cold heavy oil production with sands chops

UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER

CHOPSCold Heavy Oil Production with SandsKatherine PradaSERGIO ANDRES ALVAREZ PABON LAURA YANETH OSMA MARIN KATHERINE PRADA PALOMO

Mtodos de Recobro 2011

CONTENIDO

1. INTRODUCCIN 2. GENERALIDADES 2.1 HISTORIA 2.2 MECANISMOS DE RECUPERACIN 2.3 DESCRIPCIN DEL PROCESO 2.4 CRITERIOS DE SELECCIN 3. COMPORTAMIENTO TPICO DE UN POZO CHOPS 3.1 PERFIL DE PRODUCCION 3.2 FACILIDADES DE SUPERFICIE 3.3 TIPOS DE WORKOVER 4. PROBLEMAS DE YACIMIENTO Y MECNICOS 4.1 DE YACIMIENTO 4.2 MECNICOS 5. APLICACIONES EN CAMPO 5.1 LUSELAND 5.2 FULA 5.3 PATOS MARINZA 5.4 TAOBAO 6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS 7. CONCLUSIONES 8. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS

Cold Heavy Oil Production with Sands 1

Cold Heavy Oil Production with Sands1. INTRODUCCIN El total de recursos de petrleo en el mundo estn alrededor de 9 a 13 X 10 12 (trillones) barriles de petrleo1, el petrleo convencional representa el 30% de dicho recurso total asimismo los recursos denominados no convencionales con los siguientes porcentajes1: petrleos pesado 15%, petrleos extrapesado 25% y arenas con bitumen 30%. El agotamiento de los recursos de petrleo convencionales, los altos precios del petrleo, las nuevas tecnologas y las polticas gubernamentales en algunos pases donde se encuentra este recurso no convencional, hacen que el petrleo pesado sea rentable en su produccin y posterior comercializacin. La produccin de petrleo pesado en fro con arena es un mtodo de produccin primaria de aplicabilidad a numerosos yacimientos de petrleo pesado. Los comienzos de esta nuevo mtodo de produccin se dio en Canad donde descubren empricamente que si producan petrleo pesado junto con arena exista un aumento en la produccin de petrleo. Actualmente hay mltiples aplicaciones exitosas en diferentes pases que cuentan con este recurso.

2. GENERALIDADES

Es un mtodo no trmico de recuperacin primaria de crudo pesado en formaciones poco profundas de arenas no consolidadas, que mejora el recobro primario de aceite en un promedio del 12 a 20 %, la produccin por este mtodo consiste en permitir la produccin de la arena junto con el crudo, no se colocarn empaquetamientos, ni screens en el pozo durante el completamiento sino que, por el contrario, el dimetro de las perforaciones es mayor para permitir la entrada de arena. Adems, se requiere del uso de un sistema de levantamiento artificial comnmente bombas PCP para levantar la produccin y llevar el crudo a la superficie. Debido a las mejoras en potencia y carga de trabajo de este tipo de bombas, la produccin CHOPS ha tenido acogida en los ltimos aos en Canad y otras partes del mundo.1

Brown, G, Baker, A, et.al.:

La importancia del petrleo pesado, Oilfield Review 18, no. 3 (Otoo

de 2006): 2845. Cold Heavy Oil Production with Sands 2

2.1 HISTORIA A continuacin se presentan hechos relacionados con el mtodo de produccin en fro presentado en este trabajo.

Fuente: Autores 1920s: Descubrimiento del cinturn de crudo pesado en Canad, en el rea de Lloydminster. Las bombas reciprocantes de la poca eran ineficientes, muchos pozos tan solo producan 10 a 15 BPD al final de su vida productiva alcanzndose solo un factor de recobro del 5 al 8 % para estos campos. Operadores notan que al producir pequeas cantidades de petrleo junto con arena la produccin de petrleo aumentaba se generaba un problema con los slidos en superficie (arenas) pero fue solucionado con el uso de tanques con calentamiento, donde las fases se segregan gravitacionalmente. 1973-1983: Los altos precios del petrleo generado por una coyuntura de tipo poltico de la OPEP de no exportar ms petrleo a los pases que haban apoyado a Israel durante la Guerra de Yom Kippur, que enfrentaba a Israel con Siria y Egipto. Afectando as a pases no OPEP entre los ms importantes Estados Unidos y parte de Europa Oriental. 1980: Coincidi con los precios altos la llegada de las bombas de cavidades progresivas (PCP), estas bombas tenan una vida corta y no eran rentables. 1990: CHOPS no fue implementado ampliamente con xito comercial hasta que sistemas de bombeo avanzado como las bombas de cavidades progresivas se perfeccionaron a finales de los aos ochenta, estas tenan una alta eficiencia, una vida ms larga y mayores velocidades lo cual permiti levantar ms volmenes significativos de arena, por tanto mayores volumen de petrleo.


1995: Se da aplicaciones exitosas fuera de Canad como en Albania, China, Omn, entre otros.

2.2 MECANISMOS DE RECUPERACIN En un proceso CHOPS, para que se d la produccin de produccin de petrleo con arena un grupo de fuerzas acta como se explica a continuacin2: Fuerza gravitacionales: los esfuerzos verticales por el peso de los estratos causa ayuda a la produccin de arena. Gradiente de presin: Causa un flujo de arrastre y da lugar a la suspensin de la arena en el flujo del fluido. Crudo espumoso: Fenmeno de flujo de que ayuda a mantener la presin y tasa de flujo, este mantiene la arena en suspensin, y aumenta velocidad de flujo hacia la cara del pozo por la expansin de las burbujas de gas.

Mecanismos con la metodologa CHOPS.

Fuente: Modificado :Dusseault, Maurice, Mechanisms of Massive Sand Production in Heavy Oils, 20022

Dussealult, Maurice B, CHOPS Cold Heavy with Sand in the Canidian Heavy Oil Industry, March 2002, Alberta, Pg. 74


Cuando es iniciada la produccin la produccin de arena y petrleo, se crea desde la cara del pozo cavidades o agujeros de gusano (Wormholes) como se conocen comnmente. Estos comunican a partes inalteradas del yacimiento con la cara del pozo. Estos agujeros de gusano se caracterizan por estar llenos de una mezcla de petrleo, agua y pequeas burbujas de gas (Foamy Oil) con partculas en suspensin de arena.

