Enfrentando el desafío del alto corte agua en campos petroleros: causas, diagnóstico y mecanismo químico de control
![](https://revistas.uis.edu.co/public/journals/11/article_11867_cover_es_ES.png)
Publicado 2020-03-11
Palavras-chave
- producción de agua,
- geles entrecruzados,
- agua,
- diagnostico,
- RDP
- control de agua,
- medio poroso ...Mais
Como Citar
Copyright (c) 2020 Revista Fuentes, el reventón energético
![Creative Commons License](http://i.creativecommons.org/l/by/4.0/88x31.png)
Este trabalho está licenciado sob uma licença Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Resumo
El agua producida de los yacimientos petroleros representa un reto medioambiental, técnico y económico que debe ser resuelto para obtener operaciones más rentables, sostenibles, ininterrumpidas y amigables con el medioambiente. Por medio de este trabajo se exploran y caracterizan los principales temas en torno al problema de la excesiva producción de agua, entre los cuales se encuentran áreas críticas como indicadores de un alto corte de agua, los mecanismos para determinar la existencia de una producción excesiva de agua, algunos de los medios disponibles para resolver la problemática y se da un énfasis especial al control de agua mediante geles de reducción de permeabilidad relativa. Para esto se realizó una revisión bibliográfica, donde se llevó a cabo una selección y clasificación por categorías del tema de estudio. En este artículo se abordan cronológicamente los principales temas de utilidad en el control de agua y se pueden identificar algunos vacíos, conceptos que los investigadores manejan de formas similares, y se puede ver cómo ha cambiado el paradigma del control de agua lo largo de los años. El principal aporte de este trabajo se centra en el resumen y organización cronológica de los principales temas en torno al problema de la excesiva producción de agua de los yacimientos petroleros y del uso de sistemas gelificantes para su control.
Downloads
Referências
Aldhaheri M. N., Wei M. y Bai B. (2016). Comprehensive guidelines for the application of in situ polymer gels for injection well conformance improvement based on field projects. SPE improved oil recovery conference held in Tulsa, Oklahoma. 1-27.
Aldhaheri M.N., Wie M., Bai B. y Alsaba M. (2016). A Roadmap to Successfully Select a Proper Gel Treatment Technology. SPE Kingdom of Saudi Arabia Technical Symposium and Exhibition, held in Dammam, Saudi Arabia. 1-30.
Aldhaheri M.N., Wie M., Bai B. y Alsaba M. (2016). An Advanced Selection Tool for the Application of In-Situ Polymer Gels for Undiagnosed Injection Wells. SPE Kingdom of Saudi Arabia Technical Symposium and Exhibition, held in Dammam, Saudi Arabia. 1-25.
Alzate D., León. J. M., Cabrera F. y Manrique E. (2017). Evidencias de la formación de CDG y posibles interpretaciones de pruebas de desplazamiento en muestras de núcleos. Revista Fuentes: El Reventón Energético, volumen 15 (n° 2). 31-47
Araujo Y. C., y Araujo M. (2018). Polymers for application in high temperature and salinity reservoirs - critical review of properties and aspects to consider for laboratory screening. Fuentes: el Reventón Energético, volumen 16 (n° 2). 55-71.
ARPEL, (s.f.). disposición y tratamiento del agua producida. 1-120
Awad Q., Ibrahim A., Salah R. y Bakheet A. (2010). Risk Analysis and Decision Making in Relative Permeability Modifier WaterShut-off Treatment. North Africa Technical Conference and Exhibition held in EL Cairo, Egypt. 1-14.
Bai B., Zhou B. y Yin M. (2015). A comprehensive review of polyacrylamide polymer gels for conformance control. Petroleum exploration and development. 1-8.
Baily B., Crabtree M., Tyrie J., Elphick J., Kuchuk F., Romano C. y Roodhart L. (2000). Water control. Oilfield Review. 1-22.
Borling D., Chan K., Hughes T. y Syndansk R.S. (1994). Pushing out the oil with conformance control. Oilfield review. 1-15.
