control de agua cono invertido
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3.1 Principales causas del aumento en la producción de agua.
Cuando se extrae petróleo de un yacimiento, el agua proveniente de un
acuífero subyacente o de los pozos inyectores, se mezcla y es producida junto
con el petróleo. Sin embargo, hay aguas que son mejores que otras, por lo que
es fundamental distinguir entre el agua de barrido, el agua buena y el agua
excesiva o agua mala.
Se define el “agua de barrido” como el agua proveniente de un pozo inyector o
un acuífero activo que ayuda a la extracción del petróleo contentivo en el
yacimiento. El manejo de este tipo de agua es una parte fundamental del
manejo del yacimiento y puede constituir un factor determinante en la
productividad de los pozos y las reservas finales.
El “agua buena”, es la que se produce a una tasa inferior al límite económico
de la relación agua petróleo. Es una consecuencia inevitable del flujo de agua a
través del yacimiento, y no se puede eliminar sin perder parte de las reservas.
El “agua mala”, se puede definir como el agua producida en los pozos y que no
producen petróleo, o bien cuando la producción de petróleo no es suficiente
para compensar los costos asociados con el manejo del agua, es decir, es el
agua producida por encima del límite económico de la relación agua petróleo.13
Para el diagnóstico del control de agua, en el pasado se consideraba que no
era más que la colocación de un tapón acompañado por una operación de
cementación o bien un tratamiento de gel en un pozo. Pero la clave se
encuentra en identificar el problema específico que se presenta, y donde los
diagnósticos se utilizan de tres maneras:
Seleccionar los pozos que podrían necesitar un sistema de control de
agua.
Determinar el problema de agua de manera que se pueda seleccionar
un método de control adecuado.
Localizar el punto de entrada de agua en el pozo, de manera que se
pueda aplicar el tratamiento en el lugar correcto.
Adicionalmente, la producción de agua es siempre causa de variados
problemas en un pozo de petróleo. Puede generar incrustaciones y/o estimular
la formación de depósitos orgánicos que restringen la producción como son la
migración de finos o producción de arena de formación, lo que incrementa los
costos en el manejo en superficie.
El origen de la mayor parte de los problemas de agua “mala” se puede
clasificar dentro de varios tipos básicos que se describen a continuación:
3.3.1 Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o
empacaduras.
Permiten que el agua proveniente de zonas que no producen hidrocarburos
ingrese en la columna de producción (Figura 3.5). La detección de los
problemas y la aplicación de las soluciones correspondientes dependen
fundamentalmente de la configuración del pozo. Los registros básicos de
producción, tales como: densidad de los fluidos, temperatura y flujo pueden
resultar suficientes para diagnosticar estos problemas. En los pozos de mayor
complejidad, puede ser necesario contar con registros de flujo de agua o
perfilaje multifásico de fluidos, como el registro de fracción volumétrica (Hold-
Up) de cada una de las fases. Las herramientas con sondas eléctricas pueden
identificar pequeñas cantidades de agua en el flujo de producción. Las
soluciones habituales incluyen la inyección forzada de fluidos sellantes y el
cegado mecánico por medio de tapones, cemento o empacaduras, aunque
también se pueden utilizar remiendos. Cuando existe este tipo de problema,
conviene aplicar la tecnología de cegado del agua dentro del revestidor, que es
de bajo costo.
Figura 3.1 Filtraciones en el revestidor, tuberías de producción o empacadura.
3.3.2 Flujo canalizado detrás del revestidor.
La existencia de fallas en la cementación primaria puede provocar la conexión
de zonas acuíferas con zonas de hidrocarburos. Estos canales (Figura 3.6)
permiten que el agua fluya por detrás del revestidor cuando se produce arena.
La solución principal consiste en el uso de fluidos de cegado, que pueden ser
cementaciones forzadas de alta resistencia, fluidos a base de resinas
colocados en el espacio anular, fluidos a base de geles de menor resistencia
colocados en la formación para detener el flujo dentro del espacio anular. El
emplazamiento de los mismos es muy importante, y por lo general, se realiza
con tubería flexible (Coiled-tubing).
Figura 3.2 Flujo canalizado detrás del revestidor.
3.3.3 Fracturas o fallas de una capa de agua.
El agua puede provenir de fracturas que interceptan una zona de agua más
profunda (Figura 3.7), donde los canales de alta permeabilidad pueden
conectar el acuífero con el pozo. Estas fracturas pueden ser tratadas con un
gel, lo cual resulta especialmente efectivo en los casos en que las fracturas no
contribuyen a la producción de petróleo. Los volúmenes de tratamiento deben
ser lo suficientemente grandes para cegar las fracturas a una distancia
considerable del pozo.
Figura 3.3 Fracturas o fallas de una capa de agua.
