WO2014092526A1 - Método y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto - Google Patents

Método y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto Download PDF

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WO2014092526A1
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water
horizontal
open hole
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PCT/MX2013/000145
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Inventor
Vicente GONZÁLEZ DÁVILA
Original Assignee
Geo Estratos, S.A. De C.V.
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    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/32—Preventing gas- or water-coning phenomena, i.e. the formation of a conical column of gas or water around wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B47/00—Survey of boreholes or wells
    • E21B47/06—Measuring temperature or pressure

Definitions

  • the present invention aims to improve the efficiency in the control of the percentage of water, in the production of oil in oil wells with horizontal complementation in an open hole and with an active aquifer.
  • the conventional systems used for water control in said wells are through the opening and closing of valves on the surface or in the case of wells with artificial production systems, reducing the revolutions of the artificial pumping system.
  • This invention adds additional components to said wells with horizontal termination, drilled in naturally fractured reservoirs or with high permeability, and with collinear or perpendicular trajectory to the fracture system near the upper seal of the reservoir, using a pipe with holes designed from particular conditions of mass flow, combined with throttling (opening and closing) with surface valves and / or artificial production systems such as mechanical or progressive cavity pumping.
  • Oil extraction is currently carried out in two types of deposits: primary and secondary deposits.
  • primary deposits the oil is in the storage rock where it was formed for millions of years.
  • a secondary deposit is one where oil accumulates in a rock product of migration or flow from the rock where it was generated.
  • the mechanism normally used to control water production is the throttling of a valve located in the oil production pipeline, on the surface of the natural soil or in the horizontal producer segment located at the bottom of the well. Said throttling causes a pressure differential that prevents water conification. It is important to mention that this technique not only substantially reduces the flow of water, but also reduces the amount of oil produced by the oil well.
  • throttle valves there are several types that are used to improve the productivity of oil wells, but a complete system has not been designed to prevent the conification of water in an integral way without uniformly controlling within the producing area the pressure and hydraulic drop of the fractured or porous medium, into the well.
  • An example of these throttle valves is that of the patent X 202174 called "Adjustable Throttle Valve Actuated Remotely and Method of Use", which is a valve that is installed at the bottom of an oil well, to maintain the level of oil inside that well.
  • Another type of valves are the so-called Inflow Control Device that try to prevent the flow of congenital water into the well in a single certain area, without unifying An entire producing area.
  • Another throttle valve can simply be a 1 to 2 inch diameter valve, which is the most commonly used.
  • Figure 1 shows a geological section where a secondary oil field with naturally fractured rocks or with high permeability is described.
  • Figure 2 shows a perforated oil well with a vertical segment at the beginning and a horizontal segment at the end, with an open hole termination, in the subsoil section where an oil field is found with naturally fractured rocks or with high permeability.
  • Figure 3 shows a perforated oil well with an initial vertical segment and a final segment horizontally, with termination in the horizontal section with a flow balancing pipe with circular holes.
  • Figure 4 shows the flow balancing pipe installed in an oil well with horizontal termination and active aquifer.
  • Figure 5 shows the way in which fluid production is measured in an oil well with horizontal open hole termination.
  • Figure 6 shows a comparative graph between the percentages of water contained in the fluid extracted from the oil well, with and without the flow balancing pipe installed.
  • Figure 7 shows the comparative graph of surface oil well pressures with and without the balancing pipe installed in the oil well.
  • Figure 1 describes a geological section in which an oil field is represented in naturally fractured rocks (4).
  • the geological section is formed primarily by the soil surface (1), followed by a segment where a material known as margas (2) is found, then continuing with a geological formation of low permeability representing the upper seal (3), followed of the oil field in naturally fractured rocks (4) and at the end with another geological formation of low permeability or lower seal (5).
  • the oil field (4) being between the geological formations of low permeability or upper seal (3) and lower seal (5), has the necessary condition to form a geological trap or oil storage rock.
  • the naturally fractured rocks that constitute the storage rock of the oil field (4) often have a pattern of fractures (6) of orientation defined by the direction of the efforts that gave rise to its formation.
  • FIG. 2 shows the scheme of an oil well (9) with horizontal section (12) in an oil field in naturally fractured rocks (4).
  • the oil well (9) is first drilled with a vertical segment (10 and 11), perpendicular to the soil surface (1), to a depth that can vary between 100 and 1500 meters deep, depending on the thicknesses of the geological layers in the area where it is drilled (this depth is enunciative but not limiting).
  • the vertical segment (10 and 11) of the oil well (9), is formed by a part where a casing pipe (13) is installed, which insulates the subsoil from inside the well.
  • the second remaining part of the vertical segment (11) is open hole, that is, no casing pipe is installed.
  • Said part of the vertical segment (10) that has a casing pipe (13) installed, is drilled to the geological zone of low permeability (3) or upper seal.
  • the part of the vertical segment with an open hole (11) is perforated until it enters the area of the oil field (4).
