REVISTA INGENIERÍA PETROLERA SEPTIEMBRE-OCTUBRE 2023

Ingeniería

Petrolera

Órgano de Divulgación Técnica e Información de la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, A.C. Vol. 63, No. 5, SEPTIEMBRE-OCTUBRE DE 2023

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Contenido 274-291

Caracterización dinámica de yacimientos compartimentalizados, desarrollados con terminaciones tipo commingled Yuliana Ivette Torres García Humberto Iván Santiago Reyes Rafael Méndez García Eder Castañeda Correa Ángel Adrián Ramírez Méndez Giddel Hernández Martínez

292-307

Caracterización integral en yacimientos de rayos gamma invertido para determinar zonas prospectivas de gas húmedo Erick Omar Reyes Hernández Luis Ricardo Petriz Carrillo

308-323

Modelo hidrodinámico para el desplazamiento de un elemento de limpieza interna en un oleoducto con acumulación de agua Berenice Anell Martínez Cabañas T. Iván Guerrero Sarabia

324-338

Proceso diagenético acelerado mediante la aplicación de un sistema químico para el control de agua en pozos Benjamín García Montoya

Foto de portada: cortesía de Pemex.

INGENIERÍA PETROLERA.- Publicación bimestral editada por la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C., Av. Melchor Ocampo 193, Torre A piso 12, Col. Verónica Anzúres, Alcaldía Miguel Hidalgo, Ciudad de México, C.P. 11300, Tels: 5260 2244 y 5260 7310; a cargo de 4AM FOR ADVERTISING AND MARKETING S.A. DE C.V., Enrique J. Palacios No. 108, Col. Prado Ermita, C.P. 03590, Alcaldía Benito Juárez, Ciudad de México, Tel: 55 3211 6077. Certificado de reserva de Derechos al Uso Exclusivo núm. 04-2019-041219030400-203 ante la Dirección General del Derecho de Autor. Toda la correspondencia debe dirigirse a la Asociación de Ingenieros Petroleros de México A.C. EL CONTENIDO DE LOS ARTÍCULOS TÉCNICOS ES RESPONSABILIDAD DEL AUTOR.

Artículo arbitrado

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Revista Ingeniería Petrolera Coordinación Editorial

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Petróleos Mexicanos

Universidad Nacional Autónoma de México

Lic. Franco Vázquez Asistencia técnica

Ingeniería Petrolera | 273

Artículo arbitrado

Caracterización dinámica de yacimientos compartimentalizados, desarrollados con terminaciones tipo commingled Yuliana Ivette Torres García Humberto Iván Santiago Reyes Rafael Mndez García Eder Castañeda Correa Ángel Adrián Ramírez Méndez Giddel Hernández Martínez Pemex Artículo recibido en junio-evaluado-corregido y aceptado en agosto de 2023

Resumen

En diversos campos se ha implementado la terminación tipo commingled, aumentando la rentabilidad y el ciclo de vida. En estas terminaciones, especialmente en donde producen diferentes yacimientos simultáneamente mediante la misma tubería de producción, es conveniente realizar PLT´s (Production Loggin Tool) para obtener información de producción. Sin embargo, debido a diferentes causas, no se cuentan con la toma de información necesaria, teniendo efecto en la certidumbre de la producción y por ende en los resultados de los análisis dinámicos de yacimientos, principalmente en el volumen original, reserva original de aceite (ROA) y reserva remanente de aceite (RRA), los cuales son los puntos clave para el desarrollo del campo. Para solventar esta problemática existe una ecuación con lo que se estima el porcentaje de aporte de cada yacimiento, sin embargo, la cantidad de información a manejar aumenta la complejidad y sobre todo el tiempo destinado, retrasando en ciertas ocasiones los resultados necesarios para la documentación del desarrollo del campo. Debido a esto se desarrolló una herramienta para prorratear la producción de cada yacimiento; logrando optimizar el tiempo de entrega de resultados. En el presente trabajo se utilizó la herramienta para realizar el análisis de 10 yacimientos productores existentes en el campo. Con lo que se logró desarrollar una metodología para la evaluación del comportamiento dinámico y compartimentalización de los diferentes yacimientos, que permitió como resultado análisis de balance de materia, la determinación de los mecanismos de empuje y diversos escenarios de recuperación para el incremento del factor de recuperación y reservas remanentes a documentar. Palabras clave: Distribución de producción, análisis dinámico de yacimientos, areniscas.

Dynamic characterization of compartmentalized reservoirs, developed with commingled completions Abstract

Commingled termination has been implemented in various fields, increasing profitability and life span. In these completions, especially where different reservoirs produce simultaneously through the same production pipeline, it is convenient to run PLT’s (Production Loggin Tool) to obtain information. However, due to different causes, necessary information is almost always not available, having an effect on the certainty of production and therefore on the results of dynamic reservoir analysis, mainly on the original volume, original oil reserve (ROA) and remaining oil reserve (RRA), which are key points for field development.

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To approach this problem, there is an equation that estimates the percentage of contribution of each reservoir, though the amount of information to be managed increases the complexity and above all the allocated time, sometimes delaying necessary results for documenting field development. To this end a tool was developed to distribute the production of each field and optimize results delivery time. In this work, the tool was used to carry out the analysis of 10 existing producing deposits in the field. With it, it was possible to develop a methodology for the evaluation of the dynamic behavior and compartmentalization of different deposits and permitted to perform material balance analysis, determination of thrust mechanisms and various recovery scenarios for increasing the recovery factor and remaining reserves to document. Keywords: Commingled, production distribution, dynamic reservoir analysis, sandstones.

Introducción Las terminaciones tipo commingled son aquellas donde se producen simultáneamente diferentes yacimientos a través de una misma tubería de producción; en este trabajo se

utiliza para el desarrollo de yacimientos depresionados, en los que los gastos de producción de aceite en zonas individuales son bajos y por lo tanto, poco rentables, Figuras 1 y 2.

Figura 1. Estado mecánico tipo.

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Figura 2. Configuración de los posibles escenarios de producción del campo.

Debido a los beneficios del incremento de producción a bajo costo, este tipo de terminación es muy común para la explotación de areniscas múltiples en campos del sur del país, donde las condiciones geológicas y dinámicas son propicias para su implementación. Sin embargo, una de las desventajas es el desconocimiento de la producción asociada a cada intervalo productor, lo cual incrementa la incertidumbre de los reportes de producción a nivel de yacimiento, estrategia que puede originar errores considerables en la interpretación de resultados del volumen original y cálculo de reservas al utilizar modelos analíticos. Cuando se produce simultáneamente, se aconseja tomar de forma regular registros PLT (Production loggin tools) para conocer el porcentaje de aporte de aceite, gas y agua de cada zona; desafortunadamente, en la práctica, no es muy común contar con este tipo de información para todos los pozos, por lo que se debe recurrir a estimaciones para prorratear la producción de la forma más adecuada posible, actividad demandante en términos de tiempo, personal y manejo de la información, lo cual se acentúa si no se disponen de herramientas diseñadas para cubrir los flujos de trabajo correspondientes. Para resolver la problemática planteada, en este trabajo se propone una metodología para estudiar yacimientos desarrollados con terminaciones tipo commingled, la cual combina técnicas de prorrateo de producción, utilizando el concepto de capacidad de flujo, gráficos especializados para

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detectar compartimentalización y métodos analíticos de ingeniería de yacimientos. Para facilitar la reproducibilidad de la metodología, se diseñó una herramienta nombrada APPY (Análisis Prácticos y Procesos de Yacimientos, la cual cuenta con certificado de derechos de autor No. 03-2021100114270500-01), en la que se almacenó y procesó la información que se muestra en este estudio.

Generalidades del campo de estudio El campo PM se encuentra ubicado en el sur del país, en el estado de Veracruz. Inició su explotación en agosto de 2008 y cuenta con 10 yacimientos en areniscas de la formación Mioceno en las cuales se han perforado un total de 83 pozos. Cuenta con un área de 96.6 km² y un volumen total de 321.4 mmb para aceite y 200.7 Bcf de gas de acuerdo con las estimaciones del modelo geológico. A la fecha de elaboración de este trabajo se han producido 56.5 mmb de aceite y 76.1 Bcf de gas y se proyecta alcanzar un factor de recuperación (FR) final de aceite de 25.9% y 54.7% para gas. Estos yacimientos presentan una complejidad estructural importante con fallas normales que desplazan bloques, lo que llevó a dividir los yacimientos en seis bloques, Figura 3, y presenta un gran cuerpo autóctono de sal, el cual marcó la dirección de los depósitos de areniscas. Las facies corresponden a lóbulos de abanicos submarinos turbidíticos, alimentados por sistemas de canales con buen desarrollo.

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Figura 3. Mapa del yacimiento A.

En la Tabla 1 se muestran las propiedades petrofísicas promedio de los yacimientos. Porosidad (%):

16-20

Permeabilidad (md):

70-100

Saturación de agua (%):

25-38

Espesor neto (m):

25-50

Tabla 1. Propiedades petrofísicas promedio.

En la Figura 4 se observan los diferentes yacimientos del campo, además de la diferencia en la respuesta de la resistividad, las fallas existentes entre cada uno de ellos, así como la presencia de sal en cada formación. De las 10 areniscas del campo, las arenas A y B son las más importantes a nivel de producción y volumen; presentan espesores constantes con orientación en un primer eje

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con dirección al norte y en el segundo eje con dirección al noreste. El ambiente sedimentario dentro de la zona de desarrollo del campo corresponde a una secuencia de canales amalgamados, canal secundario (grano decreciente) y lóbulo proximal (grano creciente), flanqueado de canales secundarios y abanicos proximales.

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Figura 4. Sección de correlación del campo.

En cuanto a presiones iniciales, en las areniscas se ha observado un rango de 380 a 470 kg/cm², con densidad de fluidos de 24 a 27 °API, RGA de 99 a 138 m³/m³, y temperatura de yacimiento de 78 a 90 °C. Parte de esta información obtenida de los dos reportes PVT´s que se realizaron en los yacimientos principales (A y B), validados utilizando la herramienta PVT Tools (herramienta utilizada para la evaluación de la consistencia y representatividad de experimentos PVT), obteniendo calificaciones de 100 y 96, respectivamente. Los resultados estimados se presentan en la Tabla 2. Información Pozo 1 Fecha de muestreo 12 sep 08 Tipo de muestreo Fondo Tipo de análisis Convencional Tipo de fluido Aceite negro Condiciones iniciales Presión inicial (Kg/cm²) 441.5 Temperatura (°C) 90.7 µo (cp) 1.6 Bo corr 1.3 -1 -5 Co (psi ) 16.3 *10 3 Densidad del aceite (gr/cm ) 0.7 Condiciones de saturación Presión de burbuja (Kg/cm²) 187.4 µo (cp) 1.2 Bo 1.4 -1 -5 Co (psi ) 19.5 *10 3 Densidad del aceite (gr/cm ) 0.7 Condiciones de separador Grados API 24.0 3 Densidad del aceite (gr/cm ) 0.7 3 3 RGA (m /m ) 99.4 Análisis cromatográfico del gas C1 (%mol) 33.9 C6+ (%mol) 41.4 CO2 / N2 / H2S (%mol) 0.04 / 1.95 / 0.20

Pozo 4 27 abr 12 Fondo Convencional Aceite negro 292.0 78.0 1.0 1.3 -5 13.8 *10 0.8 257.8 1.0 1.3 -5 14.6 *10 0.8 26.3 0.8 137.2 47.8 35.2 0.03 / 0.42 / 0.00

Tabla 2. Estudios PVT de diferentes yacimientos.

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Estrategia de desarrollo del campo y descripción de la problemática El campo cuenta con 15 años de explotación; inició su desarrollo en el año 2008, comenzando la perforación en el bloque A con 8 pozos y en 2009 el desarrollo de los bloques

C, D y E; todos en la formación Mioceno. En años posteriores disminuyó a la presión de burbuja del yacimiento B y se descubrieron las areniscas someras del campo, llegando a la producción máxima de 20.1 Mbd, con un corte de agua de 18%. En 2017 se alcanzó la presión de saturación del bloque A y comenzó la declinación de la producción, además del incremento constante del corte de agua, Figura 5.

Figura 5. Historia de producción del campo.

El desarrollo del campo se llevó a cabo con terminaciones tipo commingled, debido a que aumentaba la rentabilidad del proyecto y permitía el desarrollo de yacimientos, que con otras tecnologías no resultarían económicamente viables.

Creación de herramienta para la automatización del prorrateo de producción Derivado de la complejidad para prorratear la producción a nivel de yacimiento de 83 pozos con más de dos areniscas productoras, considerando la inversión de tiempo que

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representaría para el equipo de trabajo realizar esta actividad, se diseñó una herramienta capaz de discretizar la producción de aceite, gas y agua de cada uno de los pozos de forma automática, que procesara la información para servir como insumo para las fases consecutivas del estudio. La herramienta recibió el nombre de APPY (Análisis Prácticos y Procesos de Yacimientos); su enfoque está orientado hacia la automatización de procesos de la Administración Integral de Yacimientos (AIY), como se observa en la Figura 6. Esta herramienta sólo se utilizó para el prorrateo de la producción, insumo para el análisis que se desarrolló.

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Figura 6. Unciones de la herramienta APPY.

Para efectuar el prorrateo de la producción se utiliza el concepto de capacidad de flujo (k*h), tomando como premisa que no existe flujo cruzado entre los yacimientos, ya que no se cuenta con PLT´s para la mayoría de los pozos.

Zone Name

En los pozos que se realizaron PLT´S se priorizó utilizar estos datos, sin embargo, solo existe información para menos del 7% de éstos. Por lo cual, se utilizó el K*h del sumario petrofísico del campo, como se muestra en la Tabla 3.

