Tecnologia Aicd Disminuir Corte Agua

1

1. Introduccin

En el mundo desde que existe la explotacin de petrleo existe la produccin de

agua por casi el mismo tiempo, y el Ecuador no es la excepcin. Esta

produccin de agua asociada al petrleo en el pas ha crecido gradualmente y

en otros casos exponencialmente, desde sus inicios, de tal forma que en la

actualidad el pas puede ser visto como un pas productor de petrleo asociado

al agua.

Con el fin de optimizar la produccin de petrleo se desarrollan tcnicas y

tecnologas no solo para incrementar la extraccin de petrleo sino tambin

para disminuir la produccin de fluidos no deseados como en el caso del

Ecuador y particularmente la del campo objeto de este estudio, campo Edn

Yuturi, la produccin de agua. Sin embargo estas tcnicas y tecnologas no

logran por s mismas detener la produccin de agua, como es el caso de las

perforaciones horizontales (Fig. 1).

Fig. 1. Presencia de agua en un pozo horizontal

(Schlumberger, 2013)

2

La presente investigacin pretende evaluar una de las herramientas

desarrolladas para evitar la excesiva produccin de agua en los pozos

horizontales, es decir, permitir un anlisis de los resultados obtenidos por la

Equiflow Autonomous Inflow Control Device (AICD) (Fig.2.) en los pozos E163H

y E147H del campo Edn Yuturi de la cuenca oriente ecuatoriana, con el afn

de reducir la produccin de agua sin restringir la de petrleo.

Fig. 2. Carcasa Dispositivo Autnomo de Control de Flujo.

(Halliburton, 2013)

La produccin de agua literalmente acaba con los pozos de petrleo, pues el

nico valor comercial de un campo petrolero es la cantidad de petrleo que se

puede extraer de l, y entre mayor sea la cantidad mejor es considerado el

campo. Sin embargo esta extraccin debe ser rentable econmicamente y esto

se sustenta con la calidad, tanto del petrleo como del reservorio que lo

contiene. Es decir las caractersticas propias del petrleo que determinan su

vala como es la densidad, y las caractersticas que debe cumplir para

considerarse comercial como es el contenido de agua (menor al 0,5 %), esto

3

quiere decir que en tanto mayor sea el contenido de agua que presente un

crudo menor ser el provecho econmico que de l se pueda sacar, pues para

que pueda ser comerciable deber ser tratado previamente y entre mayor

cantidad de agua este presente, ms difcil ser separar el agua y se presentar

un problema an ms grande, que es la disposicin de la altamente

contaminante agua separada que no tiene ningn uso benfico y estrictas

restricciones legales.

Evitar la excesiva produccin de agua es importante debido a las caractersticas

propias de este fluido, debido a las cuales producir agua es un problema no

solo ambiental sino tambin operativo. El agua de formacin es muy

contaminante debido a su alto contenido de sodio. Por ejemplo, el agua de mar

tiene una concentracin de 35,000 ppm de sodio y como sabemos no es apta

para el consumo ni el cultivo; sin embargo, el agua producida de los reservorios

de hidrocarburos tiene una concentracin de sodio entre 150,000 y 180,000

ppm. Adems, esta agua de formacin contiene metales pesados, sales txicas

y pequeas gotas de hidrocarburos.

1.1. Problema

Bsicamente existen tres grandes grupos en donde se enumeran los distintos

problemas asociados a la produccin de agua en asociacin con el petrleo:

Problemtica ambiental

El agua de produccin o formacin es un tipo de agua sedimentaria producto de

150 millones de aos de procesamiento natural y tiene niveles muy altos de

cloruros y metales pesados. Llega a tener concentraciones de cloruros de sodio

y otros slidos de ms de 100.000 ppm.

faustoramosaguirreHighlight


4

Este exceso de sales es determinante pues mejora la solubilidad de otros

elementos entre los que se incluye el radioactivo radio. Adicionalmente es un

agua cuya temperatura alcanza los 250F. Estas aguas contienen adems

partculas de hidrocarburos y los qumicos que son usados para separarlas del

petrleo y proteger las instalaciones, como son los antiemulsionantes,

antiparafnicos, biocidas, antiincrustantes y otros.

Por su composicin, por los qumicos incorporados y por la temperatura, el

agua de formacin, una vez extrada en la superficie, resulta sumamente txica

para el medio ambiente. La mayora de los organismos de agua dulce no

toleran los altos niveles de salinidad de las aguas de formacin, lo cual provoca

su muerte.

Las sustancias contenidas en los desechos de la industria petrolera son

bioacumulativas, esto es, tienden a acumularse en los organismos de los seres

vivos y tiene una relacin directa con diversas enfermedades pues contienen

sustancias cancergenas, entre otros.

La tabla 1 especifica los componentes que forman parte del fluido conocido

como agua de formacin, que se identifican mediante un anlisis fsico qumico

del mismo.



5

Tabla 1. Ejemplo de anlisis fsico qumico de aguas de formacin en el camp Edn Yuturi, Bloque 15.

Fuente: F. Ramos, 2013

1.1.1. Problemtica Operativa

La produccin de grandes volmenes de fluido (petrleo, gas y agua), implica

una gran cantidad de procesos entre los cuales se encuentran los destinados a

separar, tratar y disponer el agua de formacin producida en asociacin con el

petrleo que existen para evitar los ya mencionados problemas ambientales.

La produccin de agua puede limitar la vida til del pozo y causar corrosin o

incrustaciones en las tuberas y lneas de produccin, ocasionar presencia de

arena en los procesos y aumenta considerablemente la carga hidrosttica del

pozo, dificultando as a extraccin de petrleo.

6

Los resultados de la produccin de grandes volumen de agua de formacin

son: (a) la necesidad de una ms compleja separacin agua-aceite, (b) una

rpida corrosin de los equipos, (c) la rpida disminucin de la recuperacin de

hidrocarburos y (d) en ltima instancia, prematuro abandono del pozo, mientras

que otros utilizan qumicos para gestionar la produccin de agua no deseado.

(Bedaiwi, B. D. Al-Anazi, A. F. Al-Anazi y Paiaman, 2009).

1.1.2. Problemtica Econmica Todas las exigencias operacionales que implican la produccin de agua con

petrleo, se traducen en gastos econmicos, que garantizan la eficiencia de los

procesos por los cuales necesariamente debe ser llevada el agua de formacin

una vez que se encuentra en superficie, adems de crear un considerable

desperdicio de energa al levantar el volumen existente de agua desde el

reservorio hasta la superficie, limitando la eficiencia de los equipos y sistemas

de levantamiento artificial. La Fig.3. nos muestra donde se centran los gastos al

producir agua.

Fig. 3. Costos de manejo de Agua.

(Halliburton, 2009)


7

Sin embargo el problema econmico ms grande es que al producirse agua

esta limita la produccin de petrleo, es decir, entre mayor volumen de agua

sea producido menor ser el volumen de petrleo extrado y as se consigue

disminuir las ganancias. Entonces el prejuicio econmico creado por la

presencia de agua en superficie es de dos partes las prdidas causadas por el

gasto que implica y la reduccin de ganancias por la reduccin en la produccin

de petrleo.

Estos dos perjuicios econmicos son directamente proporcionales a la cantidad

de agua que se produzca junto al petrleo, es decir del corte de agua del

mismo, esto se traduce en costos por produccin de agua con valores que

oscilan entre 1- 5 USD por barril de petrleo dependiendo de la cantidad total.

1.2. Justificacin El Ecuador es un pas con actividad petrolera a nivel industrial en la cuenca

oriente, desde 1970, es decir, ha producido petrleo durante 44 aos y a la par,

ha producido agua por casi el mismo tiempo, agua asociada al petrleo, la cual,

siendo en un principio un volumen insignificante que con el pasar del tiempo y el

aumento de la produccin ha crecido gradualmente y en otros casos

exponencialmente, de tal forma que en la actualidad el pas puede ser visto

como un pas productor de petrleo asociado al agua. Esto se fundamenta de

manera bastante concisa si observamos las Figs. 3, 4 y 5. correspondientes al

historial de agua de formacin en los campos del Ecuador en los pasados 3

aos.


