Tema Nº 5. Control de Agua y Gas 2-2014

8/19/2019 Tema Nº 5. Control de Agua y Gas 2-2014

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Cátedra: Reacond icio nam iento de Pozos

Tema # 4. Contr ol de Agu a y Gas

La tecnología de control de agua es una actividad que consiste en mejorar los

perfiles de inyección o producción de un pozo, minimizando los efectos de

conificación y/o canalización de fluidos, para mejorar la eficiencia de recuperación

Los posibles problemas que originan la alta producción de agua son:

Perforación dentro de la zona de agua o muy cerca de ésta.

Producción no deseada proveniente de algún canal formado detrás de

revestidor.

Canales formados por la inyección de agua o desplazamiento natural del

acuífero.

Canalización a través de capas de alta permeabilidad.

Fisuras hacia el acuífero.

Alteraciones de la humectabilidad de la roca.

A continuación se presentan los problemas que genera la alta producción de agua: Disminución de la producción de petróleo

Acortamiento de la vida útil del pozo

Incremento de los costos operacionales

Problemas operacionales

Problemas ambientales


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• IRRUPCIONES PREMATURAS• BAJA EFICIENCIA DE BARRIDO

DISMINUCION RECOBRO DELPETROLEO

• AUMENTO VOLUMEN DE GAS LIFT• PROBLEMAS EN TRATAMIENTO

DISPOSICION DE AGUA• INCREMENTO EN LAS

REPARACIONES DE POZOS

INCREMENTO DE COSTO DEPRODUCCION

RESERVAS REMANENTES

DE PETROLEO ATRACTIVAS

POZOS PRODUCTORES CONALTOS CORTES DE AGUA

( % A y

S )

T a s a ( B P P D )

1998

Agua

200

400

600

20

40

60

80

1968 1978 1988

Petróleo

% AyS

Mas de 1000 pozos productores Mas de 50 pozos inyectores

ANTECEDENTES


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Incentivo Económico Se estima que por cada reducción de 1% en la producciónde agua, los ahorros de la industria pueden alcanzar entre

50 y 100 MM$ al año.

Venezuela produce un estimado de 140 MM Bls. de agua deproducción al año. Más de 5 Bls. de agua de producción porbarril de crudo producido.

Los costos de tratamiento y disposición de agua estánalrededor de los 1.800 MM de Bs/año.

Incentivo Ambiental La producción petróleo a menudo trae asociado la

producción de volúmenes substanciales de agua quedeben ser tratados o dispuestos en superficie. Si secontrola o separa el petróleo del agua en el pozo, seminimiza de gran forma la producción el agua y suspreocupaciones ambientales inherentes.


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FALLAS MECÁNICASMALA CEMENTACIÓN

CONIFICACIÓN ADEDAMIENTO

PROBLEMAS ASOCIADOS AL YACIMIENTO

PROBLEMAS ASOCIADOS AL POZO


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ALTAPRODUCCIÓN

DE AGUA

COMUNICACIÓN

MECANISMOSZONAS DE AGUAADYACENTES

ACIDIFICACIÓN

FRACTURAMIENTO

NATURAL

INDUCIDO

INYECCIÓN DE AGUA

CONIFICACIÓN

EMPUJE HIDRAULICO

ADEDAMIENTO

ALTA PRODUCCIÓNBUENA PERMEABILIDAD VERTICAL

ALTA PRODUCCIÓN VARIACIÓN AREAL PERMEABILIDAD

ESTRATIFICACIÓN

FALLAS CEMENTACIÓN

MECÁNICAS

FALLAS REVESTIDOR / TUBERIA

EMPACADURAS

DIAGRAMA CAUSA-EFECTO


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Identificación De Las Fuentes De Agua

Fugas delRevestidor

Arenas de AltaConductividad

ConificaciónFracturas o Fisuras

Canalización


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Registros de cementación (CBL, VDL, GR)

Registro de

producción (PLT)Registro de flujo de

agua “ water flow log”


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Técnica sencilla que involucra data de producción

Fue desarrollada mediante simulación numérica utilizando

condiciones específicas

Permite distinguir entre 4 tipos de causas, mediante el

comportamiento de la Relación Agua Petróleo (RAP) y su derivada(RAP´) en el tiempo en gráficos doble logarítmicos

Los eventos en la historia de producción con influencia en la

RAP dificultan la identificación de patrones

Sus resultados no son determinantes, por lo que NO debe ser

considerada aisladamente sino componente de un análisis

integral.


