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Preparado por: José Luis Scaramuzza con la colaboración de las Áreas de Producción y Desarrollo.

Junio 2003

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Resumen Ejecutivo El separador de agua en fondo de pozo DOWS (Downhole Oil/Water Separation System), desarrollado por el CFER (Center For Enginnering Research Inc.), consiste en un hidrociclón separador acoplado a un sistema convencional de bombeo. El empleo de esta tecnología, permite separar el agua del petróleo y reinyectarla donde sea posible dentro del mismo pozo, reduciendo los volúmenes elevados a la superficie. Al mismo tiempo una vena concentrada de petróleo es enviada a la superficie. Los hidrociclones son ideales para esta aplicación ya que no tienen elementos móviles y son muy efectivos para separar petróleo de fluidos con alto contenido de agua. Esta alternativa no es aplicable en todos los pozos, ya que se requieren ciertas características para que el sistema pueda ser empleado. Una correcta selección de pozos tiene una incidencia directa en el éxito del piloto. Varios criterios fueron considerados, teniendo en cuenta las recomendaciones del CFER en el proceso de selección de candidatos incluyendo: corte de agua (> 70 %), pozos próximos al límite económico y con buena cantidad de reservas, integridad del cemento y la existencia de una zona para inyectar agua ubicada por debajo de la productora con acceso sin necesidad de profundización, características de los fluidos (petróleo y agua), etc. Además de estas características, existen otras que favorecen la selección tales como: alto costo de extracción de agua, alto costo de manipuleo e inyección de agua, altas presiones de admisión de los pozos, etc. Basado en estos criterios, dos pozos el VM-097 en el Yacimiento La Ventana y el Vi-284 en el Yacimiento Vizcacheras fueron seleccionados como los mejores candidatos para ser convertidos en productor-inyector mediante la instalación de un sistema de separación de agua en fondo de pozo (DOWS) aplicado a bombeo electrosumergible. Un SubSep Centrilift tipo hidrociclón DOWS fue instalado en el VM-97 el 24 de Abril de 1998 para producir de las arenas TRC (2326/37 m) (Tope del Conglomerado Rojo) y BRC (2344,5/94,5 m) (Base del Conglomerado Rojo) de la formación Barrancas e inyectar en la arena VC (2402/36 m) (Víctor claro) de la formación Río Blanco. Previo a la instalación del DOWS el pozo estaba produciendo 9,2 m3/día de petróleo y 390,8 m3/día de agua a superficie. El rendimiento inicial del DOWS fue muy alentador. Desde el 24 de Abril el pozo produjo 10,6 m3/día de petróleo y 74 m3/día de agua a superficie. Esto representa un 81% de reducción del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras aumentaba ligeramente el volumen de petróleo. Luego el pozo fue aumentando la producción de fluido total en superficie hasta un máximo de 156 m3/día y la producción neta de petróleo tuvo un comportamiento errático con un volumen medio de 6,5 m3/día. Debido a este paulatino pero continuo aumento de producción en superficie, el pozo fue operado a 40 Hz para volver a la producción inicial. Días después, el 12 de Julio el pozo se paró por sobre carga y el equipo fue extraído para reparación (79 días). El caudal inyectado se calculó como la diferencia entre el caudal teórico de la bomba y la producción en superficie lo cual arrojó un valor medio de 240 m3/día. Durante el pulling se observó gran cantidad de arena en la zona de admisión de la bomba, lo que fue constatado durante el desarme e inspección del equipo en el taller además de observar signos de calentamiento del motor. Debido a este problema y al aumento progresivo de producción en superficie se realizó una carrera de herramienta para investigar el estado de la capa inyectora constatándose que la misma estaba totalmente tapada con arena. Esta situación nos permitió entender el aumento de producción progresivo en superficie y el posible calentamiento del motor debido a que el aumento de la presión de inyección por taponamiento, hizo disminuir la producción de la bomba de inyección y aumentar la producción en superficie. Este resultado y tratándose de una zona con antecedentes de

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producción de sólidos, desalentó la reinstalación del DOWS en el mismo pozo y en otros pozos vecinos candidatos en La Ventana. Posteriormente, el 17 de Febrero de 1999 se instaló un SubSep Centrilift tipo hidrociclón DOWS en el pozo Vi-284 para producir de las arenas de la formación Papagayos (1800,5/20 m) e inyectar en las arenas de la formación Barrancas (1872,5/96,5 m). Previo a la instalación del DOWS el pozo estaba produciendo 2,5 m3/día de petróleo y 172,5 m3/día de agua a superficie. El rendimiento inicial del DOWS fue muy alentador. Desde el 19 de Febrero el pozo produjo 2,7 m3/día de petróleo y 42,5 m3/día de agua a superficie. Esto representa un 75% de reducción del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras se mantenía el volumen de petróleo. El volumen de agua promedio inyectado obtenido por cálculo teórico era de 138 m3/día. Posteriormente el pozo se estabilizó con estos volúmenes hasta el 13 de Setiembre de 1999 a partir del cual la producción de fluido total en superficie fue paulatinamente disminuyendo hasta un 50% inferior a la normal. Finalmente el 23 de Noviembre de 1999 el equipo fue extraído (279 días). No se observan anomalías durante el pulling ni en el desarme e inspección en taller. El día 4 de Enero de 2000 se reinstala el equipo en el pozo piloto Vi-284, el mismo arranca con valores eléctricos normales pero nuevamente manifiesta una baja producción en superficie hasta que es retirado el 24 de Enero de 2000 (20 días). Debido a esta falla se decide probar la hermeticidad del Packer “D” que separa ambas formaciones detectándose perdida a través del mismo. Se saca el packer “D” y se fija un packer “FH”. El día 13 de Junio de 2000 se reinstala el equipo el cual opera normalmente hasta el 12 de Setiembre de 2000 (91 días) en que es retirado debido a un paro por sobrecarga. Durante el pulling se detecta acoplamiento entre bomba booster y adaptador con estrías barridas. Así este equipo fue reparado y reinstalado en 4 oportunidades más con duraciones de 135, 15, 305 y 223 días. Durante estos períodos el DOWS funcionó adecuadamente. La producción de petróleo y agua en superficie se mantuvieron dentro de los valores normales. Previo a la última corrida del DOWS las arenas inyectoras fueron estimuladas para reestablecer el índice de inyectividad. Las causas de fallas tuvieron concentradas en pérdida de packer, fallas eléctricas y falla de la bomba booster. En todas las instalaciones el hidrociclón fue el mismo y sólo fue necesario el cambio de anillos “O”. El resultado preliminar obtenido en el ensayo piloto de Vizcacheras (Vi-284) y a la necesidad de disponer parte del agua de producción que en ese momento se disponía en piletas de infiltración y evaporación, nos alentó a lanzar un proyecto de secundaria que contempla una pequeña malla formada por dos pozos productor/inyector de las formaciones Papagayos y Barrancas respectivamente (Vi-261 y Vi-122) y cuatro pozos productores de la formación Barrancas (Vi-120, 121, 1005 y 1009) aplicando la tecnología DOWS. El 30 de Junio de 2000 se instala un DOWS en el pozo Vi-261 para producir de las arenas de Papagayos (1809/12 m) e inyectar en las arenas de Barrancas (1881/1907 m) como parte del proyecto de secundaria. Previo a la instalación del DOWS el pozo estaba produciendo 8,4 m3/día de petróleo y 220 m3/día de agua a superficie. Después de la instalación el pozo produjo 8,2 m3/día de petróleo y 52 m3/día de agua a superficie. Esto representa un 76% de reducción del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras se mantenía el volumen de petróleo. El volumen de agua inyectado obtenido por cálculo teórico era de 168 m3/día. Posteriormente, tanto la producción de petróleo como la de agua en superficie tuvieron un comportamiento errático con valores medio de 6,5 m3/día y 60 m3/día respectivamente. Como se puede apreciar hubo una pérdida de petróleo en superficie mientras se mantenía por encima del 70% la diferencia en el volumen de agua a manejar en superficie. Esta instalación tuvo