  • a horizontal segment (12) that can vary its distance up to 495 meters (but not limited to), and is commonly drilled to a diameter of 6 1/8 of an inch remaining in an open hole, that is, without any pipes.
  • the oil well (9) in the part of the vertical segment (10, 11), has inside the casing pipe (13) a production pipe (14) of smaller diameter, generally 2 7/8 inch, that goes to the surface from the ground (1) and on the surface is connected to a simple throttle valve (15) opening and closing 2 inches in diameter.
  • the production pipe (14) is installed to a sufficient depth, so that its tip has free access to fluids inwards, approximately to a depth where the upper seal (3) ends.
  • a circular packer (17) is placed that is the same diameter as the casing pipe (13) and with a hole in the center of the pipe diameter of production (14), anchoring almost at the end of its lower end of said production pipe (14) in order to isolate the flow of fluids (oil, gas and water) (18) entering only through said production pipe (14 ).
  • the amount of mass flow of the fluid (18) entering the oil well to the horizontal segment (12) is controlled by the throttle valve (15) installed on the surface.
  • the contribution of the fluids (18) in said horizontal segment (12) is through the fractures (6), where the fracture with greater permeability provides a greater proportion of the flow (18).
  • the horizontal segment with open hole (12) is drilled in the furthest part of the water-oil interface (8), so that the hydrocarbon water cut is minimal.
  • the throttle valve (15) is opened manually, the water-oil interface (8) changes its position by leveling up (21), approaching the horizontal segment with an open hole (12), especially in the area of the largest fracture permeability or greater mass flow, because the high permeability favors the increase in fluid velocity (18) towards the inside of the horizontal segment (12) of the well, causing an increase in the water cut in production at the well exit oil tanker (16).
  • the fluids (18) into the horizontal segment (12) there is a pressure drop inside the oil well (9).
  • the throttle valve (15) installed on the surface (1) of the oil well (9) is used to regulate and maintain said pressure at convenience, that is, said valve ( 15) it opens or closes until it is left in a certain amount of oil and water production, always trying to maximize oil production.
  • Figure 3 describes the oil well (9) drilled with a horizontal segment (12) with a path close to the gas-oil contact or interface (7) in the vicinity of the upper seal rock (3), collinear or perpendicular to the system of fractures (6), wherein said horizontal section (12) is installed a flow balancing pipe (24) with circular holes (25) evenly distributed.
  • the method and system to be used to avoid water conification is through a flow balancing pipe (24) and the surface operation of the throttle valve (15).
  • Figure 4 shows in detail a part of the flow balancing pipe (24), which is formed by segments of carbon steel pipe (26) nine meters long and 5 inches in diameter each, the total size of the flow balancing pipe (24) up to 495 meters in length depending on the distance of the horizontal segment (12) (figure 3) drilled, corresponding to a maximum amount of up to 55 segments (26).
  • Each pipe segment (26) has a certain amount of holes (25) evenly distributed.
  • Table 1 describes the number of holes in each range of segments, as well as the variation of the hole diameters, where the number of holes in each segment of said balancing pipe is greater at the beginning and less at the end.
  • the number of holes in each range of balancing pipe segments (24), as well as the hole diameters (25), was designed based on the properties of the fluid (oil, water and gas) (18), as well as the properties of the flow that includes the reservoir pressure and the pressure at the outlet of the holes in the flow balancing pipe (24) .
  • FIG. 5 shows the system installed in an oil well (9) with horizontal termination with open hole (described in Figure 3), with the purpose of taking initial information to determine the percentage of water produced together with the oil extraction.
  • This information is taken from a hydrocarbon oil well with a viscosity greater than 1 000 cP (centipoise).
  • a throttle test of a surface valve (15) is performed at different opening percentages, measuring the pressure at the outlet of the well (16) of the fluids (oil, water and gas) by a
  • the column “measuring oil and water in the tank” in Table 2 is in the unit “bpd” which means barrels per day. This measurement is calculated based on the measurement of the tank level in meters, multiplied by the area in square meters of the tank and additionally multiplying by 0.159 which is the equivalence to 1 barrel in cubic meters.
  • the tank level is obtained by the radar level sensor (29).
  • the column “percentage of water in the fluid” is obtained by sampling said fluid after the opening of the throttle valve (15) in its corresponding percentage, analyzing said sample in the laboratory under the ASTM-D4007 standard.
  • a comparative graph (31) of the percentage of water in the fluid leaving the oil well (9) is described in Figure 6, taking the data obtained without balancing pipe from Table 2 and the data from the well with flow balancing pipe ( 24) described in Table 3.
  • On the X axis (32) the different opening percentages of the throttle valve (15) described in Table 2 and 3 are presented.
  • the data in Table 2 of the% water column in the fluid that appears plotted (34), show the production behavior of the oil well (9) without the flow balancing pipe installed.
  • a comparative pressure graph (40) of the pressure behavior of the oil well (9) is described in Figure 7, which explains that the use of the flow balancing pipe (24) in the control of said pressures corresponds to the effect reducer of water supply and stable production in greater quantity of oil.
