ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE RESINAS...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS “ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE RESINAS FENÓLICAS PARA CONTROLAR LA PRODUCCIÓN DE ARENA DE LA FORMACIÓN “M-1” EN EL CAMPO TARAPOA” TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS LUIS ALBERTO OCAÑA PROAÑO DIRECTOR: ING. VINICIO MELO Quito, septiembre, 2012
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE RESINAS
FENÓLICAS PARA CONTROLAR LA PRODUCCIÓN DE
ARENA DE LA FORMACIÓN “M-1” EN EL CAMPO
TARAPOA”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
LUIS ALBERTO OCAÑA PROAÑO
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
Quito, septiembre, 2012
DERECHOS DE AUTOR
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012 Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo LUIS ALBERTO OCAÑA PROAÑO, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
------------------------------------
LUIS ALBERTO OCAÑA
1715273973
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DE LA
APLICACIÓN DE RESINAS FENÓLICAS PARA CONTROLAR LA
PRODUCCIÓN DE ARENA DE LA FORMACIÓN “M-1” EN EL CAMPO
TARAPOA”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue
desarrollado por Luis Ocaña, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad
de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
---------------------------------------
ING. VINICIO MELO
DIRECTOR DEL TRABAJO
CC: 1001048105
CARTA DE LA INSTITUCIÓN
DEDICATORIA
El presente trabajo está dedicado con todo mi cariño y aprecio a mis padres,
quienes haciendo un gran sacrificio me han brindado la educación
fundamentada en valores y las buenas acciones. A toda mi familia y seres
importantes en mi vida por acompañarme, quererme y darme la fuerza en
todo momento, por ser la luz a seguir y la guía de mi vida por darme toda su
sabiduría y su amor, por enseñarme el valor de la vida, la importancia de la
paciencia, la tolerancia y la perseverancia, principios que me han permitido
llegar hasta donde estoy y ser lo que ahora soy.
Este logro es para ustedes.
AGRADECIMIENTO
Luego de haber realizado esta tesis de grado, me llena de enorme
satisfacción agradecer de la manera más respetuosa y elocuente a todas y
cada una de las personas, que de una u otra manera me han extendido su
mano en el momento cuando más les necesitaba. Para ustedes mil gracias.
Al ingeniero Vinicio Melo por su valioso aporte con todos los conocimientos y
experiencia para el desarrollo de este trabajo especial de grado por su
tiempo, paciencia y la ayuda prestada.
A la gran empresa a la que pertenezco Halliburton en especial a las líneas
de Cementación Estimulación y Boots & Coots, quienes me dieron la
oportunidad de realizar mi Proyecto de Titulación, brindándome toda la
apertura y el apoyo del caso, con su experiencia, tecnología y conocimientos
científicos. Al Ingeniero Walter Suzart y al Ingeniero Herman Llerena
especialistas y lideres del área de estimulación quienes me han facilitado
toda la información necesaria para elaborar este trabajo, ellos han sido mis
mentores y un ejemplo a seguir en mi vida laboral.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, que me ha brindado la
oportunidad no sólo de estudiar, y adquirir los conocimientos en cada