Mecanismos de mejoramiento de flujo. Con base en los mecanismos de recuperacin, se desarrollan los siguientes cambios a nivel de yacimiento: -Incremento de la velocidad darcy con la produccin de arena: Si en un medio poroso la matriz es inmvil, la velocidad Darcy es la del fluido. Si se mueve la matriz y el fluido la velocidad Darcy est dada por la siguiente expresin: . El movimiento de la arena por lo tanto aumenta la velocidad del fluido. -Mejoramiento de la permeabilidad: El retiro de los slidos del yacimiento a travs de procesos de licuefaccin y transporte de sedimentos, crea un "espacio" en el horizonte productor. Este espacio es vaco, se llaman agujeros de gusano es una zona "remodelada", tiene mayor porosidad comparada con su porosidad original, debido a la dilatacin de la arena. El crecimiento de esta zona remodelada o dimetro de la cavidad, provoca un aumento de la permeabilidad aparente de la regin del pozo, esta zona crece debido a la produccin continua de arena y el dimetro de esta cavidad es funcin del tiempo de produccin. A continuacin en la figura se muestra los tipos de cavidades o Wormholes, se puede que los tipos de cavidades son de tipo dendrtico y no dendrtico. Tipos de agujeros de gusano

Fuente: Modificado :Dusseault, Maurice, Mechanisms of Massive Sand Production in Heavy Oils, 2002


-Comportamiento del crudo espumoso en aceite viscoso: Los aceites pesados explotados por CHOPS tiene concentraciones de gas (> 90% metano) en solucin, el punto de burbuja por lo general se encuentra cerca o sobre la presin de poro (es decir, el gas est cerca de la saturacin en forma disuelta en el lquido). Los pozos son sometidos a abruptas cadas de presin, y el gas emerge como burbujas de la fase liquida, sin embargo, estas burbujas no se unen rpidamente para formar una fase continua de gas, permanecen en forma de burbujas durante el flujo hacia el pozo, aumentando de tamao a medida que disminuye la presin. Por lo tanto, las burbujas actan como una fuerza interna del fluido lquido, para aumentar la velocidad desde el yacimiento hasta la cara del pozo. Si se supone que una burbuja de gas sale del lquido, sometido a un gradiente de presin, esta burbuja se desplaza para bloquear o impedir el flujo a travs de la garganta del poro, la reduccin de la capacidad de flujo de fluidos del medio poroso y provoca que el gradiente de presin en dicha zona taponada aumente, causando as la licuefaccin de los granos de la roca, como se muestra en la figura.

Zona taponada por burbujas de gas

Fuente: Tomado :Dusseault, Maurice, Mechanisms of Massive Sand Production in Heavy Oils, 2002

-Eliminacin del efecto del dao: Petrleo pesado contiene asfaltenos, dependiendo del comportamiento de fase, esta puede convertirse en semislidos. Los asfaltenos se pueden precipitar en la cara del pozo causando un dao a la formacin que disminuye la produccin de petrleo y existen otros tipo de precipitados de tipo inorgnico (BaCO 3). En los pozos que usan la metodologa CHOPS generalmente no se tiene estos tipos de problemas puesto que existe una cada de presin alta y donde la cara de la formacin hay muchos agujeros de gusano impidiendo as la depositacin de orgnicos e inorgnicos.Cold Heavy Oil Production with Sands 6

Efectos de los mecanismos de mejoramiento en el flujo Al usar CHOPS como mtodo de produccin se puede observar las siguientes mejoras: En general el flujo arena aumenta la movilidad de fluidos. La produccin de arena continua genera una zona de alta permeabilidad alrededor del pozo. Comportamiento del gas en solucin en forma de burbujas (flujo espumoso) desestabiliza la arena, se mantiene la presin en los fluidos, y acelera el flujo hacia el pozo. Si la arena se produce continuamente, la regin del pozo no puede ser bloqueada por asfaltenos precipitados, partculas de grano fino, o depsitos minerales.

Bsicamente son dos los mecanismos claves responsables del aumento de produccin mediante CHOPS. Los agujeros de gusano (Wormholes): Estos no solo mejoran la conductividad del yacimiento sino que permiten que el gas en solucin forme burbujas. El crudo espumoso (Foamy Oil): La expansin de las burbujas de gas como su flujo el gradiente de presin a el pozo acelera la produccin de petrleo pesado y es considerado una parte esencial de CHOPS

Mecanismos claves de recuperacin

Fuente: RON SAWATZKY, Cold Heavy Production Recovery Machanism & Field Performande. Memorias de SPE Distinguished Lectures Program. 2008.Cold Heavy Oil Production with Sands 7

Los registros de produccin CHOPS de Alberta muestran un GOR constate por muchos aos, con la condicin de que una fase continua no ha sido generada hasta un agotamiento ms rpido del gas en solucin alrededor del pozo.

2.3 DESCRIPCIN DEL PROCESO CHOPS Es la produccin de crudo pesado con arena en fro que implica la produccin deliberada de arena durante la vida productiva del pozo y la aplicacin de mtodos para separarla del petrleo y disponer de esta en superficie. Esquema general del proceso

Fuente: Autores Seleccionado el yacimiento a ser sometido a CHOPS segn los criterios que se ms adelante se especificarn, se perfora el pozo y se completa para iniciar el flujo de arena, las perforaciones en el casing son de grandes dimetros aproximadamente de 23 a 28 mm de dimetro con 26 a 39 cargas por metro, en pozos de 0 a 45 de inclinacin, de esta forma se favorece la formacin de canales de alta permeabilidad por la remocin de arena denominados agujeros de gusano o Wormholes, estructuras estables de 25 a 50 mm de dimetro de gran extensin; la propagacin de los agujeros de gusano y la formacin de burbujas de gas lo suficientemente pequeas en un crudo altamente viscoso crudo espumoso son responsables del aumento de produccin.Cold Heavy Oil Production with Sands 8

El crudo espumoso llegar hasta la cara del pozo, y ser bombeado hacia superficie, mediante el uso de bombas de cavidades progresivas PCP. El crudo pesado producido es rico en carbonos, metales pesados y sulfuros por lo tanto las refineras convencionales no aceptaran como materia prima, se requieren de refineras costosas que permita producir crudo sinttico mediante hidrogenacin y as poder ser enviado a una refinera convencional. Muchas veces, despus de que ha declinado la produccin de un pozo por CHOPS a niveles econmicamente no rentables, se ve favorecido el uso de otros mtodos de recobro con solventes y trmicos que no se hubiesen si el pozo no hubiese producido previamente por CHOPS.