Av Vcl

Av K

Phi

PhiSo

Ari

Ari

*H

*H

0.311

0.251

43.919

0.48

0.33

92.21

0.224

0.396

0.274

27.653

0.34

0.2

41.48

0.193

0.249

0.241

0.243

119.596

0.27

0.21

131.55

0.9

0.102

0.211

0.335

0.278

27.961

0.19

0.13

25.16

1.7

0.189

0.178

0.429

0.252

8.405

0.3

0.17

14.29

3268.31 55.79

28.1

0.504

0.205

0.28

0.314

44.169

5.76

4.15

1241.04

2626.67

1.43

0.227

0.229

0.315

0.274

46.82

0.33

0.22

66.82

Top

Bottom

Gross

Net

TVD

TVD

TVD

TVD

Yacimiento A

2582.86

2594.06

11.2

2.1

0.187

0.229

Yacimiento B

2594.66

2601.16

6.5

1.5

0.231

Yacimiento C

2601.56

2607.26

5.7

1.1

Yacimiento D

2608.76

2617.56

8.8

Yacimiento E

2619.76

2628.76

9

Yacimiento F

3212.52

Yacimiento G

2620.39

6.28

N/G

Av Phi

Av Sw

K*H

Tabla 3. Sumario petrofísico.

A pesar de ciertas limitaciones, el prorrateo realizado utilizando k*h, es una de las mejores aproximaciones en la asignación de la producción (en particular cuando la

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información disponible es muy limitada). A continuación, se describe la expresión matemática para calcular el aporte de producción de cada yacimiento.

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Donde:

histórica de intervenciones, se obtuvo el porcentaje de la producción aportada por cada arenisca.

Qoi: Gasto de aceite de la zona i Qo total: Gasto total de aceite, gas o agua del pozo k: Permeabilidad de la zona i h: Espesor neto de la zona i Utilizando las características petrofísicas de los intervalos productores, la producción de los pozos y la base de datos

Con el empleo de la herramienta APPY se redujo considerablemente el tiempo estimado para la elaboración de este trabajo, además desencadenó diferentes acciones para desarrollar el estudio más detallado y completo, Figuras 7 y 8.

Figura 7. Discretización de la producción, APPY.

En la Figura 7 se observa la pantalla de la herramienta APPY, en la pestaña de prorrateo, la cual presenta la cantidad de yacimientos productores del pozo 1. En este caso 5 areniscas, por lo que se utilizó el K*h del sumario

petrofísico y la ecuación antes mencionada, para prorratear la producción y obtener las acumuladas de los fluidos y compararlas con la registrada, además de estimar el Qo que aporta cada yacimiento.

Figura 8. Visualización de la información de un pozo.

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Evaluación del comportamiento dinámico y compartimentalización de los diferentes yacimientos En la Figura 8 se observa la pestaña del histórico de producción de la herramienta APPY, del lado izquierdo los datos principales del pozo como acumuladas y gastos de producción, después las gráficas de historia de producción y de aforos que se han realizado en el pozo. Continuando con información de acumuladas del campo y el estado de pozos.

Una vez contando con la producción discretizada por yacimiento, es posible realizar estudios dinámicos que permitan evaluar la comunicación hidráulica a lo largo de las areniscas productoras utilizando información de presión estática, producción de los pozos e información de geociencias. La metodología para la evaluación de la compartimentalización se muestra en la Figura 9.

Figura 9. Metodología utilizada para evaluación de comunicación hidráulica.

La metodología se implementó en las dos areniscas principales del campo; sin embargo, en este trabajo se describirá el flujo de trabajo utilizando como ejemplo el Yacimiento A. Análisis del yacimiento A Utilizando la herramienta APPY se logró discretizar la producción del yacimiento A, el cual inició su producción en agosto de 2008 en la parte sur del campo. En abril de

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2015, alcanzó su máxima producción de 9,800 bd de aceite con 15 pozos y un corte de agua de 2%. Este yacimiento ha acumulado 18.3 MMb de aceite, 32.1 Bcf de gas y 1.2 MMb de agua. La presión inicial de la arenisca fue de 470 kg/ cm² y alcanzó la presión de burbuja en 2015; actualmente su presión estimada es de 130 kg/cm², Figura 10. La baja producción de agua a lo largo de la historia de producción y su comportamiento de presión, marcó un indicio de que el yacimiento pudiera tener un soporte limitado de presión de un acuífero, (comportamiento volumétrico).

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Figura 10. Historia de producción del yacimiento A.

En la Figura 11 se graficaron los puntos de presión agrupados por bloque de acuerdo con criterios geológicos, con el objetivo de detectar la transmisibilidad de las fallas existentes en el yacimiento A. En esta gráfica se observa que los valores de presión del bloque A son menores con

respecto a las de los bloques D, E, C y F. Para trasladar las presiones observadas a una misma profundidad se utilizó un plano de referencia general para todo el yacimiento, el cual corresponde a la profundidad donde se presenta el 50% del volumen poroso acumulado de la arena en cuestión.

Figura 11. Análisis de presión y producción acumulada del yacimiento A.

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Con las observaciones del comportamiento de presión, se identificó que los bloques D, E, C y F se encuentran comunicados hidráulicamente, y que las fallas geológicas en el yacimiento no son sellantes. Este planteamiento se confirmó con los puntos de presión del bloque F, donde se esperaba encontrar presiones originales y en realidad el valor de presión inicial estaba en tendencia con el resto de los bloques mencionados. A partir de estas observaciones, los bloques D, E, C y F se agruparon en este estudio en un único bloque, al que se denominó bloque Norte. Para ser consistentes con la nomenclatura, el bloque A, se renombró como bloque Sur, Figura 12.

En la Figura 13 se pueden observar las fallas geológicas, siendo la falla que se encuentra entre el bloque Norte y Sur la de mayor salto con 100 mv, espesor importante, considerando que el mayor espesor del bloque Norte es de 45 mv, con lo que se sustenta desde el punto de vista geológico que no existe comunicación entre ambos bloques.

Figura 13. Bloques del yacimiento A.

Adicionalmente se realizó el análisis de la producción para confirmar la compartimentalización entre los bloques. El gráfico utilizado fue de producción normalizada de aceite (Qo/No pozos vs tiempo) para poder evaluar el potencial productivo de cada bloque, Figura 14. Figura 12. Compartimentalización del yacimiento A.

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Como era de esperarse, el bloque Sur presentó un menor potencial de producción, Figura 15, lo cual es consistente con el mayor abatimiento de presión previamente identificado en la Figura 11.

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Figura 14. Qo/No pozos vs tiempo.

Figura 15. Comportamiento de presión en función de la extracción.

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Para entender la heterogeneidad de producción a lo largo del yacimiento, se muestran algunos mapas de isoproducción en la Figura 16.

Figura 16. Mapa de isoproducción del yacimiento A.

Finalmente, confirmados los bloques con comportamiento dinámico similar, se realizaron cálculos de balance de materia para estimar el volumen original de cada bloque, como se muestra en la Figura 17.

Figura 17. Estimación del volumen original de aceite.

Con el análisis de balance de materia se confirman dos hipótesis planteadas en esta sección: los bloques del yacimiento A tienen comportamiento volumétrico, y el bloque Norte es considerablemente mayor al bloque Sur. (El balance de materia se realizó en un software comercial).

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Diagnóstico de la dinámica de flujo y propuestas para la optimización del desarrollo Para ilustrar el flujo de trabajo utilizado, se tomará como base el bloque Sur del yacimiento A, donde utilizando balance de materia se estimó un volumen original de 43.8 mmb aceite y un comportamiento de yacimiento volumétrico, como se ilustra en el gráfico de índices de empuje, Figura 18.

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Figura 18. Mecanismos de empuje del bloque Sur, yacimiento A.

Al evaluar los índices de empuje del bloque Sur, es evidente que existe la oportunidad de incrementar el factor de recuperación mediante la implementación de un proceso de inyección de agua. Para evaluar los beneficios de la inyección de agua se realizaron tres pronósticos de producción utilizando el modelo de balance de materia creado: •

•

Caso 2: Inyección de agua periférica para lograr un mantenimiento de presión.

•

Caso 3: Inyección de agua a un factor de reemplazo mayor a 1, para represionar el yacimiento hasta la presión de saturación, Figuras 19 y 20.

Caso base: proyección de la producción sin considerar inyección de agua, ni producción incremental.

Figura 19. Evaluación de la inyección de agua respecto a la producción.

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Figura 20. Evaluación de la inyección de agua respecto a la presión.

Los resultados de los escenarios planteados se muestran en la Tabla 4. Caso

ROA(MMb)

RRA (MMb)

FR (%)

Base

7.3

2.5

17.4

2 (Iny. agua)

13.6

8.8

32.2

3 (Rep. a Pb)

15.9

11.19

38.0

Tabla 4. Reserva estimada en los diferentes escenarios.

Tomando el Caso 2 como ejemplo, se realizaron sensibilidades para el número de pozos adicionales requeridos para acelerar la recuperación de aceite, como se muestra en la Figura 21.

Figura 21. Escenarios de producción de aceite vs Np.

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En la Figura 22 se puede observar la reducción en los tiempos para la recuperación de aceite, asociada al incremento del número de pozos, complementando así la información previamente disponible para la inyección de agua.

Figura 22. Tiempo restante para recuperar la reserva remanente.

Los resultados presentados en este trabajo se pueden mejorar utilizando herramientas más avanzadas, como la simulación numérica, en donde se contemple la heterogeneidad del yacimiento. Adicionalmente se debe realizar una evaluación económica que confirme la viabilidad de las opciones planteadas, sin embargo, estos procesos exceden el alcance de este estudio.

Conclusiones El desarrollo de yacimientos con terminaciones tipo commingled permite el desarrollo de campos que de otra forma resultarían poco atractivos. Sin embargo, a nivel de caracterización dinámica se tienen retos importantes, los cuales se acentúan si no se cuenta con la información suficiente. En este trabajo se presentó una metodología y una herramienta para su implementación, que permite el prorrateo automático de la producción a nivel de yacimiento, con lo cual se reducen los tiempos de trabajo de forma considerable y se asegura su reproducibilidad. Una vez resuelto el problema del prorrateo de producción, se pueden utilizar diferentes técnicas de análisis de ingeniería para entender el comportamiento dinámico del yacimiento y realizar propuestas para la optimización de su desarrollo.

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En este trabajo se elaboraron modelos dinámicos representativos del comportamiento de los yacimientos, que son la base para sustentar los valores de reservas y los proyectos de recuperación secundaria. Se ha establecido que los resultados de este análisis deben corroborarse con técnicas de simulación numérica de yacimientos y realizar una evaluación económica, que verifique la viabilidad del proyecto de recuperación secundaria.

Referencias y bibliografía Ahmed, T. 2001. Reservoir Engineering Handbook, second edition. Houston, Texas: Gulf Publishing Company. ------------- 2006. Reservoir Engineering Handbook, third edition. Burlington, Massachusetts: Elsevier/Gulf Professional Publishing. Dake, L. P. 1978. Fundamentals of Reservoir Engineering. Amsterdam: Elsevier Scientific. Desarrollo de la Herramienta APPY (Para el Análisis Práctico de Producción de Pozos y Campos) cuenta con un certificado de derechos de autor, No. 03-2021-100114270500-01.

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Caracterización dinámica de yacimientos compartimentalizados, desarrollados con terminaciones tipo commingled, p.p. 274-291

PEMEX. Exploración y Producción. 2022. Guía Operativa para Realizar Balance de Materia en Yacimientos. Poston, S. W. y Poe, B. D. Jr. 2008. Analysis of Production Decline Curves. Richardson, Texas: Society of Petroleum Engineering. Rodríguez Nieto, R. 1987. Apuntes de Principios de Mecánica de Yacimientos. México: UNAM, Facultad de Ingeniería, División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra, Departamento de Explotación del Petróleo. FI/DICT/87-026.

Resumen sintetizado La terminación tipo commingled aumenta la rentabilidad y el ciclo de vida de los yacimientos. En las terminaciones donde

se produce de diferentes yacimientos simultáneamente mediante la misma tubería de producción, es conveniente realizar PLT´s (Production Loggin Tool). Sin embargo, en la mayoría de los casos no se cuentan con ellos, aumentando la incertidumbre en la producción y en los análisis dinámicos. Debido a esto se desarrolló una herramienta para distribuir la producción de cada yacimiento; optimizando el tiempo de entrega de resultados. En el presente trabajo se utilizó la herramienta para distribuir la producción de 10 yacimientos. Se logró desarrollar una metodología para la evaluación del comportamiento dinámico y compartimentalización de los diferentes yacimientos, permitiendo realizar el análisis de balance de materia, la determinación de los mecanismos de empuje y diversos escenarios para el incremento del factor de recuperación y reservas remanentes a documentar.

Semblanza de los autores Yuliana Ivette Torres García

Egresada de la Universidad Politécnica del Golfo de México. Se ha desempeñado como Ingeniera de yacimientos en diferentes proyectos: en 2013 en el proyecto Jujo Tecominoacán, Bellota Chinchorro en 2015 y 2017 en Cinco Presidentes. En 2020 se integró al equipo núcleo de la Gerencia de Planes de explotación de la Subdirección Técnica de Exploración y Producción de PEP. En junio 2020 obtuvo el grado de Maestra en administración de la energía y sus fuentes renovables en el Tecnológico de Monterrey. Es miembro de la SPE México y del CIPM sección Villahermosa. Ha participado como expositor en diversas conferencias. Humberto Iván Santiago Reyes

Egresado de la Facultad de Ingeniería de la UNAM como Ingeniero Petrolero, obteniendo Mención Honorifica. Durante su carrera en la industria privada se ha desempeñado como ingeniero del segmento ALS de la compañía Schlumberger y analista de productividad de pozos de la compañía COPISA en el AIPRA. En Pemex se ha desempeñado como Ingeniero de Diseño de Perforación y reparación de pozos del Activo Integral Macuspana-Muspac, ingeniero de yacimientos del Proyecto Ku-Maloob-Zaap y actualmente como ingeniero de yacimiento del grupo núcleo de la Gerencia de Planes de Explotación. Es miembro de la SPE México y del comité del CIPM sección Villahermosa. Rafael Méndez García

Egresado del Instituto Politécnico Nacional como Ingeniero Petrolero con la mención de mejor promedio de la generación 2008-2012. Durante su carrera profesional ha trabajado como Ingeniero de Diseño de Perforación y Terminación de Pozos en el Activo Integral de Producción Samaria Luna (2013-2014). De 2015-2018 se desempeña como Ingeniero de yacimientos en los campos del Proyecto de Explotación Delta del Grijalva. De 2019-2021 trabaja como Ingeniero de yacimientos de los campos prioritarios de PEP en el grupo núcleo de la Gerencia de Planes de Explotación. Actualmente se desempeña como Ingeniero de yacimientos en la Gerencia de Certificación de Reservas.