Botermans C.W., D. W. van Batenburg y J. Bruining. (2001). Relative permeability modifiers: Myth or reality? Presented at the SPE European Formation Damage Conference held in the Hage, The Netherlands. 1-13.
Brattekas B., Pedersen S.G., Nistov H.T., Haugen A., Graue A., Liang J.T. y Seright R.S. (2015). Washout of Cr (III)-Acetate-HPAM Gels from Fractures: Effect of Gel State During Placement. SPE improved Oil recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma. 1-11.
Busaidi K. y Bhaskaran H. (2003). High-Water Cut: Experience and Assessment in PDO. SPE Annual Technical Conference and Exhibition held in Denver, Colorado, USA. 1 – 7
Castro W.J. y Ordoñez D.F. (2019). Evaluación técnico-financiera de los efectos de los modificadores de permeabilidades relativas en el campo la Cira Infantas. Fundación Universidad de América, Facultad de Ingenierías, Programa de Ingeniería de Petróleos. 1-166.
Daneshy A.A., Krasnov V.A. y Zimin S.V. (2010). ICD Design: revising objectives and techniques SPE Asia Pacific Oil and Gas Conference and exhibition held in Brisbane, Queensland, Australia. 1-11.
Das., Patil. y Agashe S. (2013). Application of relative permeability modifier for sealant diversion. The Noth Africa technical conference and Exhibition held in El Cairo, Egypt. 1-10.
El-Karsani K.S.M., Al-Muntasheri G.A. y Hussein I.A. (2014). Polymer Systems for Water Shutoff and Profile Modification: A Review Over the Last Decade. 1-15.
El-Karsani S.M., Al-Almuntasheri G.A., Sultan A.S. y Hussein H.A. (2015). Gelation of a Water-Shutoff Gel at High Pressure and High Temperature: Rheological Investigation. SPE Journal. 1-10.
Eoff L., Dalrymple D., Everett D. y Vasquez J. (2006). Worldwide field applications of a polymeric gel system for conformance applications. SPE International symposium and exhibition on Formation damage control, Lafayette, Louisiana. 1-5.
Erazo-Bone R., Escobar-Segovia K., España F. y Hernández T. (2019). Completaciones inteligentes en pozos inyectores de agua utilizando ICD para reducir el efecto de interdigitación viscosa. Revista Fuentes: El Reventón Energético, volumen 17 (n° 2). 51-61.
Garzón M. F., Barrero L. P., Portilla H. E., Castillo G. (2014). Efecto del completamiento con dispositivos de control de influjo sobre la producción de un pozo horizontal de un campo colombiano. Fuentes: el Reventón Energético, volumen 12 (n°1). 33-47.
Green D. W. y Willhite G. P. (1998). Enhanced Oil Recovery. Society of Petroleum Engineers. Richardson Texas. 1 – 561.
Hatzignatiou D.G., Helleren J. y Stavland A. (2014). Numerical Evaluation of Dynamic Core Scale Experiments of Silicate Gels for Fluid Diversion and Flow Zone Isolation. SPE production and operations. 1-17.
Hausler, R. H. (2004). Contribution to the Understanding of H2S Corrosion. NACE International. 1-25.
Jaramillo O.J., Romero R., Lucuara G., Ortega A., Milne A. y Lastre M. (2010). Combining stimulation and water control in high-water-cut wells. SPE International Symposium and Exhibition on Formation Damage Control held in Lafayette, Louisiana, USA. 1 – 10.
K.S. Chan (1995). Water Control Diagnostic plots. SPE annual technical conference and exhibition held in Dallas, U.S.A. 1-9.
Kakadjan S. y Rauseo O., Mejias F. (1999). Dynamic Rheology as a Method for Quantify Gel Strength of Water Shutoff Systems. SPE international symposium on oilfield chemistry held in Houston, Texas. 1-11.
Lei G., Li L. y Nasr-El-Din H.A. (2010). New Gel Aggregates for Water Shut-off Treatments. SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma. 1-15.
Liang J.T. y Seright R.S. (1997). Further Investigations of Why Gels reduce Water permeability more than oil permeability. SPE Production and Facilities. 1-6.