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COMUNICACIÓNMECÁNICA

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Tiempo (días)

R A P - R A P '

RAP

RAP’

Avance normal delacuífero

Gráficos Diagnóstico de Chan (RAP-RAP’ vs Tiempo)


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Método de LSU (Método de la Un ivers id ad de Lous iana)

RAP = 2E-13 x (t -t bt) 2,1429

R2 = 1

1,E-11

1,E-10

1,E-09

1,E-08

1,E-07

1,E-06

10 100 1000Tiempo (días)

R A P y R A P D e r i v a d a

RAP RAP Derivada Potencial (RAP)


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Fuentes De Agua

• Comunicación:Fallas de Cementación.Fallas Mecánicas.

• Mecanísmos de Producción:

Conificación.Adedamiento.Inyección de Agua.

• Zonas de Agua Adyacente:

Fracturamiento Inducido.Fracturamiento Natural.Acidificación Matricial.


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Causa Diagnóstico

Conificación

Trabajo a Realizar

Comportamiento de

Producción: Rápido Aumento

de % de AyS.

Gráfico Diagnóstico de

Chan: Identificar el mecanísmo

de producción de agua.

Zona Infrayacente saturada

de agua.

CAP Cercano: presencia de

acuíifero de fondo y/o lateral.

Análisis de la Relación

Kv/Kh (de existir información de

núcleos). Alta relación Kv/Kh

Registros PLT: Identificación

de zona de agua.

Cañonear al tope de la arena

con cargas de alta densidad.

Producir por debajo de la tasa

crítica. Inyección de geles

(polímeros) Sellantes sobre el

CAP. (Krw DISMINUYE ).

Conning inverso;

completaciones Duales.

Cierre temporal: Cerrar el

pozo por un tiempo, dejar

estabilizar los fluidos

(segregación gravitacional) y

volver a producir bajo tasa

Crítica.

Yacimiento con empuje

de agua fuerte, en

condiciones de pozos

con alto drawdown

(producciòn sobre tasa

crítica).


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Causa Diagnóstico

Adedamiento

Trabajo a Realizar

Comportamiento de Producción:

Rápido Aumento de % de AyS.

Grafico Diagnóstico de Chan:

Identifica el Mecanismo de producción

de agua.

Zona Infrayacente saturada de agua.

CAP Cercano: presencia de acuíifero

de fondo y/o lateral.

Caracterización Areal de

Permeabilidades por Unidad de Flujo

Registros PLT: Identificación de zona

de agua.

Completación Selectiva.

Producir por debajo de la tasa

crítica.

Aislar mecánicamente la zona de

agua: tapón puente, empacaduras,

etc.

Aislar quimicamente la zona de

agua: cemento, geles, emulsiones,

resinas, polimeros, etc.

Yacimientos con empuje

hidraúlico laterales o radiales,

estratificados donde las

características petrofísicas

difieren presentandose

algunos estratos con mejor

permeabilidad que otros,

pudiendo ocasionar el

adedamiento por la presencia

de agua en estos lentes muy

permeables.


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Cátedra: Reacond icio nam iento de PozosTema # 4. Contr ol de Agu a y Gas

Causa Diagnóstico

Inyección de agua

Trabajo a Realizar


Alto %AyS coincide con inicio de

la inyección en pozo vecino.

Caracterización en laboratorio

de agua producida Vs. Agua de

formación: diagramas Stiff.

Utilización de trazadoresradiactivos: control del frente de

agua con irrupción prematura.

Registros de PLT (productores)

y de Inyectividad (Inyectores).

Registros de Saturación:monitoreo de frentes de

inyección.

Bloqueo del canal de alta

permeabilidad: mediante

cementación del cañoneo o geles

sellantes.

Control de la tasa de inyección:

manteniendo la presión de

inyección por debajo de la presiónde fractura de la formación.