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Yuliana Ivette Torres García, Humberto Iván Santiago Reyes, Rafael Méndez García, Eder Castañeda Correa, Ángel Adrián Ramírez Méndez, Giddel Hernández Martínez

Eder Castañeda Correa

Egresado de la Facultad de Ingeniería, UNAM. Se desarrolló como Ingeniero de yacimientos en Pemex en el “Proyecto de Explotación Delta del Grijalva”. Posteriormente pasó a ser parte de la Gerencia de Planes de Explotación de la Subdirección Técnica de Exploración y Producción, en donde su función es la caracterización dinámica de campos de la Región Sur. Cuenta con dos artículos técnicos publicados en la revista Ingeniería Petrolera. Ángel Adrián Ramírez Méndez

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad Politécnica del Golfo de México. Se ha desempeñado como Ingeniero de yacimientos en el Activo de Producción Bellota Jujo de 2015-2019, y actualmente en la Gerencia de Planes de Explotación. Es miembro activo de la SPE y CIPM. Giddel Hernández Martínez

Ingeniero Petrolero egresado de la Universidad del Istmo. Trabajó en Iberoamericana de Hidrocarburos como Ingeniero de yacimientos-productividad en los años 2013-2015 y 2017-2019. Participó en el programa de inducción para recién egresados en 2015 impartido por el IMP. Trabajó en Pemex como Ingeniero de yacimientos de 2015-2017 en el proyecto Delta del Grijalva. Actualmente, se desempeña en Pemex como Ingeniero de yacimientos en la Gerencia de Planes de Explotación. Miembro de la SPE. Desarrolló la herramienta APPY con certificado de derechos de autor No. 03-2021-100114270500-01. Ha participado en Jornadas Técnicas y el Congreso Mexicano del Petróleo.

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Artículo arbitrado

Caracterización integral en yacimientos de rayos gamma invertido para determinar zonas prospectivas de gas húmedo Erick Omar Reyes Hernández Luis Ricardo Petriz Carrillo Pemex Exploración y Producción Artículo recibido, evaluado, aceptado y corregido en 2023

Resumen

En el campo C la caracterización clásica en tema de ambientes sedimentarios siliciclásticos, desafían la interpretación por poseer características complejas: Principalmente por los altos valores mostrados en el registro de rayos gamma, así como variación lateral de facies, complejidad estratigráfica en un ambiente de tipo deltaico formado por regresiones y transgresiones, en conjunto con estructuras sin-sedimentaria, presentes en la Cuenca de Burgos (Eguíluz S., 2011, atlas geológico,3039). El presente estudio empleó una caracterización integral de geología y petrofísica en el yacimiento X de edad Oligoceno, la cual empleó la información petrofísica de los registros geofísicos para obtener el cálculo de la curva del volumen de arcilla normalizada, la que proporcionó la cuantificación de la fracción del contenido mineral arcilloso radiactivo en la arenisca, esta curva se usó con la visión geológica para realizar la interpretación de las electrofacies que habían sido alteradas por estos minerales. Al excluir estos valores anómalos, mejora el entendimiento de los rasgos geológicos que permiten: caracterizar, crear un modelo de facies, determinar la distribución de la roca almacén y analizar zonas prospectivas de gas húmedo que no se tenían visualizadas dentro del campo. Palabras clave: Caracterización integral, rayos gamma invertido, zonas prospectivas.

Comprehensive characterization of inverted gamma ray reservoirs to determine prospective wet gas zones Abstract

In field C, the classic characterization of siliciclastic sedimentary environments challenges interpretation due to its complex characteristics: Mainly due to the high values shown in the gamma ray record, as well as lateral facies variation, stratigraphic complexity in a deltaic type of environment formed by regressions and transgressions, in conjunction with syn-sedimentary structures, present in the Burgos Basin (Eguíluz S., 2011, geological atlas, 3039). The present study used a comprehensive characterization of geology and petrophysics in the Oligocene age deposit of radioactive clay mineral content in the sandstone, this curve was used with the geological vision to perform the interpretation of the electrofacies that had been altered by these minerals.

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By excluding these anomalous values, it improves the understanding of the geological features that allow characterizing, creating a facies model, determining the distribution of the storage rock and analyzing prospective zones of wet gas that had not been visualized within the field. Keywords: Comprehensive characterization, inverted gamma rays, prospective zones. Introducción Usar la caracterización integral servirá como soporte en la documentación del portafolio de proyectos, dentro del desarrollo y explotación de campos en la Cuenca de Burgos, en áreas para reinterpretación, sus productos son: modelo de electrofacies estandarizado, modelo sedimentario validado por una visión geológica y petrofísica, la cual a partir de usar una curva normalizada petrofísicamente, se utiliza para definir al modelo conceptual y esto se documentará como un modelo sedimentario a detalle. Posteriormente, la disciplina de yacimientos analizará el área, para redefinir un nuevo plan óptimo para el desarrollo del campo C en el yacimiento X. Con base en lo anterior, se agregará valor en la cadena de la caracterización del modelo estático dentro de la interpretación Sedimentaria y Estratigráfica (Análisis de

facies a nivel pozo, en la elaboración de mapas de facies y distribución de la roca almacén).

Área de estudio El campo C está ubicado en el Activo de Producción Reynosa, en la porción noreste de la República Mexicana en el Estado de Tamaulipas, a 60 kilómetros al suroeste de la ciudad de Reynosa, Tamaulipas. Geológicamente, se ubica dentro de la Cuenca de Burgos, en la franja del Oligoceno; el play está constituido por yacimientos con características en facies deltaicas, en trampas de tipo combinado. El área del campo C abarca una extensión de 190 kilómetros cuadrados; cuenta con 460 pozos perforados; el área de estudio tiene 41 kilómetros cuadrados y se han perforado 32 pozos en el yacimiento X, Figura 1.

Figura 1. Mapa de ubicación, Cuenca de Burgos, Campo C, (Pemex E&P 2021, atlas geológico,3039).

Antecedentes geológicos Las areniscas con altos valores anómalos o inversión en rayos gamma (GR) yacimientos cuyas lecturas en los valores de GR son mayores que los valores de arcillas, en todo el

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intervalo registrado del yacimiento X, haciéndose pasar por una lutita a primera vista. Estas areniscas contienen altos porcentajes de material radiactivo en la matriz de la roca, de plagioclasas y pirita diseminada, Figura 2.

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Figura 2. Registro tipo para el campo C, mostrando la firma alterada por los minerales radiactivos presentes en la matriz de la roca en el yacimiento X, (Pemex E&P 2021).

El origen de estas areniscas proviene de los sedimentos transportados de las rocas ígneas de la Sierra de San Carlos durante el Oligoceno, los cuales aportaron elementos radiactivos; estas características se encuentran presentes dentro de las formaciones Vicksburg y Frio Marino, Figura 3.

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Al menos son ocho campos que comparten estas características, ubicados en la porción centro-oriental de la cuenca de Burgos y tienen una orientación alineada NorteSur, Figura 4.

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Figura 3. Mapa de origen de sedimentos. Adaptado de Cook y Bally (1975) and Galloway. Tomado de Robert G Loucks, 1986.

Figura 4. Ubicación de los campos detectados, (Pemex E&P 2021).

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Estratigrafía La columna estratigráfica que presenta el campo C es del Cenozoico pertenecientes al Oligoceno Inferior, del

Rupeliano; presentan una alternancia de areniscas y lutitas representativas de la formación Vicksburg, Figura 5.

Figura 5. Columna estratigráfica de la Cuenca de Burgos, (Pemex E&P 2021).

Play Oligoceno Inferior Vicksburg se extiende principalmente en la parte central de la Cuenca de Burgos y se delimita hacia la parte occidental por su afloramiento, al norte del Río Bravo, aunque continúa hacia el estado de Texas, USA. La roca almacén consiste en alternancias de areniscas, areniscas y limolitas tobáceas, arcilla arenosa y lutitas, que se depositaron en ambientes deltaicos; las lutitas intercaladas sirven como roca sello. Las trampas tienen dos componentes, una estructural y otra estratigráfica.

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Metodología Cabe mencionar que es una metodología integral que parte de conjuntar algunos de los resultados realizados por la petrofísica, hasta obtener una curva (volumen de arcilla), la cual se caracteriza por no presentar alteraciones, que permite realizar una interpretación del análisis litológico de mejor calidad que la curva original afectada, la metodología considera los siguientes aspectos fundamentales:

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•

Edición de registros, normalización de registros, la estandarización de curvas.

Desarrollo

•

Cálculo del volumen de arcilla, calibración del volumen de arcilla y calibración con el modelo multi-minerales.

•

Se analizará, calibrará e interpretará la curva (volumen de arcilla), se usará en conjunto con rayos gamma para esta calibración, el resultado es una pseudo - interpretación y análisis litológico para asociar alguna facie por pozo.

•

Este análisis en todos los pozos que tengan la curva afectada (altos valores de rayos gamma) y determinar la distribución de la roca almacén.

En la actualidad el campo C tiene 32 pozos perforados con las características de una curva en altos valores de rayos gamma, teniendo tres pozos productores y 11 con oportunidad a realizar intervenciones de reparación mayor, oportunidades que sólo se determinaron por medio de la evaluación petrofísica, Figura 7. El reto es saber qué tipo de modelo sedimentario dio origen a la roca almacén y conocer las diferentes fronteras que tiene para proponer nuevas localizaciones, para maximizar el potencial del yacimiento X, Figura 6.

Figura 6. Mapa del área de trabajo y polígono de fallas asociado al yacimiento X, los símbolos de color magenta son las primeras oportunidades detectadas en pozos ya perforados y evaluando su potencial para incorporarse en la cartera de RMA.

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Figura 7. Evaluación petrofísica en el yacimiento X de los pozos visualizados para incorporarse a la cartera de reparación mayor.

En la historia del campo logró obtener mapas de espesores, la complejidad que presenta las curvas de GR (Figura 2), por lo que se dio a la tarea de analizar 32 pozos que están presentes en el área y que muestran estas características.

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Se realizaron secciones de correlación en el campo C para observar la continuidad del yacimiento X, empezar a definir alguna dirección principal, Figura 8.

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Figura 8. Sección de correlación mostrando la extensión del yacimiento X.

A continuación, se observa el mapa de electrofacies del yacimiento X, con esta información se intentó con anterioridad, realizar un análisis de forma tradicional, para asociarlo a un ambiente sedimentario, pero no fue factible, debido a que el registro geofísico, Gamma Ray (color rojo) tiene valores altos en la lectura API´s y no

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expresa a una arenisca, si no a una lutita, esto debido a los elementos adicionales de carácter radioactivo que tiene y por ende no favorecen al realizar una interpretación inicial de granulometría y posteriormente asociarle un ambiente sedimentario de depositación, Figura 9.

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Figura 9. Mapa de electrofacies del yacimiento X, mostrando la complejidad del registro el cual está enmascarado por los minerales radiactivos.

Teniendo esto en cuenta, se tuvo que aplicar una metodología donde se hace el análisis en las curvas de los pozos que tienen este comportamiento y se realizaron los siguientes pasos: iniciando con una normalización, edición de curvas y posteriormente se realizó el cálculo del volumen de arcilla (Vshale), este cálculo se puede obtener por dos

formas (empleando uno o dos indicadores); el análisis que se ocupó para esta caracterización Integral fue bajo dos indicadores debido a que la curva original tiene varias características que la afectaron (presencia de plagioclasas y de minerales radiactivos), Figura 10

. Figura 10. Metodologías disponibles para el cálculo de Vshl.

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Para la calibración del registro Vshl y el registro de gamma ray se ocuparon zonas de lutitas, ubicados por arriba y abajo del yacimiento X, con una buena correlación entre el registro calculado y el GR. La curva Vshl calibrada debido a

que se tiene determinada la cuantificación de la fracción del contenido arcilloso que altera los valores registrados en el GR; posteriormente, esta propiedad se propagará en todos los pozos que tengan este tipo de lecturas, Figura 11.

Figura 11. Calibración y ajuste de curvas Vshl y GR.

Observa una mejora cualitativa en las secciones entre un registro de pseudo Gr y Gr alterado, el análisis para interpretar el psuedo-GR y asignar una clasificación de tipo granulométrica (granocreciente - granodecreciente); una vez la tarea anterior las facies que se tienen documentados del

modelo conceptual, un ambiente deltaico, a las electrofacies granocrecientes corresponde con barras de desembocadura y a las electrofacies grano decrecientes, indican la presencia de canales distributarios o interdistributarios, Figura 14.

Figura 12. Comparativa entre secciones de correlación antes y después.

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Figura 13. Comparativa entre secciones de correlación antes y después.

Figura 14. Interpretación de secuencia granulométrica y asociación de facies por pozo.

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Una vez analizados todos los pozos, se realizan los diferentes mapas (cimas, espesor neto, mapa de electrofacies) y la interpretación, extensión del ambiente sedimentario, observando las zonas prospectivas posibles.

deltaico en toda la porción del campo, el cual es de tipo marginal; para este límite restringido se interpreta que los factores de reacomodo de sedimentos, como el oleaje y la marea, limitaron el área de depósito, acortando la extensión del frente deltaico.

En la interpretación de los mapas se obtuvo: Cimas: profundidades entre 3900 m – 3400 m; se interpretó una antiforma principal con dirección N-S que está presente campo; además la dirección preferencial de aporte es en dirección NW-SE. Espesores netos de areniscas varían entre 45 m hasta 10 m. Las electrofacies se caracterizaron principalmente en dos grupos: granocreciente, asociado a barras de desembocaduras y granodecreciente los cuales se pueden asociar a los canales distributarios que transportaron los sedimentos a la zona de desembocadura. La caracterización del ambiente sedimentario se interpretó como uno de tipo fluvio-deltaico; el transporte de sedimentos se determinó que se efectuó a través de tres canales distributarios principales, los cuales a su vez formaron varios canales interdistributarios con una dirección preferencial de transporte de sedimentos desde el Noroeste hacia el Sureste.

Tomando en cuenta los ambientes sedimentarios actuales, las analogías con las áreas estudiadas; la idea principal es observar, comparar rasgos geológicos y morfologías reales con respecto al modelo propuesto. El ejemplo real tomado para este estudio es el delta dominado por ríos del Danubio ubicado en Rumania, Figura 15. Al conocer la geometría de la roca almacén, se identificaron 4 zonas de reevaluación, que se revisara multidisciplinariamente, por qué no se tienen documentadas localizaciones a este objetivo, además se observó una área prospectiva de 8 km2 al norte del campo, todas estas áreas se analizarán con base a un modelo tridimensional integral en donde se estarán incorporando, la mayor información disponible en el campo, desde los atributos geofísicos asta la ro agaci n de las aria les etro sicas S Vshl, K y Netpay), para documentar en el portafolio las oportunidades de localizaciones que se obtengan a partir de este estudio, Figura 16.

