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practicas de completaron en las arenasTRANSCRIPT
Universidad Autónoma de Guadalajara Campus
Tabasco
FACULTAD DE INGENIERÍA
___________________________________________________________________________________
PRÁCTICAS MODERNAS DE COMPLETACIÓN EN LA CARA DE LAS ARENAS
Experiencia de Aprendizaje Nº1
PROFESOR: Ing. Manuel Bracho Ramírez.
GRUPO: IP-7511
NOMBRE DEL EQUIPO: Los petroleros.
INTEGRANTES DEL EQUIPO:Angulo Becker Estefany Francelis - 2200190Ascencio Trejo Hansel Eduardo - 2200468Aguilar Jiménez Dory Teresa - 2202428 Córdova García Itzel - 2202356Bautista Méndez Luis - 2199524Valencia Hernández Juan Carlos - 2199500Vazquez Morales Yazbeth Samuel - 2194990Cruz García Luis Alberto - 2081649
Evaluación
Sección Ponderación
A B C D
Objetivos 5
Introducción 5
Contenido 65
Conclusión Personal 10Bibliografía y Anexos
5
Presentación 10
Total 100
Comentarios de la Revisión
_____________________________________________________________________________________________________________________________________________
OBJETIVOS
Que el alumno se familiarice con los métodos, técnicas y nuevas tecnologías para la
completación de yacimientos de arenas no consolidadas.
INTRODUCCIÓN
La producción de aceite y/o gas en yacimientos de arenas representa un problema
tanto de costos como de operación para los ingenieros, debido al daño que sufre la
tubería de producción en su presencia. La tubería de producción se erosiona y se
taponea disminuyendo su tiempo de vida útil e impidiendo el flujo de hidrocarburos a
la superficie, en el peor de las situaciones la tubería podría colapsar por culpa de las
arenas provenientes de la formación productora de hidrocarburo. Para evitar estos
contratiempos en el siguiente trabajo mostraremos los métodos, técnicas y nuevas
tecnologías de completación para evitar el paso de las arenas a las tuberías de
producción.
CAPÍTULO 1. Problemas de producción relacionado al control de arenas
Producción de arena causas y efectos
En formaciones altamente no consolidadas, la producción de fluidos probablemente
estará asociada con formaciones de arena. En algunas situaciones, pequeñas
cantidades de arena de formación pueden ser producidas sin efectos adversos
significativos; sin embargo, en la mayoría de los casos, la producción de arena
conduce a la reducción de la productividad y puede causar un fallo prematuro del
equipo del pozo.
Producción natural de arena
Las condiciones y causas probables de formación de arena en el exterior del casing
pueden ser determinadas por los factores que afectan el comienzo de la producción
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de arena. Estos factores deben describir tanto la naturaleza de la formación como las
fuerzas que causan que la formación falle.
La Fuerza de la arenas es controlada por:
La cantidad y tipo de material de cementación que sostiene los granos
individuales juntos;
Las fuerzas de fricción entre los granos;
La presión del fluido dentro de los poros de la roca, y;
Fuerzas de presión capilar.
Varios investigadores han estudiado el tipo de falla que es más probable que ocurra
en formaciones de arenas. Exxon indica que cuando se exceda la compresión de la
roca una falla por cizalla se producirá en la roca, e indica también que las areniscas
débilmente consolidadas, crean con frecuencia un vacío detrás del casing, este vacío
puede ser llenado con un empaque de grava.
Bajo ciertas condiciones, la producción de una cantidad limitada de arena de
formación puede ser tolerado para permitir el desarrollo de un arco, sin embargo, la
estabilidad del arco se complica por el hecho de que el estado de estrés que rodea la
perforación está cambiando constantemente debido a los cambios en el caudal, la
presión del yacimiento, la producción de corte de agua, etc.
Efectos de la producción de arena
Los efectos de la producción de arena son casi siempre perjudicial en la
productividad de un pozo. Aunque algunos pozos experimentan rutinariamente la
producción de arena, estos pozos son la excepción, y no la regla.
Acumulación de arenas en los equipos de superficie
Si la velocidad de producción es lo suficientemente grande como para llevar la arena
hasta la tubería, la arena puede llegar a ser atrapada en el separador, o en la línea
de producción. Si un gran volumen de arena queda atrapado en una de estas áreas,
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se requerirá de una limpieza para permitir la producción eficiente del pozo y para
restaurar la producción, el pozo debe ser cerrado, el equipo de superficie debe ser
abierto, y la arena debe ser removida manualmente esto ocasiona una pérdida de
tiempo que la industria de petróleo se refleja en pérdida de dinero.
Si un separador se llena parcialmente con arena, su capacidad para manejar
petróleo, gas y agua se reduce. Por ejemplo, un pie cúbico de arena en un separador
con un tiempo de residencia de dos minutos hará que el separador maneje menos de
128 barriles de líquido por día.
Acumulación de arenas en el fondo del pozo
Si la velocidad de producción no es lo suficientemente grande para llevar a la arena a
la superficie, esta comenzará a llenar el interior del pozo o tubería de revestimiento
hasta que el intervalo de producción quede completamente cubierto con arena. En
situaciones como ésta, se requieren operaciones correctivas para limpiar el pozo y
restaurar la producción. Una técnica de limpieza implica la introducción de una serie
de tubos de menor diámetro o tubería flexible hacia la tubería de producción para
agitar la arena sacarla del pozo por el fluido circulante. La cadena interior se baja
mientras circula la arena fuera del pozo. Si la producción de arena es continua, las
operaciones de limpieza de salida se pueden requerir en forma rutinaria, tan a
menudo como mensual o incluso semanal. Esto dará lugar a la pérdida de producción
y el aumento de los costos de mantenimiento.
