UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5236/1/56479_1.pdf · tecnologÍa aicd (autonomous inflow control device) para control de corte de agua

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS TÉCNICO DE LA APLICACIÓN DE LA

TECNOLOGÍA AICD (AUTONOMOUS INFLOW CONTROL

DEVICE) PARA CONTROL DE CORTE DE AGUA EN POZOS

HORIZONTALES EN CAMPOS PETROLEROS DE LA

AMAZONÍA ECUATORIANA"

TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

ANDRÉS PATRICIO ZÁRATE MERINO

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS M.Sc.

Quito, junio, 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo ANDRÉS PATRICIO ZÁRATE MERINO, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

_________________________

Andrés Zárate

C.I.: 060385557-8

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis técnico de la

aplicación de la tecnología AICD (Autonomous Inflow Control Device)

para control de corte de agua en pozos horizontales en campos

petroleros de la Amazonía Ecuatoriana”, que, para aspirar al título de

Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Zárate Merino Andrés

Patricio, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

___________________

Ing. Fausto Ramos M.Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1705134102

DEDICATORIA

A Dios.

Por estar siempre a mi lado, darme salud y cuidar de mí. Por poner en mí

camino a todas esas personas y lecciones que me permiten ser quien soy.

Por brindarme las oportunidades necesarias para cumplir mis sueños. A Él

se lo debo todo.

A Lupe, mi madre.

Por el amor y sacrificio, que extendió sobre mí y toda nuestra familia, por

apoyarme en todo momento y abogar por mi ante Dios y ante todos. Por ser

quien eres, por cuidarme y formarme mientras me convertía en quien soy.

Por siempre confiar en mí y darme fuerzas para confiar en mi mismo.

A Patricio, mi padre.

Por enseñarme que la vida hay que lucharla y vivirla para Dios, por

permitirme ver en ti un magnífico ejemplo a seguir mientras crecía, por

confiar en mí en todo momento, por tus incansables consejos que marcaron

mi vida y trascenderán en las de mis hijos.

A mis hermanos Cristian y Cristina.

Por caminar conmigo, por apoyarme en todo momento y pedirle a Dios por

mi bienestar, por ser luz y confianza de que todo se puede lograr.

A Katherine.

Por ser el apoyo y la comprensión en todo momento, por ayudarme e

iluminar mis palabras, por darme ánimos y estar junto a mí.

A toda mi familia y amigos.

Por creer en mí en todo momento y estar conmigo en todos los altos y bajos

de mi vida.

AGRADECIMIENTO

A Dios.

Por ser fuente y precursor de cada palabra escrita y cada apoyo recibido.

Porque a Él se lo debo todo.

A mis padres.

Por ser veedores y sostén incondicional a lo largo de todo este trabajo y de

toda mi carrera.

A mi tutor Ing. Ricardo Jorquera.

Por su tiempo, por su ayuda y por toda la entrega e ímpetu que orientó en el

presente trabajo de titulación y por todas sus lecciones, a través de las

cuales esta Tesis es una realidad.

A mi director Ing. Fausto Ramos.

Por su apoyo y consejos, por sus exigencias y enseñanzas como profesor y

amigo.

A Halliburton.

Por la oportunidad y el soporte, específicamente a Elibeth Valera y a Marysa

Salazar.

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

1. Introducción .......................................................................................... 1

1.1. Problema ......................................................................................... 2

1.1.1. Problemática ambiental .............................................................. 3

1.1.2. Problemática Operativa .............................................................. 4

1.1.3. Problemática Económica ............................................................ 5

1.2. Justificación .................................................................................... 6

1.3. Objetivos del Proyecto ................................................................... 9

1.3.1. Objetivo General ........................................................................ 9

1.3.2. Objetivos Específicos ................................................................. 9

2. Revisión de literatura .......................................................................... 10

2.1. Fundamentos Teóricos. ............................................................... 10

2.1.1. Reservorio ................................................................................ 10

2.1.1.1. Reservorio homogéneo. ..................................................... 10

2.1.1.2. Reservorio heterogéneo .................................................... 10

2.1.2. Contacto agua petróleo (CAP).................................................. 11

2.1.3. Relación agua/petróleo (RAP). ................................................. 12

2.1.4. Contenido de sedimentos básicos y agua (BS&W)................... 12

2.1.5. Corte de agua .......................................................................... 13

2.1.6. Diferencia entre corte de agua y BSW...................................... 14

2.1.7. Limite económico ..................................................................... 14

2.1.8. Propiedades Petrofísicas.......................................................... 15

2.1.8.1. Permeabilidad .................................................................... 15

2.1.8.1.1. Tipos de permeabilidad ................................................. 16

2.1.8.1.1.1. Permeabilidad absoluta. ......................................... 16

2.1.8.1.1.2. Permeabilidad efectiva. .......................................... 16

2.1.8.1.1.3. Permeabilidad relativa. ........................................... 16

2.1.8.2. Saturación de fluidos. ........................................................ 17

2.1.8.3. Humectabilidad. ................................................................. 18

2.1.8.4. Presión Capilar .................................................................. 18

2.1.9. Propiedades de los fluidos presentes en reservorio. ................ 18

2.1.9.1. Punto de burbuja, Pb .......................................................... 18

2.1.9.2. Viscosidad ......................................................................... 19

2.1.9.2.1. Viscosidad del petróleo ................................................. 19

2.1.9.2.2. Viscosidad del agua ...................................................... 19

2.1.10. Relación de Movilidad. .......................................................... 21

2.1.11. Ecuación de flujo fraccional. .................................................. 21

2.2. Producción de agua asociada al petróleo. .................................. 22

ii

2.2.1. Presencia de agua en pozos horizontales. ............................... 23

2.2.1.1. Intromisión de agua en reservorios heterogéneos. ............ 23

2.2.1.2. Reservorio Homogéneo ..................................................... 25

2.2.1.2.1. Water cresting. .............................................................. 25

2.2.1.2.2. Efecto “ Punta- Talón” ................................................... 26

2.2.1.3. Influencia de la viscosidad. ................................................ 26

3. Dispositivos de control de influjo. ..................................................... 30

3.1. Dispositivos pasivos de Control de Influjo. ................................ 30

3.1.1. Tipos de ICDs .......................................................................... 33

3.1.1.1. ICD de tubo fijo y ajustable. ............................................... 33

3.1.1.1.1. Características. ............................................................. 36

3.1.1.2. ICD de Nozzle ajustable .................................................... 38


3.1.1.3. Helix ICD ........................................................................... 40


3.1.1.4. Comparación de los tipos de ICD....................................... 40

3.2. Dispositivo Autónomo de control de influjo (AICD). .................. 41

3.2.1. Funcionamiento interno. ........................................................... 42

3.2.1.1. Selector de viscosidad. ...................................................... 42

3.2.1.1.1. Independiente de la viscosidad. .................................... 42

3.2.1.1.2. Camino principal de flujo ............................................... 43

3.2.1.1.3. Dependiente de la viscosidad. ...................................... 43

3.2.1.2. Direccionador de flujo. ....................................................... 43

3.2.1.3. Restrictor de flujo. .............................................................. 44

3.2.2. Comportamiento antes del breakthrough. ................................. 46

3.2.3. Comportamieto despues del breakthrough. .............................. 46

3.3. Diseño de una completación con Dispositivos Controladores de

Influjo. ..................................................................................................... 51