Estos canales distributarios e interdistributarios se encuentran desembocando y construyendo un frente

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Figura 15. Caracterización geológica del ambiente sedimentario del campo C en el yacimiento X.

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Figura 16. Áreas de reevaluación y área prospectiva para ubicar localizaciones.

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Conclusiones Las características del yacimiento X representaron un reto para la caracterización tradicional por la complejidad mineralógica presente en la roca durante su depósito, la cual enmascaró la respuesta real de la arenisca. En este trabajo al utilizar la caracterización integral, se logró realizar un modelo de tipo fluvio deltaico; el transporte de los sedimentos se efectuó a través de los tres canales distributarios principales, los cuales a su vez formaron varios canales interdistributarios con la dirección principal preferencial del Noreste hacia el Sureste y el cual permitió interpretar la nueva curva de GR, y determinar la extensión del área de la roca almacén. Se visualizaron al menos 4 zonas de reevaluación y 1 zona prospectiva adicional, al norte del campo C es la más atractiva por tener una extensión de 8 Km2, esta área, el modelado tridimensional ayudará para caracterizar en un geomodelo la roca almacén, incorporando las variables etro sicas S s l et a e incor orar osi les oportunidades para documentar en el portafolio de localizaciones a perforar.

UNAM, Facultad de Ingeniería, División de Estudios de Posgrado. p. 49-68. •

Comisión Nacional de Hidrocarburos. Centro de información de Hidrocarburos. 2018. Atlas Geológico: Cuencas Sabinas-Burgos. https://hidrocarburos. gob.mx/media/3093/ atlas_geologico_cuencas_sabinas-burgos_v3.pdf

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Eguíluz de Antuñano, S. 2011a. Estratigrafía, Análisis de Secuencias y Control Estructural en la Cuenca de Burgos, Noroeste de México. Boletín de la Sociedad Geológica Mexicana 63 (2): 171-181.

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Además, se recomienda realizar la caracterización integral a los campos identificados, los cuales comparten este tipo de características geológicas, con el fin de optimizar, desarrollar y explotar de mejor forma los hidrocarburos.

Referencias bibliográficas •

•

Ávalos Torres, H., Bernal Monjarás, J. B., Álvarez Maya, V. M. et al. 2007. Gas Reservoirs with Inverted Gamma-Ray Response in the Burgos Basin. Artículo presentado en SPWLA 48th Annual Logging Symposium, Austin, Texas, EUA. SPWLA-2007-BBB. Barceló Duarte, J. y Dávila Alcocer, V. M. 1999. Ambientes Sedimentarios Siliciclásticos. México:

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Erick Omar Reyes Hernández, Luis Ricardo Petriz Carrillo

Semblanza del autor Erick Omar Reyes Hernández

Ingeniero Geólogo graduado del Instituto Politécnico Nacional. Cuenta con 19 años de experiencia en la industria petrolera. Ingresó al IMP en 2003 como Geólogo de pozo e intérprete en Reynosa. En el 2005 ingresó a Pemex, donde ha participado como Geólogo de pozo e intérprete en el desarrollo de campos en varios proyectos relevantes en la Región Norte, (Producción), principalmente desarrollando la Cuenca de Burgos y en campos productores en el Terciario como (Arcabuz-Culebra-Cuatro Milpas-Comitas-Cuitláhuac), elaborando modelos geológicos y caracterización de yacimientos, fortaleciendo la cartera de localizaciones y reparaciones mayores. Ha tenido participación como catedrático para los programas de G200, siendo asesor de los nuevos talentos de Pemex impartiendo cursos internos. Es autor de trabajos presentados en varias ediciones del CMP.

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Artículo arbitrado

Modelo hidrodinámico para el desplazamiento de un elemento de limpieza interna en un oleoducto con acumulación de agua Berenice Anell Martínez Cabañas T. Iván Guerrero Sarabia GIIMAF-Facultad de Ingeniería-UNAM Artículo recibido en agosto-evaluado-aceptado y corregido en septiembre 2023

Resumen

En este trabajo, se presenta un modelo para simular el desplazamiento de un elemento de limpieza interna (ELI o “diablo”) en oleoductos con acumulación de agua. Para tal efecto, se desarrolló un conjunto de ecuaciones que capturan los principales aspectos hidrodinámicos del flujo transitorio agua-aceite en tuberías, así como la dinámica del bache generado durante este tipo de operaciones. Para diferenciar si las fases se encuentran estratificadas o dispersas, se utilizó un criterio mecanicista. El modelo se verificó satisfactoriamente con resultados de simulaciones reportadas en la literatura para flujo transitorio líquido-líquido, así como con balances de materia para dos fases inmiscibles e incompresibles. Finalmente, se realizó un estudio paramétrico en el que se analizaron los efectos del colgamiento de agua en el cuerpo del bache, la viscosidad del aceite y el diámetro de la tubería en las características del bache generado durante la corrida de un ELI. Palabras clave: Corrida de diablos, flujo agua-aceite, flujo en oleoductos, aseguramiento de flujo, acumulación de agua en oleoductos.

Hydrodynamic model to simulate pigging operations in oil pipelines with water accumulation Abstract

In this work, we present a model to simulate pigging operations in oil pipelines with free water accumulation. For this purpose, a set of equations was developed to describe the main hydrodynamic characteristics of transient water-oil flow in pipes, as well as the dynamics of the slug generated during this type of operations. A mechanistic criterion was used to identify whether the phases are stratified or dispersed. The model was satisfactorily verified with simulation results available in the literature for liquid-liquid transient flow, as well as with material balances for two immiscible and incompressible phases. Finally, based on a parametric study, we analyzed the effects of water holdup in the slug, oil viscosity, and pipe diameter on the characteristics of the slug generated during a pigging operation. Keywords: pigging, oil-water flow, oil pipeline flow, flow assurance, free water accumulation in oil pipelines.

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Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia

Introducción La acumulación de agua libre es una problemática de aseguramiento de flujo que puede presentarse en ductos que transportan petróleo y/o gas. Ocasiona la presurización del sistema y, en consecuencia, la reducción de los gastos de los fluidos producidos. Adicionalmente, puede derivar en la formación de incrustaciones minerales que obstruyen aún más el paso de fluidos y que son difíciles de remover. También puede causar afectaciones importantes en la integridad mecánica de las tuberías por corrosión localizada. En cualquier caso, las repercusiones económicas pueden ser considerables, particularmente en los sistemas costa afuera, (Martínez, 2019). Una práctica común para desalojar el agua acumulada de los ductos es a través del desplazamiento de elementos de limpieza interna (ELI), referidos comúnmente en la práctica petrolera como “diablos”. Debido a la naturaleza del flujo multifásico transitorio asociado con este tipo de operaciones, el diseño y análisis de las corridas de diablos demandan el uso de simulación dinámica. Para tal efecto, existen diversas herramientas comerciales; sin embargo, éstas constituyen cajas negras para el usuario, ya que no proporcionan información detallada de los modelos que utilizan. Por otra parte, existen pocos modelos publicados en la literatura que describan los principales aspectos hidrodinámicos del proceso; cabe agregar que la mayoría de ellos fueron desarrollados para flujo gas-líquido. En los primeros trabajos, el desplazamiento de los diablos se aproximó como una secuencia de estados estacionarios, donde el colgamiento de líquido y la caída de presión se calculaba en cada paso de tiempo con correlaciones empíricas desarrolladas originalmente para flujo en régimen permanente; en este rubro, puede mencionarse el modelo de McDonald y Baker (1964). En 1988, Kohda, Suzukawa y Furukawa propusieron unos de los primeros modelos euleriano-lagrangianos de flujo multifásico transitorio para simular el desplazamiento de un ELI. Para resolver las ecuaciones en derivadas parciales que lo conforman, utilizaron el método de diferencias finitas. Para calcular el colgamiento y la caída de presión, incorporaron correlaciones que no dependen del patrón

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de flujo. El modelo se validó satisfactoriamente con base en resultados experimentales que obtuvieron en un circuito de prueba de 1.436 km y 4”, con aire y agua como fluidos de trabajo. Minami y Shoham (1995) publicaron un estudio teórico y experimental con relación a la hidrodinámica del flujo durante la corrida de un ELI. Para tal efecto, realizaron pruebas experimentales en una tubería horizontal de 420 m y 3”; utilizaron un sistema de adquisición de datos con cuatro puntos de medición para registrar la longitud del bache, los gastos instantáneos a la descarga de los tapones y la velocidad del ELI, así como la distribución del colgamiento y la presión. Por otra parte, también presentaron un modelo euleriano de flujo multifásico transitorio acoplado a uno lagrangiano que describe la dinámica del bache formado por el movimiento del ELI. En años posteriores, diversos autores continuaron desarrollando modelos de flujo transitorio para simular el desplazamiento de los ELI en ductos que transportan una fase gaseosa y una fase líquida (petróleo, condensado o agua). Pueden mencionarse los trabajos de Yeung y Lima (2002), Xu y Gong (2005); Esmaeilzadeh, Mowla y Asemani (2009); Xu et al. (2011); Deng et al. (2014); y Jamshidi y Sarkari (2016). Información adicional al respecto, puede consultarse en Martínez (2019). Con base en la revisión de la literatura que se realizó, no se identificaron modelos específicos para la corrida de un ELI en sistemas líquido-líquido, como es el caso de los oleoductos con entrada de agua. Por lo tanto, el objetivo de este trabajo es desarrollar un modelo hidrodinámico para simular el desplazamiento de un elemento de limpieza interna en oleoductos con acumulación de agua.

Modelo de desplazamiento de un ELI en sistemas agua-aceite El modelo propuesto en este trabajo para simular el desplazamiento de un ELI en un oleoducto con acumulación de agua se basa en el enfoque de Minami y Shoham (1995). De esta manera, se identifican tres regiones de flujo en el modelo físico del sistema, Figura 1, (nomenclatura, al final).

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Figura 1. Modelo físico para el desplazamiento de un ELI en un oleoducto con acumulación de agua.

Predicción del patrón de flujo agua-aceite Durante el flujo simultáneo de agua y aceite en tuberías horizontales, las fases pueden distribuirse de diversas maneras, como describen Trallero, Sarica y Brill (1997). Para los alcances de este trabajo, como en Fairuzov (2000),

únicamente se diferencian el flujo estratificado (que incluye estratificado y estratificado con mezcla en la interfase) y el flujo disperso, (en él se consideran diferentes tipos de dispersiones y emulsiones). De esta manera, las fases estarán estratificadas si se cumple la desigualdad siguiente, (Brauner y Maron, 1992; Fairuzov, 2000):

...(1)

donde los parámetros geométricos y las velocidades de las fases se obtienen de la resolución numérica del modelo de flujo estratificado de equilibrio:

...(2)

Los detalles para la resolución de la Ecuación 2 en función de la altura de la capa de agua (hw), así como las ecuaciones constitutivas utilizadas para tal efecto, pueden consultarse en Martínez (2019). Por otra parte, resulta pertinente

destacar que el criterio presentado en la Ecuación 1 puede utilizarse como primera aproximación para predecir el patrón de flujo en oleoductos de cualquier diámetro, ya que está basado en aspectos mecanicistas.

Modelo de flujo transitorio agua-aceite El modelo para simular el flujo transitorio agua-aceite en la sección corriente abajo del bache generado por el desplazamiento del ELI está conformado por ecuaciones de balance de materia para cada fase y una sola ecuación de cantidad de movimiento para el sistema bifásico. Por la naturaleza del flujo en esta región del sistema, los balances se realizan con un enfoque euleriano. Primeramente, al considerar al aceite y al agua como líquidos inmiscibles e incompresibles, las ecuaciones de balance de materia respectivas pueden expresarse como:

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...(3)

...(4)

En cuanto al balance de momento para las dos fases, la Ecuación 2 puede continuar utilizándose si se asume que el flujo es cuasi-estacionario (Fairuzov, 2000). Esto resulta razonable si los transitorios en el sistema son “lentos”, como usualmente ocurre en la operación normal de los oleoductos. Por otra parte, como condiciones iniciales del modelo, debe especificarse la distribución de los parámetros hidrodinámicos relevantes para cada fase a lo largo del ducto. Para tal efecto, se resuelven las ecuaciones de flujo estratificado o de flujo disperso, según haya resultado la predicción del patrón de flujo para las condiciones

analizadas. Cabe destacar que el flujo disperso se modela como un flujo homogéneo con propiedades físicas ponderadas a partir de los gastos volumétricos fraccionales de cada fase. Modelo hidrodinámico del bache generado por el desplazamiento del ELI Siguiendo un desarrollo similar al de Minami y Shoham (1995) para sistemas gas-líquido, al aplicar un balance de materia para la fase agua dentro del volumen de control delimitado por el cuerpo del bache, se tiene que:

...(5)

donde vt es la velocidad del frente del bache o de traslación. Observar que en esta región de flujo se utiliza una descripción lagrangiana. En la formulación de la Ecuación 5, se consideró que el colgamiento del agua en el bache (HWS) es constante. Al respecto, es importante mencionar que existen algunas correlaciones para calcularlo (Elseth, 2001; Yang et al., 2021; Brauner, 2022); sin embargo, no resultan prácticas por los

datos experimentales que requieren. De esta manera, HWS se utilizará más adelante como variable de sensibilidad en un estudio paramétrico, con la recomendación de incorporar correlaciones para calcularlo en trabajos futuros, similares a la de Gregory et al, (1978) para sistemas gas-líquido. Por otra parte, la tasa de cambio de la longitud del bache puede expresarse como:

...(6)

donde vp es la velocidad del ELI. Por lo tanto, de la Ecuación 6 en 5, se tiene que:

...(7)

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Aplicando un balance de cantidad de movimiento en la sección del bache, se obtiene: ...(8)

En la Ecuación 8, es conveniente destacar que la velocidad del bache (vs) será igual a la velocidad del ELI (vp) bajo el supuesto de que no hay paso de fluidos detrás de éste. Acoplamiento de las ecuaciones de flujo Para resolver las ecuaciones que describen el flujo en las diferentes regiones del sistema, se utilizaron diferencias finitas y un esquema explícito. De esta manera, las ecuaciones deben discretizarse y aplicarse sobre las celdas numéricas en que se particione la longitud total de la tubería, Figura 2. Ahora bien, para acoplarlas es necesario dar seguimiento a la posición del ELI y del frente del bache, como se indica a continuación.