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cinco períodos de producción con duraciones de 17, 2, 33, 32 y 195 días. Las fallas principales se debieron a problemas ocurridos durante la instalación debido a que se giró el equipo cuando se intentaba enchufar la campana en el macho del on-off. Estás se detectaron al sacar el equipo y verificar el estado del cable de extensión y los 3 tubos by-pass que dirigen la mezcla concentrada de petróleo desde el separador hacia el tubing atravesando el equipo por el espacio anular que queda entre éste y el casing. Esto ocurrió en los primeros dos períodos en los cuales el equipo falló por corto circuito en el enchufe (pothead). El resto de las fallas se debieron a problemas de motor y a bombas trabadas. También hubo un período intermedio que el pozo produjo con una BES convencional por demoras en la reparación del DOWS. Previo a la última corrida del DOWS las arenas inyectoras fueron estimuladas para reestablecer el índice de inyectividad. Como se puede apreciar, el DOWS en este pozo, no tuvo el rendimiento esperado. El 28 de Octubre de 2002 se instala un DOWS en el pozo Vi-122 para producir de las arenas de Papagayos (1805/09 – 1814/18 m) e inyectar en las arenas de Barrancas (1883/94,5 m) como parte del proyecto de secundaria. Previo a la instalación del DOWS el pozo estaba produciendo 5 m3/día de petróleo y 315 m3/día de agua a superficie. Después de la instalación el pozo se estabilizó con una producción de 3,5 m3/día de petróleo y 70 m3/día de agua a superficie. Esto representaba una reducción en el volumen de agua a manejar en superficie del 78% pero también experimentó una reducción del 30% en la producción de petróleo. El volumen de agua inyectado obtenido por cálculo teórico era de 245 m3/día. Este equipo tuvo un solo período de producción con una duración de 206 días. El pozo fue intervenido por una falla eléctrica. Si bien la aplicación del DOWS tanto en los ensayos pilotos como el proyecto de secundaria no tuvo el éxito esperado, nos permitió ganar suficiente experiencia en el manejo de esta tecnología. Problemas detectados en la operación de instalación, problemas con la variación de la inyectividad y recirculación a través de packers o por detrás del casing podrían liderar mejores diseños y mejores prácticas de instalación y operación en futuras aplicaciones de DOWS. Debido a que las instalaciones no tenían instrumentación de fondo (excepto una que no funciono) no pudimos establecer con certeza que estaba ocurriendo en el fondo del pozo. Comparaciones con otros pilotos en el mundo nos permiten establecer ciertas similitudes en las prácticas utilizadas y en los problemas experimentados. El pensamiento en general (productores y proveedores) es que el desarrollo de la tecnología DOWS y la curva de aprendizaje está en una meseta ya que no hay mercado suficiente como se verá más adelante. Esta situación sumada al hecho de que las Alianzas que tenemos con los proveedores para el mantenimiento del sistema de extracción por BES están siendo renegociadas, no permite a los proveedores tomar riesgos en nuevas instalaciones. Debido a esto los equipos extraídos últimamente no han sido reparados y los pozos están actualmente operando con equipos convencionales. Como consecuencia del poco tiempo y de la discontinuidad de la inyección en los pozos Vi-261 y Vi-122 no se ha obtenido una respuesta significativa de recuperación secundaria en los pozos productores asociados al proyecto. Se puede decir que la reducción del volumen de agua traída a la superficie con la consecuente disminución del riesgo ambiental y el ahorro de la energía consumida por el DOWS constituyen las ventajas más significativas obtenidas en la aplicación de esta tecnología.

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Introducción Este trabajo describe los resultados obtenidos en los ensayos pilotos y posterior desarrollo del proyecto de secundaria realizado con la aplicación de la tecnología DOWS en los Yacimientos La Ventana y Vizcacheras de la Cuenca Cuyana en la provincia de Mendoza. Loa ensayos y la posterior aplicación comenzaron a principios del año 1998 y se prolongaron hasta principios del año 2003. La Ventana, descubierto en el año 1957, produce de la formación Barrancas, reservorios TRC (Tope del Conglomerado Rojo) que tiene una porosidad promedio del 18% y una permeabilidad promedio de 370 mdarcy y BRC (Base del Conglomerado Rojo) que tiene igual porosidad que el TRC pero con una permeabilidad promedio de 50 mdarcy, y de la formación Río Blanco, reservorios VC (Víctor Claro), VO (Víctor Oscuro) y LRB (Lower Río Blanco) que tienen una porosidad promedio del 20% y una permeabilidad promedio de 200 mdarcy. Este yacimiento tenía en el año 1998, 230 pozos productores activos a través de los cuales producía a superficie 37400 m3/día de fluido total, 2140 m3/día de petróleo con un GOR (Gas Oil Ratio) de 30 m3/m3 y 35260 m3/día de agua. El volumen total de agua producida era tratado y reinyectado a través de un sistema de recuperación secundaria que inundaba las arenas de la formación Barrancas y Río Blanco con 85 pozos inyectores simples y múltiples. Vizcacheras, descubierto en el año 1963, produce de las formaciones Papagayos que tiene una porosidad promedio del 23% y una permeabilidad promedio de 1000 mdarcy y Barrancas que tiene una porosidad promedio del 18% y una permeabilidad promedio de 350/500 mdarcy. Este yacimiento tenía en el año 1998, 162 pozos productores activos a través de los cuales producía a superficie 34900 m3/día de fluido total, 1737 m3/día de petróleo con un GOR de 31 m3/m3 y 33163 m3/día de agua. Del total del agua producida, sólo 16650 m3/día eran tratados y reinyectados a través de un sistema de recuperación secundaria compuesto por 19 pozos que inyectaban el agua en la formación Barrancas. Los 16513 m3/día restantes, se disponían en piletas de infiltración y evaporación. La formación Papagayos no era sometida a procesos de mantenimiento de presión debido a que tenía un fuerte empuje natural de agua. De acuerdo a la descripción resumida de ambos yacimientos, la aplicación de la tecnología DOWS se presentaba en ese momento como un desafío interesante que podría minimizar los costos de inversión y mantenimiento y a la vez reducir los riesgos ambientales y extender la vida de los pozos produciendo económicamente desde reservorios maduros. Este análisis también provee información reportada en Enero de 1999 por Argonne National Laboratory juntamente con CH2M-Hill y Nebraska Oil and Gas Conservation Commissión (Veil et al. 1999) de la investigación realizada sobre la factibilidad técnica, legalidad y viabilidad económica de la tecnología DOWS en América del Norte. El conocimiento de esta información nos permitió comparar los resultados obtenidos en nuestras aplicaciones y establecer coincidencias y similitudes con los resultados conseguidos en otras partes del mundo.