  • the comparative pressure graph (40) is prepared with the data obtained without balancing pipe from Table 2 and the well data with flow balancing pipe (24) described in Table 3.
  • On the X axis (41) are presented the different opening percentages of the throttle valve (15) described in Table 2 and 3.
  • On the Y axis (42) the fluid output pressure measured in pounds per square inch is presented by the sensor on the surface of the oil well (1), for each valve opening percentage throttle (15), with and without flow balancing pipe Table 2 and Table 3.
  • the fluid pressure data without the balancing pipe (Table 2) is represented by the lower pressure line (43) of the graph, and the Data of the fluid outlet pressure with the flow balancing pipe (24) installed (Table 3), are plotted on the upper line (44) of the graph.

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Abstract

Esta invención se refiere a un método y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, con trayectoria colineal o perpendicular cercana al sello superior de la trampa. El objeto de esta invención es mejorar la eficiencia en el control del porcentaje de agua para mejorar la producción de hidrocarburos en un pozo horizontal con agujero descubierto, perforado en yacimientos naturalmente fracturados o con alta permeabilidad con acuífero activo, con trayectoria colineal o perpendicular al sistema de fracturas cercanas al sello superior del yacimiento, mediante el empleo de una tubería balanceadora de flujo diseñada a partir dé las condiciones de flujo en el agujero descubierto en la sección horizontal, combinado con estrangulamiento con válvula en superficie, lo que permite un mejor control del aporte de agua debido a que uniformiza o balancea el ingreso del flujo másico total de las fracturas naturales al interior de la tubería balanceadora, a través de los agujeros circulares de la misma, por lo que las caídas de presión son también uniformes, reduciendo el riesgo del crecimiento diferencial de la interface agua-aceite alojada en el sistema de fracturas del yacimiento.

Description

MÉTODO Y SISTEMA PARA CONTROL DE AGUA EN POZOS PETROLEROS CON TERMINACIÓN HORIZONTAL EN AGUJERO
DESCUBIERTO
OBJETO DE LA INVENCIÓN
La presente invención tiene por objetivo mejorar la eficiencia en el control del porcentaje de agua, en la producción de petróleo en pozos petroleros con complementación horizontal en agujero descubierto y con acuífero activo. En la actualidad, los sistemas convencionales utilizados para el control del agua en dichos pozos; son a través de la apertura y cierre de válvulas en superficie o en el caso de pozos con sistemas artificiales de producción, reduciendo las revoluciones del sistema artificial de bombeo. Esta invención, agrega componentes adicionales a dichos pozos con terminación horizontal, perforados en yacimientos naturalmente fracturados o con alta permeabilidad, y con trayectoria colineal o perpendicular al sistema de fractura cercana al sello superior del yacimiento, empleado una tubería con orificios diseñada a partir de las condiciones particulares de flujo másico, combinado con el estrangulamiento (apertura y cierre) con válvulas en superficie y/o sistemas artificiales de producción como bombeo mecánico o de cavidades progresivas.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
La extracción de petróleo en la actualidad se realiza en dos tipos de yacimientos: yacimientos primarios y yacimientos secundarios. En los yacimientos primarios el petróleo se encuentra en la roca almacén donde fue formado desde hace millones de años. Un yacimiento secundario es aquel en donde el petróleo se acumula en una roca producto de la migración o flujo desde la roca en donde se generó.
En el subsuelo existen yacimientos petroleros secundarios que por estar confinados son sometidos a esfuerzos de deformación y a la presión de las cargas suprayacentes, provocando cambios en las propiedades de las rocas donde se tiene producción de petróleo. Dichos esfuerzos, en algunos casos, sobrepasan la capacidad de resistencia que tiene la roca, provocando una discontinuidad geológica también conocida como fractura.
La producción de hidrocarburos en yacimientos petroleros secundarios naturalmente fracturados o con alta permeabilidad, y con un acuífero activo, representa un reto tecnológico para la industria petrolera. En la actualidad, para la explotación de este tipo de yacimientos, se utilizan pozos petroleros con un segmento inicial comúnmente vertical donde no se presenta aporte de petróleo, y con otro segmento final con terminación horizontal que es la zona productora. En este último segmento, el agujero se encuentra descubierto; utilizando como mecanismo convencional actualmente para el control de la producción del agua en superficie de dicho pozo, la apertura o cierre (estrangulamiento) de una válvula, o disminuyendo las revoluciones de sistemas artificiales de producción como el bombeo mecánico o las cavidades progresivas, reduciéndose de forma significativa la producción de petróleo por la influencia de la canalización del agua, provocando en algunos casos sea necesario abandonar la actividad productiva de dichos pozos.
Como se mencionó anteriormente, el mecanismo utilizado normalmente para controlar la producción de agua, es el estrangulamiento de una válvula localizada en la tubería de producción de petróleo, en la superficie del suelo natural o en el segmento horizontal productor localizado en el fondo del pozo. Dicho estrangulamiento provoca un diferencial de presión que evita la conificación del agua. Es importante mencionar que esta técnica no solo reduce sustancialmente el flujo de agua, sino que también se reduce la cantidad de petróleo que produce el pozo petrolero.