materia, sino también de vincularme desde inicios de mi carrera al campo
laboral petrolero. Y finalmente a todos los ingenieros y catedráticos de la
Carrera de Ingeniería de Petróleos.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN xii
ABSTRACT xiv
CAPÍTULO 1
1.1 INTRODUCCIÓN 1
1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA 2
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 3
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 3
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 3
1.4 JUSTIFICACIÓN 4
1.5 ALCANCE 4
CAPÍTULO 2
MARCO TEÓRICO 5
2.1 ANTECEDENTES 5
2.2 GEOLOGÍA GENERAL DEL ECUADOR 7
2.2.1 ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE 8
2.2.2 CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO,
ARENISCA “M-1”
10
2.2.2.1 Arenisca “M-1” 11
2.2.2.2 Tipos de consolidación de arenisca 11
2.3 ORIGEN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA 13
2.3.1 ARCOS DE ARENA 15
2.3.2 PRODUCCIÓN DE FINOS 16
ii
2.4 NATURALEZA DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA 17
2.4.1 CÍRCULO DE MOHR Y LAS CAUSAS DEL
ARENAMIENTO
21
2.4.1.1 Cohesión 23
2.4.1.2 Tensión 24
2.4.1.3 Colapso de poro 24
2.4.1.4 Corte o cizallamiento 25
2.5. CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA 26
2.5.1 FLUJO DE FLUIDOS 27
2.5.2 FACTORES GEOGRÁFICOS Y GEOLÓGICOS 27
2.5.3 GRADO DE CONSOLIDACIÓN 28
2.5.4 REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO 28
2.5.5 TASA DE PRODUCCIÓN 29
2.5.6 VISCOSIDAD DEL FLUIDO DEL YACIMIENTO 29
2.5.7 AUMENTO DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA 30
2.6 PROBLEMAS PRESENTADOS POR LA PRODUCCIÓN DE
ARENA
30
2.6.1 EROSIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO Y DE
TRANSFERENCIA
30
2.6.2. DISMINUCIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEBIDA A
LA MIGRACIÓN DE FINOS EN LAS CERCANÍAS
DEL POZO 31
2.6.3 ALTAS CONCENTRACIONES DE SÓLIDOS
PRODUCIDOS
32
2.7 TÉCNICAS UTILIZADAS EN LA CUANTIFICACIÓN DE
ARENA
34
2.7.1 RESEÑA HISTÓRICA 34
2.7.2 DETECTOR SÓNICO NO INTRUSIVO DE ARENA 35
2.7.3 MICROSCOPIO DIGITAL 36
2.7.4 MÉTODO GRAVIMÉTRICO 37
2.7.5 MÉTODO DEL TAMIZADO 38
2.7.6 ESFERICIDAD DE LAS PARTÍCULAS 38
iii
2.7.7 ESTRATIFICACIÓN 39
CAPÍTULO 3
METODOLOGÍA 41
3.0 MECANISMOS QUE PERMITEN DETERMINAR LA
NECESIDAD DE APLICAR TÉCNICAS DE CONTROL
DE ARENA 41
3.1 TÉCNICAS USADAS PARA CONTROLAR LA
PRODUCCIÓN DE ARENA
42
3.1.1 MÉTODOS PRÁCTICOS SENCILLOS 44
3.1.1.1 VARIACIÓN DE LA TASA DE FLUJO 44
3.1.1.2 COMPLETACIONES SELECTIVAS 44
3.1.1.3 REDUCCIÓN DE FUERZAS DE
ARRASTRE O FRICCIÓN
45
3.1.2 MÉTODOS MECÁNICOS 46
3.1.2.1 TUBERÍA RANURADA - "LINERS"
RANURADOS
46
3.1.2.2 REJILLAS SOLAS 49
3.1.2.3 REJILLAS PRE – EMPACADAS 51
3.1.2.4 EMPAQUES CON GRAVA 54
3.1.2.5 FRAC PACK 63
3.1.3 MÉTODOS QUÍMICOS 64
3.1.4 MODELO DE PRODUCCIÓN LIBRE DE ARENA 69
3.1.4.1 Producción de Arena en General 69
3.1.4.2 Cómo lograr la máxima producción libre de
arena en un pozo de petróleo o gas.
70
3.2 ESTUDIO DE LAS CONDICIONES DEL CAMPO TARAPOA 73
3.2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO FANNY 18B 73
3.2.1.1 LOCALIZACIÓN E HISTORIA 73
3.2.1.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO FANNY 75
iv
3.2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EN ESTUDIO 76