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Descripción del Sistema Aplicado Como Trabaja un Separador de Petróleo/Agua en Fondo de Pozo (DOWS) El separador de petróleo/agua en fondo de pozo DOWS, desarrollado por el CFER, consiste en un hidrociclón separador acoplado a un sistema convencional de bombeo. El empleo de uno ó más hidrociclones líquido/líquido ubicados por debajo de una bomba electrosumergible permite que, el fluido descargado por la bomba a alta presión, ingrese tangencialmente al tubo del hidrociclón generando fuerzas centrífugas que dividen al flujo en dos corrientes distintas. La de mayor densidad se ubica en la zona perimetral del sistema y al ser de sentido descendente puede ser conducida a través de un packer para ser inyectada en la zona inferior. Por su parte, la corriente central de petróleo con menor contenido de agua asciende saliendo por el extremo superior del sistema y puede ser enviada a la superficie. Esto se logra en forma directa si la presión de descarga de la bomba principal es suficiente, o bien mediante el empleo de una segunda bomba, que, ubicada por encima de la anterior, permita generar la suficiente altura de elevación TDH. (Total Dynamic Head). Los hidrociclones son ideales para esta aplicación ya que no tienen elementos móviles y son muy efectivos para separar petróleo de fluidos con alto contenido de agua. El fluido producido ingresa a la bomba inferior y es impulsado dentro del hidrociclón donde el agua a inyectar y la corriente concentrada de petróleo son separadas. En casos donde la zona a inyectar se ubica por debajo de la productora, la corriente de agua sale del hidrociclón directamente a la zona de inyección la cual está aislada de la productora mediante un packer. La corriente concentrada de petróleo sale por la parte superior del hidrociclón y fluye a través de tubos de transferencia hacia la bomba superior la cual eleva la corriente a la superficie. Se han desarrollado especiales sistemas de monitoreo los cuales miden el flujo y la presión en la zona de inyección y la presión dinámica de fondo de la zona productora. Estos elementos no han sido utilizados en nuestras aplicaciones. Ventajas del Sistema Los costos de la energía consumida en la elevación, tratamiento, reinyección o disposición del agua producida son importantes componentes de los gastos operativos. La aplicación del DOWS puede ahorrar dinero a los Productores por reducción de los volúmenes de agua producida en superficie. En las 29 instalaciones examinadas por (Veil et al. 1999) la aplicación de esta tecnología redujo el volumen de agua traída a la superficie. El porcentaje de reducción del agua producida está en un rango comprendido entre el 14 y 97% con la mayoría de las instalaciones excediendo el 75%. Estos valores son coincidentes con los obtenidos en nuestras aplicaciones. En aproximadamente la mitad de los pozos de América del Norte en los cuales se instaló el DOWS, la producción de petróleo aumentó inmediatamente después de la instalación y el porcentaje de este incremento no superó el 10% mientras que en el resto de los pozos la producción de petróleo se mantuvo o disminuyo (Veil et al. 1999). En Yacimientos donde la capacidad de procesar y disponer el agua de producción es una limitación para el aumento de la producción, el uso de esta tecnología podría ayudar a obtener un incremento de la misma. El uso del DOWS provee un positivo pero difícil de cuantificar beneficio medioambiental al minimizar los riesgos de contaminación de las fuentes de agua potable en el subsuelo debido a roturas en el tubing o casing durante los procesos de inyección de agua ya que los mismos se realizan por debajo de zonas productoras. Por supuesto y altamente deseado por los Productores, minimiza la contaminación del suelo al reducir los volúmenes de agua a manejar

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en superficie. Esto, a partir de la Resolución N° 105/92 de la Secretaría de Energía que establece las normas y procedimientos para la protección del Medio Ambiente durante las etapas de exploración y explotación de hidrocarburos, adquirió una importancia relevante en la políticas medioambiental de la empresa y desde este punto de vista, la disminución del volumen de agua en superficie, es la ventaja más importante que provee el uso de la tecnología DOWS. Consideraciones Económicas Nuestras instalaciones de DOWS y las de otros países han sido realizadas en pozos existentes que estaban operando con BES (bombas electrosumergibles) convencionales. La conversión de un pozo con sistema de BES convencional a un DOWS es relativamente caro. El costo total incluye la herramienta en sí más los costos de workover. Para tener una idea de valores en juego, el costo de una BES con sistema DOWS es aproximadamente el doble o triple de una BES convencional y estos valores están en un rango comprendido entre u$s 100000 y 250000 dependiendo del tamaño del equipo. Adicionalmente se debe considerar el costo del workover para adaptar el pozo el cual puede estar en el orden de los u$s 100000 (Veil et al. 1999). Para nuestras instalaciones y teniendo en cuenta la Alianza de mantenimiento y provisión de BES que mantenemos con el proveedor que incluye un sistema de intercambio, el costo promedio del equipamiento fue de aproximadamente u$s 60000. Respecto del costo de los workover para adecuar los pozos y teniendo en cuenta que solo se trataba de punzar y hacer ensayos de inyectividad SRT (Stape Rate Test) el costo promedio fue de u$s 40000. Si bien fueron cuatro los pozos equipados con DOWS solo se compraron tres ya que en el desarrollo del proyecto de secundaria se utilizó el hidrociclón recuperado del VM-97 cuyo piloto no fue exitoso. Resumen Estadístico de Instalaciones de DOWS en América del Norte (Veil et al.1999) Hasta el año 1999 menos de 50 DOWS han sido instalados en todo el mundo. Veil et al. (1999) provee información geológica y de la performance de 37 instalaciones ubicadas en América del Norte. Algunos de los resultados obtenidos del análisis de esta información son resumidos a continuación: • Más de la mitad de las instalaciones han sido DOWS tipo hidrociclones (21 comparados

con los 16 DOWS tipo segregación gravitacional. • Veintisiete instalaciones han sido en Canadá y 10 en Estados Unidos. • De los 37 ensayos descriptos, 27 han sido en cuatro áreas de producción (Southeast

Saskatchewan, East-Central Alberta, The Central Alberta Reef Trends y East Texas) • Diecisiete instalaciones fueron en casing de 5.1/2”, 14 en casing de 7”, 1 en casing de

8.5/8” y las 5 restantes no fueron especificadas. • Veinte instalaciones han sido realizadas en pozos ubicados en formaciones carbonáticas y

16 han sido ubicadas en formaciones clásticas (arenas). En una de las instalaciones no fue especificada la litología. El DOWS parece trabajar mejor en formaciones carbonáticas en las cuales mostró un incremento promedio en la producción de petróleo del 40% (comparado con el 17% promedio de las formaciones clásticas) y un promedio de disminución de la producción de agua del 88% (comparado con el 78% promedio de las formaciones arenosas).

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• La producción de petróleo se incrementó en 19 pozos, decreció en 12 pozos, se mantuvo estable en 2 pozos y no fue especificada en 4 pozos.

• En las 29 instalaciones en las cuales la producción de agua antes y después del DOWS fue

informada muestran una reducción del volumen de agua traída a superficie. El porcentaje de reducción del agua producida está en un rango comprendido entre el 14 y 97% con la mayoría de las instalaciones excediendo el 75%.

Resumen Estadístico de Nuestras Instalaciones y Coincidencias Encontradas Como se puede apreciar algunos datos estadísticos obtenidos por el análisis realizado por Veil et al. (1999) en 37 instalaciones de América del Norte tienen coincidencia con los resultados obtenidos en nuestros ensayos: • Las 4 instalaciones han sido DOWS tipo hidrociclón. • Las 4 instalaciones han sido en casing de 5.1/2” . • Las 4 instalaciones han sido realizadas en pozos ubicados en formaciones clásticas. • La producción de agua en superficie disminuyó en las 4 instalaciones. El rango de

disminución estuvo comprendido entre el 72 y 81% y el promedio de disminución fue del 78%.

• La producción de petróleo en general aumento inmediatamente después de la instalación

pero luego se estabilizó en los valores originales en un pozo y decreció erráticamente en los tres restantes. El promedio del decrecimiento fue del 24%.

• Tres de las instalaciones no necesitaron bomba booster ya que la presión de descarga de la

bomba de inyección era suficiente para que la mezcla concentrada de petróleo alcanzara la superficie. En estas instalaciones el separador estaba formado por dos tubos hidrociclones en paralelo dentro de un mismo housing. La instalación restante necesitó bomba booster, la cual era impulsada por el mismo motor que impulsaba la bomba de inyección. En esta instalación el separador estaba formado por un solo tubo hidrociclón.