Manrique E., Reyes S., Romero J., Aye N., Kiani M., North W., Thomas C., Izadi M., Roostapour A. y Muniz G. (2014). Colloidal Dispersion Gels (CDG): Field Projects Review. SPE EOR conference at Oil and Gas West Asia held in Muscat, Oman. 1-13.
McCool S., Li X. y Willhite. (2007). Effect of shear on flow properties during placement and on syneresis after placement of a polyacrylamide-chromium acetate gellant. SPE international Symposium on oilfield chemistry held in Houston, Texas. 1-16.
Mejia H. D. (2016). Estudio técnico y económico de la inyección de químicos como método para reducir la relación Agua-Petróleo en yacimientos con empuje hidráulico. Universidad Industrial de Santander. Facultad de ingenierías Físico-Químicas. Escuela de Ingeniería de Petróleos. Especialización en Producción de Hidrocarburos. 1 – 99.
Mendoza J.R. (2013). Diseño y evaluación de modificadores de permeabilidad relativa como alternativa para el control de agua. Universidad Nacional de ingeniería, Facultad de Ingeniería de Petróleo, gas natural y petroquímica. 1-134.
Misha A., Abbas S., Braden J., Hazen M., Li G., Peirce J. y Smith D.D. (2016). Comprehensive review of fracture control for conformance improvement in the Kuparuk River Unit -Alaska. SPE improved oil recovery conference held in Tulsa, Oklahoma, USA. 1-24
Montes A., Carreño W. y Guio M. (2016). Aspectos de la perforación de pozos complejos en piedemonte en tiempos de crisis. Fuentes: El Reventón Energético, volumen 16 (n° 1). 87-97.
Nilsson S., Stavland A., y Jonsbraten H.C. (1998). Mechanistic study of disproportionate Permeability reduction. Presented at the 1998 SPE/DOE improved oil recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma. 1-10.
Niño L., de Sousa F. V. H. y Rosangela M. (2019). Less-Concentrated HPAM solutions as a Polymer Retention Reduction Method in CEOR. Revista Fuentes: El Reventón Energético, volumen 17 (n° 2). 75-92.
Oghena A. (2012). Pressure Drawdown decline curve analysis. North Africa technical conference and exhibition held in Cairo, Egypt. 1-3.
Ortega A. (2013). Estudio del comportamiento de la inyección del sistema multigel® sellante en un pozo horizontal de la faja petrolífera del Orinoco para controlar la producción excesiva de agua. Universidad Central de Venezuela, para optar por el título de Ingeniero de Petróleos. 1-156.
Ortega A. T., Marin D. F. y Ochoa E. D. (2019). Revisión general de la producción elevada de agua en la industria del petróleo. Revista Fuentes: El Reventón Energético, volumen 17 (n° 2). 39-50
Paris de Ferrer M. (2009). Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Ediciones Astro Data S. A. Maracaibo, Venezuela. 1 – 588.
Paris de Ferrer M. (2001). Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Ediciones Astro Data S. A. Maracaibo, Venezuela. 1 – 390.
Presidencia de la Republica de Colombia (2015). Resolución 0631. 1-93.
Peirce J. W., Hutcherson M. R., Jensen M. D., Brice B. W., Vasquez J. E., y Woods A. (2014). An Overview of Conformance Control Efforts for the West Sak Field on the North Slope of Alaska. SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, USA. 1-20.
Ramos L. y Marín A. (2018). Evaluación y experiencias en el control de conificación en pozos con alto corte de agua en yacimientos con empuje hidráulico. Revista Fuentes: El Reventón Energético, volumen 16 (n° 2). 24-40.
R.S. Seright, Fan T., Wavrik K. y de Carvalho Balaban R. (2010). New Insights into polymer Rheology in Porous Media. SPE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma. 1-11.
Romero J.L., (2018). Waterflood conformance improvement-practical considerations and lessons learned. Fuentes: el Reventón Energético, volumen 16 (no. 2). 7-21.
Romero L., Manalo F. y Kantzas A. (2008). Characterization of Crosslinked Gel kinetics and gel strength by use of NMR. SPE Reservoir Evaluation and Engineering. 1-15.