3.3.4 Adedamiento.
Se presenta cuando en yacimientos por empuje hidráulico laterales o radiales,
o influjo de agua; existen características petrofísicas que difieren, que indican
que hay presencia de algunos estratos con mejor permeabilidad que otros,
provocando que el agua presente se mueva a través de estos canales
permeables.
Para estos tipos de yacimientos, se presentan varias alternativas para
completar los pozos, dándose el caso de completaciones con selectividad de
producción para cada lente o estrato, lo cual da flexibilidad de producción; pero
complica operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.
Otra manera de completación podría ser en forma sencilla en una zona, lo cual
facilita el drenaje homogéneo de cada lente, pero con mayores costos de
operación.17
3.3.5 Conificación o formación de cúspide (cusping).
La Conificación de agua (ver Figura 3.8.) se define como el movimiento
preferencialmente vertical del agua que ha entrado a la zona productora.17
En un pozo vertical se produce conificación cuando un contacto agua-petróleo
(CAP) se encuentra cerca del cañoneo realizado en una formación cuya
permeabilidad vertical es relativamente elevada. La tasa critica de conificación,
que es la tasa máxima a la cual se puede producir petróleo sin producir agua
por conificación, a menudo es demasiado baja para resultar económicamente
factible.
Estos problemas son más severos en yacimientos con buena permeabilidad
vertical, por lo cual se debe mantener un buen control de las diferenciales de
presión generadas en un pozo debido a las altas tasas de producción, pues,
cuando esto sucede, mejora la permeabilidad relativa del agua.19
La evaluación de la conificación requiere un estudio de yacimiento que permita
definir el avance del frente de agua-petróleo o gas-agua para determinar la
procedencia del agua.
Figura 3.4 Conificación o Cusping.
3.3.6 Barrido áreal deficiente.
Muchas veces el agua marginal, subyacente de un acuífero o de un pozo
inyector de agua en una zona productora, provoca un barrido áreal deficiente.
Por lo general, la anisotropía áreal de la permeabilidad origina este problema,
que es especialmente serio en los depósitos de canales de arena. (Figura 3.9)
Los pozos horizontales pueden atravesar zonas con diferentes valores de
permeabilidad y presión dentro de la misma capa, lo cual provoca un barrido
áreal deficiente. También puede suceder que el agua invada sólo una parte del
pozo simplemente debido a la proximidad horizontal a la fuente de agua. En
cualquiera de los dos casos, es posible controlar el agua por medio del cegado
en las cercanías del pozo y con una extensión vertical lo suficientemente
amplia respecto al agua.
Figura 3.5 Barrido áreal deficiente.
3.3.7 Segregación gravitacional.
Cuando en un yacimiento existe una capa de gran espesor con buena
permeabilidad vertical, la segregación gravitacional, denominada a veces
barrido de agua en el fondo de la arena (water under-run) puede provocar la
invasión de agua no deseada en un pozo productor. El agua ya sea que
provenga de un acuífero o de un proceso de recuperación secundaria por
inyección de agua, se filtra hacia abajo de la formación permeable y barre sólo
la parte inferior del yacimiento. Cuando existe una razón de movilidad petróleo-
agua desfavorable el problema puede agravarse, incluso más en las
formaciones de rocas sedimentarias de secuencia grano decreciente (granos
más finos en la parte superior). Dado que los efectos viscosos junto con la
segregación gravitacional fomentan el flujo en la base de la formación.
Cualquier tratamiento realizado en el inyector con el fin de cegar los cañoneos
punzados inferiores tendrá sólo un efecto marginal en el barrido de un mayor
volumen de petróleo antes de que la segregación gravitacional vuelva a ser
dominante. 19
Figura 3.6 Segregación gravitacional.
3.3.8 Capa inundada con flujo transversal.
El flujo transversal de agua puede existir en capas de alta permeabilidad que
no se encuentran aisladas por barreras impermeables. El problema de la
producción de agua a través de una capa sumamente permeable con flujo
transversal es similar al de una capa inundada sin flujo transversal, pero se
diferencia de este en el hecho de que no existe una barrera para detener el
flujo en el yacimiento. En estos casos, los intentos realizados para modificar los
perfiles de producción o de inyección cerca del hoyo están condenados al
fracaso debido a la existencia de flujo transversal lejos del hoyo. Es
fundamental poder determinar si existe flujo transversal en el yacimiento,
puesto que ésta es la única diferencia entre los dos problemas. Cuando no
existe flujo trasversal, el problema se puede solucionar fácilmente, mientras
que cuando existe es menos probable encontrar un tratamiento exitoso. Sin
embargo, en casos aislados, puede ser posible colocar un gel muy penetrante
en la capa permeable ladrona, siempre que ésta sea delgada y tenga alta
permeabilidad, si se le compara con la zona de petróleo. Aún bajo estas
condiciones óptimas antes de iniciar el tratamiento, es necesario realizar una
cuidadosa operación de ingeniería. En muchos casos, la solución consiste en
perforar uno o más tramos laterales de drenaje para alcanzar las capas no
drenadas.