3.2.2.1 Propiedades Petrofísicas del Yacimiento 76
3.2.2.2 Características de los Sólidos 76
3.2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL
CAMPO
79
3.2.3.1 Bombeo Hidráulico 79
3.2.3.2 Bombeo Electrosumergible 81
3.2.4 PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY 18B Y TIPOS
DE POZOS
81
3.2.5 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
FANNY
82
3.2.6 CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA DEL
CAMPO FANNY
83
3.2.6.1 Formaciones Pobremente Consolidadas 84
3.2.6.2 Altas tasas de Producción 85
3.2.6.3 Inapropiadas Prácticas de Estimulación 85
3.3 APLICACIÓN DEL SISTEMA DE RESINAS FENÓLICAS
SAND TRAP EN EL POZO FANNY 18 B- 21
86
3.3.0 ALCANCE DEL ESTUDIO DEL POZO FANNY
18 B-21
86
3.3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL POZO 86
3.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO
FANNY
87
3.3.2.1 Historial de Producción del Pozo Fanny 18B- 21 89
3.3.3 ANÁLISIS DEL REGISTRO ELÉCTRICO MEDIANTE
PRIZM
90
3.3.4 COMPLETACIÓN DEL POZO 94
3.3.5 SISTEMA SAND TRAP 225 96
3.3.5.1 Rangos y Límites de temperaturas 97
3.3.5.2 Ventajas del tratamiento 98
3.3.5.3 Desventajas del tratamiento 98
3.3.5.4 Densidad 98
v
3.3.5.5 Tiempo de espera o parada 98
3.3.5.6 Sustancias que componen el sistema
SandTrap 225
101
3.3.5.7 Fluidos opcionales 102
3.3.5.8 Compatibilidad 102
3.3.5.9 Resistencia a la Compresión 103
3.3.5.10 Mezcla de la resina y el endurecedor 103
3.3.5.11 Diseño de los Fluidos para la ejecución del
trabajo
104
3.3.6 ANÁLISIS DE RIESGOS PRE OPERACIONALES 105
3.3.6.1 Consideraciones de Seguridad 106
3.3.7 DISEÑO DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO 106
3.3.8 PRUEBAS DE LABORATORIO 110
3.3.8.1 Procedimiento 111
3.3.8.2 SandTrap sumergido en ácido 111
3.3.8.3 Resistencia a la Compresión de SandTrap 111
3.3.9 DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO EJECUTADO EN EL
CAMPO
113
CAPITULO 4
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
115
4.0 RESULTADOS DE TRABAJOS REALIZADOS PARA EL
CONTROL DE ARENA EN EL CAMPO TARAPOA 115
4.1 PRECEDENTES 117
4.1.1 TRABAJOS DE EMPAQUETAMIENTO DE GRAVA 117
4.1.2 INSTALACIÓN DE MALLAS PARA CONTROL DE
ARENA
119
vi
4.1.3 IMPLEMENTACIÓN DEL FRAC PACK PARA
CONTROL DE ARENA
120
4.1.4 SENSOR SÓNICO NO INTRUSIVO PARA
CONTROL DE ARENA
120
4.1.5 IMPLEMENTACIÓN DEL TRATAMIENTO DE
RESINAS SAND TRAP 225
121
4.1.5.1 Análisis de producción del pozo Fanny
18B-21 antes de la implementación del
sistema de resinas StandTrap 225
121
4.1.5.2 Análisis de producción del pozo Fanny
18B–21 después de la implementación del
sistema de resinas SandTrap 225
125
4.2 COSTOS ESTIMADOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL
SISTEMA DE RESINAS SANDTRAP 225 128
4.2.1 COSTOS DE PRODUCCIÓN 129
4.2.1.1 COSTO OPERATIVO 129
4.2.1.2 COSTO DE PROCESOS Y QUÍMICOS 130
4.2.1.3 COSTOS POR MANTENIMIENTO 130
4.2.1.4 COSTOS POR REACONDICIONAMIENTO
DE POZOS
131
4.3 GUÍA PARA LA SELECCIÓN ADECUADA DE UN MÉTODO
DE CONTROL DE ARENAS 131
CAPÍTULO 5
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 135
5.1 CONCLUSIONES 135
5.2 RECOMENDACIONES 137
BIBLIOGRAFÍA 140
ANEXOS 142
vii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Máximas densidades para la salmuera 59
Tabla 2. Determinación del tamaño de la grava (trabajo de
Saucier).