De esta manera, podemos decir que si se controla la presión del pozo petrolero desde la superficie o directamente en el fondo, a través de una válvula reguladora de flujo, es posible generar una contrapresión tal que evita la caída de presión en el segmento horizontal productor, manteniendo una barrera al flujo vertical del agua que busca canalizarse a través de los puntos de menor resistencia de dicho segmento horizontal productor.
En lo referente a las válvulas estranguladoras, existen varios tipos que son utilizadas para mejorar la productividad de los pozos petroleros, pero no ha sido diseñado un sistema completo para evitar la conificación del agua de forma integral sin controlar de manera uniforme dentro de la zona productora la caída de presión e hidráulica del medio fracturado o poroso, hacia el interior del pozo. Un ejemplo de estas válvulas estranguladoras, es la de la patente X 202174 de nombre "Válvula de Estrangulación Ajustable Accionada en Forma Remota y Método de Uso", que es una válvula que se instala en el fondo de un pozo petrolero, para mantener el nivel del petróleo dentro de dicho pozo. Otro tipo de válvulas son las llamadas Inflow Control Device que intentan evitar el flujo del agua congénita hacia el interior del pozo en una sola cierta zona, sin uniformizar toda una zona productora. Otra válvula estranguladora puede ser simplemente una válvula de paso entre 1 y 2 pulgadas de diámetro, que son las más comúnmente utilizadas.
DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
Los detalles característicos de este novedoso método y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, se describen claramente en la siguiente descripción y en los dibujos que se acompañan.
La figura 1 muestra una sección geológica donde se describe un yacimiento petrolero secundario con rocas naturalmente fracturadas o con alta permeabilidad.
La figura 2 muestra un pozo petrolero perforado con un segmento vertical al inicio y un segmento horizontal al final, con terminación en agujero descubierto, en la sección del subsuelo donde se encuentra un yacimiento petrolero con rocas fracturadas naturalmente o con alta permeabilidad. La figura 3 muestra un pozo petrolero perforado con un segmento inicial vertical y un segmento final de forma horizontal, con terminación en la sección horizontal con una tubería balanceadora de flujo con agujeros circulares.
La figura 4 muestra la tubería balanceadora de flujo instalada en un pozo petrolero con terminación horizontal y con acuífero activo.
La figura 5 muestra la manera en que se mide la producción de fluidos en un pozo petrolero con terminación horizontal en agujero descubierto. La figura 6 muestra una gráfica comparativa entre los porcentajes de agua contenidos en el fluido extraído del pozo petrolero, con y sin la tubería balanceadora de flujo instalada.
La figura 7 muestra el comparativo gráfico de las presiones del pozo petrolero en superficie con y sin la tubería balanceadora instalada en el pozo petrolero.
En la figura 1 se describe una sección geológica en la que se representa un yacimiento petrolero en rocas naturalmente fracturadas (4). La sección geológica está formada primeramente por la superficie del suelo (1 ), seguida de un segmento donde se encuentra un material conocido como margas (2), continuando después con una formación geológica de baja permeabilidad que representa el sello superior (3), seguido del yacimiento petrolero en rocas naturalmente fracturadas (4) y al final con otra formación geológica de baja permeabilidad o sello inferior (5). El yacimiento petrolero (4), al encontrarse entre las formaciones geológicas de baja permeabilidad o sello superior (3) y sello inferior (5), tiene la condición necesaria para formar una trampa geológica o roca almacén de petróleo. Las rocas naturalmente fracturadas que constituyen la roca almacén del yacimiento de petróleo (4), frecuentemente presentan un patrón de fracturas (6) de orientación definida por el sentido de los esfuerzos que dieron origen a su formación. Regularmente dichas fracturas (6) presentan permeabilidades altas, intermedias y bajas. Esta permeabilidad alta, intermedia o baja, se refiere a las distintas capacidades para permitir que el petróleo fluya con cierta facilidad y con cierta presión por la presencia de gas y agua. Debido a la naturaleza del yacimiento petrolero en rocas naturalmente fracturadas (4), éste se encuentra presurizado y los fluidos (petróleo, gas y agua) alojados en su interior, se distribuyen verticalmente dependiendo del peso específico o densidad de los mismos, generándose en su parte superior una interface gas-aceite (7) y otra interface agua-aceite (8) en la parte inferior.