Los pozos horizontales completados en una sola capa son proclives a este tipo
de problema.
Figura 3.7 Capa inundada con flujo transversal.
3.2 Técnicas de diagnóstico para el control de agua.
En el pasado, se consideraba que el control de agua no era más que la simple
colocación de un tapón acompañado por una operación de cementación o bien
un tratamiento con gel en un pozo. La razón principal por la cual la industria
petrolera no ha podido encontrar un método adecuado para controlar el agua
ha sido su falta de conocimiento de los diferentes problemas y la consiguiente
aplicación de soluciones inapropiadas. Esto queda demostrado con la gran
cantidad de trabajos técnicos en los que se describen los tratamientos y los
resultados con poca o ninguna referencia a la geología, al yacimiento o al
problema de control de agua.
El factor clave es el diagnostico, es decir, poder identificar el problema
especifico que se presenta. Cuando se cuenta con una historia de producción
confiable, muchas veces ésta contiene un cúmulo de información que puede
ayudar a diagnosticar el problema del agua. Para poder distinguir las diferentes
fuentes de agua no aceptable se han desarrollado varias técnicas analíticas
que utilizan, por ejemplo, las relaciones agua/petróleo, los datos de producción
y las mediciones de los registros.
3.4.1 Gráfico de recuperación.
Es un gráfico semilogarítmico de RAP con respecto a la producción se puede
extrapolar al límite económico de la RAP para determinar la producción de
petróleo que se obtendrá si no se toma alguna medida para controlar el agua.
Si la producción acumulada es aproximadamente igual a las reservas
esperadas por el pozo, quiere decir que el pozo produce un nivel de agua
aceptable y no se necesita ninguna medida para el control de agua. Si este
valor es mucho menor a las reservas recuperables esperadas, significa que el
pozo está produciendo agua no aceptable y, de existir suficientes reservas para
compensar el costo de la intervención, se debería considerar alguna medida de
reparación.
Figura 3.8 Gráfico de recuperación.
3.4.2 Gráfico de la historia de producción.
Es un gráfico de tasas de petróleo, líquido y agua con respecto al tiempo. Por
lo general, los pozos en los que conviene aplicar un sistema de control de agua
muestran un aumento de la producción de esta y una disminución de la
producción de petróleo en forma casi simultánea (Gráfico 3.2).
Gráfico 3.1 Historia de producción.
3.4.3 Análisis de la curva de declinación.
Es un gráfico semilogarítmico de las tasas de producción de petróleo con
respecto al petróleo acumulado (Gráfico 3.3). El agotamiento normal muestra
una curva cuya tendencia es rectilínea, mientras que una declinación
pronunciada puede indicar la existencia de algún otro problema, como por
ejemplo la disminución severa de la presión o el aumento del daño o irrupción
de agua.
Gráfico 3.2 Curva de declinación de producción.
3.4.4 Gráficos diagnósticos de Chan.
Mediante la simulación de yacimientos de diferentes características, se ha
podido demostrar que los gráficos doble logarítmicos de la relación agua-
petróleo (RAP) y su derivada (RAP’) en función del tiempo de producción,
resultan de gran utilidad para determinar la causa de la producción de agua. En
la Figura.3.16. Se observa la respuesta simulada de dos casos comunes de
agua perjudicial y el método para distinguirlos. Si se observa que la RAP’
disminuye con el tiempo de forma constante, podría tratarse de un caso de
conificación; mientras que un aumento abrupto de la RAP y RAP’ indica la
existencia de flujo proveniente de las cercanías del pozo.20
Gráfico 3.3 Curvas de Chan para el diagnóstico de agua donde se observa la respuesta
de la relación agua – petróleo (RAP) y su derivada (RAP’) como función del tiempo para dos
casos típicos de agua perjudicial.
En el gráfico 3.4 se observan dos casos típicos de agua beneficiosa. El primer
caso se observa una canalización en un sistema multicapa, en el cual cada
capa es barrida en forma sucesiva. El segundo caso consiste en el barrido
normal de un yacimiento por efecto del agua, aún cuando se trata de un
elevado volumen de agua (el corte de agua es siempre > 60%).
Gráfico 3.4 Gráficos de diagnóstico de agua donde se observa la respuesta de la relación
agua-petróleo (RAP) y su derivada (RAP’) como función del tiempo para dos casos típicos de
agua beneficiosa.
Cuando varias zonas producen en forma simultánea, o los gráficos de
diagnóstico no resultan claros, es necesario realizar mediciones en los pozos.