La erosión de los equipos de fondo de pozo y de superficie
En los pozos de alta productividad, los fluidos que fluyen a alta velocidad y
acarreando arenas pueden producir erosión excesiva en ambos equipos de fondo y
de superficie del pozo, lo que resulta en problemas críticos ambientales y de
seguridad, así como la producción diferida.
Causas de la producción de arena
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Los factores que influyen en la tendencia de un pozo para producir arena son:
El grado de consolidación de la formación;
Reducción de la presión de poro durante toda la vida del pozo;
Tasa de Producción;
La viscosidad del fluido, y;
El aumento de la producción de agua en la vida del pozo.
Grado de consolidación
La producción de arena es normalmente un problema en formaciones
sedimentarias del Terciario que son geológicamente más jóvenes y de poca
profundidad. Estas formaciones se encuentran normalmente en el Golfo de
México, California, Nigeria, África Occidental Francesa, Venezuela, Trinidad,
Egipto, Italia, China, Malasia, Brunei e Indonesia, entre otros.
Estas formaciones jóvenes a menudo tienen poco material de la matriz unir los
granos de arena. Estas formaciones se conocen como poco consolidada y no
consolidada. Una característica mecánica de la roca que está relacionado con el
grado de consolidación se denomina resistencia a la compresión. Estás formaciones
de arenisca poco consolidados por lo general tienen una resistencia a la compresión
menor a 1000 psi.
Reducción de la presión de poro
A medida que la presión del yacimiento se agota durante toda la vida produciendo de
un pozo, parte del apoyo para la roca suprayacente se retira. La reducción de la
presión del yacimiento crea una cantidad cada vez mayor de la tensión en la propia
arena de formación. En algún momento, los granos de la arena pueden liberarse de
la matriz. La compactación de la roca del yacimiento debido a una reducción en la
presión de poro puede resultar en hundimiento de la superficie.
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Tasa de producción
Hay una tasa de flujo crítico para la mayoría de los pozos por debajo del cual la
diferencial de presión y las fuerzas de arrastre de fricción no son suficientemente
grandes como para exceder la resistencia a la compresión y causar la formación la
producción de arena, esta tasa de flujo crítico puede ser determinada mediante el
aumento de la tasa de producción lentamente hasta que se detecta la producción de
arena.
Comprendiendo el yacimiento
Al comprender el yacimiento, puede ser posible predecir si un pozo producirá fluidos
sin producir arena o si en cambio algún tipo de control de arena será requerido. A
pesar del hecho de que hay una serie de técnicas analíticas y directrices
desarrollados para ayudar a determinar si el control de arena será necesario, ninguna
técnica ha demostrado ser universalmente aceptable o completamente precisa. Hasta
que mejores técnicas de predicción están disponibles, la mejor manera de determinar
la necesidad de un control de arena en un pozo particular es realizando una prueba
de producción ampliada con una terminación convencional y observar si se produce
la producción de arena. Por supuesto, todos los datos de depósito deben
correlacionarse con los registros de pozo abierto disponibles y datos de la muestra de
núcleo de la formación, ya que constituyen la base para la comprensión de cualquier
depósito.
Fuerza de Formación
El procedimiento general seguido por la mayoría de los operadores para considerar si
se requiere o no el control de arena, es determinando la dureza de la formación (es
decir, resistencia a la compresión de la roca). La resistencia y la compresión de la
roca tiene las mismas unidades que la caída de presión en el depósito, los dos
parámetros pueden ser comparados en un límite de uno a uno de base y fondo para
pozos específicos.
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Registro Sónico
El registro sónico puede ser utilizado como una forma de determinar el potencial de
producción de la formación arenosa. El registro sónico registra el tiempo requerido
para que las ondas sonoras viajen a través de la formación en microsegundos. La
porosidad está relacionada con el tiempo de viaje de la onda sonora. Un tiempo de
recorrido corto, (por ejemplo, 50 microsegundos) es indicativos de baja porosidad y,
una roca dura y densa; mientras que un tiempo de recorrido largo (por ejemplo, 95
microsegundos o más) está asociado con rocas suaves, de menor densidad, y mayor
porosida. Una técnica común utilizada para determinar si se requiere el control de
arena en una zona geológica dada es correlacionar la incidencia de la producción de
arena con las lecturas de registro sónicas.
Esto establece un enfoque básico y rápido a la necesidad de control de arena. Sin
embargo, la técnica puede ser poco fiable y no es estrictamente aplicable en zonas
geológicas distintas de aquellas en las que se desarrolló.
Flujo multifásico
La iniciación del flujo de fluido de múltiples fases, principalmente agua y aceite,
también puede ser causar de producción de arenas. La razón del aumento de la
producción de arena son causa principalmente por dos fenómenos: el movimiento del
agua y los efectos de permeabilidad fina y relativa.
Productividad, daño a la formación y eficiencia del flujo
Flujo Radial
La siguiente ecuación es la ley de Darcy para flujo radial, expresada en unidades de
campos petroleros. Esta ecuación se puede usar para examinar los cambios de
presión.
pi=pe−141.2q Boμ
khln( r eri )
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Donde:
Pi = presión en el punto de interés (psi)
pe = presión en el radio de drenaje del pozo (psi)
q = tasa de producción (STB / d)
Bo = factor de volumen de formación de petróleo producido (bbl yacimiento / STB)
μ = viscosidad de los fluidos producidos (cp)
k = la formación de la permeabilidad (md)
h = espesor de la yacimiento (ft)
Re = radio de drenaje del pozo (ft)
ri = distancia radial desde el pozo hasta el punto de interés (ft)
Restricciones de flujo cerca del pozo
Dos factores que afectan el aumento de la caída de presión son la cantidad del
deterioro de la permeabilidad, y el espesor radial de la zona deteriorada o dañada.
La ecuación siguiente se usa para los cálculos finales de la caída de presión adicional
asociado con una restricción de flujo cercana al pozo.