2.4 CRITERIOS DE SELECCIN A etapas tempranas de aplicacin de la tecnologa CHOPS, los criterios de screening estn basados en la experiencia. Pueden existir casos donde estos criterios sean muy restrictivos y sern necesarias las pruebas piloto. Se consideran los siguientes criterios: -Factores Geolgicos: El intervalo del yacimiento bsicamente debe ser de 16 a 40 ft de espesor de una arena no consolidada con bajo contenido de arcilla. No resulta favorable para el proceso, las secuencias finas de turbiditas, zonas cementadas estrechamente intercaladas y sin aceite, arena no consolidada expuesta a alta compresin por un gran tiempo, as como arenas muy gruesas mayores a 1000 m. Es favorable que el yacimiento sea lo ms homogneo posible y que existan zonas sin buzamiento. La ausencia de fallas y plegamientos son factores importantes. En cuanto a presencia de otros fluidos: El agua libre no debe estar en un yacimiento explotado con CHOPS, aunque se encuentra a 1500 ft de la cara del pozo su impacto es muy grande, debido a la diferencia de movilidades entre el agua y el crudo pesado, la produccin de agua se puede incrementar a expensas de la produccin de aceite. La presencia de capa de gas es perjudicial para un proceso CHOPS exitoso porque se puede presentar conificacin de gas y las bombas PCP se deterioran bajo estas condiciones; si es favorable que tenga gas en solucin para formar el aceite con consistencia espumosa que ayuda a mejorar la eficiencia del proceso.


-Factores Geomecnicos: El parmetro ms importante es la ausencia de minerales cementantes, todas las mediciones necesarias, pruebas, anlisis de datos geofsicos y exmenes microscpicos deben ser tenidos en cuenta para considerar la fuerza cohesiva. Los criterios in situ de los esfuerzos parecen no ser tan relevantes para el proceso. -Parmetros de fluido: La saturacin de petrleo debe ser alta mayor a 0,8 y 0,2 de agua connata con salinidad de 60.000 ppm de NaCl; crudos con alta viscosidad puede producir a travs de CHOPS pero se generan problemas operacionales por el manejo masivo de la arena por tal razn resultan ms viables si la viscosidad es menor a 15000 cP, un factor clave es el gas en solucin para generar el comportamiento espumoso. Yacimientos de petrleo pesado apropiados para CHOPS estn ubicados en arenas consolidadas dbilmente, donde la movilizacin de arena puede ser fcilmente activada y el influjo de arena sostenido por la vida productiva del pozo. El siguiente screening se obtuvo de experiencia en campos canadienses, pero considerando el gran depsito de crudo pesado presente en la faja del Orinoco en Venezuela, estos criterios difieren un poco en nicamente en que las presiones y las saturaciones son ms altas en la Faja del Orinoco, y que el contenido de asfaltenos es menor. Screening

Fuente: M.B. Dusseault, U. of Waterloo. Cold Heavy-Oil Production with Sand. Chapter 5


3. COMPORTAMIENTO TPICO DE UN POZO CHOPS

La produccin de los pozos CHOPS generalmente aumenta durante algn tiempo despus del completamiento inicial debido a la produccin de arena y luego disminuye en un tiempo de meses o quizs aos, la tasa de declinacin puede ser repentina, la causa puede ser por problemas mecnicos o por el comportamiento del yacimiento.

3.1 PERFIL DE PRODUCCIN PARA UN POZO TPICO CHOPS El perfil de produccin del pozo es diferente del convencional por el pico en la curva de produccin de aceite porque la productividad de los pozos mejora con la produccin de arena y disminuye como resultado del agotamiento del yacimiento. Despus de que se presenta el pico sigue la declinacin gradual cuando los efectos de deplecin dominan. Perfil de produccin

Fuente: M.B. Dusseault, U. of Waterloo. Cold Heavy-Oil Production With Sand.Chapter 5.

Cuando un pozo es completado la produccin de arena inicial es grande del 15-40% del volumen de los fluidos producidos. Por un periodo de pocos das o varios meses la produccin de arena decae desde un valor menor al 0,5% /vol hasta tan alto como 10% /vol durante la fase de estado estable de la produccin de aceite.


Un pozo CHOPS produce 30-150 bbl/da de aceite y para un buen pozo en aceite viscoso, tal vez tanto como de 500-800 toneladas de arena en un ao. La produccin de aceite se incrementa hasta un pico de produccin que puede ser 30-60% mayor a la tasa inicial debido al aumento de la conductividad en la cara del pozo a mayor a la declinacin natural de la produccin. Los pozos CHOPS presentan factores de recobro entre 15-25%, en comparacin con la produccin de yacimientos tpico sin arena que esta entre 0-5%. Debido a caractersticas nicas de los yacimientos no consolidados de crudo pesado la produccin aumenta 10 a 20- veces despus de la conversin de los pozos de la produccin tradicional a la produccin CHOPS. Posteriormente se presenta una declinacin gradual de la produccin que se prolonga por unos cuantos aos hasta que sea necesario restablecer la produccin aplicando un workover al pozo, los cuales son requeridos durante la vida de un pozo para cambiar o reparar equipo, y para mantener o reiniciar el influjo de arena y fluidos.

Produccin por ciclos: Despus de una disminucin de varios aos a una tasa baja de aceite, el pozo se puede rehabilitar y restablecer una mejor produccin, adems un pozo puede funcionar a travs de varios ciclos, sin embargo, los siguientes picos de tasas de arena y aceite no son tan altos como los del primer ciclo. Comportamiento de un pozo CHOPS en 3 ciclos de produccin

Fuente: M.B. Dusseault, U. of Waterloo. Cold Heavy-Oil Production With Sand.Chapter 5.


Finalmente las estrategias de bombeo y las limitaciones que interpongan el yacimiento y los fluidos incidirn directamente en el desarrollo productivo del pozo. La mayora de los pozos de Chops usa pcps con unidades de superficie, ya que estas dan una buena tasa de aceite mientras manejan altos volmenes de arena y elimina problemas en la cada de la varilla.

Resumen de parmetros de produccin

Fuente: Autores

3.2 FACILIDADES DE SUPERFICIE Las facilidades de superficie para pozos CHOPS son pequeas, solo se requiere espacio para la cabeza de pozo, un tanque de almacenamiento, y una casa de perro pequea, el gas producido es usado en sitio para alimentar los equipos o calentar el tanque de almacenamiento. Una vez producido, el crudo es vertido en grandes contenedores que son a 90C, diseados para disminuirla viscosidad y acelerar la tasa de asentamiento de la arena en el crudo caliente. Los operadores tienen tres opciones para el manejo de la arena despus de su separacin: Landfilling, salt cavernal disposal and and slurried solids injection. Al final, el crudo se desacidifica y desaliniza, todo esto para cumplir con las regulaciones del mercado de los crudos.