Los perfiles de producción convencionales; por ejemplo, los medidores de flujo,
los perfiles de temperatura y gradiomanómetro, así como los registros de ruido
pueden servir para identificar los fluidos producidos por diferentes zonas. Esto
puede resultar sumamente útil para identificar el origen del fluido proveniente
de las cercanías del pozo. Las mediciones de presión y la historia de presión
pueden servir para indicar la aparición de agua proveniente de inyección,
mientras que las mediciones de saturación a través del revestidor con el RST
pueden medir el petróleo y el agua remanentes en diferentes zonas. Una vez
realizado el diagnóstico, se inicia la búsqueda de un tratamiento adecuado.
3.4.5 Método de Ramos.
El método de Ramos está basado en un método matemático que permite
identificar patrones de manera más objetiva que las curvas de Chan. Esto es
particularmente útil cuando la RAP muestra mucha dispersión (Gráfico 3.6);
este método consiste en alisar el dispersado de la RAP’, graficando producción
acumulada de agua (Wp) Vs. Producción acumulada de petróleo (Np). La
derivada de esta función Vs. Np es una función suavizada de RAP.21
El procedimiento a seguir consiste en utilizar las siguientes ecuaciones:
Gráfico 3.5 Método de Ramos para el diagnóstico de la procedencia del agua de
producción.
Gráfico 3.6 Chan Vs. Ramos para el diagnóstico de la procedencia del agua de
producción.
3.3 Método de producción.
3.5.1 Flujo natural y flujo artificial.
Cuando existe una tasa de producción donde la energía con la cual el
yacimiento oferta los fluidos, en el nodo, es igual a la energía demandada por
la instalación (separador y conjunto de tuberías; línea y eductor), se dice
entonces que el pozo es capaz de producir por Flujo Natural.
Cuando la demanda de energía de la instalación, en el nodo, es siempre mayor
que la oferta del yacimiento para cualquier tasa de flujo, entonces se requiere
el uso de una fuente externa de energía para lograr conciliar la oferta con la
demanda; la utilización de esa fuente externa de energía con fines de levantar
los fluidos desde el fondo del pozo hasta el separador es lo que se denomina
método de Levantamiento Artificial.
Entre los métodos de Levantamiento Artificial de mayor aplicación en la
Industria Petrolera se encuentran: El Levantamiento Artificial por Gas (L.A.G),
Bombeo Mecánico (B.M), por cabillas de succión, Bombeo Electro-Centrifugo
Sumergible (B.E.S), Bombeo de Cavidad Progresiva (B.C.P) Y Bombeo
Hidráulico (B.H).
El objetivo de los métodos de Levantamiento Artificial es minimizar los
requerimientos de energía en la cara de la arena productora con el objeto de
maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar, de esta
manera, la mayor afluencia de fluidos sin que se generen problemas de
producción; arenamiento, conificación de agua entre otros. En la figura 3.13
están representadas las cinco técnicas de levantamiento artificial más
prevalecientes, bombas de varillas (bombeo mecánico), bombas de cavidad
progresiva, levantamiento artificial por gas, bombeo hidráulico y bombas
eléctricas sumergibles (extremo superior). La aplicabilidad de cada método
depende de la profundidad del pozo y de los volúmenes de producción
(extremo inferior) y de muchos otros factores, incluyendo las propiedades de
los líquidos producidos, la producción de gas libre, la cantidad y el tipo de
sólidos producidos, el ambiente de producción, la desviación del pozo, la
geometría de terminación del pozo, su localización, el suministro de energía
disponible y los factores económicos.23
Figura 3.9 Métodos de Levantamiento Artificial.
3.5.2 Bombeo Electrosumergible (BES).
Este método de levantamiento es idealmente aplicable en yacimientos con
altos volúmenes de fluido, alto corte de agua y baja relación gas-petróleo
(RGP). Sin embargo, en la actualidad estos equipos han obtenido excelentes
resultados en la producción de fluidos de alta viscosidad, en pozos de alta
RGP, con fluidos abrasivos, de altas temperaturas y diámetro reducido, entre
otras condiciones que podría ser limitante para otros métodos de
levantamiento..
Los componentes del sistema de bombeo electrosumergible (Figura 3.14)
pueden ser clasificados en dos partes, el equipo de fondo y el equipo de
superficie. El equipo de fondo cuelga de la tubería de producción y cumple la
función de levantar la columna de fluido necesaria para que el pozo produzca.
Consta principalmente de un motor mecánico, un sello, un separador de gas y
una bomba electrocentrífuga.
Figura 3.10 Esquema de componentes del Método de levantamiento Bombeo Electrosumergible.
Un cable de potencia transmite la energía eléctrica desde la boca de pozo
hasta el motor. El tablero o variador de frecuencia de superficie provee de
energía eléctrica al motor electrosumergible y controla su funcionamiento.