∆ pskin=141.2q Bo μ
kh ( kks−1) ln (r srw
)
Dónde:
Δpskin = caída de presión a través de la zona dañada (psi)
q = tasa de producción (STB / d)
Bo = factor de volumen de formación de producido Aceite (depósito de bbl / STB)
μ = viscosidad de Fluidos producidos (cp)
k = permabilidad de la formación (md)
ks = zona dañada permeabilidad (md)
h = espesor del depósito (ft)
rs = radio de daño (ft)
rw = radio del pozo (ft)
La importancia de la permeabilidad para determinar el deterioro severo puede ser
demostrado por un cálculo de la productividad dañada de un pozo expresada como
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una relación de la productividad en buen estado. Esta relación se calcula como una
función del espesor radial de la zona dañada y el grado de reducción de la
permeabilidad mediante la siguiente ecuación:
jsjo
=
ksk olog (
rerw
)
log( r srw )+ksk olog(
r erw
)
Dónde:
Js = índice de productividad del pozo dañado (bppd / reducción psi)
Jo = índice de productividad de los pozos en buen estado(Bppd / psi drawdown)
ks = permeabilidad de la zona de la represa de edad (md)
ko = permeabilidad de la zona indemne (md)
Re = radio de drenaje de bienestar(ft)
rw = radio del pozo (pies)
rs = radio de la zona dañada(md)
El deterioro de la permeabilidad en un pozo se llama factor de daño (skin), que es
una representación adimensional de la caída de presión adicional a través de la
formación cercana al pozo asociado con el flujo de fluidos a través de una zona
dañada alrededor de pozo.
La siguiente ecuación ilustra cómo el factor adimensional del daño se refiere a este
aumento de la caída de presión.
S=0.00708k h∆ pskin
qμBo
Donde:
s = factor de daño
k = permeabilidad de la formación (md)
h = espesor intervalo (pies)
Δpskin = caída de presión a través de la zona dañada (psi)
q = tasa de producción(STB / d)
μ = viscosidad de los fluidos producidos (cp)
Bo = volumen de formación Factor de petróleo producido (bbl depósito / STB)
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Si el número calculado del daño es positivo, existe un mayor caída de presión
alrededor del pozo y el pozo se considera que está dañado. Por otro lado, si se
calcula un daño negativo, hay un aumento de la permeabilidad. que puede fluir
realmente a través de una formación.
La siguiente ecuación presenta un método aproximado de cálculo de la eficiencia del
flujo.
FE=100(qsqo
¿=100 [
ln( rerw )s+ ln( rerw )
]≈100 ( 8s+8
)
Dónde:
FE = eficiencia del flujo (%)
qs = caudal considerando formación con dañado (STB / d)
qo = caudal hipotética considerando formación sin daño (STB / d)
re = radio de drenaje del pozo (pies)
rw = radio del pozo (ft)
s = factor de daño
El factor de la daño no distingue entre una región vecina al pozo gravemente dañada
y una zona más profunda moderadamente dañada.
Mecanismos de formación de Daños
El daño se puede dar por:
Fluido de perforación, el cemento y el fluido de terminación;
Invasión sólidos;
Arcillas hinchables;
Asfaltenos y deposición de parafina, y;
Los efectos de los tratamientos de estimulación,
Técnicas para el control de la arena
Pasos históricos en Prevención de Riesgos Producción Arena
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Las técnicas clásicas de control de arena (como el empaque de grava, tamices
extensibles, etc.) se basan en una filosofía de exclusión de arena donde ninguna
arena en la instalacione de producción se puede tolerar. Alternativamente, en
ausencia de metódos para total exclusión del influjo de arena, el enfoque tradicional
es el de reducir la tasa de producción y controlar la cantidad de arena que pueda
entrar.
Filosofía de gestión de arena
Estas técnicas se basan en:
Una extensa campaña de adquisición de datos de campo;
Modelado teórico de los procesos físicos involucrados;
La supervisión activa y el seguimiento de los datos de producción;
Pruebas de pozos para optimizar las tasas de producción.
Además, las técnicas ayudarán al ingeniero de producción en:
Optimización del diseño de la evaluación de riesgos;
Finalización en toda la vida de la producción también.
Justificación para el Control de la arena
Los problemas operativos relacionados con la producción de arena varían desde
costosos problemas para su manejo, la pérdida completa de una zona productiva o la
posibilidad de pérdida del control del pozo debido a equipos de control de superficie
erosionados.
Eliminación de arena
La eliminación de la arena es un problema común en los campos de producción de
las arenas no consolidadas. Incluso los pozos con medidas de control de arena
exitosa producen pequeñas cantidades de arena. Mientras que una tasa aceptable de
la producción de arena puede ser tan alta como 0,1% en volumen, esto es una
cantidad considerable de arena. Cuando hay varios pozos de producción en una
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plataforma común, el volumen de arena puede ser bastante grande. Un sistema de
procesamiento que satisface las leyes anticontaminación es el sistema que utiliza
separadores de ciclón y productos químicos de limpieza de aceite. En este sistema, la
arena está completamente limpia y se descarga en el Golfo de México. En otros
sistemas, la arena se transporta a la costa donde se dispone a continuación.
CAPÍTULO 2. Terminación en arenas con agujero descubierto
El mantenimiento de la estabilidad del pozo durante la fase de perforación y
terminación en la construcción de pozos es un requisito esencial en agujeros abiertos.
Los pozos inestables hacen que la corrida de los tubos de perforación y otras
herramientas de fondo de pozo sean más difíciles.
Usualmente se evitan las terminaciones en agujeros en formaciones con varias
secuencias de arena y esquisto ya que por tomar un ejemplo una terminación con
empaque de grava en agujero descubierto con esquisto, este puede entremezclar con
la arena del empaque de grava, lo que resulta en la reducción de la permeabilidad de
la grava y su rendimiento.