3.3.1. Proceso de trabajo ................................................................... 51

3.3.1.1. Pre-evaluación. .................................................................. 51

3.3.1.2. Diseño final. ....................................................................... 51

3.3.2. NETool™ ................................................................................. 52

3.3.2.1. Principio de funcionamiento. .............................................. 52

3.3.2.1.1. Influjo desde el reservorio. ............................................... 53

3.3.2.1.2. Flujo en el anular. ......................................................... 53

3.3.2.2. Tipos de completación. ...................................................... 54

3.3.2.3. Condiciones de frontera. .................................................... 55

4. Análisis técnico del AICD ................................................................... 56

4.1. Caso U inferior .............................................................................. 56

4.1.1. Criterio de selección. ................................................................ 56

iii

4.1.2. Pozo E 153H ............................................................................ 57

4.1.2.1. Descripción del pozo.......................................................... 57

4.1.2.2. Observaciones de la sección del yacimiento. ..................... 60

4.1.2.3. Completación ..................................................................... 61

4.1.2.3.1. Diseño preliminar .......................................................... 61

4.1.2.3.1.1. Escenarios de simulación ....................................... 62

4.1.2.3.1.2. Resultados de la simulación ................................... 65

4.1.2.3.2. Diseño final ................................................................... 66

4.1.2.4. Historial de producción, E153H. ......................................... 69

4.1.3. Pozo E 157H. ........................................................................... 71


4.1.3.2. Completación ..................................................................... 74

4.1.3.3. Historial de producción, E157H .......................................... 74

4.1.4. Símil entre los pozos E 153H y E 157H. ................................... 76

4.1.4.1. Gráficas comparativas ....................................................... 76

4.1.4.2. Resultados ......................................................................... 80

4.1.4.2.1. Análisis de resultados ................................................... 80

4.2. Caso T principal ............................................................................ 81

4.2.1. Criterio de selección. ................................................................ 81

4.2.2. Pozo E 163H ............................................................................ 82


4.2.2.2. Observaciones de la sección del yacimiento. .................... 84

4.2.2.3. Completación ..................................................................... 86

4.2.2.3.1. Diseño final ................................................................... 86

4.2.2.3.1.1. Simulación .............................................................. 86

4.2.2.4. Historial de producción, E163H. ......................................... 89

4.2.3. Pozo E 147H. ........................................................................... 91


4.2.3.2. Completación ..................................................................... 94

4.2.3.3. Historial de producción, E147H .......................................... 94

4.2.4. Símil entre los pozos E 163H y E 147H .................................... 96

4.2.4.1. Graficas comparativas ....................................................... 96

4.2.4.2. Resultados ....................................................................... 100

4.2.4.2.1. Análisis de resultados ................................................. 100

5. Análisis Económico .......................................................................... 102

5.1. Variables del costo- beneficio ................................................... 102

5.1.1. Costos .................................................................................... 102

5.1.1.1. Costo producir fluido ........................................................ 103

5.1.1.2. Costo del agua asociada. ................................................ 104

5.1.1.3. Costo transporte de petróleo ............................................ 105

5.1.1.4. Inversión .......................................................................... 106

iv

5.1.2. Ingresos ................................................................................. 106

5.1.3. Ganancias .............................................................................. 107

5.2. Caso U inferior ............................................................................ 107

5.2.1. Costo beneficio ...................................................................... 107

5.2.1.1. Gráficas comparativas ..................................................... 108

5.2.1.2. Análisis de resultados ...................................................... 110

5.3. Caso T principal .......................................................................... 110

5.3.1. Costo beneficio ...................................................................... 110

5.3.1.1. Gráficas comparativas ..................................................... 111

5.3.1.2. Análisis de resultados ...................................................... 113

6. Conclusiones y recomendaciones ................................................... 114

6.1. Conclusiones .............................................................................. 114

6.2. Recomendaciones ...................................................................... 115

Bibliografía ............................................................................................... 117

Anexos ..................................................................................................... 120

v

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1. Ejemplo de análisis físico químico de aguas de formación. .............. 4

Tabla 2. Datos de saturación y permeabilidad relativa ................................. 27

Tabla 3. Características de los pozos seleccionados ................................... 56

Tabla 4. Especificaciones del pozo “E 153H” ............................................... 57

Tabla 5. Resultados de simulación preliminar, con caudal Q= 1500 STB/d y

Q= 4000 STB/d ............................................................................................ 65

Tabla 6. Detalle de completación pozo E 153H ........................................... 68

Tabla 7. Especificaciones del pozo “E 157H”. .............................................. 71

Tabla 8. Resultados del símil E153H vs. E157H .......................................... 80

Tabla 9. Características de los pozos seleccionados. .................................. 81

Tabla 10. Especificaciones del pozo “E 163H”. ............................................ 82

Tabla 11. Resultados de simulación ............................................................ 87

Tabla 12. Detalle de completación pozo E 163H ......................................... 89

Tabla 13. Especificaciones del pozo “E 147H”. ............................................ 92

Tabla 14. Resultados del símil E163H vs. E147H ...................................... 100

Tabla 15. Costos operativos producción de petróleo aplicables a los pozos

analizados. ................................................................................................ 103

Tabla 16. Costo de producción de agua .................................................... 105

Tabla 17. Inversión .................................................................................... 106

Tabla 18. Precio del crudo ......................................................................... 107

Tabla 19. Resultados Caso U inferior ........................................................ 108

Tabla 20. Resultados Caso T principal ...................................................... 111

vi

ÍNDICE DE FIGURAS

Fig. 1. Suministro mundial de petróleo vs. Demanda. .................................... 1

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

Fig. 3. Costos de manejo de Agua ................................................................. 5

Fig. 4. Los bloques y la producción petrolera del Ecuador ............................. 7

Fig. 5. Promedio de producción de agua de formación por campo en el

Ecuador en el año 2013. ................................................................................ 7

Fig. 6. Producción promedio de petróleo y agua asociada en el Ecuador

durante el año 2013 ....................................................................................... 8

Fig. 7. Medición de la permeabilidad de un reservorio heterogéneo (K

medida por LWD)......................................................................................... 11

Fig. 8. Distribución teórica de los fluidos en el reservorio............................. 12

Fig. 9. Determinación del corte de agua mediante ensayo de laboratorio en

campo. ......................................................................................................... 13

Fig. 10. Efecto de la producción de agua y el precio del petróleo en las

ganancias. ................................................................................................... 15

Fig. 11. Curva típica de permeabilidades relativas para petróleo y agua en

una roca mojada por agua. .......................................................................... 17

Fig. 12. PVT del petróleo, parámetro: viscosidad ......................................... 19

Fig. 13. Viscosidad del agua a varias temperaturas y salinidades y corrección

por presión................................................................................................... 20

Fig. 14. Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de

petróleo. ...................................................................................................... 22

Fig. 15. Drenaje de fluidos en un pozo horizontal en una zona heterogénea.

.................................................................................................................... 24

Fig. 16. Ejemplo de irrupción del agua en un Reservorio Heterogéneo ....... 24

Fig. 17. Fenómeno de cresting en un pozo horizontal .................................. 25

vii

Fig. 18. Efecto punta- talón en un pozo horizontal en un reservorio

homogéneo.................................................................................................. 26

Fig. 19. Curvas de permeabilidad relativa .................................................... 28

Fig. 20. Curva de flujo fraccional .................................................................. 28

Fig. 21. Control de influjo en el pozo horizontal ........................................... 31

Fig. 22. Efecto del ICD en un reservorio homogéneo ................................... 31

Fig. 23. Efecto del ICD en un reservorio heterogéneo. ................................ 32

Fig. 24. Paso del fluido a través de un ICD .................................................. 33

Fig. 25. Equiflow ICD Fijo ............................................................................ 34

Fig. 26. Equiflow ICD Ajustable.................................................................... 34

Fig. 27. Equiflow ICD Ajustable- Flow Path .................................................. 35

Fig. 28. Equiflow Adjustable Tube ICD......................................................... 37

Fig. 29. Nozzle ICD ...................................................................................... 38

Fig. 30. Equiflow Adjustable Nozzle ICD. ..................................................... 39

Fig. 31. Baker HELIX ICD ............................................................................ 40

Fig. 32. Teoría de la restricción de presión creada por los ICDs. ................. 41

Fig. 33. Selector de viscosidad .................................................................... 42

Fig. 34. Producción de petróleo en el direccionador de flujo ........................ 43

Fig. 35. Producción de agua en el direccionador de flujo ............................. 44

Fig. 36. Comportamiento del petróleo en el vortex ....................................... 44

Fig. 37. Comportamiento del agua en el vortex ............................................ 45

Fig. 38. Producción de petróleo a traves del Equiflow AICD ........................ 45

Fig. 39. Ciclo del agua a traves del Equiflow AICD ...................................... 46

Fig. 40. Caida de presíon vs. Caudal para diferentes viscosidades ............. 47

Fig. 41. Cambio en la caida de presión para diferentes porcentajes de agua y

un petroleo de 55 cP .................................................................................... 47

viii

Fig. 42. Breakthrough y producción de petróleo con completacion SAS ...... 48

Fig. 43. Breakthrough y producción de petróleo con ICDs ........................... 49