61
Tabla 3. Tamaños de grava y calibres de rejilla 62
Tabla 4. Propiedades Petrofísicas del Yacimiento 76
Tabla 5. Resultados de una Muestra de Sólidos del Yacimiento
M-1 Campo Fanny
77
Tabla 6. Historial de Producción de arena del pozo Fanny 18B-
21
88
Tabla 7. Historial de Producción del pozo Fanny 18B- 21 89
Tabla 8. Determinación de la litología del pozo Fanny 18B- 21 90
Tabla 9. Información obtenida del registro eléctrico mediante
PRIZM
92
Tabla 10. Datos de la Mecánica de las Rocas en el pozo Fanny
Fanny 18B-21
94
Tabla 11. Tiempo de parada recomendado luego de aplicar
SandTrap
100
Tabla 12. Resistencia a la compresión del Sistema SandTrap 103
Tabla 13. Características de las herramientas que se utilizaron 110
Tabla 14. Diseño de los aditivos para las pruebas 110
Tabla 15. Trabajos exitosos de empaquetamiento con grava 118
Tabla 16. Producción de fluidos con sistema Gravel Pack 118
Tabla 17. Trabajos de Instalación de Mallas 119
Tabla 18. Producción de Fluidos con Instalación de Mallas 119
Tabla 19. Historial de producción de fluidos del pozo Fanny 18B-
21 luego del tratamiento SandTrap 225
126
Tabla 20. Producción de arena del pozo Fanny 18B- 21 luego
del tratamiento SandTrap 225
128
viii
Tabla 21. Costos estimados para la implementación del
tratamiento de resinas
129
Tabla 22. Costos de producción para 1 barril de fluido 130
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente 9
Figura 2. Movimiento de los granos de arena causado por
esfuerzos desestabilizadores
14
Figura 3. Arco estable alrededor de una perforación 16
Figura 4. Naturaleza de la producción de arena 18
Figura 5. Envolvente de falla 22
Figura 6. Cargas presentes en la roca yacimiento. 26
Figura 7. Ubicación en tubería del Sensor Sónico no intrusivo de
arena
35
Figura 8. Instalación de un microscopio digital 37
Figura 9. Cuadro de cálculos visuales de esfericidad y redondez 39
Figura 10. Estratificación gradada 40
Figura 11. Prácticas de Completación Selectiva 45
Figura 12. Esquema de un Liner Ranurado 48
Figura 13. Esquema de una rejilla sola 49
Figura 14. Tipos de rejillas pre-empacadas 54
Figura 15. Ubicación de los fluidos del tratamiento en la
formación
69
Figura 16. Un buen modelo de producción libre de arena 71
Figura 17. Modelo malo de producción libre de arena 72
Figura 18. Mapa Catastral Petrolero Ecuatoriano 73
Figura 19. Análisis granulométrico del campo Fanny 78
Figura 20. Vista aérea del MPF del Campo Fanny 82
Figura 21. Análisis del registro eléctrico mediante Prizm 91
Figura 22. Estado Mecánico actual del pozo Fanny 18B- 21 95
Figura 23. Fluidos inyectados a la formación 96
Figura 24. Consolidación de arenas antes del tratamiento
SandTrap
99
x
Figura 25. Consolidación de arenas luego del tratamiento
SandTrap
100
Figura 26. Arena consolidada sumergida en ácido 111
Figura 27. Prueba destructiva de la muestra de SandTrap 112
Figura 28. Consolidación de la muestra luego de la prueba
destructiva
112
Figura 29. Primera etapa de producción del pozo Fanny 18B- 21 122
Figura 30. Segunda etapa de producción del pozo Fanny
18B- 21
123
Figura 31. Tercera etapa de producción del pozo Fanny 18B- 21 124
Figura 32. Tendencia de producción del pozo Fanny 18B- 21
luego del tratamiento de consolidación SandTrap 225
127
Figura 33. Producción del pozo Fanny 18B- 21 luego del
tratamiento de consolidación SandTrap 225
127
Figura 34. Esquema general de evaluación de pozos con
problemas de arenamiento
132
Figura 35. Esquema diseñado para pozos verticales 133
Figura 36. Esquema diseñado para pozos horizontales 134
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1 142
Esquema gráfico de la completación del pozo Fanny 18B- 21
ANEXO 2 143
Datos obtenidos antes y después de la aplicación del tratamiento
SandTrap
ANEXO 3 144
Características físicas y químicas de los fluidos usados para el
sistema SandTrap
ANEXO 4 146
Análisis de incidentes potenciales durante la operación
ANEXO 5 147
Gráfica obtenida de la unidad de bombeo. Bombeado HCl al
7.5%
ANEXO 6 148
Gráfica obtenida de la unidad de bombeo. Bombeando pre flujos
ANEXO 7 149
Gráfica obtenida de la unidad de bombeo. Bombeando
tratamiento SandTrap 225
ANEXO 8 150
Gráfica obtenida de la unidad de bombeo. Desplazando
tratamiento SandTrap 225 y post flujos
ANEXO 9 151
Gráfica obtenida de la unidad de bombeo. Resumen general de
toda la operación
ANEXO 10 152
Comportamiento del arrastre de arena/partículas del pozo
Fanny – 3
xii
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 1. Diferencial de presión alrededor del pozo 24
Ecuación 2. Esfuerzo efectivo 25
Ecuación 3. Índice de Productividad 32
xiii
RESUMEN
La formación “M1” es una arena no consolidada, que puede ser identificada
por el análisis de los módulos de elasticidad de la roca de dicha formación.
