

asfaltenos

Drawdown crítico

• Mejorar proceso de diagnóstico mediante la incorporación de sistemas expertos, obtención de la data apropiada y la formación de equipos integrados

• Realizar control efectivo de agua, depósitos y emulsiones

• Masificación de fracturamiento hidráulico en zonas con alto factor de daño y para control de arena

• Masificación de cañoneo orientado en yacimientos con contraste de esfuerzos horizontales

Oportunidades

• Optimar las acidificaciones matriciales mediante el uso apropiado de preflujos y desviadores

• Control de daños de formación en pozos horizontales

• Diseño de estimulaciones adaptadas a las completaciones actuales de pozos horizontales

• Desarrollar plan de formación de ingenieros de productividad de pozos

Oportunidades