Fig. 44. Breakthrough y producción de petróleo con Equiflow AICD ............ 49

Fig. 45. Ejemplo Diferencia proporcional de producciones de petróleo y agua

para diferentes completaciones. .................................................................. 50

Fig. 46. Curvas al breakthrough para ICD y AICD ....................................... 50

Fig. 47. NETool, configuración general de los nodos ................................... 53

Fig. 48. Ejemplo de capas anulares contempladas por el NETool ............... 54

Fig. 49. Ubicación del pozo E 153H ............................................................. 58

Fig. 50. Plan direccional, E 153H ................................................................. 59

Fig. 51. Trayectoria del pozo E 153H (propiedad: saturación de petróleo) ... 60

Fig. 52. Trayectoria del pozo E 153H (propiedad: permeabilidad)................ 61

Fig. 53. Variación de permeabilidad a lo largo de la sección horizontal del

pozo E 153H, datos tomados desde el modelo ............................................ 62

Fig. 54. Completación Slotted Liner (vista de saturación de petróleo), E 153H

.................................................................................................................... 63

Fig. 55. Completación ICD Nozzle (vista de permeabilidad), E 153H ........... 63

Fig. 56. Completación AICD (vista de saturación de petróleo), E 153H ....... 64

Fig. 57. Situaciones simuladas .................................................................... 64

Fig. 58. Influjo en la sección horizontal del pozo .......................................... 66

Fig. 59. Perfil de permeabilidad corregido, E 153H ...................................... 67

Fig. 60. Diagrama final, E 153H ................................................................... 67

Fig. 61. Producción pozo E 153H ................................................................ 70

Fig. 62. Acumulado de producción, E 153H (febrero, 2014)......................... 71



ix




Fig. 68. Fluido (E 153H vs. E 157H) ............................................................ 77

Fig. 69. Petróleo (E 153H vs. E 157H) ......................................................... 77

Fig. 70. Agua (E 153H vs. E 157H) .............................................................. 78

Fig. 71. Corte de agua (E 153H vs. E 157H) ................................................ 78

Fig. 72. Acumulado de Fluido, en 395 días (E 153H vs. E 157H)................. 79

Fig. 73. Acumulado de Petróleo, en 395 días (E 153H vs. E 157H) ............. 79

Fig. 74. Acumulado de Agua, en 395 días (E 153H vs. E 157H) .................. 80



Fig. 77. Trayectoria del pozo, arena T principal ........................................... 85

Fig. 78. Trayectoria del pozo, distancias en la arena T principal .................. 85

Fig. 79. Permeabilidad a lo largo de la sección horizontal pozo E 163H ...... 86








Fig. 87. Fluido (E 163H vs. E 147H) ............................................................ 97

Fig. 88. Petróleo (E 163H vs. E 147H) ......................................................... 97

Fig. 89. Agua (E 163H vs. E 147H) .............................................................. 98

x

Fig. 90. Corte de agua (E 163H vs. E 147H) ................................................ 98

Fig. 91. Acumulado de Fluido, en 321 días (E 163H vs. E 147H)................. 99

Fig. 92. Acumulado de Petróleo, en 321 días (E 163H vs. E 147H) ............. 99

Fig. 93. Acumulado de Agua, en 321 días (E 163H vs. E 147H) ................ 100

Fig. 94. Costos operativos ......................................................................... 103

Fig. 95. Símil de costos operativos E 153H vs. E 157H en sus primeros 395

días de producción .................................................................................... 108

Fig. 96. Símil del costo operativo acumulado e Inversión E 153H vs. E 157H

en sus primeros 395 días de producción ................................................... 109

Fig. 97. Símil de Ganancias netas E 153H vs. E 157H en sus primeros 395


Fig. 98. Símil de costos operativos E 163H vs. E 147H en sus primeros 321


Fig. 99. Símil del costo operativo acumulado e Inversión E 163H vs. E 147H

en sus primeros 321 días de producción ................................................... 112

Fig. 100. Símil de Ganancias netas E 163H vs. E 147H en sus primeros 321


xi

ÍNDICE DE ANEXOS

Anexo 1. Historial de Producción del pozo E 153H ................................... 120




Anexo 5. Costo – Beneficio, E 153H ......................................................... 128




Anexo 9. Contratos petroleros en ejecución en el Ecuador ....................... 140

[1]

1. Introducción

Optimizar la extracción de petróleo es el objetivo que día a día se quiere

lograr en todos los campos petroleros del mundo y con el fin de lograr esto la

industria hidrocarburífera avanza para desarrollar o mejorar técnicas y

tecnologías que permitan extraer más petróleo, para sustentar la demanda

de energía del mercado (Fig. 1) y lograr maximizar ganancias, y reducir la

producción de fluidos no deseados (i.e., agua y/o gas), para salvaguardar el

medio ambiente y reducir gastos.

Fig. 1. Suministro mundial de petróleo vs. Demanda.

(BP, 2008)

La presente investigación pretende evaluar una de las herramientas

desarrolladas para evitar la excesiva producción de agua y optimizar la

producción de petróleo en pozos horizontales, es decir, permitirá un análisis

de los resultados obtenidos por la Equiflow Autonomous Inflow Control

Device (AICD) (Fig.2) en los pozos E153H y E163H de la cuenca oriente

ecuatoriana, en el afán de reducir la producción de agua sin restringir la de

petróleo.

[2]

Fig. 2. Carcasa Dispositivo Autónomo de Control de Flujo

(Halliburton, 2012)

La producción de agua literalmente acaba con los pozos de petróleo, pues el

único valor comercial de un campo petrolero es la cantidad de petróleo que

se puede extraer del mismo, y entre mayor sea esta cantidad mejor es

considerado el campo. Sin embargo esta extracción debe ser rentable

económicamente y esto se sustenta con la calidad, tanto del petróleo como

del reservorio que lo contiene. Es decir las características propias del

petróleo que determinan su valía como es la densidad, y los parámetros que

debe cumplir para considerarse comercial como es el contenido de agua y

las características del reservorio que facilitan o entorpecen la producción de

los fluidos que contiene. Esto quiere decir que en tanto mayor sea el

contenido de agua que presente un crudo menor será el provecho

económico que de él se pueda sacar, pues para que pueda ser comerciable

deberá ser tratado previamente y entre mayor cantidad de agua este

presente, más difícil será separar el agua y se presentará un problema aún

más grande, que es la disposición de la altamente contaminante agua

separada que no tiene ningún uso benéfico y estrictas restricciones legales.

1.1. Problema

Básicamente existen tres grandes grupos en donde se enumeran los

distintos problemas asociados a la producción de agua en asociación con el

petróleo:

[3]

1.1.1. Problemática ambiental

El agua de formación que se produce en los campos petroleros es un tipo de

agua sedimentaria producto de millones de años de procesamiento natural

por lo que tiene niveles muy altos de cloruros y metales pesados. Llega a

tener concentraciones de cloruros de sodio y otros sólidos de más de

100.000 ppm.

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 250°F. Estas aguas contienen además

partículas de hidrocarburos y los químicos que son usados para separarlas

del petróleo y proteger las instalaciones, como son los antiemulsionantes,

antiparafìnicos, biocidas, antiincrustantes, entre otros.

Por su composición, por los químicos incorporados y por la temperatura, el

agua de formación, una vez extraída a la superficie, resulta sumamente

tóxica para el medio ambiente. La mayoría de los organismos de agua dulce

no toleran los altos niveles de salinidad de las aguas de formación, lo cual

provoca su muerte.

Las sustancias contenidas en los desechos de la industria petrolera son

bioacumulativas (i.e., tienden a acumularse en los organismos de los seres

vivos) y tienen una relación directa con diversas enfermedades pues

contienen sustancias cancerígenas, entre otras.

La Tabla 1 muestra un ejemplo de los componentes que forman parte del

fluido conocido como agua de formación, que se identifican mediante un

análisis físico químico de la misma.

[4]

Tabla 1. Ejemplo de análisis físico químico de aguas de formación.

(F. Ramos, 2013)

1.1.2. Problemática Operativa

La producción de grandes volúmenes de fluido (i.e., petróleo, gas y agua),

implica una gran cantidad de procesos entre los cuales se encuentran los

destinados a separar, tratar y disponer el agua de formación producida en

asociación con el petróleo que existen para evitar los ya mencionados

problemas ambientales.