En función de estos resultados se obtiene un bajo número tanto en sus
módulos como en el contenido de cemento en su matriz, lo que provoca una
continua producción de arena de la formación.
Esta problemática ha llevado a buscar las mejores soluciones a mediano y
corto plazo, a partir de un gran número de métodos destinados a erradicar
este problema. En el capítulo 2, se realiza un estudio general desde la
ubicación de la arenisca M1 en la columna estratigráfica así como su
caracterización, pasando por el análisis del origen y la naturaleza de la
producción de arena y una revisión de los métodos más eficientes para evaluar
la producción de arena en el campo Tarapoa, principalizando al sensor Sónico
no Intrusivo de Arena propiedad de la compañía operadora Andes Petroleum.
En el capitulo 3 se hace una revisión de los métodos para controlar este
inconveniente como son los métodos mecánicos y los métodos prácticos,
pero en este Proyecto de Titulación se enfocan soluciones o métodos
químicos, e históricos, como es la aplicación de tecnología de resinas que
permite minimizar la producción de arena, manteniendo la vida económica y
productiva del yacimiento.
xiv
Luego del análisis técnico antepuesto, se desarrolla en el capítulo 4 un
análisis de los resultados de la aplicación de tecnología de resinas SandTrap
para controlar la producción de arena, verificando así el objetivo directo de
esta técnica que es consolidar la formación o granos de arena sin alterar la
permeabilidad y otorgando una buena resistencia a la compresión para
producir el pozo a altas tasas de recuperación de petróleo.
En el capítulo 5 se presentan las respectivas conclusiones y
recomendaciones de todo el proyecto.
Finalmente un estudio riguroso de las formaciones del yacimiento M-1 así
como una revisión profunda de los métodos más eficientes para controlar la
producción de arena, hacen concluir que el control de la producción de arena
es realmente necesario y que no se intenta reemplazar otros métodos de
control de arena sino introducir y dar una nueva alternativa de análisis y
selección de las ventajas que se pueden tener al aplicar la tecnología de
resinas.
xv
ABSTRACT
The "M1" Formation is non-consolidated sand; these data can be identified
by the analysis of the elasticity modulus of the rock in this formation. Based
on these results it is obtained a low number in their modules, and in the
content of cement in its matrix, which causes a continuous formation sand
production.
This problem has allowed find solutions to medium and short term, by a lot of
methods to eradicate this difficult. In Chapter 2, it is a comprehensive study
from the location of the M1 sandstone in the stratigraphic column as well as
its characterization, follow by the analysis of the origin and the nature of the
production of sand, and a review of the most efficient methods to evaluate
the production of sand on the Tarapoa field, the most principal method is the
Ultrasonic not intrusive sensor of sand, and its owned is Andes Petroleum
company operator.
In the chapter 3 it is a review of the methods to control this problem. They are
mechanical methods and practical methods, but in this graduation project the
focus solutions are the chemical methods, as it is historical application of
resins technology that allow to minimize the production of sand, keeping the
economic and productive life of the well.
After the technical analysis realized, in Chapter 4 it is the develop of the
results of the application of resins technology SandTrap to control the
production of sand, in this we could verify the direct target of this technique,
which is to consolidate the formation or the grains of sand without altering the
permeability and giving a good resistance to compression this allow to
produce the oil well at high rates of recovery.
xvi
In Chapter 5 there are the respective conclusions and recommendations of
the whole project.
Finally a rigorous study of the M-1 formation as well as a thorough review of
the most efficient methods to control the production of sand, made the
conclusion that the control of the production of sand is really necessary, and
it is not intended to replace other sand control methods, it only wants to
introduce and gives a new alternative of analysis and selection of the
advantages that can be applying resins technology.
INTRODUCCIÓN
1
INTRODUCCIÓN
1.1 INTRODUCCIÓN
La producción de arena es considerada como uno de los mayores problemas
en la industria petrolera. Ésta depende de la resistencia de las rocas, de los
esfuerzos en sitio, de los fluidos producidos y de los cambios en las tasas de
flujo respecto a la caída de presión. Las altas tasas de producción, el
aumento del esfuerzo efectivo, debido al agotamiento y la irrupción del agua
contribuyen a la producción de arena. Los pozos de la cuenca oriental del
Ecuador, específicamente la formación “M1”, han incrementado las
frecuencias de intervenciones por problemas de arenamiento, aumentando
los costos y disminuyendo la vida productiva de estos. Debido a esta
problemática, surgió la necesidad de realizar una evaluación de las técnicas
de control de arena que se pueden aplicar a estos pozos, como también las
aplicadas actualmente en el campo, con el fin de aumentar su vida
productiva y disminuir los costos por intervenciones.