8

Fig. 3. Historial de produccin de agua de formacin de los campos del Ecuador

a Septiembre del 2013. (ARCH, 2013)

0

200000

400000

600000

800000

1000000

1200000

2013

0

200000

400000

600000

800000

1000000

2012

9

Fig. 4. Historial de de produccin de agua de formacin de los campos del Ecuador a Diciembre del 2012.

(ARCH, 2013)

Fig. 5. Historial de agua de formacin de los campos del Ecuador a Diciembre del 2011.

(ARCH, 2013)

Es as que ciertas empresas operadoras del pas, con el fin de optimizar el

proceso de extraccin del petrleo en los campos que manejan, utilizan la

herramienta Equiflow Autonomous Inflow Control Device (AICD), en pozos

horizontales, para reducir la produccin de agua en estos campos. Observar,

evaluar y analizar los resultados obtenidos en los pozos donde esta tecnologa

ha sido implementada es fundamental para definir el valor agregado que esta

tecnologa puede aportar a la explotacin eficiente de un campo petrolero.

El presente trabajo servir de base para evaluar posibles proyectos futuros,

ser una gua para la presentacin de pozos y campos candidatos a la

0 100000 200000 300000 400000 500000 600000 700000 800000 900000

2011


10

implementacin del Equiflow AICD como solucin a la tan problemtica

produccin de agua asociada con el petrleo.

El Equiflow AICD es una tecnologa que se aplica en el pas desde el ao 2009,

y establecer su utilidad en la cuenca oriente del pas es una investigacin

fundamental como aporte tcnico a la industria hidrocarburfera del Ecuador,

permitiendo de esta manera demostrar la utilidad inmediata y futura de esta

completacin en los campos petroleros actualmente explotados y los campos

an no desarrollados como es el caso del Yasun ITT y varios ms.

La actualidad de los bloques petroleros del pas, muestra el constante

crecimiento de la produccin de agua, lo cual se presenta como un desafo para

las compaas operadoras. Adems a la par existe el incremento en la

tendencia de los proyectos de perforacin hacia pozos horizontales o altamente

desviados. Estas dos circunstancias se conjugan para presentar la oportunidad

de aprovechar este tipo de desarrollo de un campo (perforaciones horizontales)

para controlar la produccin de agua del mismo, que es precisamente la utilidad

de la tecnologa Equiflow AICD y esta investigacin ayudar a establecer cuan

satisfactorias y beneficiosas han sido para los pozos donde estn completadas.

11

2. MARCO TEORICO

A continuacin se presenta el marco terico donde se fundamentara el presente

trabajo de titulacin:

2.1. Fundamentos Tericos.

Las siguientes son definiciones y propiedades con las cuales se explica el

comportamiento de los fluidos (agua y petrleo) en el reservorio. Que servirn

para entender de manera ms adecuada el problema de la produccin de agua

y por lo tanto el modo de funcionamiento de la tecnologa Equiflow AICD:

2.1.1. Contacto agua petrleo (CAP).

Es la zona de transicin, donde se separan el agua y el petrleo dentro del

reservorio, esto es causado por su diferencia de densidad. Entonces, en la

mayora de los casos, el agua se encuentra en el fondo de la estructura y el

petrleo por encima de esta (Fig. 6.).

Fig.6. Contacto agua petrleo (http://www.portaldelpetroleo.com/2009/09/productividad-de-un-nuevo-pozo.html, 2011)

12

2.1.2. Relacin agua/petrleo (RAP).

Se define como la relacin entre la tasa de produccin de agua y la tasa de

produccin de petrleo y puede oscilar entre 100% de petrleo y 100% de agua.

Tambin se utilizan habitualmente los trminos corte de agua o flujo

fraccional de agua definidos como la tasa de produccin de agua dividida por la

tasa total de produccin, expresadas en porcentaje o fraccin, respectivamente.

Estas mediciones se puede calcular fcilmente (por ejemplo, RAP de 1 implica

un corte de agua de 50%).

Por definicin la frmula del RAP, donde Vw: volumen de agua, y Vo: volumen

de petrleo, es:

o

w

VVRAP = (ec. 1)

petrleo

agua

contenidocontenido

RAP = (ec. 2)

2.1.3. Contenido de sedimentos bsicos y agua (BS&W).

El BS&W (Basic Sediment and Water) se define como el contenido de

sedimento base y agua en una muestra representativa de crudo, es decir es la

cantidad de sedimentos y agua mezclada en solucin o emulsionada con el

petrleo en una muestra de crudo. Para la comercializacin del crudo

ecuatoriano, el petrleo debe tener un BSW menor al 1%.

13

2.1.4. Corte de agua

Se entiende por corte de agua a la cantidad de agua libre (i.e., el agua que se

separa del petrleo por diferencia de densidades en menos de 5 minutos) ms

el agua emulsionada presente en un crudo. Fig. 7.

Fig. 7. Determinacin del corte de agua mediante ensayo de laboratorio en campo.

Por definicin la frmula del Corte de agua (CA), donde Vw: volumen de agua, y

Vt: volumen total de fluidos, es:

t

w

VVCA = (ec. 3.)

14

Por definicin el caudal, donde q: caudal, V: volumen y t: tiempo, es :

tVq = (ec. 4)

Reemplazando la ecuacin 4 en la ecuacin 3, tanto para el agua como para el

fluido total (i.e., petrleo + agua), para un mismo tiempo se tiene:

ow

w

qqqCA+

= (ec. 5)

2.1.5. Diferencia entre corte de agua y BSW.

El corte de agua es el porcentaje de agua que existe en la tasa total de la

produccin de fluidos los cuales son datos que estn en los reportes diarios de

produccin de los pozos del campo XX. El BSW es el contenido de agua

emulsionada ms sedimentos, en una muestra representativa que se puede

tomar en cualquier etapa de la produccin o comercializacin. Para el control

del agua se toma en cuenta el corte de agua, debido que se analiza el

comportamiento de la produccin de las tasas de fluidos.

Sin embargo el trmino BS&W ha sido generalizado, por lo cual consta en los

reportes e informes de las compaas operadoras y de servicios sin hacer

diferencia entre corte de agua y BS&W.

En la tabla 2 usando la ecuacin 2 se presenta los valores de RAP

correspondientes a datos empricos de corte de agua del 1 al 99 %.

15

Tabla 2. Clculo de la Relacin Agua Petrleo

Corte de

agua %

Corte de

agua RAP

1 0,01 0,01

2 0,02 0,02

3 0,03 0,03

4 0,04 0,04

5 0,05 0,05

6 0,06 0,06

7 0,07 0,07

8 0,08 0,08

9 0,09 0,09

10 0,1 0,11

20 0,2 0,25

30 0,3 0,43

40 0,4 0,67

50 0,5 1

60 0,6 1,5

70 0,7 2,33

80 0,8 4

90 0,9 9

99 0,99 99

La tabla 2 nos muestra la equivalencia entre el corte de agua y la RAP, lo cual

evidencia los niveles crticos de agua que se producen con solo el aumento del

corte de agua en pocos puntos. Para efectos didcticos se divide la tabla en 4

secciones sealadas por los colores: blanco, verde, amarillo y rojo.

16

En la seccin blanca, que corresponde a los niveles ms bajos de corte de

agua, la relacin agua petrleo incrementa desde producirse 1 Bbl de petrleo

con 0,01 Bbls de agua asociada hasta 1 Bbl de petrleo con 0,67 Bbls de agua

asociada, es decir, hasta llegar a un corte de agua de 40%, solo 0,66 Bbls de

agua se incrementan entre el 1% y el 40% de corte de agua.

En la seccin verde, que corresponde a los niveles intermedios/ altos de corte

de agua, la relacin agua petrleo incrementa desde producirse 1 Bbl de

petrleo con 1 Bbl de agua asociada hasta producirse 1 Bbl de petrleo con 4

Bbls de agua asociada, es decir, en la transicin de un porcentaje corte de agua

de 40 % hasta uno de 80 %, se incrementan 3,33 Bbls de agua en la

produccin.