Dado que un gran volumen de arena es producido, las lneas de tubera de superficie no pueden usarse para transporte, se requieren camiones para mover aceite, agua y arena para procesamiento o disposicin, los separadores gravitaciones verticales referidos como stock tanks son usados en el sitio del pozo para separar las fases que se producen como lechada, estas fases de diferente densidad son gas, agua de formacin, crudo pesado y arena. Finalmente, se puede sealar que la limpieza en el tanque de separacin ser eficiente est en un estado de mejora dinmica, y el coste es probable menor. Tanque de separacin de fluidos

Fuente: CHOPS-Cold Heavy Oil Production with Sands in the Canadian Oil Industry Tanque elevado para facilitar la limpieza.

Fuente: CHOPS-Cold Heavy Oil Production with Sands in the Canadian Oil Industry.


3.2 TIPOS DE WORKOVER

Causas para realizar trabajos de workover

Fuente: CHOPS-Cold Heavy Oil Production with Sands in the Canadian Oil Industry

4. PROBLEMAS DE YACIMIENTO Y MECNICOS 4.1 DE YACIMIENTO: Un pozo puede venirse en agua si un agujero de gusano alcanza una zona de agua, ya que el agua fluye preferencialmente dado que su viscosidad es mucho menor. La red de agujeros de gusano pueden alcanzar una regin donde no hay suficiente gas natural en el aceite para romper los granos de arena. Los granos de arena pueden ser muy fuertes para permitir el crecimiento de la red de agujeros de gusano. Los agujeros de gusano pueden migrar e interactuar con agujeros de gusano de otros pozos los cuales han detenido su produccin.


Los agujeros de gusano pueden colapsar. La perforacin infill de un pozo para CHOPS puede resultar en un pozo no productivo rodeado por pozos cercanos productivos. Alternativamente, un pozo infill puede encontrar problemas de prdidas de circulacin severas si intercepta un agujero de gusano existente. Inhabilidad para iniciar el influjo de arena porque la arena no est lo suficientemente daada por el proceso de perforacin. Bloqueo en la zona cercana al wellbore (Perforacin arqueada de las arenas) o bloqueo ms distante (sedimentacin y recompactacion de la arena). Conificacin del agua o del gas en la zona del pozo. Prdida del empuje de presin por deplecin general o prdida de acceso al aceite virgen con total contenido de gas en solucin.

4.2 MECANICOS: Taponamiento de las lneas de flujo. Esfuerzo de torsin o rompimiento de las varillas. Falla del Estator Desgaste del tubing. Repentinos o peridicos slugs de arena. Bloqueos de gas peridicos. Ndulos de Concreciones o fragmentos de metal que destruyen el elastmero del estator. Peridicos excesivos cortes de agua. Doblamiento axial del casing. La distorsin de corte de los planos de estratificacin superiores.


5. APLICACIONES 5.1 LUSELAND El campo Luseland est ubicado en la provincia de Saskatchewan y es un caso histrico particular por un nmero de razones que se exponen a continuacin: Ha estado produciendo desde 1982, desde 1984, siempre ha habido aproximadamente 30 pozos verticales en produccin. Los pozos fueron perforados con un espaciamiento de 40 acres y no ha habido perforacin infill durante el perodo de estudio. La compaa que operaba el campo (Wascana Energy), instal y prob un grupo de seis pozos horizontales en el mismo campo. Pozos viejos verticales fueron convertidos a CHOPS, en aproximadamente en el perodo de 1996-1997. Las conversiones a bombas de alta capacidad PCP fueron realizadas en pozos seleccionados en el perodo de los aos 1996-1997.

As, el campo Luseland permite una comparacin directa y objetiva del desarrollo del campo bajo tres diferentes condiciones: verticales con arena mnima, horizontales en tres reas del campo y produccin de verticales pero con el aumento del influjo de arena. Las propiedades bsicas y los parmetros del campo PARMETRO VALOR Profundidad, m 730 BSHP, MPa 6.3 BHST, C 30 Porosidad, % 30 Permeabilidad, D 2-4 Sw, Sg 0.28-0.0 Espesor, m 5-15 Viscosidad in situ, cP 1400 Viscosidad del aceite muerto, cP 12000-30000 Gravedad API 11-13.4 Litologa Arena ricas en cuarzo, no cementadas Fuente: Dusseault M.B., Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production, SPE 59276


La figura es un plot de las tasas mensuales de aceite y agua (m3/mo) producidas en Luseland desde su comienzo hasta Diciembre de 1998. Cuatro distintas fases son definidas. Historia de produccin del campo Luseland

Fuente: Dusseault M.B., Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production, SPE 59276. Modificado por el autor. Fase I: Corresponde a los primeros 10 aos y son el perodo inicial. Todos los pozos estaban completados de la forma convencional, ampliamente espaciados, pequeos dimetros de perforaciones. Bombas reciprocantes fueron usadas para alcanzar tasas de produccin de 20-30 bbl/da, aunque unos pocos pozos tenan instaladas bombas PCP a finales de 1980. Durante esta fase pocas cantidades de arena entraban al pozo, probablemente en el orden del 0.25%-2%. As CHOPS estaba ocurriendo pero limitado por la tasa a la cual cada pozo estaba produciendo y el dimetro de las perforaciones. Fase II: Esta fase envolvi la perforacin y la puesta en produccin de seis pozos horizontales de 500 m de longitud. Los pozos fueron perforados en tres regiones geogrficas distintas de la misma rea, pero ninguno de ellos estaba ubicado en la mejor rea del campo. Claramente la fase dos de pozos horizontales fue un fracaso. Fase III: La fase tres es la fase de CHOPS en Luseland. Inicia en el ao 1993, un cambio en la filosofa toma lugar en el campo y a lo largo de varios aos, los treinta pozos verticales fueron recompletados gradualmente para producir arena. Esto envolvi la perforacin de usando puertos de largos dimetros. Las bombas reciprocantes fueron reemplazadas por PCP. La operacin de las bombas fue gradualmente optimizada durante un perodo de meses incluso de un ao por pozo.Cold Heavy Oil Production with Sands 18