En la Figura 2, la posición del ELI se identifica como xp, en tanto que la del frente del bache es xf. Como puede observarse, el ELI se localiza entre los nodos j y j+1, y el frente del bache entre los nodos M y M+1. En el proceso de acoplamiento, la celda donde se encuentra el ELI se subdivide en dos celdas móviles cuya longitud varía en función de xp. De esta manera, corriente arriba, se tendrá flujo monofásico de aceite; corriente abajo, fluye el bache. Un procedimiento similar al anterior se aplica en la celda donde se localiza el frente del bache, pero ahora con referencia a la posición xf. En este caso, el flujo corriente arriba corresponde al movimiento del bache en formación; corriente abajo, se tiene flujo transitorio líquido-líquido.

Para cada intervalo de tiempo, la nueva coordenada del ELI es:

...(9)

k+1

donde vf

se asume igual a la velocidad del fluido monofásico detrás de él (vfmo), y se expresa como:

...(10)

La nueva coordenada para el frente se determina a partir de la expresión siguiente: ...(11)

Figura 2. Discretización del sistema y posiciones del ELI y del frente del bache.

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Verificación del modelo Primeramente, la correcta implementación del modelo de flujo transitorio agua-aceite se verificó con base en resultados de simulación presentados por Fairuzov (2000). Al respecto, el sistema analizado consiste en un ducto horizontal de 20 km y 0.3656 m de diámetro interno que transporta agua y aceite crudo (densidad: 854 kg/m3; viscosidad: 8 cp). Se simularon diferentes casos, variando el gasto de agua y con condiciones iniciales tanto en flujo disperso como en flujo estratificado. Como ejemplo de los resultados obtenidos, en la Figura 3 se comparan los perfiles del colgamiento del agua, calculados con el modelo a diferentes tiempos (líneas en color discontinuas) y los reportados por Fairuzov (líneas negras continuas). En este caso, se simuló una reducción lineal de la velocidad del agua, de 0.2 a 0.05 m/s en una hora, y con flujo estratificado en la tubería. Como puede

observarse, y para los efectos del presente estudio, existe un buen acuerdo de los resultados del modelo con los reportados. Cabe mencionar que las diferencias mostradas en los perfiles pueden atribuirse a aspectos numéricos o consideraciones no reportadas por el autor. Resultados similares se obtuvieron para otros casos analizados, como puede consultarse en Martínez (2019). Posteriormente, se evaluaron los resultados del modelo completo para simular el desplazamiento de un ELI mediante balances de materia. Para tal efecto, primero se cuantificaron los volúmenes iniciales de agua y aceite en la tubería; después, se verificó que se cumplieran los balances de materia para cada fase en cada celda; finalmente, se sumaron los volúmenes desplazados de aceite y agua al terminar la corrida del ELI. En todos los casos, se verificó exitosamente que estos coincidieron con el inventario inicial de cada fase en el ducto.

Figura 3. Verificación de los resultados del modelo con los reportados por Fairuzov, para el caso de una reducción del gasto de agua y con condiciones de flujo estratificado en la tubería (modificado de Fairuzov, 2000).

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Discusión de resultados En esta sección, se presentan y discuten los efectos de variables selectas del sistema sobre las características hidrodinámicas del bache generado con el desplazamiento de un ELI en un oleoducto con acumulación de agua. Para tal efecto, el modelo desarrollado se implementó en un programa computacional y se generaron diversos escenarios de simulación. Como se describe a continuación, las variables consideradas en el estudio con referencia a un caso base fueron: colgamiento del agua en el bache, viscosidad del aceite y diámetro de la tubería. Cabe destacar que el patrón de flujo inicial en todos los casos correspondió a flujo estratificado. Caso base En la Tabla 1, se indican los datos de entrada correspondientes al caso base. Los perfiles del colgamiento

del agua calculados a diferentes tiempos durante la corrida del ELI se presentan en la Figura 4. Inicialmente, el colgamiento del agua fue de 0.077 (línea roja – tiempo: 0 [s]). Una vez que comienza el proceso, se distinguen tres secciones: corriente arriba del ELI, donde el flujo es monofásico de aceite (HW=0); la zona del bache, en la cual HWS =45. Finalmente, la sección corriente abajo del bache, en que el colgamiento se mantiene en su valor inicial (HW=0.077) debido a que el flujo aún no se ha perturbado. Como puede identificarse en la Figura 4, a partir de la extensión de los “pulsos” en color, se verifica que la longitud del bache se incrementa continuamente conforme arrastra la película de agua. Ahora bien, de acuerdo con los resultados obtenidos, el frente del bache llegó a la salida del ducto de 15 [km] en 2.65 [h] (9,540 [s]); en ese momento, el bache alcanzó una longitud máxima de 1,084 [m] y tardó 11.5 [min] (690 [s]) en salir por completo. De esta manera, el tiempo de residencia del ELI en el ducto fue de 2.84 [h] (10,230 [s]).

Parámetro

Valor

Gasto de agua, Qw [bpd]

1,250

Gasto de aceite, Qo [bpd]

23,750

Densidad del agua, ρw [kg/m3]

1,000

Densidad del aceite, ρo [kg/m ]

854

Inclinación de la tubería, θ[°]

0

Viscosidad del agua, µ w [cp]

1

Viscosidad del aceite, µ o [cp]

8

Diámetro de la tubería, D[m]

0.2

Longitud de la tubería, L[m]

15,000

Colgamiento de agua en el bache, HWS [-]

0.45

3

Tabla 1. Datos de entrada para la simulación del caso base.

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Figura 4. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. Caso base: HWS = 0.45.

En la Figura 5, se presenta el comportamiento de la caída de presión total en el ducto durante el proceso. Como puede observarse, ésta se incrementa conforme avanza el ELI (de 14.9 a 16.3 [kgf/cm2]); esto se explica por el incremento de las caídas de presión por fricción que resultan por la entrada del aceite (más viscoso que el agua) corriente arriba del ELI y por el incremento progresivo de la longitud del bache.

De acuerdo con la Figura 5, la caída de presión presenta una disminución casi al final del proceso. Esta disminución comienza cuando el frente del bache llega a la salida (9,540 [s]), y continúa hasta que éste sale completamente del ducto. Luego de la recuperación del ELI en la descarga (10,230 [s]), la caída de presión final corresponde únicamente al flujo de aceite.

Figura 5. Variación de la caída de presión en el ducto durante la corrida del ELI. Caso base: HWS = 0.45.

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Efecto del colgamiento del agua en el bache Como se mencionó en la descripción del modelo, el colgamiento del agua en el cuerpo del bache (HWS) se tomó como dato de entrada, ya que las correlaciones existentes para estimarlo dependen de parámetros experimentales no disponibles comúnmente en la práctica. Por lo tanto, se investigó el efecto de este parámetro en la longitud del bache, el tiempo de residencia de éste en la tubería y la variación de la caída de presión. En el estudio paramétrico, se consideraron valores de HWS de 0.25 y 0.75, adicionales al caso base de 0.45. Los perfiles de colgamiento correspondientes se muestran en las Figuras 6, 7 y 4, respectivamente. En todos los casos, el colgamiento inicial del agua en el ducto fue de 0.077, con condiciones de flujo estratificado. Al comparar los perfiles del colgamiento, puede observarse que la posición del ELI a un mismo tiempo es igual en los

tres casos; esto se explica porque los gastos de aceite y agua se mantuvieron constantes y las fases son inmiscibles e incompresibles. Por otra parte, las figuras muestran que la longitud de los baches se reduce conforme HWS aumenta; de acuerdo con los resultados de las simulaciones realizadas, la longitud máxima calculada para los baches correspondientes a los valores de HWS de 0.25, 0.45 y 0.75 fue de 2,230 [m], 1,084 [m] y 589 [m], respectivamente. En consecuencia, el tiempo de arribo del frente del bache a la salida del ducto aumenta (2.46 [h], 2.65 [h] y 2.73 [h]) y el tiempo requerido para la descarga del bache disminuye (23 [min], 11.5 [min] y 6.5 [min]), con el incremento de HWS. En cuanto al efecto de HWS en la caída de presión en el ducto durante el proceso, no se identificaron diferencias significativas con respecto al caso base.

Figura 6. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. Efecto del colgamiento de agua en el bache: HWS = 0.25.

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Figura 7. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. Efecto del colgamiento del agua en el bache: HWS = 0.75.

Efecto de la viscosidad del aceite En las Figuras 8 y 9 se presentan los perfiles del colgamiento del agua calculados a distintos tiempos para valores de viscosidad del aceite de 100 [cp] y 200 [cp], respectivamente. Como en el caso base, el patrón de flujo fue estratificado en todas las simulaciones. Al comparar los resultados mostrados en las Figuras 8 y 9 con los del caso base (Figura 4), se concluye que la longitud de los baches se reduce conforme la viscosidad del aceite aumenta. En consecuencia, el tiempo de arribo del frente del bache a la salida se incrementa y el periodo en que se descarga disminuye. Para los casos analizados, la longitud máxima del bache fue de 1,008 [m], 649 [m] y 451 [m],

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para los valores de viscosidad del aceite de 8 [cp], 100 [cp] y 200 [cp], respectivamente. Los tiempos de descarga correspondientes fueron de 11.5 [min], 7.5 [min] y 4.5 [min]. De acuerdo con los resultados de las simulaciones realizadas, el efecto descrito anteriormente puede explicarse porque el colgamiento del agua en la zona de la película disminuye con el incremento de la viscosidad del aceite. Como resultado, la velocidad de la capa de agua se incrementa y la del aceite disminuye. Ahora bien, debido a que el flujo es incompresible y la velocidad del ELI no cambió en las simulaciones, entonces el bache en formación arrastra un menor volumen de agua de la capa corriente abajo por unidad de tiempo. De esta manera, la longitud del bache disminuye conforme el aceite es más viscoso.

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Figura 8. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. Efecto de la viscosidad del aceite: µo = 100 [cp].

Figura 9. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos. Efecto de la viscosidad del aceite: µo = 200 [cp].

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Como puede constatarse en la Figura 10, la caída de presión en el ducto se incrementa cuando el aceite es más viscoso debido a que existe una mayor resistencia al flujo.

Figura 10. Efecto de la viscosidad del aceite en la variación temporal de la caída de presión total en el ducto durante la corrida de un ELI.

Efecto del diámetro Los perfiles del colgamiento del agua calculados a diferentes tiempos considerando que el diámetro del oleoducto se incrementó a 0.3 [m] se presentan en la Figura 11. Al comparar estos resultados con los del caso base, (Figura 4), primeramente, se observa que el ELI avanza más despacio con el incremento del diámetro. Por ejemplo, luego de 9,000 [s], se localiza a 13,200 [m] en el ducto de 0.2 [m] (Figura 4) y a sólo 5,880 [m] en el de 0.3 [m], (Figura 11). Al considerar que los gastos volumétricos de las fases se mantuvieron constantes en las simulaciones, este retardo en el avance del ELI se justifica porque la velocidad de la mezcla disminuyó con el incremento del área transversal al flujo. Por otra parte, la longitud del bache crece más lento si el diámetro aumenta, como puede observarse al comparar las posiciones del ELI y el frente del bache a un mismo

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tiempo en las Figuras 4 y 11. Ahora bien, cabe mencionar que la longitud máxima que alcanzan los respectivos baches cuando su frente llega a la salida del ducto es la misma en ambos casos debido a que los gastos volumétricos y el colgamiento en el cuerpo del bache fueron iguales en las simulaciones. Adicionalmente, los resultados obtenidos indican que el frente del bache en el ducto de 0.3 [m] tarda aproximadamente 4 [h] más en llegar a la salida en comparación con el de 0.2 [m]. Asimismo, que el periodo para descargarlo totalmente se incrementó a 20 [min]. Finalmente, en la Figura 12 se comparan las variaciones de la caída de presión para los oleoductos de 0.2 [m] y 0.3 [m]. En estas figuras se verifica que la caída de presión disminuye considerablemente si el diámetro se incrementa a 0.3 [m], lo cual se atribuye fundamentalmente a que los esfuerzos cortantes con las paredes de la tubería disminuyen.

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Figura 11. Perfiles del colgamiento del agua a diferentes tiempos.

Efecto del diámetro del ducto: D = 0.3 [m].

Figura 12. Efecto del diámetro del ducto en la variación de la caída de presión total durante la corrida del ELI.

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Conclusiones Se desarrolló un modelo para simular el desplazamiento de elementos de limpieza interna (ELI) en oleoductos con acumulación de agua libre. El modelo está basado en principios físicos y fue verificado satisfactoriamente con resultados de simulación publicados para flujo transitorio líquido-líquido y con balances de materia. Se realizó un estudio paramétrico con variables selectas del sistema con los resultados siguientes para las condiciones analizadas: •

•

•

Si el colgamiento del agua en el cuerpo del bache aumenta, la longitud del bache que se forma por el desplazamiento del ELI se reduce y tarda más en llegar a la salida del ducto. La variación de este parámetro no genera cambios significativos en la caída de presión total en el sistema. Con el incremento de la viscosidad del aceite, la longitud total del bache disminuye y la caída de presión puede aumentar de manera significativa. Al aumentar el diámetro del ducto, la caída de presión total en el sistema durante el proceso puede disminuir sustancialmente; por otra parte, el bache generado crece más lento y su frente tarda más en llegar a la descarga; ahora bien, su longitud máxima no depende del diámetro si el resto de los parámetros de entrada no cambian.

Para trabajos futuros, se recomienda continuar investigando o desarrollar correlaciones para calcular el colgamiento del agua en el cuerpo del bache que dependan de variables comunes de operación y diseño de oleoductos.