Los principales componentes de superficie son los transformadores, el tablero o
variador de frecuencia y la caja de venteo. Varios componentes adicionales
normalmente incluyen la cabeza de pozo, empacadores, protectores de cable y
flejes, válvulas de retención y drenaje, entre otros.
3.5.2.1 Componentes del sistema electrosumergible.
Motor.
El motor electrosumergible utilizado para la operación de las bombas es un
motor eléctrico con estator bobinado de inducción bipolar trifásico y rotor, tipo
jaula de ardilla, el cual opera a una velocidad de 3600 revoluciones por minuto
“RPM” a una frecuencia de 60 Hz. (Figura 3.15).
Figura 3.11 Motor. Equipos de Subsuelo (BES).
El motor trabaja en baño de aceite. Este aceite es de tipo mineral altamente
refinado el cual posee una alta rigidez dieléctrica (30Kv) y provee una buena
lubricación en los cojinetes de motor y conjunto de empuje. Otra propiedad es
que tiene una alta conductividad térmica por lo que facilita la refrigeración del
motor.
Los motores están diseñados para operar con un voltaje tan bajo como 230
voltios o tan alto como 5000 voltios, y requiere un amperaje entre 12 y 200
amperios, dependiendo del diámetro. También existen rangos de potencia
entre 600 HP (serie 725), mientras motores ensamblados en tándem pueden
proporcionar 1,250 HP (serie 725-tándem) de potencia a una frecuencia de 60
Hz.
El largo de los motores ensamblados como simples llegan aproximadamente a
los 10 M (33’), mientras que los motores fabricados como tándem, las
longitudes oscilan alrededor de los 27,4 M (90’).
Sección sellante (Seal section).
El protector o sección sellante está ubicado entre la parte superior del motor y
la parte inferior de la bomba. Puede ser instalado como una unidad simple o
como una unidad en tándem. El sello está diseñado para proteger al motor por
medio de cuatro funciones básicas, las cuales son:
Provee el volumen necesario para permitir la expansión del aceite
dieléctrico contenido en el motor. La expansión se debe al incremento de
temperatura del motor cuando la unidad esta en operación y a la temperatura
del fondo del pozo.
Igualar la presión externa del fondo del pozo con el fluido dieléctrico
interior del motor. Este ajuste de presiones a lo largo del motor evita que el
fluido del pozo pueda filtrarse por los sellos del motor. El ingreso de fluidos del
pozo al motor causara una falla dieléctrica prematura.
Proteger al motor de la contaminación de los fluidos del pozo. La sección
sellante contiene múltiples sellos mecánicos montados en el eje, los cuales
evitan que el fluido del pozo ingrese por el mismo. Las cámaras laberínticas
proporcionan separación del fluido, en base a la diferencia de densidades entre
el fluido y el aceite del motor. Cualquier fluido del pozo que pase por los sellos
superiores del eje o por la cámara superior es contenido en las cámaras
laberínticas inferiores como un medio de protección secundario.
Absorbe el empuje axial descendiente de la bomba. Esto se lleva a cabo
por medio de un cojinete de empuje deslizante. El cojinete utiliza una película
hidrodinámica de aceite para proporcionarle lubricación durante la operación. El
empuje descendiente es el resultado de la presión desarrollada por la bomba
actuando sobre el área del eje de la bomba y el empuje residual transferido por
cada impulsor individual al eje.
Figura 3.12 Sección sellante. Equipos de Subsuelo (BES).
Succión (Intake).
Esta es la puerta de acceso de los fluidos del pozo hacia la bomba, para que
esta pueda desplazarlos hasta la superficie.
Existen dos tipos básicos de succiones o intakes de bombas:
Las succiones estándar:
Solamente cumplen con las funciones de permitir el ingreso de los fluidos del
pozo a la bomba y transmitir el movimiento del eje en el extremo del sello al eje
de la bomba.
Figura 3.13 Succión estándar. Equipos de Subsuelo (BES).
Los separadores de Gas:
Además de permitir el ingreso de fluidos al interior de la bomba, tiene la
finalidad de eliminar la mayor cantidad del gas en solución contenido en estos
fluidos.
Figura 3.14 Separador de gas. Equipos de Subsuelo (BES).
Bomba.
El corazón del sistema de bombeo electrosumergible es la BOMBA Centrífuga
(Figura 3.19). Estas bombas son del tipo Multi-Etapas y el número de estas
depende de cada aplicación específica, van a estar determinadas por la presión
requerida en la cabeza del pozo, la profundidad de levantamiento y el volumen
de fluido a ser producido.
Figura 3.15 Bomba. Equipos de subsuelo (BES).
Cada “ETAPA” esta formada por un Impulsor y un Difusor (Figura 3.20). El
impulsor da al fluido ENERGIA CINETICA y el Difusor cambia esta energía
cinética en ENERGIA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza).