La producción de agua puede limitar la vida útil del pozo y causar corrosión o

incrustaciones en las tuberías y líneas de producción, ocasionar presencia

de arena en los procesos y aumenta considerablemente la carga hidrostática

del pozo, dificultando así la extracción de petróleo.

“Los resultados de la producción de grandes volumen de agua de formación

son: (a) la necesidad de una más compleja separación agua-aceite, (b) una

rápida corrosión de los equipos, (c) la rápida disminución de la recuperación

de hidrocarburos y (d) en última instancia, prematuro abandono del pozo,

mientras que otros utilizan químicos para gestionar la producción de agua no

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

[5]

1.1.3. Problemática Económica

Todas las exigencias operacionales que implica la producción de agua con el

petróleo, se traducen en gastos económicos, que garantizan la eficiencia de

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

formación una vez que se encuentra en superficie, además de crear un

considerable desperdicio de energía 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)

Sin embargo el problema económico más grande es que al producirse agua

se limita la producción de petróleo, es decir, entre mayor volumen de agua

sea producido menor será el volumen de petróleo extraído y así se consigue

disminuir las ganancias. Entonces el prejuicio económico creado por la

presencia de agua en superficie es de dos partes las pérdidas causadas por

[6]

el gasto que implica lidiar con el agua en superficie y la reducción de

ganancias por la disminución en la producción de petróleo.

Estos dos perjuicios económicos son directamente proporcionales a la

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

agua del mismo, esto se entiende como costos de producción de agua por

barril de petróleo.

1.2. Justificación

El Ecuador es un país con actividad petrolera a nivel industrial en la cuenca

oriente, desde 1970, es decir, ha producido petróleo durante 44 años y a la

par, ha producido agua asociada al petróleo por casi el mismo tiempo, que a

pesar de en un principio ser un volumen insignificante, con el pasar del

tiempo ha crecido de tal manera que en la actualidad la producción de agua

llega a cantidades muy por encima de la producción de petróleo en el

Ecuador, la Fig. 4 detalla la producción anual de petróleo que tuvo el país

durante el 2013, mientras la Fig. 5 muestra la producción promedio de agua

en el 2013, por campo y en la Fig. 6 se observa la comparación entre la

producción nacional de petróleo y agua en un día.

[7]

Fig. 4. Los bloques y la producción petrolera del Ecuador

(ARCH, 2013)

Fig. 5. Promedio de producción de agua de formación por campo en el Ecuador en el año 2013.

(ARCH, 2013)

0

200000

400000

600000

800000

1000000

BAPD

2013

[8]

Fig. 6. Producción promedio de petróleo y agua asociada en el Ecuador durante el año 2013

(Zárate, A., 2014)

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

será una guía para la presentación de pozos y campos candidatos a la

implementación del Equiflow AICD como solución a la tan problemática

producción de agua asociada al el petróleo y respuesta a la necesidad de

incrementar la producción de petróleo.

El Equiflow AICD es una tecnología que se aplica en el país desde el año

2009, y establecer su utilidad en la cuenca oriente del país es una

investigación de gran utilidad como aporte técnico a la industria

hidrocarburífera del Ecuador, permitiendo de esta manera demostrar la

utilidad inmediata y futura de esta completación en los campos petroleros

actualmente explotados y los campos aún no desarrollados como es el caso

del Yasuní ITT y varios más.

0

500000

1000000

1500000

2000000

2500000

3000000

525.000

2.899.969

Bbls/día

Petróleo Agua

[9]

1.3. Objetivos del Proyecto

A continuación se presentan las metas que se propone alcanzar con el

presente trabajo de titulación:

1.3.1. Objetivo General

Evaluar técnicamente la aplicación de la tecnología Equiflow Autonomous

Inflow Control Device (AICD) en los pozos E163H y E153H de la cuenca

oriente del Ecuador.

1.3.2. Objetivos Específicos

- Analizar el origen y las causas de la producción de agua en pozos

horizontales de producción de petróleo.

- Describir el funcionamiento de los dispositivos controladores de influjo

de agua y la utilidad de la tecnología Equiflow AICD en la

completación de pozos horizontales de petróleo.

- Establecer el aporte técnico- económico que representa la tecnología

Equiflow AICD para los pozos E163H y E153H en los que se ha

instalado.

[10]

2. Revisión de literatura

A continuación se presenta el marco teórico donde se fundamentara el

presente trabajo de titulación:

2.1. Fundamentos Teóricos.

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

comportamiento de los fluidos en el reservorio. Que servirán para entender

de manera más adecuada el problema de la producción de agua y por lo

tanto el modo de funcionamiento de la tecnología Equiflow AICD:

2.1.1. Reservorio

Los reservorios son volúmenes de rocas originados durante largos periodos

de tiempo que tienen todas las características necesarias para contener y

mantener petróleo dentro de sí.

2.1.1.1. Reservorio homogéneo.

Cuando un reservorio tiene las mismas características y propiedades a lo

largo de toda su extensión se considera como homogéneo, esto se da como

resultado de un proceso geológico de acumulación de sedimentos bajo un

mismo ambiente.

2.1.1.2. Reservorio heterogéneo

Durante el tiempo de formación del reservorio, los ambientes de

sedimentación pueden cambiar, es decir, la constitución de una misma roca

reservorio pudo darse con diferentes sedimentos y ambientes. Además

como resultado de subsecuentes reorganizaciones físicas y químicas, como

son la compactación, solución, dolomitización y cementación, las

características del yacimiento normalmente son variables y en ese caso el

reservorio es considerado como heterogéneo.

[11]

La Fig.7 corresponde al perfil de permeabilidad en un reservorio

heterogéneo que atraviesa un pozo horizontal, se observa la variación de la

misma a lo largo de la sección.

Fig. 7. Medición de la permeabilidad de un reservorio heterogéneo (K medida por LWD)

(Halliburton, 2011)

2.1.2. Contacto agua petróleo (CAP).

Es la zona de transición, donde se separan el agua y el petróleo dentro del

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

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

petróleo por encima de esta (Fig. 8).

[12]

Fig. 8. Distribución teórica de los fluidos en el reservorio.

(Halliburton, 2012)

2.1.3. Relación agua/petróleo (RAP).

Se define como la relación entre la tasa de producción de agua y la tasa de

producción de petróleo y puede oscilar entre 100% de petróleo y 100% de

agua.

Definido como la tasa de producción de agua dividida por la tasa total de

petróleo. Estas mediciones se puede calcular fácilmente (por ejemplo, RAP

de 1 implica un corte de agua de 50%), por definición la fórmula del RAP es:

o

w

V

VRAP (1.1)

Donde

Vw: volumen de agua (cantidad de agua)

Vo: volumen de petróleo (cantidad de petróleo)

2.1.4. Contenido de sedimentos básicos 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 solución o emulsionada con

[13]

el petróleo en una muestra de crudo. Para la comercialización del crudo

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

2.1.5. Corte de agua

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

se separa del petróleo por diferencia de densidades en menos de 5 minutos)

más el agua emulsionada presente en un crudo (Fig. 9).

En el presente trabajo también se hace referencia al corte de agua como

“water cut” y “Wcut”.

Fig. 9. Determinación del corte de agua mediante ensayo de laboratorio en campo.

Por definición la fórmula del Corte de agua (CA), es:

t

w

V

VCA (1. 2)

Dónde:

[14]

Vt: volumen total de fluido

De igual forma tenemos que el caudal por definición es:

t

Vq (1. 3)

Dónde:

t: tiempo

Reemplazando la ecuación 3 en la ecuación 2, tanto para el agua como para

el fluido total (i.e., petróleo y agua), para un mismo tiempo se tiene:

ow

w

qq

qCA

(1. 4)

2.1.6. Diferencia entre corte de agua y BSW.

El corte de agua es el porcentaje de agua que existe en el total del fluido

producido (i.e., agua libre y agua emulsionada) y son los datos que están en

los reportes diarios de producción de los pozos. En cambio BSW es el

contenido de agua emulsionada más sedimentos, en una muestra

representativa de petróleo, una vez que ha sido separada el agua libre del

total del fluido producido. Para el control del agua se toma en cuenta el

corte de agua, debido que se analiza el volumen real de agua que se extrae

desde el yacimiento, mientras que el valor de BS&W es usado para fines de

fiscalización de cantidad y calidad del petróleo.