Consideraciones de terminación
Cinco grandes categorías se tratan como las consideraciones de terminación:
Compatibilidad Formación;
Transición de fluido de perforación con el sistema de finalización;
Diseño de montaje de terminación;
Desplazamiento y procedimiento de limpieza, y;
Aplicación post-finalización.
Una vez desplazado la mezcla de fluido de polímeros superfinos en el agujero
descubierto, se debe limpiar con salmuera para proporcionar un ambiente libre de
sólidos y así poder correr el ensamblaje de terminación.
Diseño del ensamblaje de completación
Los pozos que producen con formaciones de arenas pueden crear problemas de
erosión y dañar el equipo de producción en superficie, para limitar o parar el
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movimiento de las arenas mientras se mantiene una alta producción de aceite se
utilizan diferentes técnicas de exclusión de arena, entre las cuales destacan:
Liner ranurado;
Cable convencional envuelto en un tamiz;
Tamices Premium, expandibles y preempacados;
Gravel packing o empacador de grava.
A pesar del Liner ranurado o el tipo de tamiz corrido para la exclusión de arena,
pueden presentarse restricciones al flujo debido a que las partículas se empiezan a
colectar y conectar.
Por lo tanto antes de poner a producir un pozo, es muy importante realizar un
apropiado desplazamiento y disociación del enjarre dejado por los fluidos poliméricos.
Un desplazamiento exitoso de fluidos a través del ensamblaje de terminación solo
puede lograrse si las aperturas por las cuales los sólidos pasarán son los
suficientemente grandes, o en su caso que las partículas sean lo suficientemente
pequeñas para evitar su puenteo.
Los sólidos en el sistema de fluidos deben de ser menor a 1/3 del tamaño de la
abertura de la herramienta de exclusión seleccionada para evitar el puenteo de las
partículas.
Algunas de las técnicas más comunes para remover los sólidos son:
Lavando las tuberías y el anular durante la colocación de tamices;
Aislando el agujero abierto;
Desviando el flujo de fluidos;
Desplazamiento y procedimiento de limpieza
Uno de los parámetros de diseño más importante en el sistema de desplazamiento es
la selección de una configuración mecánica, que permita la circulación de un fluido
cargado de sólidos influenciado por la geometría, velocidad, densidad del fluido y la
reología.
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Aplicación post completación
La fase final del procedimiento de terminación se lleva a cabo después de las
operaciones de limpieza en el pozo. En caso de que la válvula de aislamiento no se
cierran después de retirar el tubo de perforación, mientras se dispara la tubería de
producción, una pastilla de cloruro de sodio o carbonato de calcio con un aumento de
tamaño de partícula se coloca en el interior del casing ranurado o tamiz para evitar la
pérdida que la salmuera pase a la formación. Alternativamente, una píldora libre de
sólidos como una HEC o una píldora reticulado se pueden utilizar siendo estas
últimas la más preferidas ya que se minimizan la cantidad de gel que se filtrará a la
formación, lo que resulta en menos daño de la formación.
Remoción del enjarre
Después de la colocación del ensamblaje de terminación, la eliminación del polímero
superfino, cloruro de sodio o el carbonato de calcio y el enjarre formado en el
espacio anular n se lleva a cabo con una secuencia de barridos que varían en
viscosidad, densidad y salinidad. Los caudales reducidos, que evitaban la turbulencia
para la geometría específica del pozo, se van incrementando gradualmente a medida
que las etapas de terminación avanzan. Este método ayuda a reducir la canalización
y la erosión mecánica y proporciona un pozo más limpio y uniforme.
Las tres etapas para una óptima remoción del enjarre son:
• Píldora viscosificadora;
• Breaker soak;
• Solución de lavado.
Tuberías tamizadas independientes
En algunas situaciones, los liners ranurados o tamizados son utilizados para el control
de arenas en una completación con agujero descubierto. Estos tipos de herramientas
de exclusión de arenas funcionan como filtros.
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Muchas medidas para la selección del ancho en las ranuras y el espaciamiento en los
tamices se ofrecen en la literatura como resultado de diferentes análisis
granulométricos hechos con distintas formaciones de arena; el peso acumulado en
porcentaje, de partículas más grande que un cierto diámetro, se utilizan para obtener
una distribución de tamaños que se traza en una escala semi-logarítmica. Si se
espera que el análisis de datos proporcione información precisa para los empaques
de grava, las muestras utilizadas para el análisis de tamizado deben ser
representativas de la formación.
Si es posible, una muestra debe ser tomada cada 2 o 3 fts dentro de la formación o
en cada cambio de litología.
Las consideraciones para la selección de las tuberías tamizadas incluyen:
Características de los tamizes:
Resistencia al daño y los esfuerzos
Control de arenas
Resistencia a la erosión
Tamaño de las aberturas de tamiz
Test de laboratorio a las formaciones de arena
Criterios de pruebas realistas
Transferencia de resultados de laboratorio
Experiencia en la industria.
Liners ranurados
Los liners ranurados se fabrican mecanizando con pequeñas sierras giratorias
aberturas a través de las tuberías de campo de petróleo, estos también se fabrican en
una variedad de patrones y son generalmente menos costosos y se conectan con
más facilidad que las tuberías tamizadas. Los Liners ranurados se utilizan cuando la
producción del pozo es baja y la economía no puede apoyar el uso de los tamizados.
Una de las formas preferidas en las tuberías ranuradas es el patrón de fila
escalonada porque se conserva una porción mayor de la fuerza original de la tubería.
El patrón escalonado también da una distribución más uniforme de las ranuras sobre
la superficie de la tubería.
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Las ranuras pueden ser rectas o con forma trapezoidal. Las ranuras con forma
trapezoidal son más estrechas en la superficie exterior de la tubería que en el interior.