Control de la tasa de producción:

para evitar una canalización

forzada de agua.

Baja densidad de cañoneo: en elintervalo de alta permeabilidad.

Cañoneo hacia la base del

intervalo: restringiendo el flujo de

agua.

Canalización de agua

productor - inyector:

Por canal de alta

permeabilidad natural /

inducido.

Por sobreinyección de

agua (fracturamiento).Por trabajos de

estimulación: fracturamiento

hidraulico; acidificación

matricial.

Elevada tasa deproducción: adedamiento.


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Zona de Aguas Adyacentes.- Fracturamiento Natural

Zona de Aguas Adyacentes. Fracturamiento Inducido/AcidificaciónMatricial

Causa Diagnóstico Trabajo a Realizar

Comportamiento de Producción.Caracterización de Yacimiento:

Caracterización del Sistema de

fractura.

Aislar zona de agua. (De serposible).

Abandono del Pozo.

Yacimientos Fracturados,

donde los canales de alta

permeabilidad pueden

conectar el acuifero con el

pozo.



incremento del % AyS coincidecon tratamiento.

Cementación Forzada: En caso

de falla de cemento.Reemplazar empacaduras: en

caso de falla de la empacadura.

Aislar Zona ( Completación

Selectivas).

Propagación indeseada de la

fractura ó mal diseño de lamisma


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Causa Diagnóstico Trabajo a RealizarComportamiento de Producción: Prueba

de Completación: alto %AyS, no

esperado, rápido aumento del %AyS.

Gráficos Diagnóstico de Chan

identificación el tipo de mecanismo de

producción de agua.

Registro de Cementación CBL/VDL):

identificación de la zona no cementada.

Registro PLT: identificación de la fuente


Pruebas selectivas de Producción:

identificación de la fuente de producción

de agua.

Caracterización en laboratorio de agua

producida Vs. Agua de formación:

diagramas Stiff.

Cementación Forzada: En caso de

falla de cemento.

Reemplazar empacaduras: en caso

de falla de la empacadura.

Aislar zona (Completación

selectivas).

Deficiente cementación

primaria.

Arena infra y/o suprayacente

saturada de agua o gas.

COMUNICACIÓN. Fallas de Cementación


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Comportamiento de Producción: Prueba

de Completación: alto %AyS, no esperado.

Registro de Cementación CBL/VDL):

descarta que no es un problema de

cementación primaria.

Registro PLT: identificación de la fuente


Pruebas selectivas de Producción:

identificación de la fuente de producción

de agua.

Caracterización en laboratorio de agua

producida Vs. Agua de formación:

diagramas Stiff.

Pruebas de filtración de empacaduras:

identificación de empacaduras

desasentadas.

Banderola: identificación de la

profundidad de un hueco en tubería.

Sacar completación y cambiar

tubería rota.

Colocación de un “pack off”: hueco

de tubería (menor a 2 pies)

Intentar asentar empacadura por

presión o hidraulica.

Sacar completación y sustituir

empacadura.

Colocación de un “casing patch”:

hueco en revestidor.

Cementar revestidor: hueco en

revestidor.

Falla en el revestidor:

revestidor corroído o roto

Falla en tubería: hueco en

tubería, juntas mal enroscadas.

Empacaduras desasentadas:

comunicación entre zonas.

Tapón filtrando:

comunicación entre zonas no

deseada.

Fallas Mecánicas (Configuración de los Pozos)


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Opciones Tecnológicas Para Control De Agua

Mecánicos

•Cemento, arena, CaCO3

•Geles, emulsiones, resinas•Espumas, partículas, precipitado

de 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


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Después de que las aguas efluentes de producción sonseparadas en los procesos de deshidratación, se tratanadecuadamente de acuerdo con la disposición finalestablecida:

Al ambiente: La disposición final de las aguas puedeser al medio, para verterlas al mar, ríos, lagoscercanos a las instalaciones de producción, parautilizarlas con fines agropecuarios

Para inyección en el sub suelo con fines productivos:La industria petrolera utiliza la inyección de aguacomo mecanismo de recuperación secundaria

Manejo y disposición final del agua de formación


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Manejo y disposición final del agua de formación

Ó Ó


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Clasificación de las aguas de formación

Tipo de agua % meq/lt

Na/Cl Na-Cl/SO4 Cl-Na/Mg

Connata Cloruro de calcio < 1 < 0 > 1

Cloruro de magnesio < 1 < 0 < 1

Meteóricas Bicarbonato de sodio

> 1 > 1 < 0 Sulfato de sodio

> 1 < 1 < 0

La siguiente tabla muestra los parámetros tomados en cuenta por Sulin para la

clasificación de las aguas de formación.