Hacia la seccin amarilla, que corresponde al nivel de 90% de corte de agua, la

relacin agua - petrleo incrementa desde producirse 1 Bbl de petrleo con 4

Bbl de agua asociada (en la seccin verde) hasta producir 1 Bbl de petrleo con

9 Bbls de agua asociada, es decir, en la transicin de un porcentaje corte de

agua de 80 hasta uno de 90, se incrementan 5 Bbls de agua en la produccin

por cada Bbl de petrleo producido.

La zona critica se identifica con el color rojo, donde observamos el brusco

cambio que se genera entre el corte de agua de 90% y el de 99%, el cual se

incrementa desde producirse 1 Bbl de petrleo con 9 Bbls de agua asociada

hasta producirse 1 Bbl de petrleo con 99 Bbls de agua asociada. El incremento

en esta seccin final es totalmente diferente al incremento en las anteriores y

convierte a esta tasa en un problema operativo que se debe evitar a toda costa

pues es en esta seccin los pozos son altamente propensos a dejar de ser

rentables econmicamente.

17

2.1.6. Limite econmico

Es as como se conoce al conjunto de caractersticas en la produccin de

petrleo hasta los cuales las operaciones de un determinado pozo o campo son

econmicamente factibles. Estas caractersticas delimitan hasta qu punto es

econmicamente rentable producir petrleo, y es la diferencia entre un pozo/

campo en operacin o un pozo/ campo cerrado o abandonado. Bsicamente

estas caractersticas son dos:

- El precio del petrleo.

- Corte de agua del pozo/ campo.

La Fig. 13. ilustra cmo se relacionan estas dos variables como factores

determinantes que establecen si es factible o no continuar operaciones en un

pozo/ campo.

18

Fig. 13. Efecto de la produccin de agua y el precio del petrleo en las ganancias.

(Halliburton, 2009)

En un campo del Ecuador el costo promedio asociado a la produccin de un

barril de agua por da (BAD), es aproximadamente 0,28 USD, observemos la

tabla 3. donde se muestra el costo del agua por barril de petrleo tomando este

costo referencial a diferentes cortes de agua, utilizando los valores de RAP de

la tabla 2.

GANANCIAS POR BARRIL DE PETROLEO PRODUCIDO

-50

-30

-10

10

30

50

70

90

110

90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

%BSW

Gan

anci

a &

Pre

cio

Cru

do

& W

ater

C

ost

120

100

80

60

40

20

WCost

19

Tabla 3. Costos de produccin de agua por barril de petrleo (0,28 $BAD).

RAP Precio del agua por barril de petrleo (USD) 0,01 0,0028 0,02 0,0056 0,03 0,0084 0,04 0,0112 0,05 0,014 0,06 0,0168 0,07 0,0196 0,08 0,0224 0,09 0,0252 0,11 0,0308 0,25 0,07 0,43 0,1204 0,67 0,1876 1 0,28 1,5 0,42 2,33 0,6524 4 1,12 9 2,52 99 27,72

2.1.7. Propiedades Petrofsicas.

Las propiedades petrofsicas son aquellas propias del medio que contiene los

fluidos que coexisten en el reservorio (i.e., petrleo, agua y gas).

2.1.7.1. Permeabilidad

La permeabilidad (K) es una medida de la capacidad de un medio poroso para

permitir el paso de los fluidos a travs de l, mientras ms permeable sea una

roca mayor ser la cantidad de fluido que puede pasar por unidad de tiempo a

20

travs del espacio poroso. En 1856 Henry Darcy investig el flujo de agua a

travs de filtros de arena para fines de purificacin de agua (Fig. 8.).

Darcy encontr que la K era una constante de proporcionalidad que dependa

de las caractersticas de la arena. Otras investigaciones dedujeron que la

proporcionalidad de Darcy poda ser extendida a otros fluidos.

Fig. 8. Experimento de Darcy (http://poliyacimientos.blogspot.com/2010/11/ley-de-darcy.html, 2010)

La ecuacin de Darcy es:

LPPKAq

)( 21 = (ec. 6)

Dnde:

=viscosidad

q= caudal

A= rea transversal

L= longitud

21

P=diferencial de presin

2.1.7.1.1. Tipos de permeabilidad

Con el fin de mejorar el estudio del comportamiento de los fluidos en el medio

poroso se conoce los siguientes tipos de permeabilidad:

2.1.7.1.1.1. Permeabilidad absoluta.

Se mide cuando fluye un fluido homogneo que satura 100% el medio poroso.

2.1.7.1.1.2. Permeabilidad efectiva.

Es cuando la roca est saturada con ms de un fluido, por lo tanto, habr una

permeabilidad efectiva para cada uno de ellos.

La permeabilidad efectiva significa que la saturacin de cada fluido es menor al

100% y por lo tanto es necesario considerar una permeabilidad de la roca con

respecto a cada fluido tomando en consideracin que cuando la saturacin de

fluido disminuye tambin la permeabilidad para ese fluido decrece, sin

embargo, las sumas de las permeabilidades efectivas de cada uno de los

fluidos no es igual al valor de la permeabilidad absoluta es decir que la

permeabilidad efectiva es funcin de la saturacin y depende de la estructura

capilar de la roca y de las caractersticas de la humectabilidad.

La permeabilidad efectiva se calcula usando la ecuacin de Darcy en donde

todos los parmetros deben ser referidos al fluido considerado.

22

2.1.7.1.1.3. Permeabilidad relativa.

Si una formacin contiene dos o ms fluidos inmiscibles y se encuentran

fluyendo a la vez; cada fluido tiende a interferir con el flujo de los otros. Esta

reduccin de la facilidad un fluido, para fluir a travs de un material permeable,

es denominada el efecto de la permeabilidad relativa.

Se piensa que la permeabilidad relativa est controlada por la geometra del

pozo, la mojabilidad, la distribucin de los fluidos y las saturaciones de los

fluidos. La presencia de agua en la superficie de una roca reducir el rea

trasversal disponible para que el petrleo pueda fluir. La permeabilidad relativa

es una cantidad adimensional y es usada en conjunto con la permeabilidad

absoluta para la determinacin de las permeabilidades efectivas de un fluido.

Es la relacin existente entre la permeabilidad efectiva y la permeabilidad

absoluta. Esta medida es muy importante en ingeniera de yacimientos, ya que

da una medida de la forma como un fluido se desplaza en el medio poroso.

(Escobar, 2007).

Las permeabilidades relativas son herramientas esenciales en el anlisis para el

control del flujo de agua en el yacimiento, siendo de vital importancia y fuente

relevante de informacin, las curvas de permeabilidad relativa (Fig. 9).

23

Fig. 9. Curva tpica de permeabilidades relativas para petrleo y agua en una roca mojada por agua.

2.1.7.2. Saturacin de fluidos.

La saturacin de fluidos es la fraccin o porcentaje del volumen de poros del

yacimiento, que est llena por cada uno de los fluidos, es decir la saturacin en

fluido de una roca es la relacin entre el volumen de fluido en los poros con el

volumen total de los poros. La saturacin se expresa como el porcentaje del

volumen de los poros, por ejemplo una saturacin de agua del 30% significa

que 3/10 del espacio en los poros est lleno de agua.

0.0000

0.1000

0.2000

0.3000

0.4000

0.5000

0.6000

0.7000

0.8000

0.9000

1.0000

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00

Kr

Sw

Krw

Kro

24

La distribucin de los fluidos del yacimiento de acuerdo a sus caractersticas

humectantes da como resultado diferentes permeabilidades relativas de las

fases mojante y no mojante.

La fase mojante tiende a ocupar los poros ms pequeos, abierto a pequeas

saturaciones, estos poros, no contribuyen materialmente al flujo, en

consecuencia, la presencia de una mnima saturacin de la fase mojante afecta

la permeabilidad de la fase no mojante, solamente en una extensin limitada.