En los aos 1997-1998, la conversin de los pozos y la optimizacin trajo consigo un incremento en la tasa de aceite de cuatro a cinco, comparado con el perodo 1982-1992. La produccin por pozo antes de CHOPS era de 4.5 m3, despus fue de 21 m3/da. Fase IV: La fase cuatro recin empez. A mediados de los aos 90. Esta fase ha envuelto la perforacin adicional de pozos cerca del centro de la estructura y este programa de perforacin ha tenido resultados mezclados. Algunos de los pozos son buenos productores CHOPS, pero algunos de estos pozos se han venido rpidamente en agua. A finales de 1999 la produccin est siendo mantenida al nivel alcanzado en los aos 1997-1998 y el corte de agua ha empezado a aumentar lentamente. Se ha alcanzado un factor de recobro del 16% del OOIP basados en el desarrollo de los pozos CHOPS. 5.2 FULA El campo est localizado en el bloque seis de Sudan, en la cuenca Muglad en el sur. Fula es un campo de areniscas masivas, yacimiento de aceite pesado con poca profundidad, estructuras inconsolidadas, baja presin, alta densidad del crudo y lata viscosidad, de 185 a 496 cP. Generalmente la productividad de un solo pozo es solo alrededor de 140-210 BOPD con mtodos convencionales de recobro. En la bsqueda del mximo beneficio econmico, la seleccin del mtodo adecuado de recobro es necesario. Mtodos de recobro para crudo pesado generalmente son trmicos o incluyen recobro primario. De acuerdo a estudios, CHOPS tiene las siguientes ventajas tales como bajo riesgo y bajos costos de produccin de aceite, mtodo simple de completamiento e incremento grande de la productividad. Las caractersticas y dificultades tcnicas en FULA para CHOPS son: Poca profundidad, (3800-4200 pies), sin embargo a nivel mundial la profundidad de muchos pozos CHOPS es de 2600 pies. Mtodos de completamiento se optimizaron debido a los estudios de los lmites entre CHOPS y el influjo de arena. La produccin con arena resultar en reducciones de eficiencia de la bomba. Despus de la produccin de arena, un procesamiento de arena/aceite debe ser implementado en superficie.


Resultados de la aplicacin en campo de CHOPS Basados en los resultados de laboratorio, la aplicacin de campo ha sido desarrollada en el campo Fula. En general, bombas de cavidades progresivas fueron implementadas para inducir la produccin de arena a una tasa alta de flujo. La produccin de arena se increment por obvias razones, el ndice de produccin con control de arena fue solo de 0.15 m3/d.MPa.m, sin embargo, el ndice de produccin por pozo CHOPS con influjo limitado de arena fue de 0.36-2.49 m3/d.MPa.m, de 1.31 m3/d.MPa.m en promedio, tal como se muestra en la grfica uno. ndice de produccin por pozo CHOPS, en el campo Fula

Fuente: Wang X., Zou H., Integrated Well Completion Strategies with CHOPS to Enhance Heavy Oil Production: A Case Study in Fula Oilfield. SPE 97885. En Fula un total de 20 pozos estn en operacin por medio de las bombas PCP, la produccin de aceite se increment hasta 580 BOPD por pozo de los 175 BOPD antes de la implementacin con CHOPS. En 2004 la produccin anual de aceite fue de 2.45 MBB, sta se increment en 1.71 MBBL. En 2006 si se aplica por completo CHOPS la produccin anual llegar a ser de 14 MBBL. Caso 1: El pozo FA, con un intervalo de produccin en 1190.10-1305 m, un espesor neto productivo de 47.9 m, aplicndole CHOPS la produccin fue de 300 BOPD. Ms tarde, con la implementacin de bombas PCP, la produccin fue de 627-734 BOPD y el corte de arena se redujo del 2% al 0%. Caso 2: El pozo FB, con un intervalo de produccin de 1241.6-1298 m, un espesor neto productor de 46.4 m, aplicando perforacin, completamiento y procesamiento con


bombas de cavidades progresivas, el pozo desarroll una produccin como la mostrada en la figura:

Curva del desarrollo de la produccin del pozo FA

Fuente: Wang X., Zou H., Integrated Well Completion Strategies with CHOPS to Enhance Heavy Oil Production: A Case Study in Fula Oilfield. SPE 97885 La produccin va control convencional de arena fue de solo 280 BOPD, la cada de presin calculada es de 2.56 MPa y la produccin de arena es de menos del 1%. Caso 3: El pozo FC, con un intervalo productor ubicado a 1245.3-1300 m, un intervalo neto productor de 41.7 m, luego de la aplicacin de las bombas PCP, se increment la produccin a 884-924 BOPD y los cortes de arena fueron del 6%.

5.3 PATOS MARINZA El campo Patos Marinza, est localizado en la parte sur de Albania, es uno de los ms largos campos de Europa con alrededor de 300 millones de OOIP. El campo tiene unas dimensiones brutas de 5 km este-oeste por 14 km norte-sur. Tal como se ve en la figura. El yacimiento es ampliamente fallado, compartimentalizado y comprimido, compuesto de tres formaciones de areniscas: Driza, Marinza y Gorani. Los parmetros claves del yacimiento y fluidos tienen amplios rangos. Rangos aproximados de varios parmetros del yacimiento se muestran en la tabla uno.


Mapa del campo Patos Marinza

Fuente: Weatherill B. D., Seto A.C., Gupta S.K.,Cold Heavy Oil Production at Patos Marinza, Albania

Parmetros claves del yacimiento PARMETRO Profundidad, m Densidad del aceite, toneladas/m3 Porosidad, % Permeabilidad, mD VALOR 60-1800 0.86-1.05 15-40 1-2000

Fuente: Weatherill B. D., Seto A.C., Gupta S.K.,Cold Heavy Oil Production at Patos Marinza, Albania. Modificado por el autor. El campo ha sido desarrollado con alrededor de 2400 pozos y bajo produccin primaria por alrededor de 70 aos, con un factor de recobro alrededor del 6% y recobro individual por pozo menor al 10%. A partir de mediados de 2004, bajo nuevas operaciones, una agresiva campaa de intervencin de pozos y aplicacin de la tecnologa CHOPS ha sido implementada.


Desarrollo histrico El campo Patos Marinza fue descubierto en 1928 por la compaa Anglo Persian Oil Company con el primer pozo APOC1; la produccin comenz en 1930 alcanzando un pico de alrededor de 2500 m3/d a finales de los 50s y principios de los 60s, tal como se evidencia en la figura. Historia de produccin del campo Patos Marinza