En la figura 2 se muestra el esquema de un pozo petrolero (9) con sección horizontal (12) en un yacimiento petrolero en rocas naturalmente fracturadas (4). El pozo petrolero (9), se encuentra perforado primeramente con un segmento vertical (10 y 11 ), perpendicular a la superficie del suelo (1 ), hasta una profundidad que puede variar entre los 100 y 1500 metros de profundidad, dependiendo de los espesores de las capas geológicas en el área donde se perfore (dicha profundidad es enunciativa más no limitativa). El segmento vertical (10 y 11 ) del pozo petrolero (9), está formado por una parte donde se encuentra instalada una tubería de revestimiento (13), que aisla el subsuelo del interior del pozo. La segunda parte restante del segmento vertical (11 ), se encuentra a agujero descubierto, es decir, no se instala ninguna tubería de revestimiento. Dicha parte del segmento vertical (10) que tiene instalada una tubería de revestimiento (13), se perfora hasta la zona geológica de baja permeabilidad (3) o sello superior. La parte del segmento vertical con agujero descubierto (11 ), se perfora hasta entrar al área del yacimiento petrolero (4). Después del segmento vertical (10 y 11) del pozo petróleo (9), se encuentra un segmento horizontal (12) que puede variar su distancia hasta 495 metros (de manera enunciativa más no limitativa), y comúnmente es perforado a un diámetro de 6 1/8 de pulgada quedando en agujero descubierto, es decir, sin ninguna tubería. Dicho segmento horizontal (12) del pozo petrolero (9), presenta una alineación colineal o perpendicular al sistema de fracturas (6), con navegación cercana al sello superior (3) del yacimiento petrolero (4), por donde ingresa petróleo, gas y agua (18) a dicho pozo petrolero (9). El pozo petrolero (9) en la parte del segmento vertical (10, 11 ), tiene instalado en el interior la tubería de revestimiento (13) una tubería de producción (14) de menor diámetro, generalmente de 2 7/8 de pulgada, que sale hasta la superficie del suelo (1 ) y en la superficie está conectada a una válvula estranguladora (15) sencilla de apertura y cierre de 2 pulgadas de diámetro. La tubería de producción (14) se instala hasta una profundidad suficiente, para que su punta tenga libre acceso a fluidos hacia su interior, aproximadamente hasta una profundidad donde finaliza el sello superior (3). En la parte del segmento vertical (10) con tubería de revestimiento (13), se coloca un empacador (17) circular que es del mismo diámetro que la tubería de revestimiento (13) y con un orificio al centro del diámetro de la tubería de producción (14), anclándose casi al final de su extremo inferior de dicha tubería de producción (14) con la finalidad de aislar el flujo de los fluidos (petróleo, gas y agua) (18) ingresando únicamente por dicha tubería de producción (14). La cantidad de flujo másico del fluido (18) que ingresa al pozo petrolero al segmento horizontal (12), es controlado por la válvula estranguladora (15) instalada en superficie. La aportación de los fluidos (18) en dicho segmento horizontal (12), es a través de las fracturas (6), donde la fractura de mayor permeabilidad aporta mayor proporción del flujo (18). El segmento horizontal con agujero descubierto (12) se encuentra perforado en la parte más alejada de la interface agua-aceite (8), de forma que el corte de agua de los hidrocarburos sea mínimo. Cuando se abre manualmente la válvula de estrangulamiento (15), la interface agua-aceite (8) modifica su posición subiendo de nivel (21 ), acercándose al segmento horizontal con agujero descubierto (12) sobre todo en la zona de la fractura de mayor permeabilidad o mayor flujo másico, debido a que la alta permeabilidad favorece el incremento de velocidad de los fluidos (18) hacia el interior del segmento horizontal (12) del pozo, provocando un aumento del corte de agua en la producción en la salida del pozo petrolero (16). Al ingresar los fluidos (18) hacia dentro del segmento horizontal (12), se presenta una caída de presión en el interior del pozo petrolero (9). Si la presión en la cara inferior (20) del segmento horizontal (12) del pozo disminuye, se provoca que la interface aceite-agua (8) inicial modifique su curva de flujo (19), generándose un proceso conocido como conificación de agua (21 ) hacia dentro del pozo, específicamente en el segmento horizontal (12), y reflejándose la caída de presión en la salida (16) de la tubería de producción (14) así como un aumento en el porcentaje de agua contenido en el petróleo. Si se presenta dicha conificación de agua, el agua fluye más rápido debido a su baja viscosidad en relación al petróleo, provocando que a través de la tubería de producción (14), se tenga más producción de agua que de petróleo. En la actualidad, para controlar la presión de fondo del pozo, se utiliza la válvula de estrangulamiento (15) instalada en la superficie (1 ) del pozo petrolero (9), para regular y mantener dicha presión a conveniencia, es decir dicha válvula (15) se abre o cierra hasta dejarla en cierta cantidad de producción de petróleo y agua, intentando siempre maximizar la producción del petróleo.
En la figura 3 se describe el pozo petrolero (9) perforado con un segmento horizontal (12) con trayectoria cercana al contacto o interface gas-aceite (7) en la vecindad de la roca sello superior (3), colineal o perpendicular al sistema de fracturas (6), en donde dicha sección horizontal (12) se encuentra instalada una tubería balanceadora de flujo (24) con agujero circulares (25) distribuidos de manera uniforme. El método y sistema a utilizar para evitar la conificación del agua, es a través de una tubería balanceadora de flujo (24) y la operación en superficie de la válvula de estrangulamiento (15). A diferencia de un pozo petrolero (9) con un segmento horizontal (12) con agujero descubierto, se instala inmediatamente después del empacador (17) en la parte inferior del segmento vertical (11 ), una tubería de revestimiento de 7 5/8 pulgadas de diámetro (22), seguido de un niple de asiento (23) que llega hasta el punto donde inicia el segmento horizontal (12). Después se instala dentro del segmento horizontal (12) la tubería balanceadora de flujo (24), que en su extremo final se encuentra cerrada, llegando hasta el final de dicho segmento horizontal (12).