Las ranuras formadas de esta manera tienen un área de sección transversal en forma
de "V" invertida y son menos propensos a puentear sólidos ya que cualquier partícula
que pasa a través de la ranura en el diámetro exterior de la tubería continuará
fluyendo en lugar de alojarse dentro de la ranura. Por lo general el ancho de las
ranuras oscilan entre 0.012 in (0.031 cm) a 0.250 in (0.64 cm).
El rendimiento de los tamices son usualmente juzgados en base a la zona abierta
presentada a la formación. Sin embargo, la pérdida de flujo a través de una ranura
abierta es mucho menor que la causada por la convergencia de flujo en los medios
permeables cerca de la pared del pozo. En consecuencia, el espacio de la ranura es
aún más importante, ya que esta función controla el grado de convergencia de flujo
lejos del revestimiento y dentro de la formación.
Tamices Premium Convencionales y Pre-empacadas
Existen diferentes tipos de tamices utilizados para la exclusión de arena:
Tamices convencionales de alambre forrado.
Tamices pre-envasadas.
Tamices Premium.
Empaque de Grava
Un empaque de grava es simplemente un filtro de fondo de pozo diseñado para
prevenir la producción de arena de formación no deseada. La arena de formación se
mantiene en su lugar por el tamaño adecuado de empaque de grava arena. La arena
de empaque de grava se mantiene en su lugar con una tubería tamizada de tamaño
adecuado. Empaque de grava en agujeros abiertos es una técnica de realización
común en muchas zonas del mundo, como California, Canadá, Bolivia, Venezuela,
Brunei, China, Indonesia, Nigeria; y en algunos pozos en el Golfo de México y el Mar
del Norte. Sin embargo, hay ventajas y desventajas de empaque de grava-agujero
abierto, y una comprensión de estos factores ayudarán en la selección de la técnica
de la finalización de usar, donde es posible una elección.
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Empaque de grava tamaños de arenas y Sustitutos
Para determinar que tamaño de empaque de grava arena se requiere, muestras de la
formación de arenas, las cuales deben ser evaluados para determinar la media del
diámetro y distribución del tamaño del grano. La calidad de la arena utilizada es tan
importante como el tamaño adecuado
Muestras de la formación de arenas
Inadecuadas técnicas de muestreo de las formaciones de arenas pueden conducir a
que los empaques de grava fallen debido a una producción de arena repentina o un
taponamiento del empaque de grava. La importancia de una muestra representativa
de la formación de arena no puede ser exagerada en la determinación de un diseño
adecuado de control de arena. Sin una muestra representativa, los siguientes
artículos no pueden ser determinados y son en el mejor de una conjetura:
Grava adecuado tamaño, ranura o separación tubería tamizada para detener
arena de formación mientras se mantiene la productividad;
Grado y tipo de estabilización de arcilla requieren, y;
Los beneficios o riesgos de acidificación.
Análisis granulométrico.
Es un análisis de laboratorio típico realizado en una muestra de arena de formación
para la selección correcta del tamaño del empaque de grava de acuerdo con la
norma ASTM E-11.
La técnica más utilizada hoy fue desarrollado por Saucier. La premisa básica de la
obra de Saucier es que el control óptimo de la arena se logra cuando el tamaño
medio de grano de la arena de empaque de grava no es más de seis veces mayor
que el tamaño medio de grano de la arena de la formación. Saucier determina esta
relación en una serie de experimentos de flujo de un núcleo, donde la mitad de la
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central consistió en empaque de grava arena y la otra mitad era arena de formación.
La relación de tamaño medio de grano de la arena del empaque de grava y el
tamaño medio de grano de la arena de formación se cambió en un rango de dos a
diez para determinar cuando se logra un control óptimo de arena.
Métodos para el empaque de grava
Basado en experiencia de grandes compañías de servicios, los siguientes son
requerimientos absolutos para las herramientas del sistema de empaque de grava de
agujeros descubiertos:
Debe ser capaza de mantener la presión de sobrebalance todo el tiempo;
Todas las operaciones deben ser realizadas sin swabbing o surgencia de la
formación, y;
Debe proveer la habilidad para el posicionamiento positive de la herramienta.
Tres herramientas básicas son usadas en las operaciones de empaques con grava:
Ensamblaje por encima de la supreficie de la herramienta, y;
Collares de puerto.
CAPÍTULO 3. Terminación en arenas con agujero revestido
Empacador de grava
No se requiere ninguna operación de perforación especial para la colación de un
empaque de grava en un pozo entubado. La TR se cementa convencionalmente. Los
intervalos de terminación son perforados con densidad alta, y los disparos se hacen
con perforaciones de gran diámetro capaces de penetrar la zona dañada. El daño de
perforación se limpia detrás de la tubería.
El fluido utilizado para transportar la grava puede o bien filtrarse fuera de la formación
o ser circulado por el agujero a través de la tubería de lavado en función de la
posición de las herramientas de servicio y la condición de la perforación en cuanto a
la aceptación de fuga de líquido.
Los empacadores de grava en agujero revestido son uno de los métodos más
comunes para controlar la producción de formación de arena en pozos de petróleo y
Reporte de Experiencia Aprendizaje – Semestre Agosto – Diciembre 2015 18
gas. Las terminaciones de pozos revestidos son más populares que los empaques de
grava en pozo con agujero descubierto por varias razones. En primer lugar, si el
operador no es consciente de la necesidad de control de arena cuando el pozo se
perfora, una terminación de TR perforada puede ser instalada con un empacador de
grava para ser instalado después si surge la necesidad.
Perforación pre-empacamiento
Varias técnicas de terminación se han desarrollado para ayudar a aliviar los
problemas asociados con los empaques con grava en pozos revestidos. Una técnica
comúnmente aplicada, que ha demostrado ser muy eficaz, es la perforación pre-
empacamiento. La perforación pre-empacamiento puede hacerse por debajo de la
presión de fractura o por encima de la presión de fractura.