• Si bien no se tiene un detalle estadístico de la profundidad de instalación del DOWS, en

muchos pozos de América del Norte, ésta no supera los 1000 m. mientras que nuestras instalaciones estuvieron ubicadas a una profundidad promedio de 2350 m. en La Ventana y 1850 m. en Vizcacheras.

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Descripción de los Pozos Seleccionados y de la Instalación del DOWS Una correcta selección de pozos tiene una incidencia directa en el éxito del piloto. Varios criterios fueron considerados, teniendo en cuenta las recomendaciones del CFER en el proceso de selección de candidatos incluyendo: corte de agua (> 70 %), pozos próximos al límite económico y con buena cantidad de reservas, integridad del cemento y la existencia de una zona para inyectar agua ubicada por debajo de la productora con acceso sin necesidad de profundización, características de los fluidos (petróleo y agua), etc. Además de estas características, existen otras que favorecen la selección tales como: alto costo de extracción de agua, alto costo de manipuleo e inyección de agua, altas presiones de admisión de los pozos, regulaciones medioambientales, etc. Basado en estos criterios, dos pozos (VM-097 en La Ventana y Vi-284 en Vizcacheras), fueron seleccionados como los mejores candidatos para ser convertidos en productor-inyector mediante la instalación de un sistema de separación de agua en fondo de pozo (DOWS) aplicado a bombeo electrosumergible. El pozo VM-097 producía en conjunto el TRC (2326/2337 m) y el BRC (2344,5/2394,5 m) de la formación Barrancas con una presión estática de 2000 Psi y un índice de productividad de 3,5 Bbl/día*Psi (7,9 m3/día * Kg/cm2) una bruta de 400 m3/día con el 97,7 % de agua. Para ello tenia instalada una bomba electrosumergible (BES) Reda S-400 Tipo DN-3000 de 473 Etapas equipada con Motores tándem S-456 de 100 HP (50 Hz) cada uno. Por debajo de la zona productora se encuentran las arenas D1 y D2 del Reservorio VC de la formación Río Blanco que no habían sido punzadas pero mostraban un buen desarrollo en los perfiles eléctricos y además estas mismas arenas estaban siendo inyectadas en el pozo vecino VM 180, por lo que se suponían aptas para ser inundadas. Dicho inyector presentaba severos problemas operativos, principalmente en la zona del VC, por lo que su reemplazo sería favorable. Una vez desarrolladas las arenas del VC (2402/16 – 2434/36 m), las mismas fueron pistoneadas para limpieza de los punzados y a continuación se realizó un ensayo de inyectividad a fin de determinar fehacientemente el Índice de Inyectividad. Los resultados de los ensayos realizados fueron los siguientes:

Reservorio Prof. (m)

Presión (Kpa)

Caudal (lpm)

Iny. Acumulada (Lts)

VC D1 2434.0/36.0 9646 387.0 63630 VC D2 2402.0/16.0 9646 328.5 39285

VC D1-D2 2402.0/36.0 9646 360.0 41220 Con una presión estática de 1800 Psi, se determinó un índice de inyectividad de 1 Bbl/día*Psi (2,3 m3/día * Kg/cm2 ) a una temperatura de fondo de 101°C. El pozo Vi-284 producía de Papagayos (1800,5/1820 m) con una presión estática de 1450 Psi y un índice de productividad de 4,2 Bbl/día * Psi (9,5 m3/día * Kg/cm2) una bruta de 175 m3/día con el 98,5 % de agua. El pozo tenía instalada una BES Centrilift S-400 Tipo M-34 de 295 Etapas equipada con un Motor S-450 de 71 HP. Por debajo de la zona productora se encuentra la formación Barrancas la cual tenía punzado el intervalo 1891/1896,5 m que estaba aislado con un tapón permanente por haber dado sin entrada pero, presentaba además otras zonas de interés. Esta formación, estaba siendo producida en pozos vecinos tales como el Vi-107 y Vi-1004 lo cual alentaba la idea de transformar al Vi-284 en productor de Papagayos e inyector del proceso de recuperación secundaria de la formación Barrancas. Así fue que se rotó el tapón permanente y se desarrollaron tres nuevos intervalos 1872,5/1874 m, 1875/1877 m y 1882/1883

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m. Las arenas desarrolladas fueron pistoneadas para limpieza de los punzados y a continuación se realizó un ensayo de inyectividad a fin de determinar el índice de inyectividad de la formación Barrancas. Los resultados de los ensayos realizados fueron los siguientes:


Presión (Kpa)

Caudal (lpm)


BCAS 1891/96,5 6895 441.0 S/D BCAS 1891/96,5 10343 684.5 S/D BCAS 1891/96,5 12411 810.0 S/D BCAS 1872,5/83 6895 549.0 S/D BCAS 1872,5/83 10343 720.5 S/D BCAS 1872,5/83 12411 900.0 S/D BCAS 1872,5/96,5 6895 585.0 23400 BCAS 1872,5/96,5 10343 810.0 24300 BCAS 1872,5/96,5 10825 900.0 18000

Con una presión estática de 1420 Psi se determinó un índice de inyectividad de 2,65 Bbl/día * Psi (6 m3/día * Kg/cm2 ) a una temperatura de 86°C. Habiendo definido los potenciales de producción e inyección de ambas zonas en ambos pozos los datos fueron suministrados a Centrilift para el diseño del equipamiento necesario para cada uno de ellos. El 24 de Abril de 1998 se intervino el pozo VM-097 al cual se le instaló el equipo DOWS previo asentarse un packer tipo “D” que permite separar las arenas inyectoras del VC de la formación Río Blanco de las productivas, TRC y BRC de la formación superior Barrancas. El equipo bajado consta de dos hidrociclones (SubSep Centrilift) en paralelo con orificio calibrado de flujo superior de 9,95 mm, una bomba de inyección Centrilift S-400 tipo FC-2700 de cuatro cuerpos que totalizan 464 etapas, admisión modelo FPint-H, sello inferior invertido S-400 tipo FSB-3PL, dos motores tándem S-450 con un total de 197 Hp (50 Hz) y una cámara superior de presión conectada al tubing. Con una longitud total de 50 m, la base de los motores quedó por debajo de las zonas del TRC y BRC (en 2351 m) cuya producción es la encargada de efectuar la refrigeración del sistema. Debido a la alta presión de descarga de la bomba inyectora, la misma es suficiente para elevar la mezcla concentrada de agua-petróleo a la superficie, por lo que no fue necesario la utilización de una bomba booster para ese fin. El 17 de Febrero de 1999 se intervino el pozo Vi-284 al cual se le instaló el equipo DOWS previo asentarse un packer tipo “D” que permite separar las arenas inyectoras de la formación Barrancas de las productivas de Papagayos. El equipo bajado consta de un hidrociclón (SubSep Centrilift) con orificio de 5,959 mm, una bomba inyectora Centrilift S-400 tipo FC-1200 de 86 etapas, separador de gas modelo FPint-H, sello inferior invertido S-400 tipo FSB-3PL, motor S-450 de 45 Hp (50 Hz), sello superior de alta presión y una bomba booster de producción ESP S-400 tipo TD-300 de 167 etapas. Con una longitud total de 18,2 m la base de los motores quedó por debajo de la formación Papagayos (en 1853 m.) cuya producción es la encargada de efectuar la refrigeración del sistema. Como puede apreciarse los volúmenes de fluido en superficie variaron significativamente en ambos pozos. En el pozo VM-097, si bien se perdió una fracción de petróleo en superficie, la