Sin embargo ya que la fase no mojante ocupa los espacios porosos abiertos

ms grandes lo cual contribuye materialmente al flujo de fluidos a travs del

yacimiento, una pequea saturacin de la fase mojante vendra a ser el agua y

la no mojante el petrleo en el yacimiento.

En un yacimiento de hidrocarburos se puede encontrar agua, petrleo y gas.

Cuando un fluido inmiscible est desplazando al otro, es imposible reducir la

saturacin del fluido desplazado a cero. El flujo de la fase desplazada cesara de

ser continua a una pequea saturacin. Esta saturacin es a menudo referida

como la saturacin irreducible mnima o saturacin residual.

2.1.7.3. Humectabilidad.

La Humectabilidad es la preferencia de una roca estar cubierta o adherida por

un fluido en particular en presencia de otros fluidos inmiscibles.

La humectabilidad tiene un efecto profundo en la produccin de yacimientos

que estn funcionando con mecanismos de empuje de agua. Por esto es

necesario, determinar la humectabilidad preferencial del yacimiento, ya sea a

agua o petrleo, o algn punto entre los dos extremos.

25

La humectabilidad, est definida en trminos del ngulo de contacto entre la

interfaz del fluido y la superficie slida (Fig. 10.). Sin embargo en la prctica una

medicin directa del ngulo de contacto es innecesaria. Es as que en un medio

poroso, la humectabilidad y sus efectos en el comportamiento de flujo de los

lquidos, se manifiestan principalmente a travs de la relacin presin

capilar/saturacin de fluidos.

Fig. 10. Humectabilidad del sistema aceite/agua/solido. (Willhite, G. Paul, Waterflooding, 1986)

En toda superficie puesta en contacto con dos fluidos inmiscibles, uno de estos

tiende a adherirse con mayor facilidad que el otro, a este fluido se le denomina

fase mojante, mientras que al que no es atrado por la superficie se le llama

fase no- mojante.

26

Entonces en un reservorio donde existen agua y petrleo, dependiendo de las

propiedades propias de la roca, uno de estos fluidos es considerado como la

fase mojante y el otro como la no mojante; y cuando la roca reservorio es

mojada por el agua se la conoce como Arena Hidrfila, en cambio, cuando la

roca reservorio es mojada por el petrleo se la conoce como Arena Olefila.

2.1.7.4. Presin Capilar En s la presin capilar puede ser vista como la fuerza que posee una roca

para repeler o expulsar la fase no mojante o la propia capacidad que tiene la

roca para atraer y mantener la fase mojante.

Se ha demostrado que la presin capilar tiene una gran influencia sobre:

- La distribucin inicial del fluido dentro del reservorio, y (Zona de transicin)

- La fraccin de cada fluido en un desplazamiento inmiscible, tal como la

inyeccin de agua. (Ecuacin de Flujo Fraccional) (Willhite, 1986).

2.1.8. Propiedades de los fluidos presentes en reservorio. Son aquellas caractersticas propias de cada fluido, que influyen directamente

en su comportamiento dentro y fuera del reservorio.

2.1.8.1. Viscosidad Como el resultado de cohesin y adherencia que son fuerzas internas que todo

fluido tiene, existe la viscosidad, que es una medida de la resistencia interna al

flujo, es decir, la oposicin de un fluido a las deformaciones tangenciales.

27

La resistencia al flujo es causada por friccin interna generada cuando las

molculas del fluido tratan de desplazarse unas sobre otra. (Escobar, 2007).

La viscosidad del petrleo depende directamente de su temperatura, de la

cantidad de gas disuelto en el mismo y de la presin a la que sea medida. Se

mide en centipoise (cP) y se encuentra en rangos que vas desde los 0,2cP

hasta los 1000cP.

2.1.9. Relacin de Movilidad.

Cuando dos fluidos, por ejemplo agua y petrleo, estn en movimiento

simultaneo hacia el pozo, la razn de movilidad del agua a la del petrleo,

determina las ratas individuales de flujo y por consiguiente la razn agua-

petrleo.

La relacin de movilidades, es un factor importante que afecta la eficiencia de

desplazamiento de petrleo por agua, Cuando un fluido desplaza a otro, la

notacin normal de la razn de movilidades es la movilidad del fluido

desplazante a la del fluido desplazado.

wro

orw

KKM

= (ec. 7)

Dnde:

- M: relacin de movilidad entre el agua (fluido desplazante) y el petrleo

(fluido desplazado)

- Krw: Permeabilidad relativa al agua.

- Kro: Permeabilidad relativa al petrleo.

- o: Viscosidad del petrleo.

28

- w: Viscosidad del agua.

2.2. Origen del agua en el reservorio.

El agua es un elemento presente en todos los campos petroleros y es el fluido

ms abundante de los presentes en casi todos los campos de la cuenca oriente

ecuatoriana. A pesar de que ningn productor de petrleo quiere producir agua,

su presencia es tan comn como perjudicial.

Existen distintas consideraciones del agua presente en los reservorios, con

respecto a su produccin asociada al petrleo. Estas consideraciones

establecen la diferencia entre producir agua con el petrleo y producir petrleo

con el agua, o incluso solo producir agua. Por esta razn cuando se pretende

sostener un negocio rentable de extraccin de petrleo es fundamental

distinguir entre el agua de barrido, el agua buena y el agua mala.

2.2.1. Agua de barrido.

Es la fuente de energa ms importante y eficiente que existe dentro del

reservorio. Proviene de un acufero activo y es beneficiosa pues aporta empuje

necesario para extraer el petrleo del subsuelo. Es el mecanismo de empuje

que mayores beneficios puede ofrecer en trminos de reservas recuperables de

petrleo, es decir, este mecanismo permite llevar a la superficie un mayor

volumen del petrleo que est en subsuelo si se lo compara con los otros

mecanismos de empuje que pueden existir en un reservorio (Fig. 11). Se

considera un factor clave en la productividad de un pozo pues influye

directamente en la recuperacin final del petrleo.

29

Fig. 11. Influencia de los mecanismos de produccin en el recobro de petrleo. (Fundamentos de Ingenieria de Yacimientos, Freddy H. Escobar. Ph D, 2007).

Sin embargo, bajo este mecanismo, es inevitable la irrupcin y la presencia de

agua durante toda la vida del campo y si los parmetros de produccin y/o

mtodos de levantamiento no son los adecuados o simplemente las

caractersticas del reservorio lo facilitan (zonas de alta permeabilidad, fallas,

etc.), el agua puede pasar a ser un grave problema en la explotacin del

reservorio.

2.2.1.1. Ecuacin de flujo fraccional. Planteada por Buckley & Leverette en 1941, es usada como herramienta para

predecir el comportamiento del flujo dentro de un reservorio, relacionando la

fraccin del fluido desplazante en el flujo total:

ow

ww qq

qf+

= (ec. 8)

30

Entonces si introducimos en la ecuacin 6, la ley de Darcy (ec. 1) tanto para

agua como para petrleo, se tiene:

rwo

roww

kkf

+=1

1 (ec. 9)

Comparando las ecuaciones 8 y 5, se tiene que:

wfCA = (ec. 10)

2.2.2. Agua Buena

Se entiende por Agua Buena al determinado volumen de agua que se produce

en asociacin con el aceite, sin ningn perjuicio econmico, es decir, el agua

producida en con el petrleo a una tasa inferior al lmite econmico establecido

mediante la relacin agua- petrleo.

La produccin de agua buena se da cuando existe un flujo simultneo de

petrleo y agua en toda la matriz de la formacin.

2.2.3. Agua mala

La podemos definir como aquella agua producida que trae consigo una

pequea cantidad de petrleo que no es suficiente para justificar las actividades

que conlleva la produccin de agua. Es decir es aquella cantidad de agua

producida que supera el lmite econmico establecido por el RAP.

31

El origen del agua mala se da de distintas maneras y por diferentes causas

entre los pozos verticales y los pozos horizontales.

2.2.4. Produccin de agua asociada al petrleo. Son distintos los factores que desembocan en una anticipada y/o excesiva

produccin de agua, para el caso de estudio a continuacin se revisan los

principales escenarios para la presencia de agua en pozos verticales y se

describe los factores en pozos horizontales.

