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JAIR VISTIN / Trabajo de Grado
Un pozo problema es aquel que dentro de un marco Técnico-Económico particular presenta límites predeterminados.
¿COMO ANALIZAR UN POZO PROBLEMA?
Durante la vida productiva de los pozos de petróleo ocurren diferentes situaciones que reducen su capacidad de producción, tales como: alta relación gas –petróleo (RGP), alta producción de agua (RAP), perdida de producción específica, las cuales obligan en un momento determinado a clasificar al pozo como no económicamente rentable.
Cuando los pozos llegan a la categoría de pozos problemas, deberá llevarse a cabo un análisis a fondo conlas solucionesnecesarias para cumplir con:
1. Reparar el pozo /Rehabilitación.
2. Continuar produciendo hasta su límite económico.
3. Mantener presión con inyección.
4. Operaciones de Recobro mejorado.
5. Abandono del pozo.
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¿COMO ANALIZAR UN POZO PROBLEMA?
Analizar un pozo problema puede incluir un estudio de yacimientos y en algunos casos tomar registros de producción, limpiezas u otros trabajos, para obtener datos ya sea para estudio del pozo o del yacimiento.
Por ejemplo: En un yacimiento de empuje por gas disuelto, la saturación de gas aumenta a medida que produce el pozo y a su vez disminuye la presión del yacimiento. Este gas liberado fluye hacia el pozo, si la permeabilidad del mismo es vertical continua, puede presentarse una conificación de gas. La forma de corregir este problema es completándolo más abajo o sea cementar y recañonear más abajo con esto disminuimos la RGP.
De aquí, Ia necesidad de mantener una constante “planificación sobre los pozos por reparar”, para lo cual se deben analizar los problemas específicos en cada pozo e identificar el pozo problemay el tipo de reparación que se ha de realizar.
Factores que debe considerarse para identificar un Pozo Problema
1. Problema aparente del pozo
Se analiza basándonos en su comportamiento durante la vida productiva
2. Revisar la Historia del pozo
Es la base principal para el diagnóstico del problema y la recomendación del trabajo a realizar, se deben tomar en cuenta los siguientes puntos:
- Completación Original: Se deben considerar los procedimientos utilizados en la perforación de las zonas productoras, incluyendo los fluidos utilizados, trabajos de cementación (ubicar cuello flotador y tope del cemento), fecha de completación e intervalos cañoneados (tipo de cañón y su penetración) y detalle de la completación final (tubería de producción, empacaduras, revestidores).
- Trabajos Posteriores: Se analizan con detalles todos los trabajos efectuados en el pozo, motivo por el cual fue efectuado, fluidos utilizados, estimulaciones, detalles de tubería de producción y resultados del trabajo.
- Historia de Producción: Presenta el comportamiento de producción del pozo, pruebas de producción actual de petróleo, agua y RGP. Se reportan todos los cambios como estranguladores usados, métodos de producción y acumulados de petróleo, agua y gas.
- Presión del yacimiento: Se estudia el comportamiento de presión del yacimiento, los cambios de producción en conjunto con los de presión de yacimiento. Se compara la historia de presión del pozo problema con los pozos del mismo yacimiento.
3. Diagnóstico del equipo de producción
Conocer las condiciones de operación de un equipo de producción, ya que muchas veces el bajo rendimiento de determinados pozos se debe a un mal funcionamiento de dicho equipo, lo cual se corrige sin que se requiera la entrada de un taladro de reacondicionamiento.
4. Condición mecánica
Verificar el estado mecánico del pozo mediante la revisión de trabajos anteriores en los cuales se hayancorrido herramientas de calibración del revestimiento y que se hayan realizadopruebas de revestimiento metiendo presión por elanular.
5. Pozos vecinos
Se revisan los problemas presentes en los pozos vecinos, los trabajos realizados anteriormente y su comportamiento de producción después de cada trabajo. Su posición estructural, zonas abiertas a producción y correlación con la del pozoenestudio, zonas aisladas por problemas de agua y/o gas.
6. Análisis de Estudio, Pruebas y Registro de Producción
Se analizan mapas estructurales, isópacos, isobáricos, porcentaje de agua y sedimento, se analizan los registros de producción, pruebas de restauración de presión, caída de presión, pruebas de Inyectividad, análisis de agua, pruebas de comunicación, chequeos de fondo y análisis de muestras de sedimentos.
7. Análisis de datos geológicos
Se ubica la posición estructural del pozo en el yacimiento, se realizan análisis estratigráficos de los cortes transversales, identificación de los contactos agua-petróleo (CAP) y gas–petróleo (CGP) y se analizan las correlacionesde las formaciones litológicas existentes en el Campo Pindo.
8. Consideraciones de yacimiento
En estas consideraciones se deben tomar los datos de permeabilidad y porosidades, saturación de agua, permeabilidad relativa, naturaleza de las rocas del yacimiento, efectividad de los diversos mecanismos de empuje del yacimiento, futuro pronostico del comportamiento del yacimiento, futuros proyectos de recuperación secundaria.
9. Análisis Económico
Este análisis es muy importante y necesario para la planificación y elaboración de los trabajos a realizarle al pozo, ya que es la parte donde se consideran los factores esenciales en el análisis del proyecto tales como la tasa de flujo de caja y el rendimiento de pago de los trabajos a realizarse en los pozos se utilizan frecuentemente para calcular la rentabilidad de los trabajos.
Problemas en Pozos
Los problemas de baja tasa de producción pueden resultar de varios factores, a nivel de yacimiento o del mismo pozo, que alteran la normal producción del sistema pozo-yacimiento.
Estos factores son:
- Baja permeabilidad de la formación.
- Baja presión del yacimiento.