Nomenclatura A:

Área [m2]

D:

Diámetro [m]

g:

Constante de aceleración gravitacional [m/s2]

H:

Colgamiento [-]

h:

Altura [m]

L:

Longitud [m]

p:

Presión [Pa], [kgf/cm2]

Q:

Gasto volumétrico [m3/s], [bpd]

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S:

Perímetro mojado [m]

t:

Tiempo [s]

v:

Velocidad [m/s]

x:

Posición [m]

Letras griegas θ:

Ángulo de inclinación con respecto a la horizontal [rad]

µ:

Viscosidad [Pa s], [cp]

ρ:

Densidad [kg/m3]

τ:

Esfuerzo cortante [N/m2]

Subíndices fmo: Flujo monofásico de aceite i: Interfase o:

Aceite

p:

Elemento de limpieza interna (ELI)

s:

Bache (slug)

t:

Traslación (frente del bache)

w:

Agua

Referencias Brauner, N. y Maron, D. 1992. Stability Analysis of Stratified Liquid-Liquid Flow. International Journal Multiphase Flow 18 (1): 103-121. https://doi.org/10.1016/0301-9322(92)90009-6. Brauner, N. 2002. Modelling and Control of Two-Phase Phenomena: Liquid-Liquid TwoPhase Flow Systems. CISM Center, Udine, Italy. http://www.eng.tau.ac.il/~brauner/brauner.pdf. Deng, T., Gong, J., Zhou, J. et al. 2014. Numerical Simulation of the Effects of Vaporization on the Motion of PIG During Pigging Process. Asia Pacific Journal of Chemical Engineering 9 (6): 854-865. https://doi.org/10.1002/apj.1833. Elseth, G. 2001. An Experimental Study of Oil/Water Flow in Horizontal Pipes. Tesis doctoral, Norwegian University of Science and Technology, Porsgrunn, Noruega. Esmaeilzadeh, F., Mowla, D. y Asemani, M. 2009. Mathematical Modeling and Simulation of Pigging Operation in Gas and Liquid Pipelines. Journal of

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Berenice Anell Martínez Cabañas, T. Iván Guerrero Sarabia

Semblanza del autor Berenice Anell Martínez Cabañas

Ingeniera Petrolera con Maestría en el campo de producción de pozos petroleros por la Facultad de Ingeniería, UNAM. En esta Facultad, se ha desempeñado como académica en las asignaturas: Introducción a la Ingeniería Petrolera, Propiedades de los Fluidos, Flujo Multifásico de Tuberías y Temas Selectos de Ingeniería Petrolera; asimismo, desde el 2021 funge como Coordinadora de Carrera de Ingeniería Petrolera. Desde el 2016 ha sido miembro del Grupo de Investigación en Ingeniería Multifásica y Aseguramiento de Flujo, (GIIMAF). T. Iván Guerrero Sarabia

Ingeniero petrolero con estudios de Maestría en Ingeniería Petrolera (Producción), y Doctorado en Ingeniería Mecánica (Termofluidos), por la Facultad de Ingeniería, UNAM. Tiene una trayectoria de más de 15 años como consultor-ingeniero en proyectos relacionados al flujo multifásico y la transferencia de calor en sistemas de producción de petróleo y gas. Desde 2013, se desempeña como Profesor de Carrera de tiempo completo de la Facultad de Ingeniería. En 2016, conformó el Grupo de Investigación en Ingeniería Multifásica y Aseguramiento de Flujo, GIIMAF. Ha sido autor y coautor de diversos artículos técnicos relacionados con la ingeniería de producción de pozos petroleros.

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Artículo arbitrado

Proceso diagenético acelerado mediante la aplicación de un sistema químico para el control de agua en pozos Benjamín García Montoya Petróleos Mexicanos, Activo de Producción Ayatsil-Tekel-Utsil Región Marina Noreste Artículo recibido, evaluado, aceptado y corregido en 2023

Resumen Durante la explotación de un campo petrolero cuando se produce agua de formación, se presentan fenómenos que impactan la vida productiva de los pozos; por ejemplo: formación de incrustaciones inorgánicas que se depositan desde la formación, aparejo y líneas superficiales de producción, presencia de microemulsiones y emulsiones (agua-aceite), que incrementan la viscosidad del fluido, reduciendo la producción. Si el agua es corrosiva, se provocan daños estructurales en las líneas de producción y equipos superficiales, si es rica en iones divalentes hay intercambio iónico con los ácidos orgánicos del crudo, provocando precipitación de Naftenatos de calcio. La problemática anterior resulta en el incremento en los costos de producción, transporte, acondicionamiento y disposición final del agua, ya sea para su desecho o para inyección. Buscar soluciones que reduzcan o eliminen la aportación de agua de formación ha sido un gran reto, se ha demostrado en la práctica que los tratamientos que utilizan cemento micro fino como medio de control, si hay agua en el aparejo se fragua, genera obturamiento y los tiempos de intervención se incrementan por la molienda. El uso de geles o polímeros dependen de la temperatura de formación, se inyectan a altos volúmenes y no se logra su colocación debido a las cargas hidrostáticas que ejercen. Los reductores de permeabilidad relativa (RPM) dependen de la permeabilidad y porosidad para su aplicación; no aplican en yacimientos naturalmente fracturados y de alta porosidad. De lo anterior, se desarrolló un sistema químico que permita el sello a nivel formación el cual no dependa de la temperatura y presión, selectivo al tipo de agua solo reacciona con iones específicos del agua, efectuando un proceso diagenético acelerado, por lo que se logra mayor efectividad para su aplicación.

Palabras clave: Digénesis, permeabilidad, emulsiones.

Accelerated diagenetic process by applying a chemical system for water control in wells Summary

During the exploitation of an oil field when formation water is produced, some phenomena impact the productive life of the wells; for example: the formation of inorganic incrustations that are deposited from the formation, rig and surface production lines, presence of microemulsions and emulsions (water-oil), which increase the viscosity of the fluid, reducing production. If the water is corrosive, it causes structural damage in the production lines and surface equipment, if it is rich in divalent ions there is ionic exchange with the organic acids of the crude, causing precipitation of calcium naphthenates. The above problems result in increased costs of production, transportation, conditioning and final disposal of water, either for disposal or injection. The search for solutions that reduce or eliminate the contribution of the formation of water has been a great challenge. It has been demonstrated in practice that in treatments that use microfine cement as a means of control, if there is water in the rig, it sets, generates clogging and intervention times are increased by milling. The use of gels or polymers depends on formation temperature, they are injected at high volumes and their placement is not achieved

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due to the hydrostatic loads they exert. Relative permeability reducers (RPM) depend on permeability and porosity for their application; they do not apply in naturally fractured and high porosity reservoirs. From the above, a chemical system was developed that allows the seal at a formation level that does not depend on temperature and pressure, selective to the type of water only reacts with specific ions of the water, performing an accelerated diagenetic process, thus achieving greater effectiveness for its application. Keywords: Digenesis, permeability, emulsions. Antecedentes Durante la explotación de un campo petrolero, su vida productiva (madurez) está asociada a la producción de gas natural y agua; esta última puede ser agua de inyección para mantenimiento de presión o de formación. A nivel mundial por cada barril de petróleo se generan como mínimo tres barriles de agua por lo que se invierten más de 40 MM US anuales para hacer frente al problema del agua. Actualmente Petróleos Mexicanos mantiene uno de los costos más bajos a nivel mundial, con un promedio de 10 dls/bl en los campos activos, Incluso en algunos campos de aguas someras, el costo es inferior de los 7 dls/bl. Para el caso de la Región Marina Noreste, la producción total de líquidos es de 301,304 mbpd mientras que la producción de agua es de 56,157 mbpd lo que equivale a 4.4 bl agua/bl de crudo producido. El control de la producción de agua constituye un desafío importante para la industria petrolera. De la cadena de valor los costos de extracción y el manejo del agua son variables fundamentales para su disposición y producción. La producción excedente de agua y su control deberá identificarse oportunamente en superficie o en el fondo del pozo y darle seguimiento al estudio de la problemática, aplicando los diferentes métodos de monitoreo con el fin de determinar a detalle todas las variables involucradas. Una vez identificado el problema, se deben de realizar las acciones necesarias que justifiquen la intervención del pozo. Los factores que intervienen directa o indirectamente con la aportación de agua en los pozos durante la producción de crudo, están ligados con las terminaciones (mala a nula cementación, fracturamiento hidráulico y tratamientos de estimulación que generan canalizaciones), con el proceso mismo de producción del pozo (producciones excesivas, no manejo de gasto crítico, daño en formación, conificaciones) o inherentes al yacimiento (pozos flanqueados cercanos al contacto agua aceite, formación de conos entre pozo y pozo).

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La irrupción prematura del agua vista como un problema, se presenta generalmente por falta de análisis o atención a los datos, el entendimiento de las condiciones iníciales y del comportamiento del yacimiento, proporciona bases para determinar si la producción de agua podrá ser manejable o será excesiva y por tanto, un problema en un futuro inmediato. Los parámetros que se pueden tomar en cuenta para considerar algunas intervenciones que conduzcan a tener una producción de agua óptima, son los siguientes: •

Precio del aceite, actual y proyectado.

•

Costo relativo para manejar altas capacidades de agua en las instalaciones.

•

Costo por volumen para disposición del agua producida.

•

Producción de agua necesaria para producir suficiente aceite.

•

Efecto de la producción de agua sobre la corrosión.

•

Efecto de la producción de agua sobre la depositación de incrustaciones.

Para reducir el corte de agua e incrementar la vida útil del pozo, se utilizan diversas técnicas. La clave para encontrar una solución satisfactoria consiste en definir el origen del agua y evaluar su contribución en la producción de petróleo. El agua producida se puede considerar beneficiosa o perjudicial. El agua beneficiosa barre un volumen de petróleo y arrastra con ella una cantidad substancial de crudo. Por el contrario, el agua perjudicial inhibe la producción de petróleo, si bien por lo general, se la puede reducir si se logra identificarla. En algunos casos se realizan interpretaciones erróneas, lo cual puede provocar el abandono prematuro del yacimiento. El corte de agua elevado puede ser el resultado de uno o más tipos de problemas. La información disponible debería utilizarse primero para diagnosticar los problemas relacionados con el exceso de agua producida. La resolución de los problemas menos complejos en primer término permite mitigar el riesgo y reducir el tiempo requerido para la recuperación de la inversión.

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En la Figura 1 se muestran dichos problemas en su orden de complejidad.

Figura 1. Complejidad de la problemática de la presencia de agua.

La producción de agua es siempre causa de variados problemas en el sistema integral de producción desde yacimientos, pozos e instalaciones superficiales. Puede generar incrustaciones minerales reduciendo el diámetro de las zonas donde se produce, en el caso de los equipos BEC, el calor que es disipado a través de la carcasa del motor, se favorece la precipitación de incrustaciones minerales como es el sulfato de calcio (anhidrita), generando un revestimiento y aislante de forma natural; incrementando su temperatura hasta que operativamente por protección del equipo sale de operación. Otro aspecto relevante durante la producción de agua es la generación de naftenatos de calcio muy a menudo y considerados como precipitación de asfaltenos, emulsiones y microemulsiones muy estables que incrementan drásticamente la viscosidad de los fluidos transportados, demandando mayor energía para moverlos. El agua puede presentar una tendencia incrustante y a su vez un carácter corrosivo dañando estructuralmente el sistema de producción. Por otra parte; la presencia de agua puede inducir a la migración de finos o directamente

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desencadenar un proceso de producción de arena de formación; incrementar el costo energético de la extracción de petróleo, tanto por el incremento de la carga hidrostática como por su empleo en la extracción de agua asociada. De igual modo, se incrementan los costos posteriores de procesamiento, a los que hay que añadir el gasto energético de la propia reinyección de agua. Si se añade la necesidad de minimizar o anular el impacto ambiental, se puede afirmar que, si bien la producción de agua está inevitablemente asociada a la de petróleo, es altamente deseable detener su inicio y reducir su magnitud tanto tiempo como sea posible. Descartando aspectos obvios, como, por ejemplo, una mala aislación de zonas acuíferas, la producción de agua está asociada a diversos escenarios, usualmente una combinación de ellos. Son escenarios tales como conificación del agua (especialmente con limitado espesor de yacimiento); ascenso del contacto agua aceite; fractura con alta permeabilidad y valores anisotrópicos muy altos en un contexto siempre heterogéneo; fingering producido por ser los pozos productores, un “polo” de atracción de

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baja presión en un yacimiento en recuperación secundaria; o fisuras verticales. La causa base es siempre la mayor movilidad del agua respecto del petróleo.

Modelo conceptual La tasa de declinación de la producción del crudo como factor preponderante se ve minimizada por la presencia de agua, una de las variables para el éxito de los trabajos de control de agua, es contar con una metodología que permita la selección de los pozos candidatos y del desarrollo de la ingeniería para el bombeo y control de los fluidos de tratamiento en la ejecución. En este trabajo, no se discuten los procedimientos mecánicos para el control de agua, se hace énfasis en los sistemas químicos, como lo es la inyección a presión de cemento o silicatos, para terminar con el aporte de zonas invadidas por agua y otras posibilidades que, en realidad, son técnicas de sellado de agua (wáter shut-off). Existen cuatro tipos de tratamientos para control de agua que se inyectan en condiciones matriciales, (ref. 2 y 3): a.

Bloqueadores de permeabilidad o gelificantes

b. Reductores desproporcionados de permeabilidad (DPR – Disproportionate Permeability Reducers). c.