2.2.4.1. Presencia de agua en pozos verticales

En los pozos verticales las causas estn entre 4 escenarios principalmente, los

cuales se ilustran en las Figs. 12 a la 19.

Fig. 12. Filtraciones en el casing. (Schlumberger, 2012)

Fig. 13. Flujo canalizado a travs del casing.


32

Fig.14. Contacto agua-petrleo dinmico. (Schlumberger, 2012)

Fig. 15. Capa inundada sin flujo transversal


Fig. 16. Facturas o fallas entre un inyector y un productor


Fig. 17. Facturas o fallas en una capa de agua (Schlumberger, 2012)

33

2.2.4.2. Presencia de agua en pozos horizontales.

Los pozos horizontales pretenden generar mayor rea de contacto entre el pozo

y el reservorio y a su vez que esta zona de contacto sea con el fluido de inters,

es decir, el petrleo, entonces es por eso que se desarrolla un pozo horizontal

siempre por encima del contacto agua petrleo (CAP).

Entonces con este estilo de perforacin se elimina la posibilidad de una

conificacin del pozo, sin embargo se presenta otro tipo de fenmenos que

permiten la venida del acufero a las cercanas del pozo, estos fenmenos son

diferentes para un reservorio heterogneo y para uno homogneo.

2.2.4.2.1. Reservorio heterogneo. La presencia de agua en pozos horizontales, requiere la comprensin de ciertos

conceptos

Fig. 18. Conificacin (Schlumberger, 2012)

Fig. 19. Barrido areal deficiente (Schlumberger, 2012)

34

2.2.4.2.1.1. Heterogeneidad de un reservorio.

Es la diferencia que presenta un mismo reservorio en sus caractersticas

petrofsicas, como son la permeabilidad y la porosidad, siendo la primera de

vital importancia en el estudio de la conificacin de los pozos horizontales. El

grado de variacin de las propiedades petrofsicas de la roca reservorio vara

desde el nivel de poro hasta el nivel de campo.

Los reservorios son volmenes de rocas originados durante largos procesos

geolgicos de depositacin, durante los cuales los ambientes depositacionales

pueden cambiar tanto en tiempo como en espacio, es decir, la constitucin de

una misma roca reservorio pudo darse con diferentes sedimentos y ambientes.

Adems como resultado de subsecuentes reorganizaciones fsicas y qumicas,

como son la compactacin, solucin, dolomitizacin y cementacin, las

caractersticas del yacimiento son variables.

As la heterogeneidad de un yacimiento depende en gran medida de los

ambientes depositacionales y los eventos subsecuentes, es decir, las

variaciones de permeabilidad que se encuentran en la trayectoria de un pozo

horizontal (Fig. 20) se deben a como fue constituido el reservorio desde su

deposicin y a los cambios posteriores que sufri.

35

Fig.20. Permeabilidad de la trayectoria en un pozo horizontal (K medida por LWD).

(Halliburton, 2011)

2.2.4.2.1.2. Draw Down Draw Down es una gradiente de presin en el pozo, que se define como la

diferencia de presin que existe entra la presin de reservorio y la presin en la

cara del pozo.

36

En un pozo horizontal que produce una zona heterognea se generan varios y

diferentes draw downs a lo largo del pozo como consecuencia de variacin en

la facilidad con la que los fluidos se mueven en todo el volumen de roca.

En la Fig. 21. se ilustra un ejemplo de diferencia de draw-downs (DD) en toda

la seccin horizontal de un pozo, debido a la heterogeneidad de permeabilidad

que presentan los reservorios en su zona transversal.

Fig.21. Ejemplo de Reservorio Heterogneo con permeabilidad variable (Halliburton, 2011)

2.2.4.2.1.3. Irrupcin del agua en pozos horizontales.

Debido a la zona de contacto potencialmente extendida, la presencia de agua

en un pozo horizontal puede ser ms difcil de controlar que la conificacin en

pozos verticales. Esta irrupcin de agua se debe en s a la produccin de

petrleo y a la heterogeneidad del reservorio. Es decir cuando se inicia la

37

extraccin de petrleo por medio de un pozo la presin alrededor del pozo inicia

a caer. Esto crea un gradiente de presin alrededor de la vecindad del pozo.

Entonces, durante cierto tiempo, debido a la diferencia entre la densidad del

petrleo y la densidad del agua, existe una interfaz de contacto agua-petrleo

relativamente estable. Sin embargo, a una cierta tasa produccin, las fuerzas

viscosas, debido a los gradientes de presin alrededor de la boca del pozo

(mucho ms notorios en las zonas ms permeables), pasan a ser mayores que

las fuerzas gravitatorias convirtiendo a la interface agua-petrleo en inestable.

En consecuencia, el contacto agua petrleo (CAP) se eleva permitiendo la

irrupcin del agua en el pozo productor. Esta elevacin tiende a darse en los

reservorios heterogneos por las zonas de mayor permeabilidad que son las

zonas que mayor drenaje de fluido van a generar (Fig. 22.).

Fig. 22. Drenaje de fluidos en un pozo horizontal en una zona heterognea. (Halliburton, 2009)

En otras palabras, la presencia de agua en un pozo horizontal que atraviesa

una zona heterognea se debe a la diferencia de draw-downs a lo largo de la

seccin horizontal del pozo que se encuentra en la zona de pago (i.e., la arena

que contiene petrleo), que existe por la heterogeneidad (i.e., diferencia de

permeabilidad) de la misma, lo cual facilita el influjo de agua por la zona de

38

mayor permeabilidad que corresponde a la zona con menor draw- down. La Fig.

23. ilustra la llegada del agua a la seccin de mayor permeabilidad.

Como consecuencia de la existencia de zonas en una misma arena que

permiten la movilidad de los fluidos con ms facilidad que otras, el drenaje del

yacimiento no se hace de forma homognea lo que facilita la irrupcin del agua

en el pozo.

Fig.23. Irrupcin del agua en un Reservorio Heterogneo. (Halliburton, 2011)

Para evitar la venida prematura del agua en los pozos heterogneos se crearon

los Dispositivos de Control de Flujo (ICDs), que pretenden apaciguar los efectos

que tiene la diferencia de permeabilidades en una misma zona productora,

sobre el comportamiento de los fluidos que contiene la misma.

Adems existe un dispositivo en particular que logra alcanzar un paso ms,

pues inicia a crear restricciones al flujo del fluido no deseado, solo cuando este

39

ya aparece en el pozo y son conocidos como Dispositivos Autnomos de

Control de Flujo (AICD).

2.2.4.2.2. Reservorio Homogneo

Existen bsicamente dos casos que explican e ilustran la llegada del acufero al

pozo horizontal, cuando este atraviesa un reservorio homogneo (i.e.,

reservorio de iguales caractersticas y propiedades petrofsicas) estos son el

wter cresting y el efecto Punta- Taln.

Es importante sealar que las formaciones homogneas son muy pocas en el

mundo y especficamente en el Ecuador no existe ninguna.

2.2.4.2.2.1. Water cresting.

Por la forma que puede tomar la distribucin de los fluidos en un pozo

horizontal, la presencia de agua en el pozo se conoce como water cresting o

cresta de agua, (Fig. 23.) que se da cuando un acufero se presenta en un

pozo horizontal en toda su seccin, como resultado del flujo preferencial de

agua cerca de un pozo altamente desviado u horizontal.

La forma y la naturaleza el desarrollo de la cresta depende de varios factores

que van desde la velocidad de produccin, relacin de movilidad, permeabilidad

horizontal y vertical as como de las fuerzas viscosas.

40

Fig. 23. Fenmeno de cresting en un pozo horizontal. (JAIMES, Nlson; MANTILLA, Jorge. Perforacin Horizontal. Tesis de grado UIS, Bucaramanga

1989.)

