control de agua


2.9 Soluciones para el control del agua
2.9.2 Soluciones químicas. La operación de Squeeze o cementación forzada constituye una de las más comunes y eficientes formas de contrarrestar el problema del agua, Debido a su escasa pérdida de fluido y a su gran capacidad de penetrar microfracturas inferiores a 160 micrones, es el sistema ideal para remediar filtraciones en las tuberías, provocadas porflujo detrás de las mismas Una vez colocado correctamente, el cemento ofrece gran resistencia a la compresión, baja permeabilidad, porque impide el paso de los fluidos y alta resistencia a los ataques químicos. En el tratamiento a menudo se utiliza con cemento común para taponar disparos cuando existe un problema de capas inundadas, o bien cuando asciende el agua del fondo o el contacto aguapetróleo (CAP). También se puede aplicar para el sellado de empaques de grava, filtraciones en el revestidor o canales por detrás del revestidor. Otra solución química, son los geles rígidos, que son sumamente efectivos para taponar excesos de agua en las cercanías del pozo como en la Figura 2.20 en donde se bombea un gel rígido (A) en la zona inundada para cegar la entrada de agua de una capa sinflujo transversal. Una empacadura inflable en la tubería flexible (B) aísla la zona productora de petróleo (C) de la zona inundada (D). A diferencia del cemento, los geles se pueden forzar dentro de la formación para realizar el sellado completo de esa zona o para llegar a las barreras de lutitas. Con respecto a los tratamientos de cemento, presentan una ventaja operativa, ya que se pueden perforarcon chorros de fluidos en lugar de triturarlos con mechas. Habitualmente están hechos a base de polímeros con aditivos reticuladores. Algunos sistemas se pueden mezclar con facilidad y tienen una vida útil prolongada. Pueden ser inyectados a presión en la formación para tratar problemas de agua específicos, como flujo por detrás del revestidor y capas inundadas sin flujo transversal, o colocadosselectivamente en la zona de agua usando tubería flexible y un empacador. Otra solución química es un fluido gelificado que se puede inyectar en pequeñas fallas o fracturas pero sólo penetra las formaciones con permeabilidades superiores a 5 darcies. Cuando se aplican grandes volúmenes (1.000 a 10.000 barriles) [159 a 1589 m3] de estos fluidos poco costosos, por lo general se logra cegar ampliossistemas de fracturas que rodean al pozo inyector o a los pozos productores.
Por otra parte, se están desarrollando fluidos inteligentes o selectivos en la forma de polímeros y surfactantes para tratamientos de la matriz de la formación cercana al hueco. Estos tratamientos, denominados Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM), producen un material similar al de un gel para detener el flujo en lascapas de agua, pero mantienen el comportamiento del fluido en las capas de petróleo para permitir que continúe la producción. En algunas aplicaciones, ofrecen la posibilidad de realizar un tratamiento selectivo simplemente utilizando un método de emplazamiento forzado de bajo costo.

2.9.2.1 Modificadores de permeabilidad relativa (RPM). La definición verdadera de lo que es un RPM, ha sido objetode varios estudios y discusiones, se define como un material que reduce la permeabilidad relativa al agua más que la del petróleo mediante el cambio de la Krw y Kro, es consecuencia del cambio de las propiedades humectantes del fluido, en este caso del agua. Los Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM) tiene propiedades que ayudan a reducir el flujo de agua del área tratada o de la zona deproducción de agua dentro del pozo. En la zona tratada de una capa que está produciendo hidrocarburos, los Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM) pueden restringir poco o nada el flujo de hidrocarburos. Si los Modificadores de Permeabilidad Relativa (RPM) se colocan en zonas homogéneas que producen agua y petróleo, los RPM pueden contribuir a la disminución de la permeabilidad de agua e...