Fuente: Weatherill B. D., Seto A.C., Gupta S.K.,Cold Heavy Oil Production at Patos Marinza, Albania. Modificado por el autor. El mecanismo de produccin es deplecin primaria, con un soporte parcial de presin de un acufero cercano. El desarrollo del recobro primario progres generalmente desde las zonas ms profundas en la porcin sur hacia el contacto agua aceite por el norte. Para el ao 1971 la produccin haba declinado alrededor de 700 m3/d. Entre 1975 y 1991, tres campaas grandes de perforacin, predominantemente en nuevas reas, impulsaron el aumento de la produccin alrededor de 1500 m3/d. Durante los inicios de los 90s, se evalu produccin mejorada con mtodos trmicos, incluyendo estimulacin cclica e inyeccin de agua caliente usando pozos horizontales, sin embargo estos procesos no fueron implementados en el campo. Para finales de los 90s, alrededor de 2400 pozos haban sido perforados y alrededor de 3000 completamientos haban sido conducidos alrededor del campo. El resultante promedio de espaciamiento entre pozos de alrededor de 200 m corresponde a 3.6 ha de


rea de drenaje o 100 m de radio de drenaje. Para 1999 la tasas de aceite haba declinado a 425 m3/d de 633 pozos productores activos, dejando una tasa promedio de produccin por pozo de 0.7 m3/d. De 1999 a 2004 el proceso CHOPS fue probado en el campo con resultados variantes. En 1999 se condujo una prueba limitada de seis meses que inclua 12 pozos en la regin norte del campo, completados en la formacin Driza. De esos pozos, 10 pozos mostraron tasas incrementadas de produccin como un resultado de intervenciones que incluan instalacin de bombas PCP. A finales de 2002 se reactivaron algunos pozos que fueron probados en 1999 y en 2003 se perforaron 20 pozos direccionales de dos locaciones. Desde el 2002 hasta los inicios de 2004, 28 pozos fueron puestos en marcha con bombas PCP e incrementaron la produccin total del campo hasta 700 m3/d. A finales de Diciembre de 2003, se decidi cesar las operaciones en el campo PatosMarinza y retirar el acuerdo petrolero de AAP. La operacin de los campos AAP reverti a Albpetrol. Albpetrol contino operaciones de pozos CHOPS por 4 meses bajo una divisin separada. La tasa de produccin cay durante este tiempo de aproximadamente 190 m3/d a 95 m3/d como resultado del limitado servicio de equipamentos existente. Hasta Junio de 2004, la produccin acumulada de aceite alcanz 19.1 millones de m3, alrededor del 6% del OOIP. A finales de Julio del 2004, Saxon International Energy, inici operaciones en el campo bajo un nuevo acuerdo con Albpetrol, mediante el cual Saxon pudo, selectivamente hacerse cargo de la operadora y seleccionar pozos e implementar trabajos de workover incluyendo la tecnologa de produccin CHOPS. Inicialmente, Saxon se hizo cargo de 29 pozos que hacan parte de AAPs , de los cuales 16 estaban en produccin. Desde entonces, pozos adicionales han sido aadidos a una tasa de 2 y ocho pozos por mes. A partir de julio del 2005, Saxon se haba hecho cargo de 76 pozos. De esos pozos, 42 fueron activados, equipados con sistemas de bombas PCP y puestos en produccin a finales de Junio. Pruebas de laboratorio de CHOPS en Patos Marinza En 2001 los resultados de laboratorio de los anlisis PVT pruebas de deplecin primaria conducidos en el aceite de Patos Marinza y las muestras de corazones, fueron publicados. Crudo limpio y sin gas de Driza fue recombinado con metano puro a temperatura de


yacimiento de 43C para producir un aceite vivo con un GOR de alrededor de 31 m 3/m3 para usarlo en el programa de laboratorio. En la interpretacin de los resultados, un modelo numrico de porosidad y permeabilidad dual fue desarrollado como un intento de minimizar un sistema de agujeros de gusano en la matriz del yacimiento. El hallazgo reportado fue que el comportamiento del foamy oil no solo vara con el tipo de aceite, viscosidad, temperatura y tipo de gas, pero tambin fuertemente relacionado con la tas de deplecin del yacimiento. Los principales parmetros que estaban variando en los anlisis de sensibilidad fueron la saturacin crtica de gas y la permeabilidad de los canales de los agujeros de gusano. Los resultados indicaron que los recobros ltimos del sistema estn en el rango del 14 al 20% del OOIP. En la regin del foamy oil, el factor de recobro pudo exceder el 30%. En la regin de la matriz, con deplecin primaria, el factor de recobro est entre el 6% y el 8%, como era de esperarse para este tipo de sistema de aceite pesado. Pruebas tempranas de pozo (1999) y desarrollo del campo Patos Marinza (2002-2003) En 1999, un programa para probar CHOPS en Patos Marinza en la formacin Driza fue iniciado por el operador AAP. La instalacin de 12 bombas PCP en 12 pozos en la parte norte del campo. Alcanzaron buenos resultados, con 10 pozos exhibiendo tasas incrementadas durante un corto perodo de seis meses de prueba. El desarrollo de 5 de estos pozos, como era de esperar, puso en primer plano una forma diferente de recobro en la zona Driza. Todas las indicaciones del desarrollo indicaron que el foamy oil del crudo pesado, haba sido iniciado en los pozos como un resultado del drawdown aplicado al yacimiento. Significativos incrementos en produccin fueron reportados en cinco pozos, con incrementos en la tasa de aceite desde 10 m3/d a 20 m3/d. Adems, cortes ms altos de arena, entre el 5% y el 20%, tambin cortes de foamy ms altos fueron reportados. La grfica 3 muestra el desarrollo de esta produccin temprana en pozos de prueba en el ao 1999.


Prueba de produccin de CHOPS del pozo 345-M

Fuente: Weatherill B. D., Seto A.C., Gupta S.K.,Cold Heavy Oil Production at Patos Marinza, Albania. Modificado por el autor.

El nivel de incremento de la produccin debido a la instalacin de nuevas bombas pudo ser funcin de un nmero de factores; uno de los principales era el nmero de zonas abiertas al flujo. Inmediatamente despus de la instalacin y puesta en marcha de las bombas, el incremento de las tasas pareci ser inversamente correlacionado con la produccin acumulada en lugar de los intervalos abiertos a flujo. Sin embargo, la cada en el incremento de fluido y la productividad global por pozo como operacin continuaron. Los datos de produccin para estos pozos indicaron que, excepto para el pozo 345-M que sufri un colapso de casing cerca al final de la prueba, todos los pozos fueron desarrollndose mejor que lo esperado. Posterior al test de produccin con CHOPS en 1999, los pozos fueron suspendidos a la espera de la revisin de los resultados de la prueba y el desarrollo de un plan y un estudio de ingeniera. Antes de la participacin de Saxon como nuevo operador en Julio de 2004, las siguientes perforaciones y actividades de reactivacin fueron conducidas por AAp en la regin norte del campo a finales del ao 2002 y el ao 2003: Reactivacin de 4 pozos CHOPS a finales de 2002. Reactivacin de dos pozos de prueba a finales de 2003. Instalacin de bombas PCP en todos los pozos reactivados. Perforacin de 20 pozos direccionales, equipados con bombas PCP.


Construccin de 2 tanques pad como facilidades de tratamiento y una nica batera de pozo en los sitios de pozos reactivados.