2.2.4.2.2.2. Efecto Punta- Taln

Tericamente en una formacin homognea, se producen cadas de presin en

el intervalo del agujero descubierto a medida que los fluidos fluyen desde la

profundidad total (TD) hacia el taln del pozo (Fig. 24.). Como resultado se tiene

una cada de presin significativamente mayor en el taln del pozo que en la

punta, conocido como el efecto punta- taln (Fig. 25.)

41

Fig. 24. Drenaje de fluidos en un pozo horizontal en una zona homognea (Halliburton, 2009)

Fig. 24. Efecto punta- taln en un pozo horizontal (Schlumberger, 2010)

42

2.2.4.2.3. Influencia de la viscosidad. Tanto para reservorios heterogneos como para reservorios homogneos. La

viscosidad del petrleo que contiene el reservorio es un factor determinante en

la llegada de agua al pozo.

La viscosidad influye directamente en la relacin de movilidad entre el agua y el

petrleo (ec. 7), de tal forma que entre mayor sea la viscosidad del petrleo,

mayor movilidad tendr el agua con respecto al petrleo y por lo tanto existir

mayor corte de agua en superficie.

En las Figs. 25. y 26 se observa cmo se comporta un fluido con una viscosidad

o= 10 cP, a una saturacin de agua actual de Sw= 30%, mediante el uso de

las curvas de permeabilidad relativa y la curva de flujo fraccional,

respetivamente, con los datos empricos de la tabla 4 y usando la ecuacin 9.

De igual forma las Figs. 27. y 28 muestran estas curvas para o= 80 cP, para la

misma saturacin actual, Sw= 30%.

Tabla 4. Datos de saturacin y Kr

Saturacin de agua krw kro

15,0% 0,0000 0,9000 20,2% 0,00032 0,7290 25,4% 0,00290 0,5760 30,6% 0,01061 0,4410 35,8% 0,02664 0,3240 41,0% 0,05441 0,2250 46,2% 0,09751 0,1440 51,4% 0,15969 0,0810 56,6% 0,24483 0,0360 61,8% 0,35690 0,0090 67,0% 0,50000 0,0000

43

Fig. 25. Curvas de permeabilidad relativa (Sw= 30% y o =10cP) (Halliburton, 2013)

Fig. 26. Curva de flujo fraccional (Sw= 30% y o =10cP) (Halliburton, 2013)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Rel

ativ

e Pe

rmea

bilit

y, fr

actio

n

Water Saturation

Relative Permeability Oil - Water System

krw kro Krw_actual

0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Frac

tiona

l Flo

w, f

w

Water Saturation

Fractional Flow Equation Oil - Water System

fx initial fx_Actual

44

Fig. 27. Curvas de permeabilidad relativa (Sw= 30% y o =80cP) (Halliburton, 2013)

Fig. 28. Curva de flujo fraccional (Sw= 30% y o =80cP) (Halliburton, 2013)

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% Rel

ativ

e Pe

rmea

bilit

y, fr

actio

n

Water Saturation

Relative Permeability Oil - Water System

krw kro Krw_actual

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

1.1

1.2

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Frac

tiona

l Flo

w, f

w

Water Saturation

Fractional Flow Equation Oil - Water System

fx initial fx_Actual

45

Las figuras 25 y 27, nos muestran como el cambio de viscosidad no tiene efecto

en las curvas de permeabilidad relativa, mientras que las figuras 26 y 28,

aumenta considerablemente el corte de agua de 40,6% con o =10cP a 84,6%

con o =80cP.

3. Dispositivos de control de influjo.

Son tecnologas desarrolladas para optimizar la produccin de petrleo en

pozos horizontales, es decir, herramientas de completacin de fondo para

pozos horizontales que permiten la produccin de petrleo restringiendo la

produccin de fluidos no deseados (i.e., agua o gas) aumentando por ende su

rentabilidad econmica.

Bsicamente existen dos grupos de ICD, las as llamadas ICD pasivas y una

nueva generacin en dispositivos de control de influjo conocidos como ICD

autnomos o por sus siglas en ingles AICD (Autonomous Inflow Control

Device).

3.1. Dispositivos pasivos de Control de Influjo.

Los dispositivos de control de influjo pasivos, los cuales llamaremos

simplemente ICDs no son ms que vlvulas de control de flujo que pretenden

ajustar el flujo de petrleo en toda la seccin horizontal a una misma tasa,

retrasando as, en lo posible, la intromisin de agua en el pozo al crear un

drenaje homogneo del fluido en el reservorio. (Fig. 25.). Esto se logra tanto

para reservorios homogneos (Fig. 26.) como para reservorios heterogneos

(Fig. 27)

46

Fig. 25. Control de Draw Downs en el pozo horizontal.

(Halliburton, 2011)

Fig. 26. Efecto del ICD en un reservorio homogneo.

(Halliburton, 2009)

47

Fig. 26. Efecto del ICD en un reservorio heterogneo.

(Halliburton, 2009)

Usando la informacin que se tiene del reservorio perforado, acerca de las

caractersticas petrofsicas de la zona, se puede realizar una divisin imaginaria

dentro de esta, separando un reservorio en varias secciones segn su

permeabilidad, como se muestra en la Fig. 26. Para completar el pozo con ICDs

se separan estas secciones mediante el uso de packers.

Entonces se pueden definir a los ICDs como dispositivos creadores de dao

mecnico en la cara del pozo, que obstruyen el flujo del fluido en las secciones

de mayor permeabilidad que atraviesa la seccin horizontal del pozo,

permitiendo as un relativo drenaje homogneo del pozo desde todas las

secciones de distinta permeabilidad, reduciendo la produccin de agua (Fig.

27.) en comparacin a una completacin regular SAS (i.e., Tuberas ranuradas)

y logrando un mejor aprovechamiento del pozo (Fig. 28.).

48

Fig. 26. Completacin con ICDs, en arena M1.

(Halliburton, 2013)

49

Fig. 27. Comparacin de produccin de agua entre completacin SAS y completacin ICDs.

(Thornton, K., Jorquera, R., Soliman, M. Y. Optimization of Inflow Control Device Placement and

Mechanical, SPE 162471, 2012)

50

Fig. 28. Comparacin de produccin de petrleo entre completacin SAS y completacin ICDs.

(Thornton, K., Jorquera, R., Soliman, M. Y. Optimization of Inflow Control Device Placement and

Mechanical, SPE 162471, 2012)

Obsrvese en la Fig. 29. como acta la implementacin de ICDs en el influjo de

los fluidos hacia el pozo horizontal (comportamiento del flujo en el reservorio)

para el caso de un reservorio homogneo y en la Fig. 30 para el caso de un

reservorio heterogneo.

51

Fig.29. Comportamiento del flujo en un reservorio homogneo para una competacin sin ICD y otra con ICD.

(Halliburton, 2009)

Fig.30. Comportamiento del flujo en un reservorio heterogneo para una competacin sin ICD y otra con ICD.

(Halliburton, 2009)

El EquiFlow ICD consta de una cmara anular en una tubera de produccin

estndar. Si se requiere una malla, el fluido del reservorio se produce a partir de

la formacin, a travs de la malla, e ingresa a la cmara anular de flujo. El flujo

contina a travs de unas ranuras conocidas como filtro de arena y luego

ingresa a un conjunto de chokes (tubos, nozzles, helipces) que generan una

cada de presin, y luego hacia la tubera de produccin a travs de un conjunto

52

de puertos (Fig. 28.). El nmero de chokes, su identificacin, tipo y diseo se

configuran para proporcionar la cada de presin necesaria para lograr la

mxima eficiencia con una ptima completacin basada en el perfilaje o

modelado del pozo.

Fig. 28. Paso del fluido a travs de un ICD.

(Bernt S. Aadnoy, Autonomous Flow Control Valve or intelligent ICD)

3.1.1. Tipos de ICDs

Cada reservorio es distinto, y es por eso que existen diferentes tipos y

diferentes diseos de ICDs, con el fin de optimizar el uso de estos. Los tipos de

ICD se diferencian entre s por la forma en la que controlan el flujo.

Los tipos de Inflow Control Devices son:

- Tubo fijo ICD. - Tubo adjustable ICD. - Nozzle ajustable ICD. - Helix ICD. - Sleeve ICD.