Surfactante viscoelástico aniónico (VAS - Viscoelastic Anionic Surfactant).

d. Modificadores de permeabilidad relativa (RPM – Relative Peremeability |Modifiers). a) Bloqueadores de permeabilidad o gelificantes Como el nombre lo indica, estos materiales sellan los espacios porales, evitando el movimiento de fluido, generalmente por medio de una reacción química retardada controlada x, que permite la inyección profunda del material antes que éste reaccione formando un gel tridimensional. Son buenos ejemplos las soluciones de silicatos activadas internamente con ésteres de urea o resinas aminoplásticas. Otras opciones incluyen resinas y látex o soluciones de polímeros, que gelifican en respuesta a la temperatura, salinidad o pH para formar precipitados coagulados o geles tridimensionales, tales como aquellos obtenidos por resinas látex o fenólicas. Los sistemas más conocidos se basan en poliacrilamidas reticuladas con cromo y PVA reticulado con glutaraldehído. Son soluciones de concentración baja, bombeadas en un estado no reticulado, por lo que tienen

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viscosidad reducida. Se activan in situ, la temperatura las pone en acción y, controladas por reguladores de pH, forman un gel de obturación de viscosidad alta. Ninguno de estos materiales es selectivo, y tapan poros que contengan hidrocarburo y/o agua. Por lo tanto, requieren de medios de colocación selectiva para evitar que se obture la zona productora de petróleo. Estos tipos de tratamientos pueden ser aceptables si el único factor en la producción de agua es la conificación. En el caso de canalización, fingering o zonas de alta saturación de agua asociadas a yacimientos maduros, se produce una reducción en la producción de petróleo. Suelen ser de corta duración y comercialmente inaceptables, (ref. 2). b) Reductores desproporcionados de permeabilidad, (DPR) Estos materiales también taponan los espacios porales, restringiendo el movimiento de fluido, pero no precipitan, no se hinchan ni se viscosifican en presencia de hidrocarburos (es decir, son parcialmente solubles en petróleo), como lo harían en el caso de estar en un ambiente acuoso. El efecto neto es una reducción de la permeabilidad efectiva al agua, por un factor mayor que la reducción de permeabilidad al hidrocarburo. Sin embargo, aunque la reducción de la permeabilidad al petróleo podría ser de más del 90% dependiendo del sistema seleccionado (tal el caso de varios DPR’s), la aislación mecánica puede aún ser necesaria, como con los bloqueadores de permeabilidad. Los materiales base agua preferidos son los derivados de resinas de madera, que forman un precipitado coloidal, que se aglutina formando una masa gelatinosa en presencia de agua. Estos materiales no reaccionan en presencia de hidrocarburos, sino que el precipitado se disuelve parcialmente en los poros donde la saturación es mixta. Otros materiales similares para uso en fluidos base aceite, incluye el tetra metil ortosilicato (TMOS) y el etil silicato, que reaccionan en presencia de agua formando un gel rígido de sílice. La aplicación de este tipo de materiales no ha sido exitosa, (ref. 2.). c) Surfactante viscoelástico aniónico (VAS - Viscoelastic Anionic Surfactant) Nuevos sistemas basados en un surfactante viscoelástico aniónico – VAS (Viscoelastic Anionic Surfactant) – se han introducido recientemente para el control de agua. Estos sistemas completamente diferentes de los usados previamente con respecto a la ubicación y taponamiento de poros. El VAS, en presencia de cationes, produce geles de viscosidad efectiva muy baja cuando están sometidos a alta velocidad de corte. De muchas maneras estos geles

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son semejantes a aquellos producidos por reticulado de polímeros hidrosolubles (fluidos de fractura, por ejemplo). Sin embargo, como el gel está libre de sólidos puede inyectarse en el yacimiento, en condiciones matriciales (por debajo de la presión de fractura). Una vez que se encuentra en los poros de la formación, queda sujeto a velocidades de corte típicas de aquellas encontradas en la producción radial (menores de 15 s-1); la viscosidad de estos sistemas VAS podría aumentar tanto como 100 veces, por lo que restringirían el movimiento de fluido. Este tipo de productos no es recomendable en yacimientos naturalmente fracturados, ya que las permeabilidades altas de las fracturas, dificulta su colocación en el lugar requerido, generando su pérdida. Debido a la composición química de estos sistemas especiales VAS, los hidrocarburos los rompen al contactarlos y se revierten a la viscosidad del agua salada base. Esto libera solamente los poros con saturación residual de hidrocarburo, dejándolos libres y fuertemente acuohumectados. Los poros con alta saturación de agua, por otra parte, quedan obstruidos con un gel de alta viscosidad. Es importante recordar que la ruptura del gel no es instantánea y que, por lo tanto, se puede obtener una respuesta inicial más lenta de los pozos tratados con estos sistemas, (ref. 2). d) Modificadores de permeabilidad relativa (RPM – Relative Peremeability |Modifiers) Son sistemas de polímeros hidrofílicos, solubles en agua que cuando se hidratan producen cadenas largas de polímeros que libremente ocuparán en la roca los espacios porales. Debido a que son altamente hidrofílicos, atraen el agua y repelen el aceite y, como resultado neto, ejercen una fuerza de resistencia al flujo del agua en los poros con un efecto mínimo sobre el flujo de petróleo (que a veces es positivo). Como consecuencia, se reduce la permeabilidad efectiva al agua, mientras que la permeabilidad efectiva al petróleo se

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mantiene prácticamente constante. Los primeros polímeros usados con este fin fueron poliacrilamidas de alto peso molecular y, más recientemente, los escleroglucanos. Sin embargo, las limitaciones de temperatura, la sensibilidad al corte y la poca tolerancia a los iones de calcio y magnesio disminuyen su efectividad ya que se remueven rápidamente por la producción de fluidos del yacimiento. Se han desarrollado RPM de mayor efectividad, agregando radicales cargados a poliacrilamidas, que forman así terpolímeros anfóteros (Poli-DMDAAC– Poli Dimetil-dialil cloruro de amonio). Esto mejora tanto su sensibilidad al corte, a la temperatura y la tolerancia a las sales como su adhesión a la roca. Más recientemente, un terpolímero vinilamida se ha introducido para reemplazar las poliacrilamidas anfóteras en pozos de condiciones más difíciles, debido a que ofrecen una mayor resistencia al flujo de agua. Así se ha expandido el rango de aplicación a situaciones más exigentes. Lo ideal sería que los materiales RPM fueran líquidos (hidrolizados en agua) y que su concentración fuera proporcional a la permeabilidad de la formación. Los RPM’s incrementan la resistencia al flujo de agua, en el orden de 2 a 100 veces. En cambio, el aumento de resistencia al flujo de petróleo (aspecto “negativo”) es por lo menos un orden de magnitud más bajo, y nunca mayor que 2. Estos tratamientos, junto a aquellos que emplean SPB, son los más seguros con respecto al mantenimiento de la producción de petróleo y los que tienen mayor probabilidad de éxito, cuando se les coloca correctamente y para grados de movilidad de petróleo/agua por debajo de 10. Los cambios en el entorno tales como el pH, la salinidad o la presión baja alteran la efectividad y durabilidad del tratamiento. Es necesario tener presente que cualquier intervención que se realice en el pozo posterior al tratamiento, probablemente destruya parcial o completamente las propiedades de este producto para el control de agua. En la Figura 2 se muestra como ha sido la línea de tiempo de los sistemas aplicados para el control de agua en pozos costa fuera en México.

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Figura 2. Tratamientos químicos para el control de agua aplicados en pozos costa fuera.

Si bien, como se observa en la línea de tiempo de 2001 a 2014, se utilizaron una serie de sistemas químicos, partiendo de diferentes modalidades de cemento microfino en solución de diésel o surfactante; desde el punto de vista operativo, la desventaja de este sistema si hay agua a lo largo del aparejo y no se tiene un control en su colocación, se genera obturamiento prematuro, desde el aparejo hasta la formación, por lo que se incrementan los tiempos de intervención. A medida que transcurrió el tiempo, se fueron utilizando diferentes sistemas químicos sellantes, como es el caso de sistema a partir de silicatos, los cuales se solidifican con la temperatura y no dependen de la presencia de agua, para este caso específico su colocación depende del gradiente geotérmico, por lo que su colocación es muy rigurosa, especialmente en una zona naturalmente fracturada donde las fuerzas hidrostáticas de los fluidos inyectados son dominantes. Del 2004 al 2018 fue el periodo donde más se aplicaron los sistemas químicos que se disponían en cartera; la mayoría fueron de naturaleza polimérica, alternados con diferentes sistemas, en función del gradiente geotérmico para su evolución, por lo que el éxito dependió de su colocación. Finalmente, del 2015 al 2019 se buscaron alternativas de colocación y medición, como fue la incorporación de la medición de la temperatura y presión con la fibra óptica de la tubería flexible. Adicionalmente se investigaron y desarrollaron nuevos sistemas químicos. Con la finalidad de buscar alguna alternativa de solución para el control de agua, se formuló un sistema químico que solo dependa de la naturaleza misma del agua producida

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y no dependa de la presión y temperatura para ello, fue necesario entender el comportamiento de la colocación de los fluidos, el mecanismo de la interacción fluido-formación y los fenómenos geoquímicos y diagenéticos del material depositado (a nivel poral o en las fracturas) y finalmente la misma naturaleza del comportamiento de la vida productiva de los pozos, nos ofrece algunas respuestas. Por ejemplo; se ha observado que muchos de los pozos con el tiempo tendían a reducir su porcentaje de aportación de agua, como resultado de la precipitación de incrustaciones minerales, ya sea en fondo o a nivel de aparejo, reduciendo su diámetro y actuando como un estrangulador natural, ver la Figura 3.

Figura 3. Reducción del diámetro de tubería de producción por presencia de incrustaciones minerales de CaCO3.

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Entender esos fenómenos naturales nos lleva a visualizar los procesos diagenéticos. De un inicio por definición la Diagénesis son todos aquellos cambios: físicos, químicos y bioquímicos, que ocurren en los sedimentos o en las rocas sedimentarias, después del depósito ocasionados por la circulación de fluidos, procesos fisicoquímicos (ejemplo pH, Eh= potencial redox) y fuentes de energía requeridas, hasta antes del metamorfismo (un valor Eh positivo y de alta magnitud es indicativo de un ambiente que favorece las reacciones de oxidación. Eh negativo y de baja magnitud es indicativo de un ambiente altamente reductor). Existen diferentes procesos de diagénesis tales como (ref. 4): 1. Compactación: Es la reducción del volumen del sedimento y se refiere a los procesos químicos o mecánicos causados por la sobrecarga de los sedimentos durante el sepultamiento y el incremento de la presión y la temperatura, véase Figura 4. Sección transversal de un gasterópodo, conservado en forma de molde. La pared de la concha se fracturó y algunos de los fragmentos se reorientaron durante la compactación Figura 4. Ejemplo de compactación.

La diagénesis puede reducir la porosidad y la permeabilidad o incrementarlas; en general existe una pérdida de estas propiedades a medida que transcurre el tiempo y aumenta la profundidad de sepultamiento. 2. Cementación: Relleno de espacios porosos de origen primario o secundario. Es uno de los cambios diagenéticos más comunes y produce la rigidez de un sedimento, uniendo las partículas unas con otras, véase Figura 5.

Poros rellenados por crecimiento de cristales en diferentes tamaños. Figura 5. Ejemplo de cementación.

La cementación puede ocurrir simultáneamente con la sedimentación, o bien el cemento puede introducirse en un tiempo

posterior. Los materiales cementantes más comunes son: Dolomita MgCa (CO3)2, Calcita (CaCO3) o Aragonita (CaCO3), Sílice (SiO2), Óxidos de hierro (Fe2O3) y Siderita (FeCO3). 3. Recristalizacion: Cambios en el tamaño de los cristales, la forma y la orientación, sin alteración en la mineralogía, Figura 6.

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Ortorrómbico

Trigonal

Aragonita

Calcita

Estructura finamente detallada en la concha de una amonita.

Mosaico con cristales grandes en la concha con el nuevo mineral después que ocurrió la recristalización.

Figura 6. Ejemplo de recristalización.

5. Reemplazamiento: Reemplaza un mineral a otro, como dolomita por calcita, el nuevo mineral se desarrolla en el espacio ocupado por el original, sin cambio de volumen y puede tomar la forma del mineral reemplazado (pseudomorfo), ejemplo anhidrita por yeso producto de la deshidratación. 6. Disolución (solución diferencial): Son procesos de disolución selectiva dentro del sedimento, como elementos constitutivos particulares a lo largo de los planos de estratificación, véase Figura 7.

Disolución de aragonito en oolitas.

Dolomitización, cristales de dolomita (CaMg(CO)2) remplazados por carbonato de calcio (CaCO3).

Figura 7. Ejemplo de disolución.

7. Autigénesis: Es el desarrollo de minerales nuevos, o sobrecrecimientos dentro de un sedimento, Figura 8.

Dolomitización, cristales de dolomita (CaMg(CO)2) reemplazados por carbonato de calcio (CaCO3).

Figura 8. Ejemplo de autigénesis.

Partiendo del hecho que la diagénesis es un fenómeno en el que intervienen procesos fisicoquímicos, termodinámicos y estructurales bajo presión y temperatura, los cuales alcanzan el equilibrio con respecto al tiempo, se consideró hacer uso de la autigénesis; es decir, generar el sello por donde

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se presenta la irrupción del agua de formación, mediante la cristalización y precipitación de las especies iónicas contenidas en la misma agua, donde el factor predominante sea el intercambio iónico y los fuerzas de segregación gravitacional para colocación del sistema químico.

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Modelo experimental Muchas de las aguas de formación son ricas en iones mono y divalentes, los cuales se pueden precipitar formando agregados sellando la garganta poral o la fractura, reduciendo la permeabilidad por donde fluye el agua; es importante que el sello sea rígido para evitar su irrupción cuando nuevamente se ponga a operar el pozo; por ello, los geles que dependen de la temperatura para su agregación y adsorción no son tan rígidos, ya sea que por su contenido iónico se disgregan o en su defecto la misma presión del flujo los incorpora nuevamente a la corriente por donde fluye el pozo. Con base en la consideración anterior, se partió del modelo experimental siguiente. En agua de formación la presencia de diversos iones en el fluido puede desempeñar un papel fundamental, principalmente para la formación de cristales de CaCO3. Por ejemplo, el efecto que tienen ciertos iones en la estabilización de distintos polimorfos o en la secuencia de transformaciones polimórficas que se pueden suceder tras la precipitación es muy destacado. Está bien documentado que la presencia de pequeñas proporciones de Mg2+ o Sr2+ favorece la precipitación de aragonito en vez de calcita a temperatura ambiente (ref. 4), mientras que la presencia de Mg2+ en altas proporciones favorece la estabilización del carbonato cálcico amorfo en carbonatos biogénicos. Por otra parte, trabajos recientes han demostrado que la presencia de aniones tetraédricos SO42- (presentes en el agua de mar inyectada para el proceso de recuperación secundaria

o para el control de pozos costa fuera) y CrO42- favorece la estabilización de vaterita y aragonito. El efecto de estos iones en el polimorfismo del carbonato de calcio (CaCO3) puede deberse a fenómenos de superficie, pero no puede descartarse que su incorporación en la estructura cristalina de los distintos polimorfos del carbonato de calcio, tenga también una influencia significativa, puesto que implicaría la modificación de sus propiedades termodinámicas y físicas. El efecto de la presencia del anión SeO42- en la cristalización del carbonato de calcio y las posibilidades de incorporación en la estructura cristalina son poco conocidas. Algunos estudios admiten que es posible una pequeña incorporación de Se (VI) en la estructura cristalina de la calcita, mediante una sustitución muy limitada entre CO32+ y SeO42-. La posibilidad de incorporar el ión seleniato en otros polimorfos no ha sido estudiada. En este trabajo se presentan los resultados de un estudio experimental, en el que se ha cristalizado carbonato de calcio en gel de sílice en presencia de distintas cantidades de seleniato, a temperatura ambiente. Se ha comprobado la influencia de este ion en la cristalización de los diferentes polimorfos de CaCO3, especialmente en la calcita. Los resultados obtenidos en este estudio muestran que el papel del SeO42- es muy similar al que tienen otros aniones tetraédricos química y estructuralmente semejantes, como SO42- y CrO42- como SO42- y CrO42-. Se han llevado a cabo experimentos de cristalización de carbonato de calcio utilizando la técnica conocida como de gel inerte. El dispositivo experimental se muestra en la Figura 9.