Figura 3.16 Impulsor y Difusor (etapa de la bomba).
Las etapas a su vez pueden clasificarse, dependiendo de la geometría del
pasaje de fluido, en dos tipos:
Flujo Radial:
Son por lo general bombas de bajo caudal. Se puede observar que el impulsor
descarga la mayor parte del fluido en una dirección radial.
Flujo Mixto:
Cuando las bombas sobrepasan flujos de diseño a partir de los 1900 BPD (300
m3/d) en la serie 513 o en bombas de mayor diámetro por ejemplo de la serie
675, se les denominan bombas de flujo mixto y son por lo general bombas de
gran caudal.
Figura 3.17 Ubicación física de LVT-34.
3.5.2.2 Clasificación de las bombas electrosumergibles de
acuerdo al diseño de sus impulsores.
La nomenclatura utilizada para identificar a una bomba será por su SERIE
(diámetro) más el caudal que la bomba pueda manejar en su punto de mayor
eficiencia.
Cable de extensión.
La unión eléctrica entre los equipos descritos, instalados en el subsuelo, y los
equipos de control en superficie son los cables.
Existen varios tipos de cables en una instalación de bombeo electrosumergible:
Extensión de Cable Plano.
Es una cola de cable de características especiales que en uno de sus extremos
posee un conector especial para acoplarlo al motor. En el otro extremo este se
empalma al cable de potencia. La diferencia entre ambos es que este posee las
mismas propiedades mecánicas y eléctricas que los cables de potencia pero
son de un tamaño inferior. El conector al motor, también conocido como
POTHEAD (Figura 3.22), es uno de los puntos más críticos de la instalación.
Debido a las limitaciones de espacio, este es el punto mas caliente del sistema,
especialmente en motores de alto amperaje.
Figura 3.18 Ficha de conexión (POT HEAD). Cable plano.
Cable de Potencia.
La energía eléctrica es transmitida al motor electrosumergible a través de un
cable de potencia trifásico el cual se fija a la tubería de producción por medio
de flejes o con protectores-sujetadores especiales. Los cables de potencia
pueden ser redondos o planos, la selección de uno u otro tipo depende del
espacio disponible entre la tubería de producción y el revestidor del pozo.
Conectores de Superficie.
Son colas de cable con conectores especiales para cruzar a través del cabezal
de boca de pozo.
Cabezal (Head).
Los cabezales de superficie pueden ser de varios tipos diferentes, de los
cuales, los más comúnmente utilizados son:
Tipo HERCULES.
Son utilizados en pozos con baja presión en el espacio anular, y en
instalaciones no muy profundas, estos poseen un colgador de tubería tipo
cuña, y un pasaje para el cable; el cable de potencia cruza a través de ellos
hasta la caja de venteo, y es empacado por un juego de gomas prensadas.
Figura 3.19 Cabezal tipo Hércules. Equipo de superficie (BES).
Tipo Roscado.
Se utilizan en operaciones “Costa Afuera”, pozos con alta presión de gas en el
espacio anular o para instalaciones a alta profundidad. En ellos la tubería esta
roscada al colgador, y éste se suspende del cabezal. El colgador cuenta con un
orificio roscado, junto al de la tubería de producción, en el cual se coloca un
conector especial (Mini-Mandrel), el cable de potencia se empalma a una cola
de cable, de similares características, que posee un conector en uno de sus
extremos, este conector se conecta con el del penetrador del colgador. En el
lado exterior del cabezal, se instala otra cola de cable, de inferior calidad, que
cuenta con un conector en ángulo, que se conecta al penetrador del colgador,
el otro extremo se conecta a la caja de venteo en superficie.
Figura 3.20 Cabezal tipo Roscado. Equipo de superficie (BES).
3.5.3 Sistema Dual Bombeo Electro-sumergible.
El Sistema Dual Concéntrico produce de dos intervalos de yacimiento en el
mismo pozo usando bombas electro-sumergibles (BES). Una BES inferior es
encapsulada en un Pod e incluye una sarta y un ensamble de sello que es
localizado en una empacadura permanente situada entre las zonas
cañoneadas. La configuración del Pod y de la empacadura aísla las zonas
productoras. El flujo de fluidos de la zona inferior es producido por la BES
inferior dentro del anular del Pod. Una BES superior con un sistema bypass es
instalada por encima del Pod para producir la zona superior. El sistema bypass
permite producir el fluido de las zonas inferior y de la zona superior. El crudo
fluye a través del flow crossover (Herramienta de flujo cruzado Y Tool) a través
del tubing de producción concéntrico. Ambas zonas pueden ser producidas
independientemente o simultáneamente, mientras se arranca la superior, la
inferior o ambas BES. Los fluidos de producción de cada intervalo de reservorio
pueden ser independientemente medidos en superficie.22
Figura 3.21 Diagrama Completación doble BES.