CARACTERIZACIÓN DE AGUAS DE FORMACIÓN

Í


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•CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SULIN

•CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR BOJARSKI

•CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SCHOELLER

CLASIFICACIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN

•CLASIFICACIÓN GENÉTICA

•CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR HEM

METODOLOGÍA APLICADA

METODO OGÍA AP ICADA


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CLASIFICACIÓN PROPUESTA POR SULIN

CLASE Na + /Cl - TIPO PARÁMETRO

METEÓRICA

CONNATA

1BICARBONATO DE SODIO

SULFATO DE SODIO

CLORURO DE CALCIO

CLORURO DE MAGNESIO

Na

+

- Cl

-

) / SO

4

>1

Na

+

- Cl

-

) / SO

4

1

Cl

-

- Na

+

) / Mg


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Cloruro-Calcio (I) Na+/Cl->0.85 Zonas hidrodinámicasCloruro-Calcio (II) 0.75


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CLASIFICACIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓN

•CLASIFICACIÓN GENÉTICA

TIPOS DE AGUA CONCENTRACION DE IONES

METEORICAS ALTA CONCENTRACION DEL

ION HCO3 CONNATAS ALTA CONCENTRACION DEL

ION Cl Y BAJACONCENTRACION DE HCO3

SO4

JUVENILES DIFICIL DE PREDECIRDEBIDO A QUE SON AGUASRECIENTES




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Determinación de FC

ION mgrs/lts o ppm(1)

FC(2)

ppm NaCl(1)*(2)

Na + 1962.38 1.00

Ca +2 5.24 0.79

Mg +2 2.45 1.36

Cl - 1424.93 1.00

SO 4 -2 105.97 0.53

CO 3 -2 38.00 0.65

HCO 3 - 2366.50 0.26

3647.5

[NaCl ppm)]

0.955

Rw

75

= 0.0123 +

1962.38

4.14

56.16

3.33

1424.93

615.29

24.70

CÁLCULO DE Rw

ppm NaCl




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• GRÁFICO DE REISTLE

•DIAGRAMA TERNARIO O TRIANGULAR

•MÉTODO DE MCKINNELL( MEZCLA DE AGUAS)

CARACTERIZACIÓN DE LAS AGUAS DE FORMACIÓNPOR METODOS GRÁFICOS

•GRÁFICO DE STIFF

•DIAGRAMA DE SULIN




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•DIAGRAMA DE STIFF


-7,4494 10 Na

-5,3453 20 Ca-6,0792 30 Mg

0 1583,43 40 Fe

0 40 CO3

0,1062 30 SO4

0,0184 20 HCO3

15,764 10 Cl

1583,52

Balance -0,09

DIAGRAMA DE STIFF10

20

30

40

-20 -15 -10 -5 0 5 10 15 20

Cl

Fe

Mg

Ca HCO3

CO3

SO4

Na

15 1520 2010 1055 0


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33/62




34/62



•DIAGRAMA TERNARIO O TRIANGULAR




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100 100

YACIMIENTO 0100

1 1

10 10

0.1 0.1INYECCIÓN0 100

CO3

SO4

Mg

HCO3

Ca

Cl

Na

AGUA INYECCIÓN: 28%

AGUA YACIMIENTO: 72%

DETERMINACIÓN DE PATRONES DE MEZCLASMétodo de McKinnell

CO3

HCO3

SO4

Mg

Ca

Cl

Na



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Es la tasa máxima de petróleo que minimiza el desequilibrio roca-

fluido (producción libre de agua).

Tasa crítica:

Es la tasa máxima de petróleo que minimiza el aumento deldesequilibrio roca-fluido (producción con agua).