53

3.1.1.1. ICD de tubo fijo y ajustable

Estas variedades de la tecnologa ICD, se describen como herramientas que llevan el flujo del fluido a travs de tubos de carbono de tungsteno, creando

mediante la longitud y el dimetro de estos tubos una restriccin al paso de los

fluidos logrando as controlar el flujo en las zonas de mayor permeabilidad.

Para lograr la restriccin de presin deseada tanto el nmero de tubos usado

como el dimetro interno de los mismos puede ser modificado para cumplir los

parmetros deseados.

La diferencia entre el tubo fijo (Fig. 29.) y el tubo ajustable (Fig. 30.), es la

versatilidad que da el segundo para modificarse si es necesario en cualquier

momento previo a ser instalado, caracterstica de la que carece el tubo fijo.

Fig. 29. Equiflow ICD Fijo.

(Halliburton, 2009)

Fig. 30. Equiflow ICD Adjustable.

(Halliburton, 2009)

54

Bsicamente el funcionamiento de esta herramienta consta de tres partes, este

proceso puede ser observado en la Fig. 31., en la primera el fluido ingresa

desde el pozo al espacio anular luego el fluido debe pasar por los tubos de

tungsteno y por ltimo el fluido hacia pasa por una rejilla de mayor dimetro por

donde ingresan al pozo en s para ser llevados a superficie.

Fig.31. Equiflow ICD Ajustable- Flow Path

(Halliburton)

Para el diseo del ICD de tubo fijo se recomienda lo siguiente:

- Longitud del tubo estndar de cuatro pulgadas. - Dimetro mnimo es 3 veces mayor que el grado de filtracin de las

rejillas.

- Mximo seis tubos en la ICD para 4-1/2 tubo base y ms pequeos. - Mximo 12 tubos en la ICD para los tamaos longitudes.

55

El diseo estndar del ICD ajustable consta de 6 tubos en las siguientes

cantidades y dimensiones:

- 3 x .125 pulgadas. - 2 x .100 pulgadas. - 1 x .075 pulgadas.

Es decisin del usuario cuntos y cules de los seis tubos estarn abiertos.

Por ejemplo, una configuracin de 2-0-1 implica que 2 x 0,125 plg, 0 x 0,100

plg, y 1 x 0,075 plg tubos estn abiertos.

El rango operacional de los ICD ajustable y fijo es:

- Caudal: 25 800 BPD - Viscosidad ptima: < 30 cP

3.1.1.1.1. Caractersticas.

- rea de influjo moderada. - Mnima dependencia a la viscosidad. - Mnimo cambio en el perfil de flujo, si los bordes del tubo a la entrada o

salida, se vuelven redondeados.

- Existe la posibilidad de realizar un cambio en el diseo a ltimo momento (adjustable ICD).

56

Fig. 32. Equiflow Adjustable Tube ICD

(Halliburton)

57

3.1.1.2. ICD de Nozzle adjustable

Esta herramienta se caracteriza por usar un nozzle de 0,20 plgs de longitud

(Fig. 33), a travs del cual el fluido es forzado a pasar con el fin de crear la

restriccin de presin deseada.

Fig. 33. Nozzle ICD

(Halliburton, 2013)

Es importante sealar que este tipo de ICV puede ser ajustado en cualquier

momento dado, anterior a la instalacin del equipo.

El diseo estndar consiste en 6 nozzles en las siguientes cantidades y

dimenciones:

- 3 x .125 pulgadas. - 2 x .100 pulgadas. - 1 x .075 pulgadas.

Tal como ocurre en los tubos ajustables, en la ICV de nozzles ajustables es el

usuario quien decide cuantos y cuales nozzles permanecern cerrados y cuales

abiertos.

El rango operacional de los ICD de nozzles ajustables es:

- Caudal: 25 800 BPD

58

- Viscosidad ptima: < 1500 cP

Fig. 33. Equiflow Adjustable Nozzle ICD.

(Halliburton, 2013)

59


- Independiente de la viscosidad - Existe la posibilidad de realizar un cambio en el diseo a ltimo

momento.

- Entre los diseos de ICD es la que ofrece menor rea de influjo. - El perfil de flujo se ver afectado si la forma de los bordes del nozzle

cambia.

3.1.1.3. Helix ICD

Esta variedad de la ICD usa un tudo helicoidal (Fig. 29) para generar la

restriccin de presin necesaria para controlar en influjo en el pozo.

Su funcionamiento es el mismo que en el ICD tipo tubo, sin embargo crea una

trayectoria ms larga y tortuosa por la que deben pasar los fluidos antes de ser

producidos.

Fig.29. ICD tipo Helix/Tortuous.

(Halliburton, 2013)


- rea de influjo ms larga comparado con los otros diseos de ICD. - El flujo se hace a baja velocidad.

60

- Alta dependencia a la viscosidad. - No puede ser ajustado en ltimo momento. - Altas fuerzas de erosin cuando se enciende luego de un shut- down.

3.1.1.4. Sleeve ICD.

Conocida como la EquiFlow Sliding Side-Door (Fig. 30.), es una tecnologa que

combina los dispositivos de control de influjo (ICDs), con una camisa mecnica

deslizable para proporcionar un sistema que estabiliza la produccin de fluidos

y tiene la flexibilidad para permitir que el cierre selectivo del intervalo de

produccin, logrando as proporcionar un sistema simple y robusto para

controlar y aislar el flujo mientras asegura un confiable control de produccin de

arena.

Al combinar un ICD con una camisa deslizable se logra la

opcin de una intervencin selectiva al pozo mediante el uso

de herramientas mecnicas de shifting tool para cerrar y re-abrir

los ICDs a lo largo del intervalo de produccin.

3.1.1.4.1. Caractersticas

- Funcionalidad entre el ICD y la camisa deslizable. - Capacidad de ajustar el ICD. - Caractersticas estndar de cierre/ apertura de la camisa

deslizable.

- Variedad de mallas para control de arena disponibles

Fig. 30. Equiflow Sliding Side- Door, ICD.

(Halliburton)

61

3.1.1.5. Comparacin de los tipos de ICD

En la Fig. 31. obsrvese como cambia la restriccin de presin en los

principales ICDs, dependiendo del rea de influjo que estos ofrecen.

Fig.31. Teora de la restriccin de presin creada por los ICDs.

(Halliburton, 2009)

3.2. Dispositivo Autnomo de control de influjo (AICD). Desarrollado por la compaa Halliburton, esta tecnologa se describe a s

misma como un paso hacia adelante con respecto al uso de ICDs en el camino

hacia una ptima produccin de agua en pozos horizontales.

Cuando en un pozo horizontal se controla el flujo creando daos mecnicos a lo

largo de la seccin horizontal, diseados para provocar un drenaje homogneo

62

de toda la zona de inters alcanzada por el pozo, se logra mejorar el recobro de

petrleo y se retrasa cuanto es posible la irrupcin del acufero en el pozo sin

embargo no se logra evitar definitivamente la venida del agua al pozo, la cual

por razones de movilidad una vez que ingrese al pozo mandar sobre el flujo

del mismo limitando al petrleo a porcentajes mnimos en el total del fluido. Esto

es fundamentalmente el limitante de los ICDs, y es el problema principal sobre

el cual acta la tecnologa AICD.

La tecnologa AICD es una completacin para pozos horizontales que permite el

flujo sin restricciones cuando este es de petrleo y restringe o entorpece el flujo

cuando este es de agua, esto de forma independiente del control posterior a su

instalacin, es decir, el AICD es capaz de reconocer entre el petrleo y el agua

y segn sea el caso est diseado para facilitar o entorpecer el flujo.

3.2.1. Funcionamiento interno. En si la EquiFlow AICD utiliza innovadora tecnologa de flujo dinmico para

diferenciar entre los fluidos que pasan por el con el fin de maximizar la

produccin de petrleo. Esta herramienta consta de tres componentes

individuales de flujo dinmico:

- Selector de viscosidad.

- Switch de flujo.

- Estrangulador (Restrictor flow)de flujo.