El resultado de este programa fue que al final de las operaciones de AAP en Marzo de 2004, haba 28 pozos equipados para produccin con bombas PCP.

5.4 TAOBAO El campo Taobao, est situado 20Km al oeste de la ciudad de Baicheng, en el pueblo de Taobao, en la provincia de Jilin, China. La primera actividad de exploracin en esta regin fue vista hasta finales de 1950, despus trabajo arduo de exploracin fue realizado, usando herramientas como, gravimetra, estudios elctricos, geossmicos y ssmicos. En 1999, una reserva de 150000000 bbl (OOIP) de crudo pesado fue verificada con areniscas de alta porosidad en el bloque 87 y 92, los dos mayores bloques del campo. La produccin de aceite inici en Agosto de 1997, con la perforacin del pozo Bai 87. El campo Taobao, con 71 pozos perforados, la mayora corresponde a pozos convencionales, es ahora es considerado como un nuevo campo maduro. La tasa total de produccin fue muy baja despus de la aplicacin de CHOPS (2521b/d, incluyendo todos los pozos) en el bloque Bai 87 en Marzo 1 de 2001. A la fecha, hay 22 pozos CHOPS en el bloque Bai 87 y el bloque Bai 92, entre los cuales hay 11 nuevos pozos completados especficamente para CHOPS y 11 pozos viejos que produjeron por algn tiempo usando mtodos convencionales antes de que se recompletaran como pozos CHOPS. Las tasas de aceite han variado grandemente, del rango de 6 a 70 b/d, y generalmente pozos viejos han tenido relativamente bajas tasas de produccin, cortes iniciales de arena pudieron ser tan altos como del 20%, pero despus cayeron rpidamente a una base que vara desde el 0.1 al 5%. Pozos nuevos usualmente tenan ms altos cortes de arena que pozos viejos. Tambin, los cortes de agua generalmente siguen siendo bajos, menos del 5% incluso despus de largos perodos de produccin. La tabla uno muestra las propiedades fsicas del campo Taobao


Propiedades del campo TaobaoEspesor neto m 3-11

Campo Taobao

Profundidad m 150-200

Porosidad % 33-39

Permeabilidad D 5.1

Sw 5

Sg 0

Viscosidad cP 1851

Litologa Arenas finas inconsolidadas

Fuente: Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Modificado por el autor Historia de Produccin La produccin inici en Agosto de 1997 con la perforacin del pozo Bai 87; desde entonces 71 pozos han sido perforados, en su mayora pozos convencionales. La tasa total de produccin fue muy baja despus de la aplicacin de CHOPS (2521b/d, incluyendo todos los pozos) en el bloque Bai 87 en Marzo 1 de 2001. A la fecha, hay 22 pozos CHOPS en el bloque Bai 87 y el bloque Bai 92, entre los cuales hay 11 nuevos pozos completados especficamente para CHOPS y 11 pozos viejos que produjeron por algn tiempo usando mtodos convencionales antes de que se recompletaran como pozos CHOPS, despus de muchos aos de produccin. El primer pozo viejo recompletado fue en Marzo 1 del 2001, mientras el primer pozo nuevo empez a producir en Septiembre 4 del 2001. Todos los pozos viejos experimentaron un gran incremento en la tasa de produccin despus del inicio de la produccin con arena. La conversin a CHOPS trajo que un campo pobre se convirtiera en un xito econmico. Cabe anotar que mtodos trmicos tambin fueron probados, pero resultaron en fracasos econmicos. Las principales caractersticas de produccin de los pozos CHOPS en Jilin, son muy parecidas a la de los pozos CHIOPS en Canad. La produccin es un aceite uniforme, una mezcla de arena y agua sin separacin de fase o falta de homogeneidad en la lnea de flujo. Cortes de iniciales de arena del 10-25% en volumen lquido, mientras la tasa base de produccin de arena vara de 0.1-10%. Los cortes de arena cayeron rpidamente, en varios das o semanas, de altas tasas despus del start-up.


Con el uso de bombas PCP con gran capacidad, aperturas amplias (25mm) y altas densidades de perforaciones (30/2 m), los pozos pudieron producir tanto como 70b/d. A corto plazo el influjo de arena y las tasas de produccin de aceite fluctuaron caticamente alrededor del valor de la media. Un exitoso workover pudo restablecer parcialmente las tasas de arena y aceite, pero no a los niveles ms latos del ciclo anterior. Cuanto mayor son las tasas de produccin de aceite, mayor es el porcentaje de corte de arena en general. No se desarrollaron zonas amplias de gas libre en el yacimiento. Los cortes de agua se han mantenido a un relativo bajo nivel (menos del 5%)

Comportamiento Individual de Pozo Comportamiento de los pozos viejos: los llamados pozos viejos han estado produciendo por varios aos antes de la iniciacin a CHOPS. Esto permite una relacin directa y una comparacin objetiva del desarrollo de los pozos cuando se implement CHOPS y cuando producan de la forma convencional. El pozo Bai 87 es el mejor pozo de los 11 pozos viejos que iniciaron la produccin de arena en Marzo del 2001. Historia de produccin del pozo Bai 87

Fuente: Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Modificado por el autor


En la figura, se puede ver un gran salto de la tasa de produccin de 7/d a 29 b/d despus que inici la produccin de arena y una tasa de produccin de alrededor de 22 b/d ha sido mantenida hasta el momento. La produccin de arena no increment en gran medida el corte de agua, ste se report ser de un 9.2% de acuerdo a los ms recientes datos de produccin de Abril 30 del 2002. El pozo Bai 87 produjo 8533 bbl de aceite en 388 das, despus que se inici la produccin de arena, esto puede ser considerado como un xito econmico, comparado con los 3168 bbl de aceite producido en 393 das antes de la aplicacin de CHOPS. El pozo Tao B1-3 es un caso medio de xito entre lo pozos viejos. Antes del inicio de CHOPS en marzo, el pozo haba producido alrededor de 0 a 7 b/d. La produccin de arena rescat el pozo, alcanzando tasas de ms de 15 b/d por alrededor de 4 meses. Un pico de produccin de 104 b/d fue reportado en Septiembre 22 del 2001, despus de un trabajo de workover para alcanzar tasas renovadas de arena. Historia de produccin del pozo Taobao B1-3

Fuente: Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Modificado por el autor El pozo Bai 107 es el peor pozo en la base de datos de produccin, produjo solo 345 bbl de aceite en 183 das, por lo que no pudo ser considerado un xito econmico. Sin embargo, las condiciones geolgicas del pozo son tomadas en consideracin, el espesor de la formacin productora es solo 5m, de los cuales solo 3.7 son considerados un espesor efectivo. El pozo est localizado en el flanco de la estructura, donde las propiedades del yacimiento tales como la permeabilidad se van deteriorando, y donde el contenido de arcilla y la viscosidad son ligeramente ms altos.