- Daño de la formación.
- Taponamiento de la vecindad del pozo
- Alta viscosidad del petróleo.
- Excesiva contrapresión sobre la formación.
- Inadecuado sistema de levantamiento.
Alta producción de Agua
Ocurre generalmente en los yacimientos cuyo mecanismo predominante de producción es por empuje hidráulico. “La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas, puede ser causada por las siguientes razones:
Empuje natural de agua o influjo de agua debido al adedamiento o conificación de agua.
Fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la cementación primaria. Fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de petróleo.
Contacto agua-petróleo
Para yacimientos donde existe empuje de agua, se podrían definir tres niveles o contactos agua-petróleo, como se aprecia en lo siguiente:
- Niveles o contacto Original agua -petróleo : Se define como la profundidad bajo la cual no existe petróleo.
- Agua-petróleo productor : Se refiere a la profundidad bajo la cual no existe petróleo producible. En este nivel la saturación avanza con la producción del yacimiento.
- Agua petróleo de completación : Se define como la profundidad bajo la cual se encuentra la zona de transición o la zona donde la primera agua de producción aparece (alta saturación de agua). Este nivel igualmente avanza con la producción del yacimiento.
Conificación
La conificación de agua ocurre cuando los disparosdel pozo estáncerca del contacto agua-petróleo y la formación posee suficiente permeabilidad vertical para que el agua migre hacia las perforaciones por efecto de un diferencial de presión sobre la sección productora. Esta caída de presión atrae agua desde una zona conectada adyacente hacia la completación, la forma resultante del contacto agua petróleo en las cercanías del pozo es cónica, en un pozo horizontal la forma es más parecida a la cresta de una ola.
Las técnicas para prevenirlas involucran formas de minimizar la caída de presión en dicho contacto, manteniendo las tasas de producción por debajo de la crítica, la cual es la tasa máxima de producción de agua libre. Sin embargo, limitar la producción minimiza la conificación, pero también los ingresos.
Otros métodos para prevenir la conificación involucran el maximizar la tasa críticade producción.
La comunicación mecánica es causada por condiciones pobres del cemento generalmente por detrás del revestidor. Existen registros (Usit CBL) que son capaces de detectar los canales que se forman a través del cemento detrás del revestimiento. Un tratamiento usado para eliminar este problema es la cementación forzada, para esto es necesario la localización del canal en el cemento.
Adedamiento o Canalización de Agua
Para yacimientos estratificados, donde las características petrofísicas difieren, presentándose algunos estratos con mejor permeabilidad que otros, el empuje de agua se hace presente en estos estratos o lentes más permeables, formandoadedamientos.Para estos tipos de yacimientos, se tienenvarias 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 y hace menos costosa la operación 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
Barrido Normal del Yacimiento
Como su nombre lo indica es un barrido normal del yacimiento por efecto del corte de agua (mayor 60%). Es importante señalar que estos gráficos Log-Log proporcionan gran comprensión y esto puede ser aplicado en toda la vida del pozo o en algún período de inyección, esta técnica puede ser utilizada para proyectar un gran número de pozos, generar resultados que se pueden comparar con otros pozos adyacentes, buenos vs pozos con problemas de producción y por arena, además poder seleccionar pozos candidatos para tratamientos de control de agua.
CAPACIDAD DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS
La capacidad de producción del Campo Pindose refiere al potencial que tienen los pozos para producir fluido. Para calcular la capacidad de producción de fluido de los pozos del campo se realizan pruebas de producción mediante bomba hidráulica (BH) o bomba eléctrica sumergible (BES) debido a que sus costos son cómodos y existen las facilidades de superficie para montar este tipo de evaluaciones. Los datos obtenidos en las evaluaciones son necesarios para calcular el índice de productividad y realizar el diseño del equipo de fondo a ser bajado en los pozos.
Evaluación de Pozos Bomba Hidráulica (BH).
La evaluación de los pozos del Campo Pindo con Bomba Hidráulica(BH) sebasa en el principio defuncionamiento del BH, que dice:
“La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido en un recipiente se transmite con igual intensidad, a cada porción del fluido y a las paredes del recipiente” (Ley de Pascal).
Para realizar la evaluación con bomba hidráulica en los pozos del campo se verifica que el petróleo que está en los tanques de almacenamiento contenga un BSW < 1% y no contenga sólidos como parafina o arena.Este petróleo es inyectado en el pozo con una presión promedio de 3500 Psi de acuerdo a las necesidades de la evaluación.
El resultado que se obtiene de la evaluación con bomba hidráulica es el potencial del pozo, dato con el cual se realiza el diseño óptimo del equipo de fondo a ser bajado en el pozo.
Bomba Eléctrico Sumergible (BES).
La Evaluación de los pozos del Campo Pindo con Bomba EléctricoSumergible (BES) se realiza variando la frecuencia a valores que pueden ir desde 40 a 70 Hz; para cada frecuencia se toman los datos de caudal, amperaje, presión de cabeza, presión de fondo fluyente, temperatura de fondo, temperatura del motor y vibración
Análisis de Ensayo de Presión (Build Up).
Para las pruebas de restauración de presión (build up) de los pozos del Campo Pindo, se asume que el pozo se encuentra con flujo pseudo estabilizado y se lo cierra para que la presión se recupere.
Al cerrar el pozo, la formación sigue aportando fluido y llenando la tubería de producción, la cual estaba parcialmente llena de líquidos y gas. Este llenado continuará hasta que la tubería este completamente empaquetada y que el gas entre en solución.Luego que esto ha sucedido, se comienza a tener un incremento de presión de parte de la arena productora con cero contribución de fluidos, hasta que dicha presión se estabilice