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reducción de los volúmenes de agua fue muy significativa. En el pozo Vi-284 en cambio se obtuvo una significativa reducción de los volúmenes de agua en superficie sin haber perdido producción de petróleo. Teniendo en cuenta la buena eficiencia de separación lograda en el piloto del pozo Vi-284, se realizó un estudio tendiente a seleccionar dos productores de las formaciones Papagayos/Barrancas, para instalar en los mismos un equipo DOWS con el objetivo de producir de Papagayos e inyectar en Barrancas un caudal equivalente al 75 % del caudal de agua total extraído de la primera. El área seleccionada tendrá como productores de Papagayos los pozos Vi-261 y Vi 122. Estos pozos están a un distanciamiento (300 m) de los pozos Vi-1009, Vi-1005, Vi-120 y a dos distanciamiento del pozo Vi-121 todos productores de la formación Barrancas. De tal manera que el proyecto tiene como objeto aprovechar la inyección de agua como un proceso de recuperación secundaria en este arreglo de pozos. El pozo Vi-261 producía de Papagayo (1809/1812 m) una bruta de 228 m3/día con el 96,4 % de agua mediante una bomba electrosumergible Centrilift S-400 tipo FC-1600 de 328 etapas equipada con un motor S-450 de 97 HP (50 Hz). El 26 de Junio de 2000 se interviene el pozo para realizar el workover de conversión. Después de extraer la unidad se rotó un tapón “N” fijado en 1855 m que aislaba los punzados (1881,5/1885 m) y (1905,5/1907 m) arenas Gris y Verde respectivamente de la formación Barrancas. A continuación se ampliaron los punzados abriendo los intervalos (1896/99 – 1901/02,5 m) de la arena Roja de Barrancas. Posteriormente, se realizó un ensayo de inyectividad de las arenas de Barrancas con el siguiente resultado:


Presión (Kpa)

Caudal (lpm)


BCAS Verde 1905,5/07 2942 449.0 S/D BCAS Verde 1905,5/07 3923 550.0 S/D BCAS Verde 1905,5/07 4903 616.0 S/D BCAS Roja 1892/1902,5 2942 225.0 30000 BCAS Roja 1892/1902,5 6865 365.5 50000 BCAS Gris 1881,5/85 2942 225.0 23000 BCAS Gris 1881,5/85 6865 281.0 13000 BCAS Gris 1881,5/85 8826 460.0 13000 BCAS Total 1881,5/1907 2942 180.0 50000 BCAS Total 1881,5/1907 6865 269.0 8100 BCAS Total 1881,5/1907 8826 517.0 15500

Con una presión estática de 1500 Psi se determinó un índice de inyectividad de 1,2 Bbl/día * Psi (2,7 m3/día * Kg/cm2 ) a una temperatura de 88°C. El 30 de Junio de 2000 se instala un DOWS previo a fijar un packer FH en 1880 m para aislar la formación productora de la inyectora. El equipo instalado consta de dos hidrociclones (SubSep Centrilift) en paralelo con orificio calibrado de flujo superior de 4,55 mm, una bomba de inyección Centrilift S-400 tipo FC-2200 de dos cuerpos que totalizan 252 etapas, admisión modelo FPint-H, sello inferior invertido S-400 tipo FSB-3PL y motor S-450 de 129 Hp (50 Hz). Con una longitud total de 28 m la base del motor quedó por debajo de la formación Papagayo (1875 m). No fue necesario la instalación de una bomba booster ya que

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la presión de descarga de la bomba de inyección era suficiente para que la mezcla concentrada de petróleo alcance la superficie. El pozo Vi-122 producía de Papagayos (1805/09 – 1814/18 m) una bruta de 320 m3/día con el 98,4 % de agua mediante una BES Centrilift S-400 tipo FC-2200 de 235 etapas equipada con un motor S-450 de 100 HP (50 Hz). El 18 de Agosto de 2000 se interviene el pozo para realizar el workover de conversión. Después de extraer la unidad se realizó una carrera de fresa para limpieza hasta fondo de pozo y se repunzaron los intervalos de Barrancas (1892/94,5 m – 1883/87 m), arenas verde y roja respectivamente. A continuación se realizaron pistoneos de limpieza y ensayos de inyectividad con el siguiente resultado:


Presión (Kpa)

Caudal (lpm)


BCAS Verde 1892/94,5 6865 11.2 337 BCAS Verde 1892/94,5 8826 28.1 927 BCAS Verde 1892/94,5 10787 45.0 1500 BCAS Roja 1883/87 6865 208.0 7696 BCAS Roja 1883/87 8826 264.0 12408 BCAS Roja 1883/87 10787 483.0 15940 BCAS Gris 1875,5/79 2942 98.9 2700 BCAS Gris 1875,5/79 4903 101.2 5000 BCAS Gris 1875,5/79 6865 185.5 5565

Con una presión estática de 1500 Psi se determinó un índice de inyectividad de 1 Bbl/día * Psi (2,3 m3/día * Kg/cm2 ) a una temperatura de 86°C. Se fija un TPN Lokset en 1855 m para aislar la formación Papagayo de Barrancas y se bajo una BES convencional hasta que se preparara el DOWS. El 28 de Octubre de 2002 se extrae la BES convencional, se libra el TPN Lokset y se fija un packer FH en 1859 m para aislar las formaciones. Finalmente se instala un equipo DOWS que consta de dos hidrociclones (SubSep Centrilift) en paralelo con orificio calibrado de flujo superior de 5,6 mm una bomba de inyección Centrilift S-400 tipo FC-2200 de dos cuerpos que totalizan 252 etapas, admisión modelo FPint-H, sello inferior invertido S-400 tipo FSB-3PL y motor S-450 de 129 Hp (50 Hz). No es necesario la instalación de una bomba booster ya que la presión de descarga de la bomba de inyección es suficiente para que la vena concentrada de petróleo alcance la superficie.

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Rendimiento de los pozos antes y después de la instalación del DOWS VM-097: Los últimos controles de producción antes de la instalación del DOWS eran los siguientes:

Fecha Prod. Bruta (m3/día)

Prod. Neta (m3/día)

Agua (%)

Inyección (m3/día)

12/Enero/98 422.0 10.1 97.6 0 15/Febrero98 424.0 10.0 97.6 0 06/Marzo/98 400.0 9.2 97.7 0

El equipo calculado debería producir en superficie un caudal bruto de 81 m3/día con el 90% de agua e inyectar un caudal de agua de 304 m3/día a una presión de 260 Kg/cm2. Para evitar que durante la puesta en marcha del equipo se produjera una violenta reducción del nivel (pump-off) con los consiguientes problemas vinculados al arrastre de sólidos del que ya existían antecedentes, se instaló un variador de frecuencia y se arranco el equipo con 40 Hz. Los controles efectuados en estas condiciones de operación fueron los siguientes:



Agua (%)


24/Abril/98 84.0 10.6 87.3 201 25/Abril/98 88.9 2.9 96.6 196 26/Abril/98 101.9 4.7 95.3 183

El caudal de agua inyectado en las arenas D1 y D2 del VC para estas condiciones se calculó indirectamente por diferencia entre la producción teórica de la bomba de inyección y la producción bruta medida en superficie. A partir del 29 de Abril el equipo quedó operando con 50 Hz. y en estas condiciones el resultado de los controles fue el siguiente:



Agua (%)


29/Abril/98 129.5 4.0 96.9 228 5/Mayo/98 140.0 6.6 95.4 218 7/Mayo/98 156.0 6.5 95.8 202

Debido al sostenido aumento en la producción en superficie que hacía suponer una disminución en el caudal de agua inyectado, se sugirió volver a operar el equipo con 40 Hz y contrapresionar el pozo hasta conseguir una producción de 80/85 m3/día en superficie. En estas condiciones sólo se realizó un control ya que posteriormente el 12 de Julio el equipo se paró por sobrecarga y fue extraído del pozo.