Pre-empacamiento debajo de la presión de fractura.
Este proceso consiste en colocar grava a través de los túneles de los disparos, en la
cavidad creada en cada perforación detrás de la TR.
El pre-empacamiento controla la pérdida de líquidos, aumenta la eficiencia de
perforación y disminuye reducción caída de presión a través de los túneles de
perforación mediante la prevención de la formación de arena llenando los túneles.
Llenar las perforaciones con grava es la clave para obtener una alta productividad del
pozo.
Pre-empacamiento arriba de la presión de fractura
Uno de los principales inconvenientes en el proceso de empacamiento debajo de la
presión de fractura es que la grava solamente se puede colocar en espacios creados
durante las operaciones de perforación y de limpieza. Si esta cantidad de penetración
en la formación no se extiende completamente a través de la zona dañada cerca del
pozo, dará como resultado una restricción en la productividad del pozo. Para superar
esta dificultad, es necesario eliminar el daño con ácido.
Reporte de Experiencia Aprendizaje – Semestre Agosto – Diciembre 2015 19
Otra técnica para eliminar los efectos de la zona dañada es evitarlos en lugar de
tratar de eliminarlo. Esto se puede lograr induciendo una fractura hidráulicamente.
Empacadores con agua
Como su nombre indica, un empacador con agua utiliza agua como fluido portador.
Debido a que el residuo de polímero del empacador en suspensión podría
potencialmente dañar la permeabilidad de la formación, los empacadores con agua
se han convertido en una alternativa popular para suspender empacadores en los
últimos años. Los empacadores con agua pueden ayudar a formar empaques
anulares muy apretados, pero tienen una alta tasa de fugas en las zonas de alta
permeabilidad.
Empacadores de suspensión
El concepto de empacadores con suspensión fue desarrollado por Sparliin para evitar
la reducción de permeabilidad asociado a la formación de arena o grava.
El procedimiento consiste en el bombear grava en altas concentraciones en un fluido
viscoso. La suspensión es generalmente mezclado por lotes en un tanque mezclador
antes de que se bombe. Aunque el fluido puede ser de base agua, base de aceite, o
hidroxietilcelulosa (HEC), la salmuera viscosa es la elección usual. Cuando se
bombean estos fluidos de alta densidad, el fluido y la grava tienden a moverse como
una masa. En comparación con el fluido de empaque de grava convencional de baja
densidad, estos sistemas de lodos tienen significativamente mayores capacidades de
suspensión de las gravas.
Conceptos de fracturación hidráulica, la geometría y mecánica de las rocas
Los detalles de la mecánica de rocas y la creación de una fractura hidráulica están
más allá del alcance de este texto. Sin embargo, se asumen ciertos principios
generales que deben ser entendidos y validados para la mayoría de los reservorios:
Las fracturas son casi siempre verticales (las excepciones pueden estar en
pozos poco profundos y en las zonas tectónicamente activas);
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Las fracturas se orientan perpendicularmente a la dirección del esfuerzo
mínimo (en la mayoría de las formaciones, esta es la dirección hacia el
esfuerzo máximo horizontal);
La presión de iniciación de la fractura suele ser más alta que la presión de
extensión de la fractura, y;
La altura y longitud de la fractura continúan aumentando, siempre y cuando la
presión del fluido dentro de la fractura es mayor que la tensión principal in-situ
o hasta que se alcanza una barrera o una arena que obtuvieron fuera.
La fracturación hidráulica se realiza con mayor frecuencia en formaciones fuertes que
tienen permeabilidades inferiores a 1 o 2 md.
La geometría de la fractura (altura, longitud y anchura) es incierto si las propiedades
de mecánica de rocas o del suelo son inciertas. Por otro lado, la geometría de la
fractura se puede predecir por software si se conocen las propiedades mecánicas de
la roca. Las propiedades mecánicas de la roca y del suelo medido o calculado en el
laboratorio para los diseños de fractura son:
El módulo de Young (por longitud de la fractura, la anchura y presiones);
Coeficiente de Poisson (para la altura de la fractura y la determinación del
estrés formación);
Resistencia a la fractura (para la altura y la longitud de la fractura);
Esfuerzo horizontal director mínimo frente a la profundidad;
Coeficiente de Biot (para la determinación de la tensión formación).
Si todos o la mayoría de las propiedades anteriores son conocidos, se espera que los
tratamientos de fractura den éxito. Todas las propiedades anteriores se miden a
menudo en el laboratorio y se utiliza para calibrar los registros sónicos y de dipolo.
Durante el diseño inicial de un tratamiento de fracturamiento y empaque, los
ingenieros de terminación deben determinar la geometría de fractura requerida en
base a las condiciones del yacimiento.
CAPÍTULO4. Operación de equipo y superficie
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Todas las técnicas de control de arena, que se han discutido anteriormente en este
manual, emplean varios tipos de equipos de superficie en el lugar de la plataforma, ya
sea en alta mar o en tierra. Los costos asociados con la implementación y el uso de
equipo especializado para cualquier tipo o tratamiento siempre deben tenerse en
cuenta durante el proceso de diseño de la selección final.
Otro ejemplo de posibles ahorros de costos en las operaciones en alta mar es el uso
de agua de mar como el fluido base de terminación. Debido a que un buque de
estimulación el uso de agua de mar como fluido base minimiza los costos de
terminación y valioso tiempo de inactividad del equipo de perforación. Al considerar
esta opción para un tratamiento de fracturamiento y empaque, la compatibilidad
formación debe ser establecida y un sistema de gel adecuado debe ser especificado.
Equipos de Superficie y Técnicas
Equipo especializado montado en camiones, patines o buques en alta mar está
disponible para todo tipo de técnicas de control de arena. Los Equipos montados
sobre patines se han vuelto muy popular y es un estándar de la industria, ya que
ofrece la máxima versatilidad de despliegue. En la mayoría de los tratamientos, una
mezcladora se utiliza para mezclar y transferir la grava, el agente de sostén y un
fluido de tratamiento a las bombas de fracturamiento de alta presión. El fluido se
bombea luego a través de un colector de alta presión al pozo.