Una vez determinada la profundidad de los componentes de la completación se
deben tomar en cuenta las siguientes consideraciones:
Empacadura permanente.
La empacadura es asentada entre los dos intervalos de producción a una
distancia apropiada por debajo de las perforaciones del intervalo superior para
permitir la instalación del ensamble de la sarta.
Juntas de Erosión.
Las juntas de erosión serán localizadas en la sarta a través de los intervalos
cañoneados superiores como una precaución en contra de la erosión causada
por alta velocidad de fluido de cualquier perforación. Estas deben sobrepasar
en intervalo cañoneado por lo menos 10 ‘por encima y por debajo.
Ensamble de la ESP inferior.
La BES inferior es localizada por dentro del casing 9-5¨, tan profundo como sea
posible.
El registro de la desviación del pozo debe ser chequeado para asegurarse que
el BES no pasara a través de cualquier sección del High Dog Leg (Severidad
(5°/100’ máximo recomendado) y es asentada en una sección recta del casing
(Máximo recomendado 1°/100’).
Ensamble del Tubing Intermedio.
La sarta de tubería entre las dos BES tiene que ser capaz de desviarse para
compensar la excentricidad de la completación causada por el perfil del
ensamble. La longitud total de esta sección de tubing debe ser al menos 120’.
Pup joints adicionales deben ser incluidas en el tubing intermedio ya que allí
puede haber una falta de posiciones adecuadas para asentar las cross coupling
clamps. El perfil de ciertos crossover puede prevenir asentar una cross
coupling clamp sobre el coupling.
3.4 Tecnología de Completación Dual o Downhole Water Sink (DWS).
Es una de las más prometedoras tecnologías de la industria en la solución de
los problemas de producción de agua. DWS controla el desarrollo del cono,
reduce el bypass del petróleo, produce petróleo libre de agua y agua libre en el
fondo de las completaciones (según el concepto de completación “Water Sink”
o “Efecto Fregadero”). La Tecnología de Completación Dual involucra un sello
que separa la zona de petróleo y la zona de agua mediante empacaduras
(Figura 3.26). Esta tecnología es atractiva para la industria ya que reduce
sustancialmente los costos del tratamiento del agua, aunque su aplicación esta
ligada a pozos maduros con fuerte historia de Conificación y mostrando un
extraño fenómeno de concurrencia de producción de agua y petróleo.14
Figura 3.22 Configuración completación dual para control de Conificación.
3.6.1 Esquema de la completación DWS.
La mayoría de los trabajos presentados en la literatura enfoca el estudio de
esta tecnología desde un punto de vista experimental, ubicando solo algunos
trabajos de aplicación en campo.
El fenómeno a estudiar de forma central es la conicidad, que no es más que la
deformación de la interfaz agua – petróleo que era inicialmente horizontal. La
conicidad del agua ha sido un problema serio dentro de la recuperación y
manejo de yacimiento; numerosos autores han tratado este fenómeno (Muskat
y Wyckoff, 1935; Muskat 1949; Elkins, 1958; Karp et al., 1962; Fortunat 1962;
Smith y Pirson, 1963; Chierici et al., 1964; Outmans, 1964; Romero-Juarez,
1964; Blake y Kueera, 1988). Sus investigaciones apuntan hacia varios
enfoques; como por ejemplo tasa crítica y/o cálculos del tiempo de la irrupción.
Ellos encontraron que la máxima tasa a la cual la producción de petróleo está
libre de agua, corresponde a la tasa crítica y el tiempo que toma el agua en
alcanzar las perforaciones donde se producen los hidrocarburos corresponde al
tiempo crítico. Si la tasa de producción está por encima de este valor y ha
ocurrido la irrupción, entonces la fase agua comienza a dominar y
probablemente se produzca agua en gran cantidad, desmejorando la
rentabilidad del pozo y probablemente tenga que ser cerrado.14
Varios parámetros afectan la conicidad del agua en pozos verticales de
petróleo: (1) La tasa de producción de petróleo, (2) Cociente de movilidad, (3)
Diferencia en la densidad entre los líquidos, (4) Anisotropía, y (5) Porosidad.
3.6.2 Formulación de la Teoría de la Conificación de Pozos.
Si bien los mecanismos de la conificación del agua son conocidos, los
conocimientos para su control son muy limitados. Ya que sólo tres de las siete
variables de la conificación pueden ser controladas. Para pozos verticales los
parámetros son: la movilidad promedio, el espesor de la arena de petróleo, las
fuerza de gravedad y de viscosidad, el espaciamiento del pozo, la
permeabilidad promedio (vertical y horizontal), la penetración del pozo y la tasa
de producción.