Agua (%)


22/Mayo/98 83.7 5.9 95.9 201 Durante el pulling sólo se observó gran cantidad de arena en la zona de admisión de la bomba lo que fue constatado durante el desarme e inspección del equipo en el taller además de observar signos de calentamiento en el motor. Debido a este problema y al aumento

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progresivo de producción en superficie se realizó una carrera de herramienta para investigar el estado de la capa inyectora constatándose que la misma estaba totalmente tapada con arena. Esta situación nos permitió entender el aumento de producción progresivo en superficie y el posible calentamiento del motor debido a que el aumento de la presión de inyección por taponamiento, hizo disminuir la producción de la bomba de inyección y aumentar la producción en superficie. Este resultado y tratándose de una zona con antecedentes de producción de sólidos, desalentó la reinstalación del DOWS en el mismo pozo y en otros pozos vecinos candidatos en La Ventana. El gráfico N° 1 muestra las variaciones de producción e inyección antes y después de la instalación del DOWS. Vi-284: Los últimos controles de producción antes de la instalación del DOWS fueron los siguientes:



Agua (%)


16/Abril/98 169.1 3.0 98.2 0 19/Mayo/98 170.0 3.0 98.2 0 05/Junio/98 169.9 2.5 98.5 0

El equipo calculado debía producir en superficie un caudal bruto de 32 m3/día con el 90% de agua e inyectar un caudal de agua de 151 m3/día a una presión de 125 Kg/cm2. Los controles efectuados después de arrancar el pozo, fueron los siguientes:



Agua (%)


19/Feb./99 45.0 2.7 94.0 138 21/Feb./99 46.0 2.9 93.6 137 25/Feb./99 45.0 2.2 95.2 138

16/Marzo/99 56.0 2.1 96.3 127 18/Abril/99 44.0 2.5 94.4 139 17/Mayo/99 48.0 3.0 93.8 135 22/Junio/99 47.0 3.0 93.5 136 23/Julio/99 42.9 2.5 94.0 140 9/Agosto/99 41.3 2.4 94.2 142 13/Set./99 36.0 2.7 92.4 147 30/Set./99 33.0 2.5 92.6 150 25/Oct./99 33.5 2.0 93.9 150 23/Nov./99 17.8 0.0 100.0 165

El rendimiento inicial del DOWS fue muy alentador. Desde el 19 de Febrero el pozo produjo 2,7 m3/día de petróleo y 42,5 m3/día de agua a superficie. Esto representa un 75% de reducción del volumen de agua a ser manejada en superficie mientras se mantenía el volumen de petróleo. El volumen de agua promedio inyectado obtenido por cálculo teórico era de 138 m3/día. Posteriormente el pozo se estabilizó con estos volúmenes hasta el 13 de Setiembre de 1999 a partir del cual la producción de fluido total en superficie fue paulatinamente disminuyendo hasta un 50% inferior a la normal. Finalmente el 23 de Noviembre de 1999 el equipo fue extraído (279 días). No se observan anomalías durante el pulling ni en el desarme e inspección en taller. El día 4 de Enero de 2000 se reinstala el equipo en el pozo piloto Vi-284,

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el mismo arranca con valores eléctricos normales pero nuevamente manifiesta una baja producción en superficie hasta que es retirado el 24 de Enero de 2000 (20 días).



Agua (%)


24/Enero/00 11.0 1.0 90.9 172 Debido a esta falla se decide probar la hermeticidad del Packer “D” que separa ambas formaciones. El 27 de Enero de 2000 se realiza un examen con trazador detectándose perdida a través del mismo. Se saca el packer “D” y se fija un packer “FH”. El pozo queda en espera del equipo. El 13 de Junio de 2000 se reinstala el equipo el cual opera normalmente hasta el 12 de Setiembre de 2000 (91 días) en que es retirado debido a un paro por sobrecarga. Los controles de producción realizados durante este período son listados a continuación:



Agua (%)


16/Junio/00 35.0 2.1 94.0 138 25/Junio/00 39.0 1.9 95.1 137 27/Julio/00 42.0 1.1 97.3 138 07/Ago./00 43.0 1.9 95.6 127 27/Ago./00 44.0 2.0 95.4 139

Durante el pulling se detecta acoplamiento entre bomba booster y adaptador con estrías barridas. Así este equipo fue reparado y reinstalado en 4 oportunidades más con duraciones de 135, 15, 305 y 223 días. Durante estos períodos el DOWS funcionó adecuadamente. La producción de petróleo y agua en superficie se mantuvieron dentro de los valores normales como indica el cuadro siguiente:



Agua (%)


24/Oct./00 39.0 2.6 93.3 138 02/Nov./00 38.0 2.8 92.6 137 20/Nov./00 43.0 2.5 94.2 138 09/Dic./00 43.0 2.5 94.3 127

19/Enero/01 46.0 3.0 93.5 139 13/Set./01 38.0 2.0 94.7 135 04/Oct./01 30.0 1.8 94.1 136 22/Oct./02 37.1 4.5 87.3 140 07/Nov./02 36.9 4.4 87.6 142 25/Dic./02 39.0 4.0 89.7 138

09/Enero/03 39.0 4.2 89.2 127 04/Feb./03 40.0 3.3 91.7 139 18/Feb./03 40.0 4.0 90.0 135

26/Marzo/03 39.0 4.0 89.7 136 17/Mayo/03 30.0 4.5 85.0 140

Las causas de fallas de estos períodos fueron debidas a falla en la bomba booster, y fallas eléctricas.

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Antes de la última instalación el 4 de Octubre de 2002 se realizó una estimulación ácida y prueba de inyectividad a las arenas de Barrancas según el siguiente detalle: Tratamiento Ácido Pre-flujo: 2000 Lts HCl 7,5% + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Tratamiento: 5000 Lts (10% HCl – 1% HF) + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Post-flujo: 1500 Lts. HCl 5% + 0,3% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Desplazamiento: 6000 Lts agua de inyección tratada Caudal de Tratamiento: 0,5 a 0,7 BPM. PTI: 900 Psi QI: 1,2 BPM PT: 500 Psi QT: 0,9 BPM PTF: 420 Psi Qf: 0,9 BPM Prueba de Inyectividad


Presión (Kpa)

Caudal (lpm)


BCAS Total 1872,5/83 2758 143.0 S/D BCAS Total 1872,5/83 4137 190.0 S/D BCAS Total 1872,5/83 5516 215.0 S/D

En todas las instalaciones el hidrociclón fue el mismo y sólo fue necesario el cambio de anillos “O”. El gráfico N° 2 muestra las variaciones de producción e inyección antes y después de la instalación del DOWS. Vi-261: Los últimos controles de producción antes de la instalación del DOWS fueron los siguientes:



Agua (%)


15/Abril/00 219.3 8.2 96.3 0 12/Mayo/00 228.6 8.4 96.3 0 13/Junio/00 225.6 8.1 96.4 0

El equipo diseñado debía producir en superficie un caudal bruto de 30 m3/día con el 72% de agua e inyectar un caudal de agua de 251 m3/día a una presión de 198 Kg/cm2. Los controles efectuados después de arrancar el pozo y durante los tres primeros períodos de producción (17, 2 y 33 días de duración), fueron los siguientes:



Agua (%)


03/Julio/00 80.0 8.2 90.0 162 13/Ago/00 62.0 8.3 86.6 180 22/Ago/00 63.0 6.7 89.3 179 23/Ago/00 59.0 6.1 89.7 183 25/Ago/00 60.0 5.5 90.8 182 29/Ago/00 58.0 7.5 87.0 184

Las fallas principales se debieron a problemas ocurridos durante la instalación debido a que se giró el equipo cuando se intentaba enchufar la campana en el macho del on-off. Estás se

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detectaron al sacar el equipo y verificar el estado del cable de extensión y los 3 tubos by-pass que dirigen la mezcla concentrada de petróleo desde el separador hacia el tubing atravesando el equipo por el espacio anular que queda entre éste y el casing. Esto ocurrió en los primeros dos períodos en los cuales el equipo falló por corto circuito en el enchufe (pothead). Si bien el tercer equipo tuvo una falla eléctrica en el motor, los tubos capilares by-pass salieron dañados lo que indujo a pensar que también se intentó girar el equipo durante la instalación. A raíz de estas fallas el proveedor confeccionó un plan de acción para garantizar el éxito de las futuras instalaciones cuyos principales puntos son resumidos a continuación:

1. Hacer que SRLG (Sistem Run Life Group) conduzca una revisión del diseño del sistema básico. Esto para incluir comentarios del grupo de ingenieros del producto individual para saber que no existe una debilidad “fundamental” en el diseño (algo así como revisión por parte de terceros). Un aspecto de esta revisión de diseño debería incluir análisis de los reportes de la falla para convencernos de que no hay un defecto de diseño causando las fallas (incluyendo todas las fallas de subsep que hemos encontrado hasta ahora).