Sin embargo el término BS&W ha sido generalizado erróneamente, por lo

cual consta en los reportes e informes de las compañías operadoras y de

servicios sin hacer diferencia entre corte de agua y BS&W.

2.1.7. Limite económico

Es así como se conoce al conjunto de características en la producción de

petróleo hasta los cuales las operaciones de un determinado pozo o campo

son económicamente factibles. Estas características delimitan hasta qué

punto es económicamente rentable producir petróleo, y es la diferencia entre

[15]

un pozo/ campo en operación o un pozo/ campo cerrado o abandonado.

Básicamente estas características son dos:

- El precio del petróleo.

- Corte de agua.

La Fig. 10 ilustra cómo se relacionan estas dos variables como factores

determinantes que establecen si es rentable o no continuar operaciones en

un pozo/ campo.

Fig. 10. Efecto de la producción de agua y el precio del petróleo en las ganancias.

(Halliburton, 2009)

2.1.8. Propiedades Petrofísicas.

Las propiedades petrofísicas son aquellas propias del medio que contiene

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

2.1.8.1. Permeabilidad

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

para permitir el paso de los fluidos a través de él, mientras más permeable

sea una roca mayor será la cantidad de fluido que puede pasar por unidad

de tiempo a través del espacio poroso.

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

Ga

na

nc

ia &

Pre

cio

Cru

do

& W

ate

r

Co

st

120

100

80

60

40

20

WCost

[16]

2.1.8.1.1. 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:

2.1.8.1.1.1. Permeabilidad absoluta.

Se mide cuando fluye un fluido homogéneo que satura 100% el medio

poroso.

2.1.8.1.1.2. Permeabilidad efectiva.

Es cuando la roca está saturada con más de un fluido, por lo tanto, habrá

una permeabilidad efectiva para cada uno de ellos. Se calcula usando la

ecuación de Darcy en donde todos los parámetros deben ser referidos al

fluido considerado. La ecuación de Darcy es usada para predecir el

comportamiento del flujo a través de un medio poroso:

L

PPkAq

)( 21 (1.5)

Dónde:

k= permeabilidad

μ=viscosidad

q= caudal

A= área transversal

L= longitud del medio

ΔP=diferencial de presión

2.1.8.1.1.3. Permeabilidad relativa.

Si una formación contiene dos o más fluidos inmiscibles y se encuentran

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

reducción de la facilidad de un fluido, para fluir a través de un material

permeable, es denominada el efecto de la permeabilidad relativa.

[17]

Las permeabilidades relativas son herramientas esenciales en el análisis

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

y fuente relevante de información, las curvas de permeabilidad relativa (Fig.

11).

Fig. 11. Curva típica de permeabilidades relativas para petróleo y agua en una roca mojada por agua.

(Crotti, 2002)

2.1.8.2. Saturación de fluidos.

La saturación de fluidos es la fracción o porcentaje del volumen de los poros

del yacimiento, que está llena por cada uno de los fluidos, es decir la

saturación de fluido de una roca es la relación entre el volumen de fluido en

los poros y el volumen total de los mismos. La saturación se expresa como

el porcentaje del volumen de los poros, por ejemplo una saturación de agua

del 30% significa que 3/10 del espacio en los poros está lleno de agua.

[18]

2.1.8.3. 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 producción de yacimientos

que están funcionando con mecanismos de empuje de agua.

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 atraído por la superficie

se le llama fase no- mojante.

2.1.8.4. Presión Capilar

En sí la presión 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 presión capilar tiene una gran influencia sobre:

- La distribución inicial del fluido dentro del reservorio, y (Zona de transición)

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

inyección de agua. (Ecuación de Flujo Fraccional)” (Willhite, 1986).

2.1.9. Propiedades de los fluidos presentes en reservorio.

Son aquellas características propias de cada fluido, que influyen

directamente en su comportamiento dentro del reservorio.

2.1.9.1. Punto de burbuja, Pb

Se conoce así a la determinada presión de reservorio en la que la primera

burbuja de gas se presenta en el mismo, depende directamente de la

gravedad específica petróleo y del gas, de la temperatura y de la relación de

solubilidad (i.e., cantidad de gas disuelto en el petróleo). Es decir mientras la

presión se mantenga por encima del punto de burbuja, en el reservorio no se

encontrara gas en su estado gaseoso sino como liquido disuelto.

[19]

2.1.9.2. Viscosidad

Como el resultado de cohesión y adherencia (i.e., fuerzas internas que todo

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

al flujo, es decir, la oposición de un fluido a moverse.

2.1.9.2.1. Viscosidad del petróleo

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

cantidad de gas disuelto en el mismo y de la presión a la que sea medida

(Fig. 12), es decir, entre más gas disuelto contenga el petróleo menos

viscoso será y medida que aumenta la presión sobre el petróleo mayor

viscosidad tendrá este. Se mide en centipoise (cP) y se encuentra en rangos

que vas desde los 0,2cP hasta los 1000cP.

Fig. 12. PVT del petróleo, parámetro: viscosidad

(Escobar, 2007)

2.1.9.2.2. Viscosidad del agua

La viscosidad del agua depende directamente de la temperatura, de la

presión y de la salinidad de la misma (Fig. 13), es decir, entre más salinidad

[20]

tenga el agua, menor sea su temperatura y mayor su presión, mayor será su

viscosidad.

Fig. 13. Viscosidad del agua a varias temperaturas y salinidades y corrección por presión.

(Earlougher, 1977)

[21]

2.1.10. Relación de Movilidad.

Cuando dos fluidos, por ejemplo agua y petróleo, están en movimiento

simultaneo hacia el pozo, la razón de movilidad del agua a la del petróleo,

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

petróleo. Cuando un fluido desplaza a otro, la notación normal de la razón de

movilidad es la movilidad del fluido desplazante a la del fluido desplazado:

wro

orw

K

KM

(1.6)

Dónde:

- M: relación de movilidad entre el agua (fluido desplazante) y el petróleo

(fluido desplazado)

- Krw: Permeabilidad relativa al agua.

- Kro: Permeabilidad relativa al petróleo.

- μo: Viscosidad del petróleo.

- μw: Viscosidad del agua.

2.1.11. Ecuación 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 fracción del fluido desplazante en el flujo total:

ow

ww

qq

qf

(1.7)

Entonces si introducimos en la ecuación 1.7 a la ecuación1.5 tanto para

agua como para petróleo, se tiene:

rwo

roww

k

kf

1

1 (1.8)

[22]

2.2. Producción de agua asociada al petróleo.

El agua en el reservorio, como tal, no supone un problema, al contrario,

genera la energía necesaria para que el petróleo se desplace y pueda ser

producido. La intrusión de agua es el mecanismo de empuje que mayores

beneficios puede ofrecer en términos de reservas recuperables de petróleo,

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

petróleo que está en subsuelo si se lo compara con los otros mecanismos de

empuje que pueden existir en un reservorio, como se observa en la Fig. 14.

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

directamente en la recuperación final del petróleo.

Fig. 14. Influencia de los mecanismos de producción en el recobro de petróleo.

(Escobar, 2007)

Entonces el acuífero activo no es un inconveniente sino hasta que se hace

presente en el radio de drenaje del pozo y empieza a ser producido hacia la

superficie, situación que se conoce como “breakthrough”, sin embargo

durante la vida de un pozo existe un periodo determinado de tiempo donde

se produce un volumen de agua en asociación con el petróleo manteniendo

ganancias a pesar del perjuicio económico, es decir, el agua producida con

el petróleo a una tasa inferior al límite económico.