Hay cuatro tipos básicos de equipos utilizados para los tratamientos de control de
arena tanto en la tierra y en el mar: la mezcla, bombeo, tratamiento del apuntalante y
seguimiento/control.
Diseño y simulación
El rendimiento de un pozo es reforzado por la presencia de fractura y el costo de
estos tratamientos de control de arena se determina en varias longitudes medidas de
fracturamiento. El incremento de ingresos incrementa con el aumento de la longitud
de la fractura. En un momento determinado la longitud medida de fractura se vuelve
prohibida debido a las limitaciones de costos. El costo es expresado como un valor
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presente neto (NPV). El NPV expresa el valor del yacimiento después de la
producción durante un periodo finito. Este periodo de tiempo acumula los descuentos
de ingresos incrementales del proyecto. Los costos de inversión y de operación se
restan de los descuentos de ingresos incrementales para llegar al valor presente
neto.
Varios paquetes de software ayudan con el diseño y ejecución de tratamientos de
control de arena. Schlumberger, por ejemplo, es propietario del software llamado
FraccCADE y SandCade. Todas las compañías de servicios emplean algún tipo de
diseño y software de control asistido por computadora. Estos paquetes tienen varios
módulos, que pueden realizar diversas funciones tales como:
Cálculo de numerosos parámetros de ingeniería;
Simulación innovada pseudo-3D, y;
Simulación del tratamiento de fracturamiento hidráulico
MFrac
Mfrac es un simulador integral de diseño y evaluación que contiene una variedad de
opciones incluyen la geometría de fractura en tres dimensiones y soluciones de
ácido-fractura integrados. Totalmente junto rutinas de transporte y transferencia de
calor apuntalante, junto con una flexible interfaz de usuario y objeto de desarrollo
orientado a permitir el uso del programa para el diseño de la fractura, así como el
análisis del tratamiento. Capacidades que este programa incluye:
Diseña automáticamente un horario de bombeo para alcanzar una longitud de
fractura deseada y estudia de los parámetros y escenarios “qué pasaría si”.
Realiza análisis para anticipar el comportamiento de fractura (por ejemplo,
crecimiento de fractura, eficiencia, declinación de presión, etc.)
FracProPT.
Este programa es del Instituto de Tecnología de Gas (GTI) y es un software de
ingeniería de estimulación de fractura que está siendo apoyado por Pinnacle
Technologies.
El modelo de diseño de fractura FracPro fue el primero en ir más allá de los
simuladores estándar mediante la adquisición y análisis de datos de fracturamiento
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en tiempo real durante el tratamiento. El programa se puede utilizar para diseñar
tratamientos de fracturamiento y luego adquirir datos de fondo de pozo durante las
operaciones de campo o la información de un tratamiento base para confirmar las
estimaciones de diseño o realizar un análisis detallado de post-tratamiento.
Metodología
Técnicas de Evaluación
Una vez que un paquete de gravel o frac está en su lugar, es importante para
determinar o evaluar la eficacia de muchos aspectos claves de la operación dela
terminación. Un tratamiento mal ejecutado puede resultar en una falla prematura del
tamiz y la producción prematura de arena, lo que requiere de operaciones correctivas
costosas.
Históricamente, las herramientas que se utilizan para las evaluaciones de tratamiento
se han trasmitido por cable. Dependiendo de la aplicación, en la actualidad hay
herramientas disponibles, que pueden ser transmitidos por cable, línea de acero,
tubos y tubería flexible. Además, las herramientas basadas en memoria, transportan
al final de la tubería de perforación para iniciar la sesión después de la finalización de
la operación de empaquetado a la salida del agujero, están creciendo en popularidad.
El transporte de tubería de perforación reduce los costos de los equipos de
perforación y acelera el tiempo de producción. Se está convirtiendo rápidamente en el
método de transporte de elección en operaciones en aguas profundas debido al
ahorro de costos en tiempo de perforación y de terminaciones horizontales en los que
es a veces difícil de ejecutar herramientas de línea de acero. Proporciona resultados
inmediatos después de retirar la tubería de perforación que permite una rápida
decisión, mientras que el equipo de bombeo está todavía en el lugar.
CAPÍTULO 5. Técnicas y herramientas especiales
Los debates en esta sección se incluyen herramientas seleccionadas especializadas
y técnicas para el control de arena, incluyendo el empaque de grava fijo, el sistema
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de vibración rotatoria Vibrapac, técnicas multilaterales, y los sistemas utilizados con
bombeo mecánico y bombas eléctricas sumergibles (ESP). Si bien existen numerosas
herramientas especiales y técnicas disponibles para lograr distintos niveles de control
de arena.
Wireline Gravel Pack
Perf-O-Log ha desarrollado un empaque de grava wireline, esta es una alternativa a
los métodos de control de arena por tubo. Un TWGP se implementa con un cable
eléctrico. Se puede instalar en:
Terminaciones de empaque de grava convencionales dañadas;
Zonas que han sido lavadas, y;
Zonas recién perforados.
Lo más importante, es que todo el procedimiento se puede realizar bajo presión.
Vibra-Pak
La tecnología consiste en un sistema de vibración rotatoria es una herramienta de
fondo de pozo que imparte suficiente amplitud para mover la grava en el embalaje
hexagonal durante el período de empaque de la grava, independientemente de la
viscosidad del fluido.
Pruebas Vibra-Pak han demostrado que en una gran escala, horizontal modelo de
empaque de grava la vibración rotatoria resultó en 100% la compactación de grava
entre el agujero abierto y el revestimiento en un sistema de envase de agua.