2. Tratar de entender lo que sucede en el fondo de pozo debido a la limitada información que esta disponible luego de cada instalación, para lo cual el proveedor sugirió comprar e instalar a su cargo un conjunto indicador de presión para las próximas instalaciones.

3. Instalar las próximas unidades con un VSD temporal (considerar 90 días de instalación) y un dispositivo de contrapresión (choke) permanente. Esto nos permitirá modificar los porcentajes de caudal, etc. y controlar el buen funcionamiento del sistema.

4. Tratar de instalar las próximas unidades con la presencia del especialista de Servicios de Campo del Proveedor.

5. Realizar pruebas de inyectividad antes de cada instalación para estar seguros de que el pozo y el área de inyección estén limpias antes de instalar un equipo nuevo en el pozo. (Podemos obviar esto después de haber logrado algunos buenos periodos de funcionamiento).

Mientras se preparan los equipos y se compra el conjunto indicador de presión de fondo, el proveedor sugirió instalar un equipo convencional para cumplimentar el requerimiento de producción. El 20 de Octubre de 2000 se instala un equipo convencional que opera hasta el 26 de Julio de 2001 en que el mismo es retirado del pozo. Durante esta intervención se libró el packer FH que aislaba la formación productora de la inyectora, se constata fondo de pozo en 1930 m y se realizan ensayos de inyectividad con el siguiente resultado:


Presión (Kpa)

Caudal (lpm)


BCAS Total 1881,5/1907 7791 48.0 S/D BCAS Total 1881,5/1907 7998 159.0 S/D BCAS Total 1881,5/1907 8274 207.0 S/D

Este resultado indica que si bien el índice de inyectividad es suficiente, experimentó una caída respecto del original por lo que después de fijar un packer FH en 1880 m se realizó una estimulación ácida para cumplir con el plan de acción propuesto. El tratamiento ácido se realizó según el siguiente detalle: Tratamiento Ácido Pre-flujo: 3000 Lts de gasoil + 5000 Lts de HCl al 7% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Tratamiento: 7000 Lts de HCl-HF al 10-1 % + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Post-flujo: 5000 Lts de HCl al 5% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2

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Desplazamiento: 8000 Lts de agua tratada PTI= 1600 Psi QI= 0,6 BPM PT = 0 Psi QT= 1,3 BPM PTF= 0 Psi QF= 1,3 BPM El 31 de Julio de 2001 se instala nuevamente el DOWS provisto de un conjunto indicador de presión de fondo comprado a BOT. Los controles de producción realizados durante este período se detallan a continuación:



Agua (%)


11/Ago/01 51.0 4.4 91.3 191 13/Ago/01 59.0 4.2 92.8 183

Cabe acotar que el equipo indicador de presión no funcionó y al extraer el equipo después de 32 días de funcionamiento debido a una falla eléctrica se detecta que los capilares del sensor de presión están aplastados y doblados. El pozo queda en espera hasta el 15 de Junio de 2002 en que el DOWS sin sensor de presión de fondo es nuevamente instalado previo a una estimulación ácida realizada según el siguiente detalle: Tratamiento Ácido Pre-flujo: 2000 Lts de HCl al 7% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Tratamiento: 4000 Lts de HCl-HF al 10-1 % + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Post-flujo: 1000 Lts de HCl al 5% + 0,4% HAI-81 + 0,3% Fe-2 Desplazamiento: 5800 Lts de agua tratada Prueba de admisión después del tratamiento durante 15 min. Admite 1,7 BPM sin presión en boca de pozo. Los controles de producción realizados durante este período se detallan a continuación:



Agua (%)


21/Junio/02 50.2 3.9 92.2 192 27/Junio/02 58.6 4.9 91.6 183 31/Julio/02 54.0 5.4 90.0 188 27/Ago/02 55.7 4.9 91.2 186 25/Set/02 58.7 5.2 91.1 183 08/Oct/02 72.5 4.5 93.7 169 31/Oct/02 77.3 3.6 95.3 165 27/Nov/02 68.3 4.5 93.4 174

Finalmente con una duración de 195 días, el 27 de Diciembre de 2002 se extrae el equipo por una falla eléctrica (motor trabado, desbalanceado y a tierra, sellos contaminados). En todas las instalaciones el hidrociclón fue el mismo y sólo fue necesario el cambio de anillos “O”. El gráfico N° 3 muestra las variaciones de producción e inyección antes y después de la instalación del DOWS. Vi-122 Los últimos controles de producción antes de la instalación del DOWS fueron los siguientes:

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Agua (%)


29/Ago/02 322.3 5.6 98.2 0 17/Oct/02 318.7 4.8 98.4 0 23/Oct/02 318.8 5.5 98.2 0

El equipo diseñado debía producir en superficie un caudal bruto de 50 m3/día con el 86% de agua e inyectar un caudal de agua de 268 m3/día a una presión de 225 Kg/cm2. El 28 de Octubre de 2002 se extrae la BES convencional, se libra el TPN Lokset y se fija un packer FH en 1859 m para aislar las formaciones y se instala un equipo DOWS. Los controles efectuados después de arrancar el pozo y durante los tres primeros períodos de producción (17, 2 y 33 días de duración), fueron los siguientes:



Agua (%)


07/Nov./02 27.2 1.2 95.5 291 18/Nov./02 76.8 1.9 97.4 241 20/Nov./02 77.1 2.0 97.3 241 02/Dic./02 81.1 3.0 96.2 237 31/Dic./02 70.0 2.8 96.0 248

20/Enero/03 71.0 3.2 95.5 247 23/Enero/03 74.8 3.9 94.7 243

19/Feb./03 73.1 3.0 95.8 245 26/Marzo/03 67.5 3.0 95.5 250 28/Marzo/03 69.0 2.8 95.9 249 13/Mayo/03 66.7 3.1 95.3 251

Con una duración de 206 días el equipo fue extraído por una falla eléctrica. El gráfico N° 4 muestra las variaciones de producción e inyección antes y después de la instalación del DOWS. En sólo una de las instalaciones el equipo estaba provisto de instrumentación de fondo de pozo que permitiera conocer la presión del anular tanto como la presión del fluido a la entrada del separador y a la salida del mismo pero el mismo no funcionó. Esta situación no nos permitía diagnosticar con certeza variaciones en la inyectividad por taponamiento, pérdidas de packer o recirculación del fluido por detrás del casing. Sólo se disponía de la medición de producción en superficie y el nivel dinámico de producción por medición con ecómetro.