En la figura 4 se observa a detalle una parte de la tubería balanceadora de flujo (24), la cual está formada por segmentos de tubería de acero al carbón (26) de nueve metros de longitud y 5 pulgadas de diámetro cada uno, siendo el tamaño total de la tubería balanceadora de flujo (24) hasta de 495 metros de longitud dependiendo de la distancia del segmento horizontal (12) (figura 3) perforado, correspondiendo una cantidad máxima de hasta 55 segmentos (26). Cada segmento de tubería (26) tiene una cierta cantidad de agujeros (25) distribuidos de forma uniforme. En la Tabla 1 se describe la cantidad de agujeros en cada rango de segmentos, así como la variación de los diámetros de los agujeros, donde la cantidad de agujeros de cada segmento de dicha tubería balanceadora es mayor al inicio y menor al final.
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Tabla 1. Cantidad de agujeros y diámetro de dichos agujeros
en cada rango de segmentos de tubería
La cantidad de agujeros en cada rango de segmentos de la tubería balanceadora (24), así como los diámetros de los agujeros (25), se diseñó en base a las propiedades que tiene el fluido (petróleo, agua y gas) (18), así como las propiedades del flujo que incluye la presión del yacimiento y la presión en la salida de los agujeros de la tubería balanceadora de flujo (24).
Una vez que el pozo petrolero (9) ha sido perforado, tanto en su segmento vertical (10 y 11 ) y en su segmento horizontal (12) con agujero descubierto (figura 2), y antes de instalar la tubería balanceadora de flujo (24), se realiza una prueba de producción operando la válvula estranguladora (15) para determinar el flujo másico de los fluidos que aporta dicho pozo petrolero (9) en la salida (16) de la tubería de producción (14) (Figura 3).
En la figura 5 se muestra el sistema instalado en un pozo petrolero (9) con terminación horizontal con agujero descubierto (descrito en la figura 3), con la finalidad de tomar información inicial para la determinación del porcentaje de agua que se produce junto con la extracción de petróleo. Esta información se toma de un pozo petrolero con hidrocarburo de una viscosidad mayor de 1 ,000 cP (centipoise). En dicho pozo petrolero (9), se realiza una prueba de estrangulación de una válvula en superficie (15) a diferentes porcentajes de apertura, midiendo la presión en la salida del pozo (16) de los fluidos (petróleo, agua y gas) mediante un
sensor de presión (28), por donde se descarga a través de una tubería (26) .dicho fluido, hacia un tanque a boca de pozo (27). El fluido que se descarga en el tanque a boca de pozo (27) es muestreado para determinar su porcentaje de agua, mediante el análisis de laboratorio bajo la norma ASTM-D4007. Adicionalmente, en dicho tanque a boca de pozo (27), se mide el nivel del fluido en el tanque mediante el uso de un sensor de nivel tipo radar (29), para calcular el volumen generado en barriles de petróleo por día (bpd). La parte gaseosa del fluido que se descarga en el tanque a boca de pozo (27), se libera a través de una salida (30) en la parte superior de dicho tanque. En la Tabla 2 se muestran los datos recabados durante la medición a un pozo petrolero con terminación horizontal y acuífero activo, el cual dicho pozo tiene instalado en superficie una válvula estranguladora, pero no tiene instalada la tubería balanceadora de flujo.
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Tabla 2. Datos obtenidos en la medición de Un pozo petrolero con válvula estranguladora y sin tubería balanceadora de flujo
La columna "medición de petróleo y agua en el tanque" de la Tabla 2, se encuentra en la unidad "bpd" que significa barriles por día. Esta medición se calcula a base de la medición del nivel del tanque en metros, multiplicado por el área en metros cuadrados del tanque y adicionalmente multiplicando por 0.159 que es la equivalencia a 1 barril en metros cúbicos. El nivel del tanque se obtiene por el sensor de nivel tipo radar (29). La columna "porcentaje de agua en el fluido", se obtiene de muestrear dicho fluido después de la apertura de la válvula estranguladora (15) en su porcentaje correspondiente, analizando dicha muestra en laboratorio bajo la norma ASTM-D4007. La columna "cantidad de petróleo en el fluido" se obtiene con el mismo análisis de laboratorio antes mencionado, que es equivalente a la diferencia entre la columna "medición de petróleo y aceite", menos el resultado de la multiplicación del "porcentaje de agua en el fluido" por "la medición de petróleo y aceite". Como se puede observar en estos resultados de la Tabla 2, cuando el pozo petrolero (9) no tiene la tubería balanceadora de flujo (24), el porcentaje de agua aumenta cada vez que se incrementa la apertura en la válvula estranguladora (15) (Figura 3) en superficie.