63

3.2.1.1. Selector de viscosidad. 3.2.1.2.

En este componente el dispositivo identifica que clase de fluido es el que est

pasando a travs de l, usando la viscosidad de este fluido como el criterio de

reconocimiento.

Como la viscosidad de cualquier petrleo es notoriamente diferente a la del

agua y la forma en la que fluyen ambos fluidos tambin lo es por lo tanto y es

esta caracterstica la que la Equiflow AICD para identificar y seleccionar cada

fluido que este siendo producido desde el reservorio por medio de tres

diferentes trayectorias o caminos internos (Fig 32).

Fig. 32. Selector de viscosidad

(Halliburton)

3.2.1.2.1. Independiente de la viscosidad.

Este trayecto presenta una serie de contracciones y expansiones en el rea de

flujo que favorecen el fluido de petrleo, siendo insensible a la viscosidad del

fluido.

64

3.2.1.2.2. Main flow path

Es el camino principal de flujo que se caracteriza por ser largo, recto y pequeo

y por permitir el flujo tanto de petrleo como de agua.

3.2.1.2.3. Dependiente de la viscosidad.

Este trayecto es amplio y largo por lo cual es muy sensible a la viscosidad, donde facilita el flujo de agua.

3.2.1.3. Switch de flujo.

Es un cruce de los caminos de flujo, donde el fluido es direccionado

dependiendo de sus propiedades en dos posibles trayectorias el llamado oil

path, que es la trayectoria que seguir e petrleo y el water path que es la

trayectoria por donde se mover el agua. Las Figs. 33 y 34 muestran como se

direcciona al fluido en el switch de flujo.

Fig. 33. Produccin de petrleo en el Switch de flujo.

(Halliburton)

65

Fig. 34. Produccin de agua en el Switch de flujo.

(Halliburton)

3.2.1.4. Estrangulador de flujo (Restrictor flow).

Se describe como un manifould o vortex donde la restriccin de agua se lleva a

cabo, la cual es identificada por el camino previo que es tomado por el fluido.

Este Vortex de flujo dinmico est diseado de tal forma que el petrleo que

ingrese tendr el menor tiempo de residencia en l (Fig. 35.) y tomara un flujo

directo hacia la tubera de produccin, esto se debe a que por ser el petrleo un

fluido viscoso este siempre tendr la tendencia de movilizarse por el camino

fcil.

66

Fig. 35. Comportamiento del petrleo en el vortex.

(Halliburton)

De igual manera el diseo del vortex se presenta como una restriccin para con el agua, la cual fluye a traves de l en un camino largo y tortuoso (Fig. 36.) generandose un mucho mas largo tiempo de residencia para el agua en comparacin al flujo de petrleo.

Fig. 36. Comportamiento del agua en el vortex.

(Halliburton)

67

La Fig. 37 nos muestra el ciclo completo de produccin de petroleo a traves de la Equiflow AICD, mientras que en la Fig. 38 podemos observar el ciclo completo del agua a traves de la AICD.

Fig. 37. Produccin de petrleo a traves del Equiflow AICD.

(Halliburton)

Fig. 38. Ciclo del agua a traves del Equiflow AICD.

(Halliburton)

68

3.2.2. Comportamiento antes del breakthough.

3.2.3. Comportamieto despues del breakthough.

Cuando el agua finalmente llega al pozo se visualiza realmente la accin de la

Equiflow AICD, donde esta pasa automticamente de ser una ICD pasiva, a ser

una herramienta eficiente de restriccin de produccin de agua.

A diferencia de las ICDs, donde el breakthough, significaba el fin de su utilidad

para el pozo, la AICD se adapta para aumentar la caida de presin (Fig. 39.)

cuando por viscosidad se detecta la presencia de fluido no deseado (i.e., agua).

Esta variacin en la caida de presin aumenta conforme la saturacin de agua

se incrementa (Fig. 40.), es decir la tecologa de la Equiflow AICD permite

ejercer obstuccin al agua en proporcin al porcentaje que esta represente del

flujo total.

En una completacin SAS (i.e., Standalone Screen) (Fig. 41.) con el

breakthough el control del flujo en el pozo pasaba a ser gobernado por el agua

al igual que en el caso de completacin del pozo con ICDs (Fig. 42.). En cambio

con el Equiflow AICD gracias a restriccin ejercida en la zona por donde el agua

se ha hecho presente en el pozo permite que las zonas menos permeables por

donde el agua an no aparece tomen el control del flujo del pozo y sea por

estas zonas por donde se produzcaa petrleo y a la vez evita que exista

exesiva produccin de agua por la zona permeable (Fig. 43.).

69

Fig. 39. Caida de preson vs. Caudal para diferentes viscosidades.

(Halliburton)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250

Pressure Drop (psi)

Flow Rate per AICD (bbl/day)

Water

203cP

90cP

38cP

10cP

70

Fig. 40. Cambio en la caida de presin para diferentes porcentajes de agua.

(Halliburton)

Fig. 41. Breakthrough y produccin de petrleo con SAS.

(Halliburton)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250

Pressure Drop (psi)

Flow Rate per AICD (bbl/day)

100% Water

66%WC

71

Fig. 42. Breakthrough y produccin de petrleo con ICDs.

(Halliburton)

Fig. 43. Breakthrough y produccin de petrleo con Equiflow AICD.

(Halliburton)

72

La Fig. 44 nos muestra como en un lapso de 55 meses de produccin, se diferencian las producciones acumuladas de petrleo y agua para una completacin con Equiflow AICD, una con ICD y otra con SAS.

Fig. 44. Diferencia proporcional de producciones de petrleo y agua para diferentes completaciones.

(Halliburton)

En la figura 45 se ilustra cmo se comparan directamente el comportamiento de la Equiflow AICD y el de la ICD pasiva cuando ocurre el breakthrough,

73

Fig. 45. Curvas al breakthrough para ICD y AICD.

(Halliburton)

3.2.4. Diseo de la Equiflow AICD.

Una Equiflow AICD puede ser una eficiente herramienta para la ingeniera de

produccin, sin embargo, lograr la produccin ptima de un pozo horizontal solo

es posible con la correcta correlacin entre el diseo del AICD y las

caractersticas del reservorio. En otras palabras el diseo de la Equiflow AICD

debe considerar:

- Tcnicas de instalacin (placement techniques) - Control de flujo anular - Tamao de flujo del AICD - Precio y el nmero de AICDs - Efectos de la viscosidad

74

- El reservorio en s. - Distribucin de la permeabilidad - Cmo predecir los cambios de las propiedades fluido con el tiempo,

incluyendo la irrupcin de agua?.

Entonces luego de estas consideraciones, se puede decir que existen dos importantes decisiones respecto al diseo de una completacin AICD:

- Apropiada seleccin del tipo de AICD.

- Apropiada instalacin del AICD seleccionado con barreras anulares.

3.2.4.1. Tipos de AICD

La tecnologa AICD cambia para adaptarse y funcionar mejor dependiendo del tipo de fluido con el cual se est trabajando.

3.2.4.2. Etapas de inicializacin de la AICD.

Las etapas implicadas en una inicializacin ICD tradicional se pueden dividir en las siguientes cuatro categoras:

1. Evaluacin Pre-diagnstico, que puede consistir en la seleccin de candidatos y la reunin de un conjunto de datos completos que incluyen historial de produccin, anlisis econmico, registros, pruebas de produccin, y la historia de declinacin.

2. Evaluacin de diagnstico, que pude incluir la recopilacin de datos de los registros del monitoreo del reservorio, registros de flujo de agua, registros de produccin, y vdeo.

75

3. Evaluacin analtica y numrica, que puede incluir anlisis/ evaluacin de laboratorio y diseo de instalacin y evaluacin mediante herramientas analticas o numricas.

4. La instalacin, que podra incluir la puesta a punto del tamao AICD y/o del espaciamiento como resultado de la interpretacin de los registros. (Thornton, K., Jorquera, R., Soliman, M. Y. , 2012).

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Tecnologia Aicd Disminuir Corte Agua