Tasa Optima de Mantenimiento:

MODELO DE TASA CRÍTICA POR ADEDAMIENTO

( ) ( ) ( ) ( ) wM SenAKrwKowQc m a g g * - * * * * - * * = -

11088.41

CRITERIOS DE INESTABILIDAD DE "DIETZ"


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MODELOS DE TASA CRÍTICA POR CONIFICACIÓN

MUSKAT AND ARTHUR

MEYER Y GARDER

CANEY, NOBLE, HENSON Y RICE

CHIERICI ET AL

CHAPERON

SHOLS

YANG Y WATTENBARGER

GUO Y LEE

HOYLAND

SOBOCINSKI Y CORNELIUS

RECHAM

KUO Y DESBRISAY

CRAFT Y HAWKINS

CHAPELEAR HIRASAKI

VALOR AGREGADO DE LA CARACTERIZACIÓN DEL AGUA


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Avance del frentede agua

Diagnosticar y resolver

problemasde producción

Monitoreo, Control y

Caracterización del Aguade Formación e Inyección

Caracterización

del POES

Diagnosticar daños deformación y formación de

incrustaciones

VALOR AGREGADO DE LA CARACTERIZACIÓN DEL AGUA

METODOLOGÍA INTEGRAL PARA EL CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA


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METODOLOGÍA INTEGRAL PARA EL CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA

FASE I:

CARACTERIZACIÓN DEL YACIMIENTOFASE II:REVISIÓN PORPOZO

FASE III:

ANÁLISISDIAGNÓSTICO

FASE IV:

ACCIONES ATOMAR

FASE V: ANÁLISISECONOMICO

FASE I: CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DEL YACIMIENTO


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FASE I: CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA DEL YACIMIENTO

ESTRATIGRAFÍA YSEDIMENTOLOGÍA

ESTRUCTURA

AMBIENTEDEPOSITACIONAL

MAPAS DEISOPROPIEDADES

FASE I: CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DEL YACIMIENTO


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Presión vs Bo

1,0000

1,1000

1,2000

1,3000

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Presión (lpc)

B o ( B Y / B N )

FASE I: CARACTERIZACIÓN DINÁMICA DEL YACIMIENTO

Curvas de Permeabilidad Relativa petróleo - agua "Normalizadas"

VLE-196 BLOQUE V LAMAR

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

0,00 0, 10 0,20 0, 30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

*Sw

* K r o

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

* K r w

*Kro *Krw

Tasa Real vs. Tiempo

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

0 9 / 5 8

0 9 / 6 1

0 9 / 6 4

0 9 / 6 7

0 9 / 7 0

0 9 / 7 3

0 9 / 7 6

0 9 / 7 9

0 9 / 8 2

0 9 / 8 5

0 9 / 8 8

0 9 / 9 1

0 9 / 9 4

0 9 / 9 7

0 9 / 0 0

Fecha

T a s a R e a l ( B l s / d )

Tasa Real de Petróleo Tasa Real de Líquido

PERMEABILIDADRELATIVA

PRODUCCIÓN

PRESIONES

PVT

FASE II: REVISIÓN POR POZO


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FASE II: REVISIÓN POR POZO

11097´ - 11112´

11198´ - 11216´

11280´ - 11302´

11406´ - 11420´

11454´ - 11470´

11591´ - 11606´

11694´ - 11698´

11703´ - 11710´

11944´ - 11948´

11954´ - 11958´

Arena C-4 @ 11084´

Arena C-5 @ 11406´

Guasare @ 12178´

Empacadura

@ 11031´

Empacadura

@ 11382´

Empacadura@ 11659´

Empacadura@ 12199´

PUNTA @ 12590´

COMPLETACIÓN ACTUAL REGISTRO

El pozo fue completado mecánicamente el

14/07/1993 como productor sencillo selectivo(arenas C-4, C-5 y Guasare), siendo completada laformación Guasare a hueco abierto con forroranurado y Equipo de Levantamiento Artificial porGas.

En marzo de 1994 mediante un cortador sedetectó obstrucción a 11624’, pasó y tomómuestra a 11841’, ubicándose el nivel de fluido a

6500’.