Al colocar la tubería balanceadora de flujo (24) en el segmento horizontal (12) del pozo petrolero (9), utilizando una longitud de 495 metros ó 55 segmentos de tubería (26) (figura 3) bajo las especificaciones de tamaño de agujeros de la Tabla 1 , el área expuesta al flujo se reducirá y el diferencial de presión requerido para producir una misma cantidad de flujo másico, comparado con la producción en agujero descubierto, será mayor. En la Tabla 3 se muestran los datos de la medición de presión, producción y porcentajes de corte de agua como en la Tabla 2, pero con la tubería balanceadora de flujo (24) instalada en el pozo petrolero (9). De igual manera como se describe en la figura 5, se utilizan los mismos equipos e implementos para la medición y con los mismos porcentajes de apertura de la válvula estranguladora (15). % de apertura Presión Medición % de agua en Cantidad válvula salida petróleo y el fluido de petróleo estranguladora del agua en (norma ASTM en el fluido fluido tanque (bpd) D4007) (bpd)
(psi)
0 978.00 0 0 0.00
10 714.28 200 0 200.00
20 528.57 330 0 330.00
30 414.28 410 0 410.00
40 342.85 460 0 460.00
50 292.85 495 0 495.00
60 257.14 520 1 514.80
70 228.57 540 3 523.80
80 214.28 550 7 51 1.50
90 207.14 555 15 471.75
100 204.28 557 30 389.90
Tabla 3. Datos obtenidos en la medición de un pozo petrolero con válvula estranguladora y con tubería balanceadora de flujo
En la figura 6 se describe una gráfica comparativa (31 ) del porcentaje de agua en el fluido que sale de pozo petrolero (9), tomando los datos obtenidos sin tubería balanceadora de la Tabla 2 y los datos del pozo con tubería balanceadora de flujo (24) descritos en la Tabla 3. En el eje X (32) se presentan los diferentes porcentajes de apertura de la válvula estranguladora (15) descritos en la Tabla 2 y 3. En el eje Y (33) se presenta el % de agua en el fluido (petróleo y agua), que fueron muestreados en la salida (16) del pozo petrolero (9) por la tubería de producción (14) y determinado en laboratorio bajo la norma ASTM-D4007. Los datos de la Tabla 2 de la columna % de agua en el fluido que aparecen graficados (34), muestran el comportamiento de la producción del pozo petrolero (9) sin la tubería balanceadora de flujo instalada. Los datos de la Tabla 3 de la columna % de agua en el fluido que aparecen en la gráfica (35), representan el comportamiento de la producción del pozo petrolero con la tubería balanceadora de flujo (24) instalada en el segmento horizontal (12). Es posible observar que con un porcentaje de apertura de la válvula estranguladora (15) al 50 %, se obtiene una comparación importante de la producción de agua, donde sin la tubería balanceadora es del 8 % (36) y con la tubería balanceadora (24) instalada es del 0 % (37) de agua en el fluido, es decir, sólo produciendo petróleo. De igual manera con un porcentaje de apertura de la válvula estranguladora del 100 %, se puede observar que sin tubería balanceadora se obtiene una producción del 100 % de agua (38), mientras que con la tubería balanceadora de flujo (24) instalada se tiene un corte de agua de sólo el 30 % (39). Es importante mencionar que no sólo es de gran valor aumentar el volumen de extracción de petróleo, sino que la reducción de la extracción de agua permite disminuir los altos costos para su separación del petróleo, su manejo y tratamiento, o en algunos casos, su inyección al subsuelo en pozos inyectores de agua.
En la figura 7 se describe una gráfica comparativa de presiones (40) del comportamiento de las presiones del pozo petrolero (9), que explica que el uso de la tubería balanceadora de flujo (24) en el control de dichas presiones, corresponde al efecto reductor de aportación de agua y de una producción estable en mayor cantidad de petróleo. La gráfica comparativa de presiones (40), está elaborada con los datos obtenidos sin tubería balanceadora de la Tabla 2 y los datos del pozo con tubería balanceadora de flujo (24) descritos en la Tabla 3. En el eje X (41 ) se presentan los diferentes porcentajes de apertura de la válvula estranguladora (15 ) descritos en la Tabla 2 y 3. En el eje Y (42) se presenta la presión de salida del fluido medido en libras por pulgada cuadrada por el sensor en la superficie del pozo petrolero (1 ), para cada porcentaje de apertura de la válvula estranguladora (15), con y sin tubería balanceadora de flujo Tabla 2 y Tabla 3. Los datos de la presión del fluido sin la tubería balanceadora (Tabla 2) están representados por la línea de presión inferior (43) de la gráfica, y los datos de la presión de la salida del fluido con la tubería balanceadora de flujo (24) instalada (Tabla 3), se encuentran graficados en la línea superior (44) de la gráfica. Al analizar comparativamente los datos, es posible observar que con la tubería de flujo balanceadora (24) instalada en el pozo petrolero (9), la presión aumenta manteniendo un diferencial de presión estabilizando la interface agua-aceite (8) en el yacimiento naturalmente fracturado. En una apertura del 100 % de la válvula estranguladora (15) sin tubería balanceadora, se obtiene una presión de 61.42 psi (44) reflejando en la Tabla 2 un 100 % de aportación de agua, mientras que en el mismo porcentaje de apertura de la válvula estranguladora (15) (100 %) con la tubería balanceadora de flujo (24) instalada se tiene una presión de 204.28 psi (45), se tiene una aportación de agua del 30 % (Tabla 3)

Claims

REIVINDICACIONES
1.- Un método y sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, que comprende:
a) La instalación de una tubería balanceadora de flujo que consta de hasta 55 segmentos de tubo de acero al carbón de nueve metros de longitud de cinco pulgadas de diámetro cada segmento, en un pozo petrolero con terminación horizontal.