Comportamiento de los 11 nuevos pozos. Estos pozos fueron completados usando alta densidad de perforaciones con aperturas amplias y bombas de cavidades progresivas fueron instaladas desde el inicio de la produccin. Todos los nuevos pozos han obtenido una tasa de produccin de 14 a 21 b/da, comparadas con las tasas convencionales de 7 b/da, representan un incremento de 2 a 3 sobre la base. Varias condiciones hacen al pozo Tao A2-3 el mejor entre los 11 nuevos pozos. Est en la posicin estructural ms favorable, en el pico del anticlinal donde las buenas propiedades del yacimiento existen. Altos cortes de arena y bajos cortes de agua son alcanzados, tal como se ve en la figura. Historia de produccin del pozo Taobao A2-3

Fuente: Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Modificado por el autor Despus del cierre del pozo por problemas mecnicos en Febrero 1 del 2002, las tasas de produccin de aceite se han mantenido a un ritmo relativamente alto de alrededor de 70 b/d, esto es casi 3 o cuatro veces el mejor pozo viejo con CHOPS. Cortes de arena cayeron rpidamente de 2 m3/d en el primer mes a un alcance de hasta 0.4 m3/d, pero la produccin acumulada de arena en los pozos es todava la ms lata de los once nuevos pozos. El corte de agua ha sido mantenido a una baja tasa de alrededor del 1% por un largo tiempo, pero de acuerdo a las ltimas experiencias un repentino incremento del 1% al 100% despus de trabajos de workover. El pozo Tao A4-13 ha producido solo 294 bbl de aceite de acuerdo a los ms recientes datos de Abril 30 del 2002, No es solo un caso no exitoso, pero tambin se convierte en un interesante pozo CHOPS. A4-13 empez a producir aceite con arena desde Noviembre 4


del 2001. Despus de un corto tiempo, alrededor de 11 das, produciendo 30 bbl/da, la produccin de aceite ces al mismo tiempo que la produccin de arena tambin lo haca. Esto se cree que fue producto de la baja calidad de los trabajos de workover, El pozo no produjo ms aceite sino hasta el 14 de Abril del 2002, cuando se realiz un exitoso trabajo e workover. Despus de esto el pozo lleg a ser bueno, con tasas tan altas de 37 bbl/da. El corte de agua se ha mantenido alrededor del 2% aunque el pozo est localizado en el margen del yacimiento, relativamente cerca a un acufero activo. Esta observacin puede ayudar en el entendimiento de la ruptura de agua en algunos pozos CHOPS. CHOPS es un proceso muy agresivo y de hecho la conificacin puede ocurrir fcilmente, pero si el estrato productor es delgado y el acufero est a alguna distancia, mejoramientos en la produccin pueden realizarse antes de que ocurra el irrumpimiento del agua. Criterios para casos especficos son difciles de desarrollar. Historia de produccin del pozo Taobao A4-13

Fuente: Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Modificado por el autor

6. VENTAJAS Y DESVENTAJAS 6.1 VENTAJAS La porosidad y la permeabilidad son mejoradas La velocidad de flujo de petrleo es incrementada Se aumenta la compresibilidad del a formacin permitiendo el mecanismo de compactacin. Disminucin en equipos de superficie ya que no hay que inyectar ningn tipo de fluidoCold Heavy Oil Production with Sands 32

No requiere la utilizacin de ningn dispositivo que restrinja el ingreso de arena al pozo como filtros, liners o empaques con grava. No utiliza separadores a altas presiones en superficie La bomba PCP requiere bajos costos de inversin inicial, una simple instalacin y operacin, adems de un bajo nivel de ruido y mantenimiento

6.1 DESVENTAJAS El influjo de arena genera un conjunto de problemas operacionales Se debe tener un manejo apropiado de la arena en trminos de completamiento, separacin y eliminacin Gran produccin de arena que requiere el uso de camiones para su transporte y disposicin Se pueden producir problemas operacionales Problemas en el yacimiento con los agujeros de gusano Los yacimientos deben ser de arenas no consolidadas y presentar fluidos con altas viscosidades Durante la vida productiva del pozo se deben realizar varios reacondicionamientos para mantener la produccin La bomba PCP es muy sensible a los fluidos producidos Cuando se cambia la bomba se debe remover la tubera de produccin.

7. CONCLUSIONES CHOPS es una nueva tecnologa de produccin en rpido desarrollo que requiere el flujo de arena y tratar con est manteniendo la produccin de solidos dentro de lmites de seguridad y econmicos, para lograr incrementos sustanciales en las tasas de produccin. Al no requerir de energa trmica la tecnologa CHOPS es un mtodo primario de produccin sustancial en yacimientos de crudo pesado en arenas poco consolidadas. El influjo de arena genera un inusual conjunto de demandas operacionales y los operadores estn gradualmente desarrollando mejores mtodos de produccin, mtodos de eliminacin de residuos y de workover.


Un pobre entendimiento de los mecanismos claves de este proceso, conlleva a bajos factores de recobro en yacimientos seleccionados apropiadamente, y dificultades en el manejo de los pozos han sido los puntos dbiles para esta tecnologa.

8. REFERENCIAS BIBLIOGRFICAS CHOPS-Cold Heavy Oil Production with Sands in the Canadian Oil Industry. Dusseault M. B., Liang C. X., CHOPS in Jilin Province, China. Dusseault M.B., Heavy-Oil Production Enhancement by Encouraging Sand Production, SPE 59276. G. HAN, M. Bruno, M.B. Dusseault How Much Oil You Can Get From CHOPS; Presented at the Petroleum Societys 5th Canadian International Petroleum Conference, Calgary, Alberta, Canada, Junio 10 de 2004. M. Dusseault, C. Wallin; Workover Strategies in CHOPS Well; Journal of Canadian Petroleum Technology; Agosto de 2002. RON SAWATZKY, Cold Heavy Production Recovery Machanism & Field Performande. Memorias de SPE Distinguished Lectures Program. 2008. Wang X., Zou H., Integrated Well Completion Strategies with CHOPS to Enhance Heavy Oil Production: A Case Study in Fula Oilfield. SPE 97885. WANG, Y. Cold Production and Wormhole Propagation in Poorly Consolidated Reservoirs. Computer Modelling Group, Calgary, Alberta, Canada. Alberta Research Council, Edmonton, Alberta, Canada. Weatherill B. D., Seto A.C., Gupta S.K.,Cold Heavy Oil Production at Patos Marinza, Albania


cold heavy oil production with sands chops

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