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Cálculo del Ahorro de Energía Uno de los resultados más significativos de la aplicación de la tecnología DOWS es la reducción del volumen de agua traído a la superficie que para nuestras instalaciones fue del 76% promedio. Por comparación de la energía consumida por el sistema convencional y la aplicación del DOWS se puede determinar el ahorro de energía involucrado. Como sabemos en la terminación convencional la energía total estará dada por la suma de la energía consumida por la bomba electrosumergible más la energía necesaria para la separación, disposición y reinyección del agua producida en superficie. La energía consumida en la terminación con el sistema DOWS puede calcularse de la misma forma como la suma de las energías consumidas por la bomba de inyección y la bomba booster (cuando es necesaria) más la necesaria para la separación, disposición y reinyección del agua producida en superficie. Conociendo entonces las tensiones (Voltios), las cargas (Amp) y los Cos Þ para cada instalación, se puede calcular la energía consumida por las mismas según la siguiente relación: Energía BES/DOWS (KW) ‗ V * Amp * 1.73 * Cos φ 1000 Luego conociendo la presión y caudales de inyección y asumiendo un rendimiento mecánico y eléctrico (µm y µe) de la Planta podemos calcular la energía necesaria para la inyección del agua traída a la superficie en cada caso aplicando la siguiente relación: Energía Inyección (KW) ‗ 0.00155 * P (Kg/cm2) * Q (m3/día) * 0.746 µm * µe Sumando ambas energías para cada caso en particular se calcula la energía total del sistema. El cuadro siguiente muestra para cada pozo la diferencia de la energía consumida entre la terminación convencional y la con DOWS: Terminación Convencional Terminación con DOWS Diferencia

Pozo BES Inyecc. Total DOWS Inyecc. Total (KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (KW) (%)

VM-97 167 63 230 138 12 150 -80 -35 Vi-284 74 26 100 46 7 53 -47 -47 Vi-261 99 24 123 101 7 108 -15 -12 Vi-122 97 45 142 94 10 104 -38 -27 Total 437 158 595 379 36 415 -180 -30

No se ha tenido en cuenta en este cálculo la diferencia de energía consumida debido al movimiento del agua dentro de la Planta para su acondicionamiento.

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Conclusiones El análisis de: los detalles observados durante la instalación y el pulling, los resultados de los ensayos de inyectividad, los resultados de los controles de producción y el análisis de falla en el taller, nos permiten establecer un número de conclusiones específicas de la operación como de la tecnología DOWS en general. Algunas de las conclusiones más relevantes son listadas a continuación:

El sistema DOWS no fue económicamente exitoso desde el punto de vista de la producción excepto por cortos períodos al comienzo de la operación, en que la producción de petróleo se mantenía en los valores históricos. Tampoco lo fue desde el punto de vista de la confiabilidad del equipo, excepto en las últimas instalaciones de cada pozo en que la duración promedio fue de 208 días (probablemente esto se deba al proceso del Know-how y seguramente seguirá mejorando en futuras instalaciones).

La producción de petróleo en superficie fue menor en tres pozos y se mantuvo en uno

durante la operación con DOWS que antes de la instalación del mismo, cuando los pozos producían con una BES convencional. El promedio de decrecimiento fue del 24%.

La producción de agua en superficie disminuyó drásticamente en todas las

instalaciones. El rango de disminución estuvo comprendido entre el 72 y 81% y el promedio de disminución fue del 78%.

El consumo de energía del DOWS comparado con el del sistema convencional de

producción tratamiento y disposición del agua, tuvo una disminución promedio del 30%.

La instrumentación de fondo de pozo es vital para identificar los problemas

rápidamente y alertar al operador. En nuestro caso, en que las instalaciones no disponían de instrumentación de fondo (excepto en una que no funcionó), fue muy difícil establecer cambios en la inyectividad de los pozos sino después de sacar el equipo y realizar un ensayo de inyectividad. La pérdida de producción en superficie puede ser causada por muchos problemas difíciles de identificar sin el uso de la instrumentación de fondo. En nuestro caso la pérdida de producción en el pozo Vi-284 fue causada por pérdida de packer en una oportunidad y por rotura de la bomba booster en otra y recién después de sacar el equipo y hacer las pruebas necesarias (ensayo con trazador) pudimos establecer pérdida a través del packer.

La durabilidad del separador de fondo fue muy buena. Teniendo en cuenta que la

operación de nuestros pozos involucra una cantidad importante de finos, los hidrociclones no fueron dañados y sólo fue necesario el cambio de anillos “O” durante el desarme y armado en taller.

El taponamiento de las formaciones inyectoras con finos es un problema significativo

principalmente en formaciones clásticas. Si bien la estimulación ácida podría realizarse con el equipo instalado, no se aconseja esta práctica ya que podrían aparecer otros problemas relacionados con la corrosión ácida en la instalación de fondo.

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No se detectaron pérdidas entre la formación inyectora y la productora por detrás del casing (buen anillo de cemento ) ni a través de los paquetes de arcillas que aíslan ambas formaciones aún operando con presiones de inyección superiores a la de fractura.

Referencias: Veil, J.A., B.G. Langhus, and S.Belieu, 1999, “Feasibility Evaluation of Donwhole Oil/Water Separations (DOWS) Technology”, by Argonne National Laboratory, CH2M-Hill, and Nebraska Oil and Gas Conservation Commission, January. “Analysis of Data from a Downhole Oil/Water Separator Field trial in East Texas” by Argonne National Laboratory Washington; DC and Arthur Langhus Layne – LLC Tulsa, OK. February 2001.

Gráfico N° 1

VM-97Producción Antes y Después del DOWS

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

05-ene-98 04-feb-98 06-mar-98 05-abr-98 05-may-98 04-jun-98

1998

Prod

ucci

ón e

Inye

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Agu

a en

m3 /d

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10

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18

20

Prod

ucci

ón d

e Pe

tról

eo e

n m

3 /día

Prod. Agua

Inyección

Prod. Neta

InstalaciónDOWS Taponamiento de

Arenas inyectoras

VI-284Producción Antes y Después del DOWS

0

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40

60

80

100

120

140

160

180

200

26-3-98 24-7-98 21-11-98 21-3-99 19-7-99 16-11-99 15-3-00 13-7-00 10-11-00 10-3-01 8-7-01 5-11-01 5-3-02 3-7-02 31-10-02 28-2-03 28-6-03

1998 - 2003

Prod

ucci

ón e

Inye

cció

n de

Agu

a en

m3 /d

ía

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Prod

ucci

ón d

e Pe

tról

eo e

n m

3 /día

Prod. Agua

Inyección

Prod. Neta

InstalaciónDOWS

Ensayo de PKR con Trazador

Cambio de Bomba Booster

Estimulación Ácida Arena

Inyectora

Gráfico N° 2


0

50

100

150

200

250

300

25-3-00 13-6-00 1-9-00 20-11-00 8-2-01 29-4-01 18-7-01 6-10-01 25-12-01 15-3-02 3-6-02 22-8-02 10-11-02 29-1-03

2000 - 2003

Prod

ucci

ón e

Inye

cció

n de

Agu

a en

m3 /d

ía

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Prod

ucci

ón d

e Pe

tról

eo e

n m

3 /día

Prod. Agua

Inyección

Prod. NetaInstalación

DOWS

Período Sin ProducciónEspera Reparación Equipo

Período de Producción con Equipo Convencional

InstalaciónDOWS con Conjunto

Registrador de Presión

Instalación BES

ConvencionalEstimulación

Äcida

Gráfico N° 3

Gráfico N° 4


0

50

100

150

200

250

300

350

22-8-02 21-9-02 21-10-02 20-11-02 20-12-02 19-1-03 18-2-03 20-3-03 19-4-03 19-5-03

2002 - 2003

Prod

ucci

ón e

Inye

cció

n de

Agu

a en

m3 /d

ía

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Prod

ucci

ón d

e Pe

tról

eo e

n m

3 /día

Prod. Agua

Inyección

Prod. Neta

InstalaciónDOWS

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