La movilidad promedio en la conificación incrementa los efectos del
comportamiento de producción.19
Estudios de los efectos del espesor de la zona de aporte de crudo en la
conificación del agua en relación al tamaño de la zona de agua, muestran que
la conificación se incrementa seriamente al aumento del espesor de la zona de
agua, haciéndose crítica cuando el agua alcanza a invadir la zona de petróleo.
La tercera variable de la conificación es la fuerza de gravedad y la viscosidad
promedio. Estos promedios son fundamentales en el fenómeno, ya que la
conificación ocurre cuando la fuerza de viscosidad, generada durante el
movimiento del fluido vence la fuerza gravitacional producida por la diferencia
de densidad.
La primera variable controlable es el espaciamiento del pozo. Este efecto en la
conificación del agua, indicando claramente que la conicidad del agua puede
ser reducida dramáticamente perforando más pozos en un espaciamiento más
cercano. Sin embargo, la economía de tal control es altamente cuestionable.
La otra variable potencialmente controlable es el cociente de permeabilidad
vertical y permeabilidad horizontal, Como es evidenciado en la Figura 3.34, la
reducción de este cociente reduce la conicidad. Técnicamente la permeabilidad
se puede afectar por la formación de fracturas. Sin embargo, aumentar solo la
permeabilidad horizontal con una fractura no es posible porque al fracturar en
la profundidad del pozo es más probable modificar la permeabilidad vertical que
la permeabilidad horizontal.14
Efecto de la permeabilidad promedio (horizontal y vertical) en la
conificación del agua.
La penetración del pozo puede ser controlada a través de la completaciones.
Para minimizar la conificación, la penetración del pozo debe ser mínima. Tal
completación podría ciertamente maximizar el recobro, pero reduce la
productividad. Teóricamente, el diseño de las completaciones por debajo de la
conificación pueden ser vistas como un problema a optimizar. En pruebas de
campo es usualmente utilizada la perforación selectiva y estudios muestran,
que completando en forma horizontal en el tope (en la zona de petróleo) se
puede prevenir la conificación e incrementar la productividad de los pozos y
mejorar el recobro.
La tasa de producción es fácilmente controlable, el fuerte efecto de la
conificación se ha modelado en experiencias de laboratorio (ver Figura 3.34).
Gráfico 3.7 Efecto de la permeabilidad promedio (horizontal y vertical) en la conificación
del agua.
Efecto de la penetración del pozo y la tasa de producción en la
conificación.
El control de la conificación requiere la reducción de la producción de petróleo
por debajo de la tasa crítica. Muchos modelos predictivos son utilizados para
calcular esta tasa. En muchos casos no es económico producir por debajo de
este valor de tasa crítica, además una vez ocurrida la irrupción, es muy difícil
reducir los valores de corte de agua por el cambio de la razón de movilidad,
causado por el efecto de inhibición/drenaje sobre las permeabilidades relativas.
Los análisis anteriores indican que teóricamente es posible controlar la
conificación del agua, pero los métodos para hacerlo son muy limitados a la
hora de llevarlos a la práctica, por lo tanto es necesario generar innovación al
respecto.14
3.6.3 Formulación de la Teoría de Completación Dual o
Downhole Water Sink (DWS) para Controlar la Conificación del Agua en
los Pozos.
El principio del método es mostrado en Figura 3.33, el pozo está completado en
forma dual separando las zonas de agua y de petróleo por medio de
empacaduras y forzando a la producción independiente de los fluidos (agua y
petróleo). El control de la conificación está ajustado a la producción de agua y
petróleo a fin de evitar la irrupción del agua en la zona de petróleo. Físicamente
el concepto de “water sink” (en la zona inferior) altera el potencial de flujo en las
cercanías del pozo minimizando la formación del cono. Para cada punto el
componente vertical de la fuerza de viscosidad generada al fluir hacia el pozo
es reducido, y el valor de la componente vertical de la fuerza de viscosidad
generada al fluir hacia el “water sink” aumenta. El equilibrio del cono se "se
mantiene" alrededor y por debajo de las perforaciones productoras de petróleo. 10
Algunas de las potencialidades de este método son:
La tasa de petróleo incrementa sin la irrupción de agua.
Se logra extender la vida del pozo más allá del efecto de la conicidad.
Se aumenta el recobro por pozo y para el yacimiento, debido a los
mecanismos siguientes:
La producción de petróleo puede seguir estando influenciada por el nivel
del contacto agua petróleo, el cual adiciona energía a la producción de
petróleo.
Se logra el aumento de la productividad del pozo ya que en las
cercanías de este la permeabilidad al petróleo no es reducida por la invasión
del agua.
La producción de agua esta más exenta de estar contaminada con crudo
y emulsiones asociados a la producción de petróleo.
La relación agua petróleo logra ser reducida.