El pozo continuó en producción de la zonaGuasare hasta comienzos de noviembre de 1994cuando fue cerrada, abriendo a producción doszonas de la arena C-5, mostrando un corte deagua de 30%.

El pozo fue puesto en producción comercial de

las arenas C-4 y C-5, con 1336 BND y un corte deagua de 24%.

Actualmente (octubre de 2002) el pozo produce554 BND con un corte de agua de 46%.

HISTORIA DEL POZO

FASE III: ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO


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Corte de Agua

Tasa Real de petróleo y Tasa Real de Agua Tasa Real de Líquido y Tasa Real de Petróleo

0

500

1000

15002000

2500

3000

01/1997 01/1998 01/1999 01/2000 01/2001 01/2002

Tiempo

T a s a R e a l (

B l s )

Tasa Real de Líquido Tasa Real de Petróleo

0

10

20

30

40

50

60

12/1997 10/1998 08/1999 06/2000 04/2001 02/2002

Tiempo

% A y S

0

500

1000

1500

2000

07/1993 11/1994 03/1996 08/1997 12/1998 05/2000 09/2001 02/2003

Tiempo

T a s a R e a l ( B N

P D )

Tasa Real de Petróleo Tasa Real de Agua

0

1020

30

40

50

60

70

80

11/1994 11/1995 11/1996 11/1997 11/1998 11/1999 11/2000 11/2001 11/2002

Tiempo

C

o r t e d e A g u a ( % )


PERÍODO: 1997-2002HISTORICO DE PRODUCCIÓN



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AMBIENTE DEPOSITACIONAL

PROPIEDADES PETROFÍSICASINTERVALO

(pies)

UNIDAD DE

FLUJO

ANP

(pies)

Porosidad

(%)

Permeabilidad

(md)

k x h

(md - pies)

11097-11112 C-4-3 72 23.85 688 49536

11198-11216 C-4-3a 22 20.90 123 2706

11280-11302 C-4-1 79 18.40 87 6873

11406-1142011454-11470

11591-11606 C-5-6 62 20.63 156 9672

11694-11698

11703-11710

11944-11948

11954-11958

20.54 103

C-5-9

C-5-5

C-5-1

2678

13532

15 18.31 72 1080

68 19.74 199

26

CANALDISTRIBUTARIO

CANALFLUVIAL

BARRAS DEMAREA



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0,00001

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Días acumulados

R A P y R A P D e r i v a d a

RAP RAP Derivada

Gráfico de ChanConificación con

Canalización tardía

Método de LSUConificación

RAP = 0,0734 x (t - t bt) 0,3281

R2 = 0,963

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000Tiempo (días)

R A P y R

A P D e r i v a d a



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ACCIONES A TOMAR

FASE IV: ACCIONES A TOMAR


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CONTROL TASA DE PRODUCCIÓN.

PERFILAJE DE REGISTROS ESPECIALES DE PRODUCCIÓN (PLT).

UTILIZACIÓN \DE QUÍMICA NO REACTIVA (GELES / SURFACTANTES).

CÁLCULO DE TASA ÓPTIMA.

LLEVAR A CABO TRABAJO MAYOR y/o MENOR (TALADRO, COILEDTUBING, ETC)

COLOCACIÓN DE TAPONES (PUENTE, PARAGUA, CEMENTO).

EFECTUAR CEMENTACIÓN FORZADA.

OTROS.

TOMA Y ANÁLISIS DE MUESTRAS DE AGUA PARA IDENTIFICAR PATRÓN DEORIGEN.

FASE V: ANÁLISIS ECONOMICO Y DE RIESGO


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DEPENDIENDO DE LA ACCIÓN A TOMAR SERÁNECESARIO LLEVAR A CABO:

ANÁLISIS DE RIESGO E INCERTIDUMBRE DE LASVARIABLES INVOLUCRADAS SEGÚN EL MÓDELO DEDETERMINACIÓN DE TASA ÓPTIMA.