b) La tubería balanceadora de flujo la cual se instala horizontalmente conteniendo en los segmentos 1 al 10 la cantidad de 180 agujeros de 2 milímetros de diámetro de forma uniforme, en los segmentos 11 a 20 un total de 170 agujeros de 2 milímetros de diámetro, en los segmentos 21 a
30 un total de 140 agujeros de 3 milímetros de diámetro, en los segmentos
31 a 40 un total de 100 agujeros de 4 milímetros de diámetro, en los segmentos 41 a 50 un total de 60 agujeros de 5 milímetros de diámetro y en los segmento 51 a 55 un total de 35 agujeros de 6 milímetros de diámetro.
c) Una válvula estranguladora de apertura y cierre de dos pulgadas de diámetro que se instala en la superficie del pozo petrolero en la salida de la tubería de producción.
d) Un sensor de presión que se instala en la tubería de producción en la superficie del pozo petrolero antes de la válvula estranguladora.
e) Se realiza la medición de la presión del pozo petrolero iniciando con la válvula estranguladora en superficie cerrada y abriéndola cada vez un 10 % hasta llegar al 100 % abierta.
f) Se analiza el fluido que sale del pozo petrolero muestreando en cada 10 % de apertura de la válvula estranguladora iniciando con un 10 % hasta llegar al 100 %, calculando el porcentaje de agua contenido en el petróleo. g) Se establece en base a las mediciones del porcentaje de agua la apertura de la válvula estranguladora cuando el pozo produzca un menor porcentaje de agua y un mayor porcentaje de petróleo.
h) Se utiliza los datos de la medición de la presión del pozo petrolero con el sensor de presión, para mantener el pozo petrolero en un rango aceptable con mayor producción de petróleo que de agua.
2. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso a), el pozo petrolero donde se instala la tubería balanceadora de flujo tiene perforado en el subsuelo un segmento vertical y otro segmento horizontal.
3. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 2, el segmento vertical puede tener una profundidad entre 100 y 1500 metros.
4. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 2, el segmento horizontal perforado en el pozo petrolero, puede tener hasta una distancia de 495 metros de longitud.
5. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 2, el segmento horizontal es perforado en un yacimiento naturalmente fracturado colineal o perpendicular al sistema de fracturas.
6. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 2, el segmento horizontal se encuentra perforado entre un sello superior y un sello inferior en donde se encuentra almacenado el petróleo.
7. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 2, donde en el pozo petrolero en la parte del segmento horizontal se encuentra un acuífero activo
8. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en las cláusulas 2 y 6, el segmento horizontal se encuentra perforado en agujero descubierto y cercano al sello superior.
9. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso a), la instalación de la tubería balanceadora de flujo se realiza conectada a un niple de asiento y una tubería de revestimiento de 7 5/8 de pulgadas.
10. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso b), la tubería balanceadora de flujo diseñada con sus orificios provoca una reducción del área por donde ingresa el fluido hacia dentro del pozo petrolero, provocando un diferencial de presión que evita la conificación del agua hacia dentro del pozo petrolero.
11. - El sistema para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso c), la válvula estranguladora instalada en superficie favorece a la conificación del agua en el pozo petrolero manteniéndola a cierto porcentaje de apertura.
12. - El método para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso f), se analiza en laboratorio muestras del fluido que aporta el pozo petrolero para determinar el porcentaje de agua bajo la norma ASTM-D4007. 3. - El método para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso g) y lo reivindicado en la cláusula 12, se determina a base de los análisis de laboratorio, los porcentajes de agua en cada porcentaje de apertura de la válvula estranguladora, seleccionando el mejor porcentaje de apertura para dejar en producción el pozo con mayor flujo de petróleo y con menor o nula producción de agua.
14. - El método para control de agua en pozos petroleros con terminación horizontal en agujero descubierto, de acuerdo a lo reivindicado en la cláusula 1 inciso h), se registra la presión de operación del pozo petrolero para determinar la mejor presión de operación de la producción de petróleo en el yacimiento naturalmente fracturado donde se ha instalado la tubería balanceadora de flujo.
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