[23]

2.2.1. Presencia de agua en pozos horizontales.

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

agua en un pozo horizontal puede ser más difícil de controlar que la

conificación en pozos verticales. Esta irrupción de agua se debe en sí a la

explotación de reservorio y a las características del mismo. Es decir cuando

se inicia la extracción de petróleo por medio de un pozo la presión alrededor

del pozo inicia a caer lo cual crea un gradiente de presión alrededor de la

vecindad del pozo. Entonces, durante cierto tiempo, debido a la diferencia

entre la densidad del petróleo y la densidad del agua, existe una interfaz de

contacto agua-petróleo relativamente estable. Sin embargo, luego de cierta

producción, las fuerzas viscosas, debido a los gradientes de presión

alrededor del pozo, pasan a ser mayores que las fuerzas gravitatorias

convirtiendo a la interface agua-petróleo en inestable. En consecuencia, el

contacto agua – petróleo se eleva permitiendo la irrupción del agua en el

pozo productor. Esta elevación se verá realizada en aquellas zonas o

secciones del pozo horizontal que permitan de mejor manera el flujo de los

fluidos desde el reservorio hacia el pozo, lo cual, se presenta en diferentes

circunstancias para reservorios heterogéneos y para reservorios

homogéneos.

2.2.1.1. Intromisión de agua en reservorios heterogéneos.

En los reservorios heterogéneos la elevación del CAP tiende a darse como

consecuencia de la existencia de zonas que permiten la movilidad de los

fluidos con más facilidad que otras como se muestra en la Fig. 15, donde

K3> K4 >K5 >K2 >K1.

[24]

Fig. 15. Drenaje de fluidos en un pozo horizontal en una zona heterogénea.

(Halliburton, 2009)

La Fig. 16. ilustra la llegada del agua por la sección de mayor permeabilidad.

Fig. 16. Ejemplo de irrupción del agua en un Reservorio Heterogéneo

(Halliburton, 2013)

[25]

2.2.1.2. Reservorio Homogéneo

Existen básicamente dos casos que explican e ilustran la llegada del

acuífero al pozo horizontal cuando este atraviesa un reservorio homogéneo,

estos son el “wáter cresting” y el efecto “Punta- Talón”.

Es importante señalar que las formaciones homogéneas son muy pocas en

el mundo y específicamente en el Ecuador no existe ninguna completamente

homogénea.

2.2.1.2.1. Water cresting.

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

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

o “cresta de agua”, que se da cuando un acuífero se presenta en un pozo

horizontal en toda su sección, como resultado del flujo preferencial de agua

cerca de un pozo altamente desviado u horizontal, como se muestra en la

Fig. 17.

Fig. 17. Fenómeno de cresting en un pozo horizontal

(Petrowiki, 2013)

[26]

2.2.1.2.2. Efecto “ Punta- Talón”

Teóricamente en una formación homogénea, se producen caídas de presión

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

la profundidad total (TD) hacia el talón del pozo. Como resultado se tiene

una caída de presión mayor en el talón del pozo que en la punta, conocido

como el efecto punta- talón, como se observa en la Fig. 18

Fig. 18. Efecto punta- talón en un pozo horizontal en un reservorio homogéneo

(Halliburton, 2012)

2.2.1.3. Influencia de la viscosidad.

Tanto para reservorios heterogéneos como para reservorios homogéneos la

viscosidad del petróleo que contiene el reservorio es un factor determinante

en la llegada del agua al pozo.

La viscosidad influye directamente en la relación de movilidad entre el agua

y el petróleo, de tal forma que entre mayor sea la viscosidad del petróleo,

mayor movilidad tendrá el agua con respecto al petróleo y por lo tanto

existirá mayor corte de agua en superficie.

[27]

En las Figs. 19 y 20 se observa cómo se comportan dos fluidos: uno con una

viscosidad de μo= 10 cP y otro con una viscosidad de μo= 80 cP, mediante

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

respetivamente, con los datos empíricos de permeabilidad relativa que se

muestran en la tabla 2 y usando la ecuación 1.8 para calcular la fracción de

agua a cada saturación.

Tabla 2. Datos de saturación y permeabilidad relativa

Saturación de agua krw kro fw (10cP) fw (80cP)

15,0% 0,0000 0,9000 0,000 0,000

20,2% 0,00032 0,7290 0,014 0,103

25,4% 0,00290 0,5760 0,144 0,573

30,6% 0,01061 0,4410 0,445 0,865

35,8% 0,02664 0,3240 0,733 0,956

41,0% 0,05441 0,2250 0,890 0,985

46,2% 0,09751 0,1440 0,958 0,994

51,4% 0,15969 0,0810 0,985 0,998

56,6% 0,24483 0,0360 0,996 0,999

61,8% 0,35690 0,0090 0,999 1,000

67,0% 0,50000 0,0000 0,0000 1,000

(Halliburton, 2012)

[28]

Fig. 19. Curvas de permeabilidad relativa

(Halliburton, 2012)

Fig. 20. Curva de flujo fraccional

(Halliburton, 2012)

0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

Relative Permeability Oil - Water System

oil water Sw=30

0,000

0,100

0,200

0,300

0,400

0,500

0,600

0,700

0,800

0,900

1,000

1,100

1,200

0 0,1 0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1

fw

Sw

Fractional Flow Oil - Water System

10cP 80cP 1 2

[29]

La influencia de la viscosidad se demuestra en la Fig. 20 donde a una

saturación de agua del 30%, en el punto 1, existe un corte de agua de 40,6%

con un petróleo poco viscoso de 10cP, en cambio el punto 2, se muestra un

corte de agua de 84,6% con un petróleo viscoso de 80cP.

[30]

3. Dispositivos de control de influjo.

Para evitar la venida prematura del agua en los pozos horizontales se

crearon los Dispositivos de Control de Influjo, que pretenden apaciguar los

efectos de un drenaje desigual a lo largo del pozo horizontal.

Son tecnologías desarrolladas para optimizar la producción de petróleo en

pozos horizontales que permiten la producción de petróleo restringiendo la

producción de fluidos no deseados aumentando por ende su rentabilidad

económica.

Básicamente existen dos grupos de ICD, las así llamadas ICD “pasivas” y

una nueva generación en dispositivos de control de influjo conocidos como

ICD “autónomos” 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 más que válvulas de control de flujo que

pretenden ajustar el drenaje de fluido en toda la sección horizontal a una

misma tasa, retrasando así, en lo posible, la intromisión de agua en el pozo

al crear un drenaje homogéneo del fluido en el reservorio. (Fig. 21.). Esto se

logra tanto para reservorios homogéneos (Fig. 22.) como para reservorios

heterogéneos (Fig. 23)

[31]

Fig. 21. Control de influjo en el pozo horizontal

(Halliburton, 2013)

Fig. 22. Efecto del ICD en un reservorio homogéneo

(Halliburton, 2013)

[32]

Fig. 23. Efecto del ICD en un reservorio heterogéneo.

(Halliburton, 2013)

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

características petrofísicas de la zona, se puede realizar una división

imaginaria dentro de esta, separando un reservorio en varias secciones

según su permeabilidad. Para completar el pozo con ICDs se separan estas

secciones mediante el uso de empacaduras hinchables.

Entonces se pueden definir a los ICDs como choques que obstruyen el flujo

del fluido en las secciones de mayor permeabilidad que atraviesa la sección

horizontal del pozo, permitiendo así un drenaje homogéneo desde todas las

secciones de distinta permeabilidad, retardando la llegada del agua.

El ICD consta de una cámara anular y una malla en una tubería de

producción estándar. El fluido del reservorio pasa través de la malla, e

ingresa a la cámara anular de flujo. El flujo ingresa a un conjunto de chokes

(tubos, nozzles) que generan una caída de presión, y luego hacia la tubería

de producción a través de un conjunto de puertos, como teóricamente se

muestra en la Fig. 23. El número de chokes, identificación, tipo y diseño se

configuran para proporcionar la caída de presión necesaria por diseño.

[33]

Fig. 24. Paso del fluido a través de un ICD

(Aadnoy, 2006)

3.1.1. Tipos de ICDs

Los tipos de ICD se diferencian entre sí por la forma en la que producen

caída de presión. Los tipos de Inflow Control Devices son:

- Tubo fijo ICD.

- Tubo ajustable ICD.

- Nozzle ajustable ICD.

- Helix ICD.

3.1.1.1. ICD de tubo fijo y ajustable.

Estas variedades de la tecnología ICD, se describen como herramientas que

llevan el flujo del fluido a través de tubos de carbono de tungsteno, creando

mediante la longitud y el diámetro de estos tubos una restricción al paso de

los fluidos logrando así controlar el flujo en las zonas de mayor

permeabilidad.

Para lograr la restricción de presión deseada tanto el número de tubos usado

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

los parámetros deseados.

