Por: Marcelo Reyna
A medida que los yacimientos petrolíferos maduran, incrementa la probabilidad de producir porcentajes significativos de agua. Muchos yacimientos producen por el empuje de un acuífero natural, cuyas aguas irrumpen en algún momento de su vida productiva; otros, son producidos por métodos de recuperación secundaria o mejorada (EOR) que incluyen la inyección artificial de agua por los flancos del reservorio o por arreglos geométricos de pozos inyectores y productores. Los yacimientos de hidrocarburos no convencionales requieren de grandes volúmenes de agua que son producidos después de inyectarse para fracturar, además de las aguas connatas que se producen como consecuencia de este proceso.
En todos los casos la producción excesiva de agua pasa a ser un problema, dados los efectos adversos que conlleva en la capacidad de producción, tratamiento y manejo de las corrientes de hidrocarburos desde el yacimiento hasta el embarque.
Algunos datos que evidencian la magnitud del problema son:
- El porcentaje de agua, promedio mundial, de los pozos petrolíferos es 75% es decir, se producen tres barriles de agua por cada barril de petróleo.Producción mundial diaria de agua por encima de los 250 MMBPD.
- Producción año 2001: aproximado 210 MMBAPD, asociados a 75 MMBNPD
- La producción de petróleo y gas está aumentando rápidamente y, en 2035, se prevé que la producción de petróleo aumentará a 97 millones de barriles y la producción de agua alcanzará los 300 millones de barriles diarios
- Costo anual asociado a la producción de agua por encima de los $45 mil millones
- Se estima que por cada reducción de 1% en la producción mundial de agua, los ahorros de la industria petrolera pueden alcanzar hasta 100 MMUS$ al año.
Los criterios para estimar los costos asociados a la producción no deseada de agua son muchos y muy disímiles. Se estima un costo entre 5 a más de 50 centavos de dólar por barril de agua, según los criterios y las condiciones de operación. Esto ocasiona que en un pozo que produce petróleo con un 80% de corte de agua, el costo del manejo del agua puede ascender a $4 por barril de petróleo producido. Los expertos coinciden en utilizar un valor promedio de 0.5 US$ para el costo de cada barril de agua producido.
En la mayoría de los casos, este costo de producción no revela la dimensión completa del problema dado que no cuantifica el impacto sobre la vida útil del activo Yacimiento-Pozo. En muchos campos es inviable producir pozos por encima de un cierto porcentaje de agua, bien sea por limitación en las instalaciones de superficie o por razones de costo de producción. En estos casos, los pozos cuyo corte de agua supera el límite económico y operacional, son cerrados sistemáticamente y no permiten el recobro de una cantidad importante de reservas que aun quedan en el subsuelo. En síntesis, el impacto mayor por la producción de agua sin control es el petróleo entrampado que dejamos de producir.
La figura 1. muestra el caso de un yacimiento cuyo limite económico se ubica en el 95% de agua. Limitar la producción de agua y diferir esta situación mediante algún tratamiento de remediación puede significar recuperar una producción de 150 MMBls que de otra manera sería imposible de extraer.
Fig. 1. Producción Acumulada de petróleo vs. corte de agua de un yacimiento
Cuando un yacimiento produce agua, se presenta una serie de problemas colaterales entre los cuales podemos enumerar:
- Mayor consumo energético debido al incremento en el peso de la columna de crudo a levantar del yacimiento.
- Corrosión en las tuberías de producción y líneas de transporte
- Precipitación de carbonatos y sulfatos (escamas) capaces de obstruir los equipos de producción en el subsuelo y las tuberías de producción y transporte.
- Formación de emulsiones, las cuales deben ser separadas químicamente en las instalaciones de superficie.
Las aguas de formación son altamente contaminantes, por lo que se requiere de tratamientos de purificación antes de ser vertidas al ambiente. En otros casos, se requiere que sea reinyectada al subsuelo, para lo que es necesario perforar pozos para este propósito.