Salgaonkar L. y Das. (2012). Laboratory Evaluation of organically crosslinked polymer for water shutoff in high-temperature wells applications. SPE Kuwait international petroleum conference and exhibition held in Kuwait City, Kuwait. 1-8.
Sampaio M.A., Montoya S.D. y González J.C. (2018). Production optimization for a conceptual model through combined use of polymer flooding and intelligent well technology under uncertainties. Fuentes: El Reventón energético, volumen 16 (n° 1). 37-45.
Simjoo M., Koohi A.D., Vafaie-Sefti M. y Zitha P.L.J. (2009). Water shut-off in a fractured system using a robust polymer gel. SPE European formation damage conference held in Scheveningen, The Netherlands. 1-8.
Sparlin D.D. (1976). An Evaluation of polyacrylamides for reducing water production. Journal of Petroleum Technology. 1-12.
Stavland A., Andersen L.I., Standoy B., Tjomsland T. y Metrabu A.A. (2006). How to apply a Blocking gel system for bullhead selective water shutoff: from laboratory to field. SPE/DOE Symposium on Improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma. 1-12.
Sun Y., Fang Y., Chen A., You Q., Dai C., Cheng R. y Liu Y. (2017). Gelation behavior study of a Resorcinol-Hexamethyleneteramine crosslinked polymer gel for water shutoff treatment in low temperature and high salinity reservoirs. Energies. 1-14.
Syndansk R.D. (1988). A New Conformance-Improvement-Treatment Chromium (III) Gel Technology. SPE/DOE enhanced oil recovery symposium held in Tulsa, Oklahoma. 1-16.
Syndansk R.D. y Seright R.S. (2006). When and where relative permeability modification water-shutoff treatments can be successfully applied. SPE/DOE symposium on improved oil recovery held in Tulsa, Oklahoma. 1-15.
Taha A. y Amani M. (2019). Overview of water shutoff operations in Oil and Gas wells, Chemical and mechanical solutions. 1-11.
Tapias F.A., Lizcano J.C. y Lopes R.B.Z. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular wight HPAM solutions. Fuentes: el Reventón Energético volumen 16 (no. 1). 19-35.
Thomas F.B., Bennion D.B., Anderson G.E., Meldrum B.T. y Heaven W.J. (2000). Water shut-off treatments-reduce water and accelerate oil production. JCPT volume 39, n° 4. 1-5.
van der Hoek J.E., Botermans W. y Zitha. L.J. (2001). Full blocking mechanism of polymer gels for water control. SPE European Formation Damage Conference held in The Hague, The Netherlands. 1-15.
Vásquez J. y Eoff L. (2013). A Relative Permeability Modifier for Water Control: Candidate Selection, Case Histories, and Lessons Learned after more than 3,000 Well Interventions. SPE European Formation Damage Conference and Exhibition held in Noordwijk, The Netherlands. 1-13.
Vásquez J. y Rodríguez L. (2015). A water swelling polymer for fracture shutoff to improve injection profile during secondary recover: case histories and lessons learned after more than 600 well interventions. EUROPEC held in Madrid. 1-13.
Villegas I.A. (2013). Study of Technical feasibility for water control in the "U" inferior reservoir in the Pindo Oilfield. Universidad Central del Ecuador, Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental. 1-197.
Whittington L.E., D.G. Naae y R.W. Braun (1994). Brine-Initiated Gels: A new water Shut-Off Agent. Presented at the SPE/DOE ninth Symposium on improved Oil Recovery held in Tulsa, Oklahoma. 1-10.
Xindi S. y Bai B. (2017). comprehensive review of water shutoff methods for horizontal wells. Petroleum exploration and development. 1-8.
Zaitoun A., Kohler N., Bossie-Codreanu y Denys K. (1999). Water Shutoff by relative permeability modifiers: lesson from several field applications. SPE annual technical conference and exhibition held in Houston, Texas. 1-14.
Zhu D., Bai B. y Hou J. (2017). Polymer Gel Systems for Water Management in High-Temperature Petroleum Reservoirs: A Chemical review. Energy fuels. 1-25.