La diferencia entre el tubo fijo (Fig. 25) y el tubo ajustable (Fig. 26), es la

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

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

[34]

Fig. 25. Equiflow ICD Fijo

(Halliburton, 2009)

Fig. 26. Equiflow ICD Ajustable

(Halliburton, 2009)

Básicamente el funcionamiento de esta herramienta consta de tres partes, el

cual puede ser observado en la Fig. 27. En la primera, el fluido ingresa

desde el pozo al espacio entre la malla y el tubo base, luego el fluido debe

pasar por los tubos de tungsteno y por último el fluido ingresa hacia la

tubería de producción a través un orificio de mayor diámetro.

[35]

Fig. 27. Equiflow ICD Ajustable- Flow Path

(Halliburton, 2009)

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

- Longitud del tubo de cuatro pulgadas.

- Diámetro mínimo es 3 veces mayor que el grado de filtración de las

rejillas.

- Máximo seis tubos en la ICD para 4-1/2 tubo base y más pequeños.

- Máximo 12 tubos en la ICD para mayores tamaños.

El diseño estándar del ICD ajustable consta de 6 tubos en las siguientes

cantidades y dimensiones:

- 3 x .125 pulgadas.



Es decisión del usuario cuántos y cuáles de los seis tubos estarán abiertos.

Por ejemplo, una configuración de 2-0-1 implica que 2 tubos de 0,125 plg, 0

tubos de 0,100 plg, y 1 tubo de 0,075 plg están abiertos.

El rango operacional de los ICD ajustable y fijo es:

[36]

- Caudal: 25 – 800 BPD

- Rango de viscosidad: < 30 cP

3.1.1.1.1. Características.

- Área de influjo moderada.

- Mínima dependencia a la viscosidad.

- Mínimo 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 diseño a último

momento.

[37]

Fig. 28. Equiflow Adjustable Tube ICD

(Halliburton, 2013)

[38]

3.1.1.2. ICD de Nozzle ajustable

Esta herramienta se caracteriza por usar un nozzle de 0,20 plg de grosor

(Fig. 29), a través del cual el fluido es forzado a pasar con el fin de crear la

caída de presión deseada.

Fig. 29. Nozzle ICD

(Halliburton, 2013)

Es importante señalar que este tipo de ICD puede ser ajustado en cualquier

momento dado, anterior a la instalación del equipo.

El diseño estándar consiste en 6 nozzles en las siguientes cantidades y

dimensiones:




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

el usuario quien decide cuantos y cuales nozzles permanecerán cerrados y

cuales abiertos.

El rango operacional de los ICD de nozzles ajustables es:

- Caudal: 25 – 800 BPD

- Rango de viscosidad: < 1500 cP

[39]

Fig. 30. Equiflow Adjustable Nozzle ICD.

(Halliburton, 2013)


- Independiente de la viscosidad

- Existe la posibilidad de realizar un cambio en el diseño a último

momento.

- Entre los diseños de ICD es la que ofrece menor área de influjo.

[40]

- El perfil de flujo se verá afectado si la forma de los bordes del nozzle

cambia.

3.1.1.3. Helix ICD

Esta variedad de la ICD usa un tubo helicoidal (Fig. 31) para generar la

restricción de presión necesaria para controlar en influjo en el pozo.

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

una trayectoria más larga y tortuosa por la que deben pasar los fluidos antes

de ser producidos.

Fig. 31. Baker HELIX ICD

(Baker Hughes, 2013)


- Área de influjo más larga comparado con los otros diseños de ICD.

- El flujo se hace a baja velocidad.

- Alta dependencia a la viscosidad.

- No puede ser ajustado en último momento.

- Posibilidad de taponamiento después de un cierre de producción.

3.1.1.4. Comparación de los tipos de ICD

En la Fig. 32 obsérvese un símil teórico que muestra las pérdidas de presión

por la geometría y por fricción en los tipos de ICDs descritos, dependiendo

del área de influjo que estos ofrecen.

[41]

Fig. 32. Teoría de la restricción de presión creada por los ICDs.

(Halliburton, 2009)

3.2. Dispositivo Autónomo de control de influjo (AICD).

Desarrollado por la compañía Halliburton, esta tecnología se describe como

un paso hacia adelante con respecto a las herramientas ICD en el camino

hacia una óptima producción de petróleo en pozos horizontales.

Cuando en un pozo horizontal se controla el flujo colocando choques a lo

largo de la sección horizontal para provocar caída de presión adicional frente

a las zonas más permeables, se logra mejorar el recobro de petróleo y se

retrasa la irrupción del acuífero en el pozo. Sin embargo ante el

breakthrough los choques ejercen menor restricción, el flujo en la zona más

permeable por donde el agua se hiso presente aumentará y esto provoca

que fluya menos petróleo de las otras zonas y se produzca prácticamente

agua. Esto es fundamentalmente el limitante de los ICDs, y es el problema

principal sobre el cual actúa la tecnología AICD.

La tecnología AICD para pozos horizontales permite el flujo sin restricciones

cuando este es de petróleo y restringe o entorpece el flujo cuando este es de

agua, esto de forma independiente y autónoma posterior a su instalación, es

decir, el AICD es capaz de reconocer entre el petróleo y el agua y según sea

el caso está diseñado para facilitar o entorpecer el flujo.

[42]

3.2.1. Funcionamiento interno.

La EquiFlow AICD utiliza una tecnología innovadora de dinámica de fluidos

para diferenciar entre los fluidos que pasan a través de ella, con el fin de

maximizar la producción de petróleo. Esta herramienta consta de tres

componentes individuales para controlar la dinámica de fluidos:

- Selector de viscosidad.

- Direccionador de flujo.

- Restrictor de flujo.

3.2.1.1. Selector de viscosidad.

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

agua y la forma en la que fluyen también lo es, la tecnología Equiflow AICD

usa esta propiedad para identificar y seleccionar cada fluido que es

producido desde el reservorio, por medio de tres diferentes trayectorias o

caminos internos, los mismos que se ilustran en la Fig. 33.

Fig. 33. Selector de viscosidad

(Halliburton, 2011)

3.2.1.1.1. Independiente de la viscosidad.

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

de flujo que favorecen el flujo de petróleo, y se caracteriza por ser insensible

a la viscosidad del fluido. Este camino favorece el flujo de petróleo.

[43]

3.2.1.1.2. Camino principal de flujo

Este camino se caracteriza por ser extenso, recto y de diámetro intermedio,

permite el flujo tanto de petróleo como de agua.

3.2.1.1.3. Dependiente de la viscosidad.

Este trayecto es de mayor diámetro y mayor longitud de los otros dos, por lo

cual es muy sensible a la viscosidad, facilitando el flujo de agua.

3.2.1.2. Direccionador de flujo.

Es un “cruce de los caminos de flujo”, donde el fluido es orientado

dependiendo de sus propiedades, en dos posibles trayectorias, hacia el

llamado “oil path”, que es la trayectoria que seguirá el petróleo y hacia el

“water path” que es la trayectoria por donde se moverá el agua. Las Figs. 34

y 35 muestran cómo trabaja el direccionador de flujo.

Fig. 34. Producción de petróleo en el direccionador de flujo

(Halliburton, 2011)

[44]

Fig. 35. Producción de agua en el direccionador de flujo

(Halliburton, 2011)

3.2.1.3. Restrictor de flujo.

Se describe como un “manifold” o un “vortex” donde se lleva a cabo la

restricción del flujo de agua. Este vortex dinámico de flujo está diseñado

para que el petróleo que lo atraviesa tenga el menor tiempo de residencia

posible en él y tome un flujo directo hacia la tubería de producción, como se

observa en la Fig. 36. Esto se debe a que por ser el petróleo un fluido

viscoso tiene la preferencia de movilizarse por el vía de menor resistencia.

Fig. 36. Comportamiento del petróleo en el vortex

(Halliburton, 2011)

[45]

Por el contrario el agua, que es menos viscosa que el petróleo tomará un

camino circular más largo y tortuoso, causando mayor tiempo de residencia

en el vortex y generandose mayor caída de presión como se visualiza en la

Fig. 37.

Fig. 37. Comportamiento del agua en el vortex

(Halliburton, 2011)

La Fig. 38 nos muestra el ciclo completo de producción de petroleo a traves

de la Equiflow AICD, mientras que en la Fig. 39 podemos observar el ciclo

completo del agua a traves de la AICD.