ANÁLISIS ECONOMICO QUE PERMITA DEFINIRINDICADORES ECONOMICOS TALES COMO: TASA INTERNA DE RETORNO (TIR) VALOR PRESENTE NETO (VPN) EFICIENCIA DE LA INVERSIÓN (EI) TIEMPO DE PAGO BOLIVARES GASTADOS / BARRILES PRODUCIDOS OTROS.

POZO MODELO - APLICACIÓN


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POZO MODELO APLICACIÓN

POSICIÓN ESTRUCTURAL

EMP. HIDRAULICA

PUNTA DE TUBERIA NIPLE “X”

C-3 @ 11014’

C-4 @ 11379’

11384’ - 11388’ 11392´ - 11400´

11446´ - 11450´11456´ - 11466´

11606´ - 11624´

Cuello Flotador @ 11668´

11700´

COMPLETACIÓN ACTUAL REGISTRO

El pozo fue completadomecánicamente el 22/11/1996 como

productor sencillo no selectivo (zonaunica: arena C-4) y equipo delevantamiento artificial por gas.

El 14/02/1999 se propone realizar

un trabajo menor para cañoneoadicional en el intervalo 11606´ -11624´ (arena C-4), a objeto deaumentar la producción del pozo y enconsecuencia su potencial, así comotambién controlar el altop corte deagua.

Actualmente (octubre de 2002), elpozo produce 500 BND con un corte deagua de 71%.

HISTORIA DEL POZO

COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN


50/62


0

10

20

3040

50

60

70

80

12/1996 12/1997 12/1998 12/1999 12/2000 12/2001 12/2002

Tiempo

C o r t e d e A

g u a ( % )

Corte de Agua

Tasa Real de petróleo y Tasa Real de Agua Tasa Real de Líquido y Tasa Real de Petróleo

0

500

1000

1500

2000

05/1999 01/2000 09/2000 05/2001 01/2002 09/2002

Tiempo

T a s a R e a l ( B l s )

Tasa Real de Líquido Tasa Real de Petróleo

0

10

20

3040

50

60

70

80

05/1999 01/2000 09/2000 05/2001 01/2002 09/2002

Tiempo

% A

y S

0

500

1000

1500

2000

03/1996 08/1997 12/1998 05/2000 09/2001 02/2003

Tiempo

T a s a R e a l ( B N P D

)

Tasa Real de Petróleo Tasa Real de Agua

AMBIENTES / PETROFÍSICA


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AMBIENTE DEPOSITACIONAL

PROPIEDADES PETROFÍSICAS

INTERVALO

(pies)

Unidad de

Flujo

ANP

(pies)

Porosidad

(%)

Permeabilidad

(md)

k x h

(md - pies)

11384-11388

11392-11400

11446-11450

11456-11466

11606-11624 C-4-1 62 22,23 238 14756

C-4-4 738

4030C-4-3

17,23 41

26 18,56 155

18

CANALDISTRIBUTARIO

CANALFLUVIAL

C-4-3

C-4-1C-4-4

AMBIENTES / PETROFÍSICA

GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO


52/62


0,00001

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Días acumulados

R A P

y R A P

D e r i v a d a

RAP RAP Derivada

RAP = 0,0071x (t - t bt)0,8544

R2 = 0,9975

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000Tiempo (días)

R A P y

R

A P D

e r i v a d a


Gráfico de ChanConificación

Método de LSUConificación

GRÁFICOS DE DIAGNÓSTICO

DIAGNÓSTICO / ACCIONES A TOMAR


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Diagnóstico

Acciones a Tomar

El pozo presenta “Conificación” a nivel

de la arena C-4.

Correr PLT con el fin de determinar las tasas depetróleo y agua provenientes de cada intervaloproductor.

Si el agua proviene de los intervalos inferiores de laarena y su aporte de petróleo es insignificante, serecomienda abandonarlos por medio de la colocaciónde un tapón y continuar produciendo de C-4.

Si el agua proviene de los intervalos medios /superiores de la arena y su aporte de petróleo essignificativo, se debe poner a producir el pozo a una

tasa óptima de mantenimiento. Si los intervalos medios / superiores de la arenaaportan la mayor tasa de agua y la tasa de petróleo esinsignificante, se propone realizar un trabajo decementación forzada.