Figura 9. Modelo experimental.

Consiste en un tubo en U en el que las disoluciones acuosas madre se alojan en dos depósitos verticales que están separados por una rama horizontal rellena con un gel sílice. Columna de Gel Zona de Nucleación CaCl2(aq), Na2CO3(aq) + Na2SO4(aq), Figura 9. Los reactivos de las soluciones madre

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contradifunden a lo largo de la columna de gel hasta que, transcurrido un cierto tiempo de espera, se encuentran y reaccionan para producir un precipitado. Esta modalidad experimental es, en realidad, una técnica de precipitación por reacción química en disolución acuosa, que tiene lugar

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en el seno del gel de sílice, cuyo papel es el de inhibir la nucleación y hacer posible la cristalización de entidades de mayor tamaño, en condiciones muy alejadas del equilibrio. En este caso, en la disolución madre que aporta carbonato a la zona de reacción, se han incorporado diferentes

proporciones de seleniato. En cuatro experimentos distintos, que se han repetido cada uno de ellos por triplicado, se han combinado diferentes proporciones de los reactivos en las disoluciones de partida, como se indica en la Tabla 1.

Tabla 1. Concentraciones molares de los sistemas por depósito.

Todos los experimentos se han llevado a cabo a temperatura ambiente, utilizándose reactivos de alta pureza y agua bidestilada. La transparencia del gel hace posible registrar el lugar y momento de la nucleación, observándose el crecimiento de los cristales mediante microscopía óptica o lupa binocular, durante el tiempo que dura el experimento. Transcurridos tres meses desde la nucleación, los cristales se han extraído de la columna de gel, y se han preparado para su caracterización mediante diversas técnicas de análisis. La identificación de los precipitados se ha llevado a cabo mediante difracción de rayos X. Además, se han seleccionado cristales representativos de cada experimento para su observación con microscopía electrónica de barrido.

En todos los experimentos, el polimorfo más abundante ha sido, con diferencia, la calcita. El análisis químico de los precipitados ha mostrado que los cristales de vaterita y calcita contienen cantidades menores de selenio, siempre en proporciones Se:Ca inferiores al 1%. El aragonito, sin embargo, es químicamente puro y no se ha detectado en ninguno de los cristales analizados traza alguna de selenio. La secuencia de aparición de los núcleos en la columna de gel y la variedad morfológica final de los precipitados, permite dividir la columna de gel en tres zonas, Figura 10.

Figura 10. Zonas de precipitación.

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Los primeros núcleos aparecen en la zona 1, una franja de la columna de gel del depósito fuente de carbonato, en la que predominan los cristales de calcita de morfología aproximadamente romboédrica. La imagen de la Figura 10 muestra uno de estos cristales. Las aristas que convergen en el eje ternario del romboedro son rectas bien definidas, pero el resto de las aristas muestran un aspecto aserrado e irregular. Las caras se presentan escalonadas, con bordes en los que se reproduce el aserrado en las direcciones paralelas a las aristas irregulares. En la zona 1 también se encuentran cristales de vaterita, que presentan la morfología en rosa típica de este polimorfo cuando crece en gel de sílice, como el mostrado en la Figura 10, zona 1. Mucho menos frecuentes son los agregados de aragonito, que generalmente muestran aspecto de gavillas compuestas por cristales prismáticos pseudo hexagonales pequeños. Los cristales de aragonito únicamente han sido observados en esta región de la columna de gel. En la zona 2, que abarca una región amplia crecen principalmente cristales de calcita con morfología romboédrica, aunque las aristas que no convergen en el eje ternario del romboedro muestran también un aspecto notablemente aserrado; la distorsión morfológica del romboedro es sensiblemente menor que la observada en los cristales de la zona 1. La presencia de vaterita en esta región es muy escasa y su morfología similar a la observada en las vateritas de la zona 1. Los últimos cristales presentan nucleación y crecen en la

zona 3, próxima al depósito fuente de carbonato. Muestran un aspecto prismático, con la superficie facetada en la que se reconocen aristas y caras de romboedro elongadas y redondeadas. Aunque las técnicas analíticas empleadas en este trabajo no han permitido encontrar diferencias significativas en el contenido en selenio de los cristales de calcita en las distintas zonas, la influencia de la presencia de selenio en la morfología es clara. La elongación de los cristales, la pérdida de definición en las aristas del romboedro, el sub-facetado y redondeamiento de las caras que alejan la morfología final del cristal del romboedro, son mucho más importantes en la zona más rica en seleniato. En trabajos anteriores se ha demostrado que aniones similares al seleniato, como CrO42-, tienen un efecto similar sobre la morfología de los cristales de calcita obtenidos en geles.

Desarrollo experimental Si bien a nivel industrial hay diferentes tecnologías para la generación de cristales, el procedimiento antes descrito permitió formular el sistema químico y poder escalarlo a condiciones operativas de campo. 1.- Se utilizó agua de formación de un campo petrolero, cuya composición se muestra a continuación en la Tabla 2:

Tabla 2. Análisis iónico del agua de formación.

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2.- Se utilizaron diferentes formulaciones para la generación de precipitaciones a presión y temperatura ambiente con el agua de formación, los resultados se muestran en la Tabla 3.

Tabla 3. Datos de cristalización H2Oformación+CaCl21 M, Rel. Vol. 1:1.

No se obtuvieron resultados satisfactorios, ya que no hubo formación y aglomeración de cristales. En la segunda muestra se mantuvo constante el pH mediante la adición de una base (NaOH) como se muestra en la Tabla 4.

Tabla 4. Datos de cristalización H2Oformación +CaCl2+ NaOH 1 M, Rel. Vol. 1:1.

Se obtuvieron resultados parcialmente satisfactorios, ya que se generaron cristales en abundancia, pero sin lograr consolidarse, Figura 11.

Figura 11. Cristales precipitados de H2Oformación +CaCl2+ NaOH 1.

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Después de varios experimentos, se variaron los sistemas y concentraciones, resultando más efectiva la formulación siguiente, Tabla 4.

Tabla 4. Datos de cristalización H2Oformación +NaCO3+ NaOH 1 M, Rel. Vol. 1:1.

Se obtuvieron cristales de mayor tamaño, por lo que fue necesario realizar la evaluación a condiciones de yacimiento en un permeámetro; los cristales formados en el elemento de prueba se muestran en la Figura 12.

Figura 12. Cristales precipitados en el elemento de prueba (a) y vistos al microscopio (b).

Del elemento de prueba (a) fabricado en vidrio con un diámetro de ½ pg, se logró precipitar los cristales en contracorriente de las soluciones de agua de mar y del sistema químico a condiciones de laboratorio. Para observar el comportamiento de la generación de los cristales a nivel de roca, se consideró utilizar en un núcleo de dolomita, se generó una fractura horizontal, saturándola con agua de formación y el sistema químico formulado, precipitando cristales en la superficie, obteniendo las imágenes siguientes:

Imágenes de núcleo sin saturar (a) y núcleo saturado de cristales (b)

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Los poros del fragmento de roca (a) miden entre 25 y 50 µm de diámetro; al ponerse en contacto directo con el sistema formulado y pasado el tiempo de la prueba (1hr), se rellenaron de materia precipitada (b). Posteriormente, el sistema formulado se evaluó en un permeámetro, como se muestra en la siguiente secuencia gráfica.

Los resultados de la prueba proporcionaron una permeabilidad saturada con agua de formación (180,000 ppm de NaCl) de 47 Darcys; posterior a la inyección del

sistema formulado a condiciones de prueba (pyac=110 kg/ cm2 y Tyac de 110 oC), se obtuvo una permeabilidad reducida de 1.1 md, sellando al 99% la fractura, Figura 13.

Figura 13. Resultados de prueba de retorno de permeabilidad.

Conclusiones 1. Se logró demostrar que no hay una influencia significativa del ion de SeO42-, sobre la estructura morfológica del carbonato de calcio con el modelo experimental. 2. Se formaron cristales de caliza que presentaron aristas que convergen en el eje ternario del romboedro, con las caras escalonadas y bordes en los que se reproduce el aserrado en las direcciones paralelas a las aristas irregulares; no se observó la generación de aragonita

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pero sí de presencia de cristales de vaterita de forma escasa, logrando el proceso de crecimiento del cristal de calcita en el modelo experimental. 3. En la parte experimental se utilizó agua de formación de un pozo productor de crudo rica en Iones de Ca2+, y se sustituyó el uso de la solución de CaCl2 por NaCO3 por presentar mejores resultados en la formación de cristales. 4. En la formulación del sistema químico, para mejorar el proceso de cristalización, se utilizó gel de sílice sódico y

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se agregó una solución bufer para no depender del pH del agua de formación, ya que como se demostró, si hay un pH (-) no hay generación de cristales. 5. Se verificó la compatibilidad de los fluidos producidos (agua-petróleo) del pozo con el sistema formulado, obteniendo resultados compatibles. 6. En una sección de núcleo carbonatado se generó una fractura horizontal, simulando la condición de un yacimiento fracturado; se saturó con agua de formación registrando una permeabilidad de 47 Darcys; posteriormente se bombeó el sistema formulado, manteniéndolo estable por 12 hrs a condiciones de prueba (pyac=110 kg/cm2 y T yac de 110 oC), se midió la permeabilidad logrando un sello en la fractura del 99%, obteniéndose un valor de permeabilidad de 1.1 md, por lo que se concluye que el sistema formulado se puede utilizar para sellar zonas productoras de agua, la formulación se realiza de forma selectiva a los iones contenidos en el agua de formación, ya que es a través de ellos que se logra su precipitación.

Bibliografía Di Lullo, G. y Rae, P. 2002. New Insights into Water Control - A Review of the State of the Art. Artículo presentado en SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and Exhibition, Melbourne, Australia, octubre 8-10. SPE-77963-MS. https://doi.org/10.2118/77963-MS. Di Lullo, G., Rae, P. y Curtis, J. 2002. New Insights into Water Control - A Review of the State of the Art – Part II. Artículo presentado en SPE International Thermal Operations and Heavy Oil Symposium and International Horizontal Well Technology Conference, Calgary, Alberta, Canadá, noviembre 4-7. SPE-79012-MS. https://doi.org/10.2118/79012-MS. Reddy, M. y Wang, K. 1980. Crystallization of Calcium Carbonate in the Presence of Metalions. I. Inhibition by Magnesium Ion at pH 8.8 and 25ºC. Journal of Crystal Growth 50 (2): 470–480. 10.1016/0022-0248(80)90095-0.

Semblanza del autor Benjamín García Montoya

Ingeniero Químico Petrolero egresado de la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas del Instituto Politécnico Nacional. Laboró en el Instituto Mexicano del Petróleo como Ingeniero de estimulación de pozos. Ingresó a PEMEX al Activo Cantarell como Ingeniero de diseño de terminación y reparación de pozos, desarrolló tecnología de control de gas para YNF, responsable de los tratamientos químicos para pozos del activo de Ayatsil-Tekel-Utsil.

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Normas

Bourdet, D. 2002. Well Test Analysis: the Use of Advanced Interpretation Models. Amsterdam: Elsevier.

NRF-005-PEMEX-2000. Protección Interior de Ductos con Inhibidores. 2000. México, D.F.: PEMEX, Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Artículos Hernández García, M.A. 2011. Desarrollo del Campo Cauchy: Caso de Éxito en la Región Norte. Ingeniería Petrolera LII (2): 19-35.

Software Eclipse Reservoir Engineering Software. 2005. Schlumberger, http://www.slb.com/content/services/software/resent/.

Soliman, M.Y., Miranda, C. and Wang, H.M. 2010. Application of After-Closure Analysis to a Dual-Porosity Formation, to CBM, and to a Fractured Horizontal Well. SPE Prod & Oper 25 (4): 472-483. SPE-124135-PA. http://dx.doi. org/10.2118/10.2118/124135-PA

1. Los autores deberán anotar una semblanza de su trayectoria profesional que no rebase las 100 palabras en el idioma en que se escribió el artículo, éstas se ubicarán después de las referencias.

Conferencia, reunión, etc.

Autores

Al-Khalifa, A.J. y Odeh, A.S. 1989. Well Test Analysis in Oil Reservoirs with Gas Caps and/or Water Aquifers. Artículo SPE 19842, presentado en: SPE Annual Technical Conference and Exhibition, San Antonio, Texas, octubre 8-11. http:// dx.doi.org/10.2118/19842-MS.

•

El autor deberá ceder los derechos a la revista Ingeniería Petrolera de la AIPM.

•

El artículo deberá ser original y compromete a sus autores a no someterlo simultáneamente a la consideración de otra publicación.

•

La responsabilidad del contenido de los artículos sometidos a la publicación corresponde a los autores.

Tesis Pérez Martínez, E. 2011. Estudio de Conificación de Agua en Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Maestría, UNAM, Programa de Maestría y Doctorado en Ingeniería, México, D.F. Miguel Hernández, N. 2002. Scaling Parameters for Characterizing Gravity Drainage in Naturally Fractured Reservoir. PhD dissertation, University of Texas at Austin, Austin, Texas. PDF (en línea) Secretaría de Energía. Dirección de Planeación Energética. 2011. Balance Nacional de Energía 2010. http://www.sener. gob.mx/res/PE_y_DT/pub/2011/Balance%20Nacional%20 de%20Energía%202010_2.pdf (descargado el 1 de febrero de 2010).

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