Fig. 38. Producción de petróleo a traves del Equiflow AICD

(Halliburton, 2011)

[46]

Fig. 39. Ciclo del agua a traves del Equiflow AICD

(Halliburton, 2011)

3.2.2. Comportamiento antes del breakthrough.

Basándonos en los principios vistos anteriormente observamos que los AICD

no son restrictivos al flujo de petróleo permitiendo producir con menores

caídas de presión y por lo tanto mayores presiones de fluencia (Pwf) en

comparación con los ICDs pasivos donde para tener la misma tasa la

restricción es mucho mayor y la Pwf es menor. Esto está representado en el

punto 1 en la Fig. 40.

3.2.3. Comportamieto despues del breakthrough.

Cuando arriva el agua por una zona, normalmete la mas permeable,

basados en los mismos principios vistos anteriormente, para una misma tasa

hay una mayor caida de presión lo que restringe el flujo de la misma. Esto

está representado por el punto 2 en la Fig. 40. Este hecho hace que la

presión Pwf disminuya permitiendo un mayor flujo de petróleo de las otras

zonas.

La Fig. 40 muestra la caidas de presión para petróleos con 4 viscosidades

diferentes y para agua pura. Esto nos dice que practicamente no hay

diferencia en caidas de presion en los 4 diferentes petroleos pero hay una

gran diferencia entre los mismos y el agua.

[47]

La Fig. 41 muestra las caidas de presión para un petróleo de 55 cP para

cortes de agua de 66 , 33 y 100%, observamos que para una misma tasa a

medida que aumenta el corte de agua las variaciones de presión (ΔP) se

hacen mayores.

Fig. 40. Caida de presíon vs. Caudal para diferentes viscosidades

(Halliburton, 2011)

Fig. 41. Cambio en la caida de presión para diferentes porcentajes de agua y un petroleo de 55 cP

(Halliburton, 2011)

0

100

200

300

400

500

600

700

0 50 100 150 200 250

Pre

ssu

re D

rop

(p

si)

Flow Rate per AICD (bbl/day)

100%Water66%WC

33%WC

[48]

En una completación SAS (i.e., Standalone Screen) (Fig. 42) con el

breakthrough el “control” del flujo pasa a ser gobernado por el agua igual que

en el caso de completación del pozo con ICDs pasivos (Fig. 43.). En cambio

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

agua se ha hecho presente, permite que las zonas menos permeables por

donde el agua aún no aparece tomen el “control” del flujo y sea por estas

zonas por donde se produzca petróleo y a la vez evita que exista exesiva

producción de agua por la zona permeable (Fig. 44).

Fig. 42. Breakthrough y producción de petróleo con completacion SAS

(Halliburton, 2011)

La Fig. 45 nos muestra como en un lapso de 55 meses de producción, se

diferencian las producciones acumuladas de petróleo y agua para una

completación con Equiflow AICD, una con ICD y otra con SAS.

En la Fig. 46 se ilustra como se comparan directamente el comportamiento

de la Equiflow AICD y el de la ICD pasiva cuando ocurre el breakthrough.

Donde para el AICD la restricción de presión crece y para el ICD decrece.

[49]

Fig. 43. Breakthrough y producción de petróleo con ICDs

(Halliburton, 2011)

Fig. 44. Breakthrough y producción de petróleo con Equiflow AICD

(Halliburton, 2011)

[50]

Fig. 45. Ejemplo Diferencia proporcional de producciones de petróleo y agua para diferentes completaciones.

(Halliburton, 2011)

Fig. 46. Curvas al breakthrough para ICD y AICD

(Halliburton, 2011)

[51]

3.3. Diseño de una completación con Dispositivos Controladores de

Influjo.

El diseño de una completación que incluya dispositivos controladores de

influjo es un proceso en el cual las características propias del reservorio

desempeñan un papel principal.

3.3.1. Proceso de trabajo

El flujo de trabajo, para el diseño de una completación ICD/AICD, se realiza

en dos etapas:

- Pre-evaluación y

- El diseño final.

En los dos casos la herramienta recomendada para el diseño óptimo de una

completación es el NETool™.

3.3.1.1. Pre-evaluación.

Se realiza durante la etapa previa a la perforación del pozo o durante la

perforación del mismo, usando para ello:

- El modelo del yacimiento, preferiblemente modelo dinámico.

- Trayectoria planificada del pozo.

- Expectativa de producción, y sistema de levantamiento, basado en

pozos vecinos.

- Simulación de producción con la completación, usando las propiedades

del reservorio obtenidas desde el modelo.

3.3.1.2. Diseño final.

Se realiza con los datos reales del pozo recién perforado, como son:

- El modelo del yacimiento, preferiblemente modelo dinámico.

- Trayectoria real del pozo.

- Expectativa de producción, basada en pozos vecinos y sistema de

levantamiento, basado en pozos vecinos.

[52]

- Simulación de producción de la completación, usando las propiedades

del reservorio obtenidas con registros tomados mientras se perfora

(LWD).

3.3.2. NETool™

El NETool™, es un simulador numérico que integra al reservorio, los fluidos

que contiene y sus propiedades con la completación del pozo, permitiendo

así un entendimiento y una representación del comportamiento de los fluidos

más real, en miras de predecir el efecto que tendrá la completación del pozo

en la producción del mismo.

El software es capaz de evaluar diferentes escenarios y compararlos entre

sí, destacando cuál y por qué es el seleccionado. Así se obtiene una idea

clara, visual y real de los beneficios de usar una determinada completación,

permitiendo al usuario escoger la mejor opción.

3.3.2.1. Principio de funcionamiento.

La construcción de un modelo numérico del NETool™ consiste en un

conjunto de nodos interconectados entre sí mediante conexiones de flujo

(Fig. 46.). Las características de cada nodo y la existencia de estos canales

de flujo son los parámetros variables que pueden ser modificados para

simular el efecto que tienen sobre el flujo los diferentes componentes que

intervienen en el mismo (i.e., reservorio, elementos de completación,

controladores de influjo y tubería de producción).

En la Fig. 47 se ilustra una configuración conceptual de los nodos y sus

conexiones de flujo, donde se observa las diferentes secciones que

contempla el NETool™ representadas como “filas” y que básicamente se

dividen en tres vías de flujo: influjo desde el reservorio, flujo en el anular y

flujo en la tubería de producción. Notamos también que en este caso, todos

los nodos tienen conexiones de flujo tanto vertical como lateralmente, lo que

significa que existe flujo en todas las direcciones.

[53]

Fig. 47. NETool, configuración general de los nodos

(Halliburton, 2014)

3.3.2.1.1. Influjo desde el reservorio.

El grupo de nodos que representa al flujo desde el reservorio está dado por

las características propias del reservorio.

El flujo entre el reservorio y el anular es especificado mediante avanzadas

correlaciones de índice de producción (IP) que relacionan el promedio 3D de

la permeabilidad y los cambios de fase a través del pozo.

3.3.2.1.2. Flujo en el anular.

El grupo de nodos que representa el flujo en el anular contiene varias

secciones que cambian conforme sea la configuración de la completación

del pozo, es decir cuántos elementos contiene esta. Es así que existen 4

capas que pueden ser consideradas:

- Casing/ liner.

- Elemento de control de arena.

- Controlador de influjo.

- Stinger/ sarta interior.

Entonces tenemos que los fluidos en el anular deben atravesar diferentes

elementos de completación antes de ingresar definitivamente a la tubería de

producción como se observa en la Fig. 48.

[54]

Fig. 48. Ejemplo de capas anulares contempladas por el NETool

(Halliburton, 2014)

3.3.2.2. Tipos de completación.

Para cada segmento y cada trayectoria de flujo el NETool™ permite

seleccionar el tipo de completación según sea el caso. Las completaciones

que pueden ser usadas son:

- Válvula de control de influjo (ICV)

- Liner ranurado

- Liner cementado y perforado

- Dispositivos Pasivos de Control de Influjo

- Equiflow Autonomous Control Device

[55]

- Malla

- Dispositivos de control de arena

- Tu

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5236/1/56479_1.pdf · tecnologÍa aicd (autonomous inflow control device) para control de corte de agua