Diagnóstico de Producción de Agua: Curvas de Chan

La producción excesiva de agua ha sido uno de los problemas más difíciles de solventar en la actualidad. Actualmente se produce de 3 a 4 barriles de agua por barril de petróleo, lo que las compañías se han dedicado de buscar tecnologías para frenar la incontrolable producción de agua, que en muchos casos, resultan solo ser “paños de agua caliente”. Pero el objetivo de este post no es mostrar estas alternativas tecnológicas para controlar el agua de formación, sino más bien, poder mostrar una metodología de diagnóstico sencilla para saber de que forma se manifiesta el agua a los pozos productores. En mi experiencia particular, me ha tocado verificar de donde proviene el agua en pozos de un yacimiento de edad plioceno, depositado en un ambiente de abanicos aluviales, en donde se caracteriza por ser estratigráficamente complejo (conformados por un sin fin de lentes de arenas) y que no se ha detectado la presencia de un acuífero activo, en donde la presencia de agua en los pozos es excesivamente alta, llegándose a observar corte de agua de aproximadamente de 65 al 95%. Se cree que al no haber acuifero asociado al yacimiento, toda el agua provenga de las lutitas saturadas de agua que se encuentran vecinas a los lentes de arena.
Una de las metodologías que se ha vuelto más popular en la industria petrolera es la aplicación de las Curvas de Chan, que desde mediados de los años noventa, ha ayudado a entender la procedencia del agua de los pozos productores. La metodología es muy sencilla y solo requiere de datos de producción: relación agua-petróleo (RAP). Se procede a graficar la RAP y la derivada de RAP versus el tiempo en un gráfico log-log. De acuerdo con la gráficas a continuación, se observan básicamente tres tipos de comportamientos: una trayectoria de flujo abierta (gráfica de arriba) muestra un incremento muy rápido. Este perfil indica la existencia de flujo a través de una falla, una fractura o canal detrás del revestidor, que puede ocurrir en cualquier momento de la historia del pozo. El flujo de agua marginal (gráfica del centro) por lo general muestra un rápido aumento en el momento de invasión seguido de una línea recta. En el caso de múltiples capas, la línea puede presentar una línea escalonada dependiendo los contrastes de la permeabilidad de la capa. Un aumento gradual de la RAP (gráfica de abajo) indica la conificación de agua temprana en la vida del pozo. Normalmente se nivela entre una RAP de 1 y 10, y la pendiente de la RAP disminuye. Una vez que se estabiliza el cono de agua, la curva de RAP comienza a semejarse a la del flujo marginal. La magnitud de la pendiente, RAP’, aparece en color rojo en los dos perfiles anteriores (1).
Las curvas de Chan no solo sirven para detectar la procedencia del agua en los pozos, sino también para el gas, simplemente graficando la RGP y la pendiente de la RGP versus el tiempo. Estas graficas permiten determinar de cierta manera la conificación del gas (mucho más problemática que el agua, ya que el gas es una fase no continua) y una evaluación superficial de la eficiencia de barrido del gas sobre el petróleo. Para más información puedes bajar el paper haciendo click en el siguiente enlace.
(1) Texto e imagen tomado del artículo “Control del agua”. Oilfield Review.
Para descargar las variables para OFM puedes hacer click en el siguiente enlace
Para descargar la técnica de Ramos puedes hacer click en el siguiente enlace

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