METODOLOGÍA INTEGRAL


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REVISIÓN

POR POZO

CARACTERIZACIÓN ESTÁTICA

Y DINÁMICA DELYACIMIENTO

ANÁLISIS Y DIAGNÓSTICO

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000

Días acumulados

R A P

y R A P D e r i v a d a

RAP RAP Derivada

0,00001

0,0001

0,001

0,01

0,1

1

10

10 100 1000 10000

Días acumulados

R A P

y R A P

D e r i v a d a

RAP RAP Derivada

ANÁLISIS ECONOMICO Y DE

RIESGO

PLANTEAMIENTO DESOLUCIONES

VALOR AGREGADO DE LA METODOLOGÍA


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REDUCIR LAPRODUCCIÓN DE

AGUA.

MEJORAR LAEFICIENCIA DE

RECOBRO

ALARGAR LA VIDA PRODUCTIVADEL POZO

MINIMIZAR COSTOS EN:

EL MANEJO, TRATAMIENTO Y

DISPOSICIÓN DEL AGUA.

MANTENIMIENTO DEL POZO.

DEFINIR NUEVAS POLITICASDE EXPLOTACIÓN EN EL

ÁREA

DISMINUIR LOSPROBLEMAS

AMBIENTALES

METODOLOGÍA

INTEGRAL

FASE IV: ACCIONES A TOMAR


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( )( )

( )( )

**

*

**

*

**

-***=

h

hp

h

hp

rw

h

hp

rwre Ln Bo

Pwf Pwell h Kh.Qc

.

o

90cos

2

710070780

50

m

CRAFT y HAWKINS

( ) ( )( )( )w M

Sen A Krw K owQc

m

a g g

*-

****-**=

-

1

1088.4 1

CRITERIOS DE INESTABILIDAD DE "DIETZ"

ADEDAMIENTO

CONIFICACIÓN

CÁLCULO DE TASA ÓPTIMA


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58/62



59/62


PROBLEMAS DE PRODUCCION DE PETROLEO A CAUSA DE LA ALTA

PRODUCCION DE GAS La entrada de gas libre en un pozo, en

cantidades excesivas es normalmentedetectada por el aumento de la RGP ensuperficie.

Se realizan análisis cromatográficos demuestras de gas a fin de definir el

patrón del mismo.

Igualmente se corren registrosconvencionales de porosidad como eldensity y neutron para la evaluaciónde un prospectivo intervalo gasífero

Se elaboran los gráficos dediagnósticos de CHAN mediante larealización de gráficos de RGP y RGP’ vs. Tiempo.


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Es el movimiento preferencialmente vertical

del gas que ha entrado a la zona productora,estos problemas son severos en yacimientoscon buena permeabilidad vertical por lo cualse debe mantener un buen control de lasdiferenciales de presión generadas en unpozo debido a las altas tasas de producción.

CONIFICACIÓN DEL GAS

Para yacimientos estratificados,

donde las características petrofísicasdifieren, presentándose algunosestratos con mejor permeabilidadque otros, el empuje de gas se hacepresente en estos estratos por lentesmás permeables formando

adedamiento.

ADEDAMIENTO DEL GAS


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FLUJO CRUZADO

Se perforaron inicialmente tres capas:

La segunda (2) tiene altapermeabilidad, de manera quefluyó muy bien y se agotó másrápidamente

Se alcanzó un punto donde lapresión en esta capa es más bajaque en la zona 3

Los fluidos fluyen ahora de la Zona3 hacia la Zona 2

Esto también ocurrirá cuando secierra el pozo.

Pres2

Pres1

Pres3


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ALTA PRODUCCIÓN DE GAS

Para el caso de problemas de pozos con alta Producción deGas, la metodología para diagnósticar y controlar el Gas, se

realiza de manera similar al problema de alta Producción deAgua, con la diferencia que se realizan análisiscromatográficos de muestras de Gas a fin de definir el patróndel mismo. Adicionalmente se elaborarian los Gráficos deDiagnósticos de Chan mediante la utilización de RGP y RGP’

vs Tiempo

PREMISAS

Tema Nº 5. Control de Agua y Gas 2-2014

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Transcript of Tema Nº 5. Control de Agua y Gas 2-2014