En muchos escenarios, lo más deseable es lograr el control de la producción del agua desde el fondo del pozo, para evitar toda esta cadena de consecuencias en las instalaciones de superficie.
Figura 2. Esquema del ciclo del agua de producción
En este contexto, superar los retos involucrados en la aplicación de tecnologías que permitan resolver o mitigar el problema de la producción excesiva de agua permitirá:
- Aumentar la vida útil de los pozos, mejorar el recobro.
- Reducir los costos por disposición, tratamiento y manejo de fluidos.
- Disminuir los requerimientos de energía y costos de levantamiento.
- Reducir riesgos de derrames y problemas de corrosión, evitar perdidas de producción.
- Evitar pérdidas de producción por incrustaciones en tuberías y equipos.
- Reactivar pozos cerrados por alto corte de agua.
- Cumplir las leyes ambientales.
- Cuidar la imagen de la Corporación ante la comunidad.
Mecanismos de producción de agua en pozos petrolíferos
Elphick et Al., realizaron una clasificación de los problemas y condiciones de los pozos que conllevan la alta producción de agua, identificando 10 casos bien diferenciados. En la Fig.3a se observan esquemáticamente los casos (1 al 5)
Caso 1. Fugas: La corrosividad del agua y algunas fallas en el cemento producen un orificio en el revestidos del pozo, ocasionando la irrupción de agua desde el yacimiento en un zona no cañoneada del pozo.
Caso 2. Flujo por detrás del Casing (revestidor): El cemento no queda bien adherido a la tuberia de revestimiento del pozo y permite que el agua de un acuífero o formación altamente saturada de agua fluya por detrás del revestidor hasta encontrar su entrada al pozo en la cercanía de las perforaciones.
Figura 3.a. Modos de Irrupción del agua de reservorios
Caso 3. CAP (Contacto Agua Petróleo) Dinámico: el contacto agua-petróleo se va desplazando por efecto del barrido en el yacimiento hasta alcanzar la altura de las perforaciones.
Caso 4. Canalización matricial sin flujo cruzado. el agua fluye a través de un canal de alta permeabilidad del yacimiento, aislado por sellos hidráulicos de la zona productora de crudo, alcanzando las perforaciones.
Caso 5. Fracturas/fisuras entre Inyector y Productor: en los arreglos de pozos inyector-productor, un sistema de fracturas permeables conecta al inyector y al productor. Este circuito permite el flujo preferencial del agua, produciendo la irrupción temprana del agua en el pozo productor
Caso 6. Fracturas Fisuras entre productor y acuífero. Similar al caso 5, pero el sistema de fracturas conecta al acuífero con la zona productora.
Figura 3.b. Modos de Irrupción
Caso 7. Conificación y cresting: el agua de un acuífero inferior es atraída hacia las perforaciones por efecto de la diferencia de presión y la mayor movilidad de ésta frente al petróleo. Se forma un cono de agua que irrumpe en la zona de crudo hasta impedir su producción. El mismo fenómeno en un pozo horizontal/desviado luce como la cresta de una ola y se denomina “cresting”.
Caso 8. Barrido areal deficiente: En sistemas con arreglos inyector productor, la heterogeneidad del yacimiento ocasiona una distribución no uniforme del agua de inyección y por tanto un barrido ineficiente hacia algunos pozos y una irrupción temprana hacia otros.
Caso 9. Segregación Gravitacional: el efecto gravitatorio supera al efecto capilar y el agua de inyección tiende a segregarse hacia la zona inferior del pozo productor, ocasionando barrido ineficiente e irrupción temprana.
Caso 10. Canalización matricial con flujo cruzado. Similar al caso 4, pero al no existir barreras que separen la zona ofensora de la zona productora puede haber flujo cruzado entre ellas.
Los casos 2,4,5 y 6 son los más susceptibles a ser tratados exitosamente mediante la inyección de geles poliméricos. Se documentan pocos casos exitosos en aplicación de geles para control de conificación (caso 7)