Multilaterals
La perforación con más de un área de drenaje en un pozo se ha convertido en una
práctica común en la industria. Tecnología de perforación y terminación multilateral se
utiliza tanto en pozos nuevos y para aplicaciones de reentrada en los pozos
existentes. Los pozos multilaterales se pueden dividir en dos grupos: Los que no
ofrecen el aislamiento hidráulico entre los laterales (niveles 1-4) y los que lo hacen
(niveles 5-6). Los sistemas de Nivel 3 y Nivel 6 se han convertido en los principales
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candidatos para aplicaciones que no requieren aislamiento hidráulico total entre los
laterales.
Bombeo mecánico y electrocentrifugo
Técnicas de Control de arena
Las formación de arenas, y otras partículas abrasivas, que poseen un diámetro
aproximadamente de 50 a 200 micras, causa más daños en el bombeo mecánico.
Estas partículas son lo suficientemente pequeñas para entrar en el espacio entre el
émbolo de la bomba la varilla y el barril, y lo suficientemente grande como para
causar daño.
El bombeo electrocentrifugo es típicamente dañado por la producción de arena a
través de un amplio rango de tamaño de partícula, impactando rodamientos,
impulsores y difusores.
Numerosos métodos han sido desarrollados para minimizar el impacto de la arena en
los pozos que emplean sistemas de levantamiento artificial. Estos métodos incluyen:
Reducción al mínimo de la cantidad de arena que entra en el pozo;
Reducción al mínimo de la cantidad de arena que entra en la bomba, y;
Minimizar el impacto de la arena en la bomba.
La mayoría de los sistemas y técnicas de ingeniería usados para prevenir que las
partículas abrasivas entran en una bomba tiene como objetivo:
Reducir el alto costo del pozo;
Aumentar la vida de la bomba;
Reducir el tiempo de inactividad;
Eliminar émbolos atorados;
Aumentar la eficiencia de la bomba, y;
Reducir los costos de reparación de la bomba.
Próxima Generación de terminaciones Tecnológicas
A la vista de los suministros decrecientes, expertos en la industria prevén que la
demanda mundial de petróleo y gas crecerá de forma constante durante este siglo. La
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industria del petróleo se enfrentará a una mayor presión para proporcionar volúmenes
aún más grandes de petróleo y gas natural a un precio razonable. El éxito requerirá a
los operadores reducir los costos operativos, aumentar las tasas de producción y
aumentar sobre todo la recuperación de cada depósito.
Hoy en día, las técnicas de terminación son más que nunca la base de la economía
en la producción de un pozo, y esa es la forma en que se mantendrá en el futuro.
Varios factores operacionales siempre tendrán un impacto directo en los costos de
terminación ellos incluyen:
Simplicidad en el diseño;
Tiempo en la Plataforma;
Tiempo de montaje en el piso de la plataforma;
Profundidad del pozo;
Problemas de control de pozos;
Separación de zona y el número de zonas para ser completado;
Presión de fondo, temperatura y fluidos ;
Disponibilidad de bombeo de la superficie y equipo de mezcla;
Terminación de vida del pozo;
Costos de reacondicionamiento, y;
Consideraciones de seguridad.
Cada uno de estos factores contribuye a la selección de una solución de terminación
adecuada.
Selección de candidatos
La identificación y búsqueda de las características del yacimiento del pozo candidato
con configuración óptima terminación del pozo es fundamental para el éxito
económico. Pasos necesarios incluyen:
1. Ingeniería de yacimientos apropiado;
2. La caracterización de la formación;
3. Cálculos de estabilidad del pozo, y;
4. Una buena evaluación el potencial de producción de arena.
Fluidos de perforación y terminación
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Se está desarrollando la próxima generación de fluidos de perforación y terminación.
Algunos fluidos “inteligentes” se deben considerar como asuntos específicos de la
aplicación y de formación que afectan a la estabilidad del pozo y el daño de la
formación. Nuevas geles, polímeros y aditivos de control de pérdida de fluido se
necesitan con urgencia para la perforación de pozos multilaterales y para perforar a
través de formaciones difíciles. Fluidos no dañinos serán fundamentales para el futuro
de la ingeniería de producción.
Conexión en la fractura de Pozo
Las fracturas hidráulicas son propensas a la producción de arena, tanto desde el
depósito como desde el propio paquete de agente de sostén. Este problema es
particularmente frecuente en los pozos de alta tasa en el que, aunque el problema
depósito puede ser resuelto, la parte cercana a la fractura también puede ser
susceptible a la producción de arena. La solución actual, tamices independientes, que
debe ser continuamente reemplazados.
Bases de datos globales
Una vez que se establece una base de datos, herramientas interpretativas simples,
se utilizan para evaluar eficazmente un gran número de tratamientos para las
formaciones potencialmente arenosas. Diferentes dimensiones y conductividades de
fractura son estimados y se utilizan para ser comparados con los resultados de los
resultados de análisis transitorios de presión y de producción. Las discrepancias
pueden resolverse utilizando un gran número de conjuntos de datos de varias fuentes
independientes.
CONCLUSIÓN
El verdadero éxito o fracaso de una aplicación de control de arena siempre debe
medirse con tres criterios relacionados:
Detener el movimiento y la producción de arena.
Mantenimiento de la máxima productividad.
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Pagar por los costos del tratamiento para un rendimiento satisfactorio de la
inversión, en un plazo razonable de tiempo.
Un buen diseño de terminación se debe siempre enfatizar en las practicas que
maximizan la buena productividad y ayuda a los operadores a realizar el mayor
beneficio para la selección de soluciones. El mejor diseño de terminación son
basados sobre requerimientos bien específicos.
BIBLIOGRAFÍA
William K. Ott, P.E., and Joe D. Woods. Modern Sandface Completion Practices, World Oil magazine, First Edition, Gulf Publishing Company Houston Texas, 2003.
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