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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]
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