La presencia de arena al producir petróleo a través de las conexiones del
pozo, puede ocasionar daños irreparables a la tubería y al equipo de
producción. Por esta razón, una de las tareas de importancia en la
completación de pozos con formaciones no consolidadas, es evitar que esta
venga a producir finos y permanezca en la formación reduciendo el volumen
de producción.
El factor predominante en la producción de arena es la falta de
compactación y cementación entre los granos de arena existentes en la
formación, como resultado de los diversos procesos geológicos que son
sedimentación, compactación de los granos e incremento de la temperatura
en función de las Eras Geológicas, a los que han sido sometidos durante
largos periodos de tiempo y del desgaste posterior de los mismos, llegando a
2
ser insuficientes para resistir los esfuerzos ocasionados por el paso de los
fluidos a través de ellos durante la producción. Entre las causas básicas para
la producción de arena se pueden citar las siguientes:
- Fluidos altamente viscosos y con elevadas tasas de flujo.
- Inestabilidad de la formación.
- Bajo contenido de cemento matricial en los poros.
- Bajo módulo de elasticidad.
- Elevado Drawdown en relación a la Presión poral.
- Debilidad de compactación por falta de cemento y reducción de la
fuerza capilar, pueden generar colapso en la matriz produciendo
finos.
- Bajo número de punzados en relación al Drawdown.
Para solucionar estos problemas la industria petrolera se ha visto obligada a
desarrollar técnicas apropiadas o métodos de empaques para controlar la
producción de arena.
La tecnología de aplicabilidad de tratamiento de resinas para controlar la
producción de arena en este tipo de pozos, trabajos realizados en otros
países, y la aplicación histórica al nivel de campo en Ecuador nos muestran
una ventaja al usar el sistema de resinas fenólicas con una confiable
reducción de la producción de arena.
1.2 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA La producción de arena causa diversos problemas que van desde el
tratamiento y eliminación del relleno acumulado dentro de la tubería de
revestimiento, o en el equipo de superficie hasta la provocación de fallas de
3
completación graves. Estos problemas a menudo se agravan, poniendo en
peligro las operaciones normales de los pozos y la capacidad de los mismos
a largo plazo. Si la arena erosiona los componentes de la completación, los
cabezales de los pozos, o la tubería e instalaciones de superficie, puede
producir pérdidas, demoras en la producción y obtener bajos factores de
recuperación, o hasta perder el control del pozo. Ante una falla catastrófica
se puede perder el acceso a las reservas si los costos de perforación de un
pozo de re-entrada o de un pozo nuevo resultan prohibitivos.
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1 .3 .1 OBJETIVO GENERAL
Analizar la caracterización Petrofísica de la formación “M1”, para detectar los
módulos de elasticidad de las rocas y determinar si son o no consolidadas,
para aplicar resinas fenólicas en la formación para controlar la producción de
arena de la formación “M1” en el campo Tarapoa.
1 .3 .2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar la producción actual en pozos que han sido diagnosticados
con problemas de arenamiento.
Realizar un levantamiento de toda la información actual sobre
tratamientos con resinas y las técnicas con las que se puede
intervenir en pozos con estos problemas
Mediante un análisis de laboratorio seleccionar resinas que ayuden a
controlar la producción de arena.
Realizar un análisis de las pruebas de laboratorio obtenidas y su
aplicación en campo
4
1.4 JUSTIFICACIÓN
El control de arena es vital en yacimientos cuyas rocas no son consolidadas,
ya que se convierten en un obstáculo que impiden el desarrollo y la
producción normal de un pozo. La industria petrolera invierte un alto rubro
cada año para prevenir y reparar los problemas de control de arena, así
como los porcentajes de reducción en la producción en un pozo, la arena de
transición, la erosión de los equipos, la eliminación y remoción de arena.
Las actuales tecnologías en desarrollo muestran buenos resultados, con el
uso de resinas, con las que se reduce notablemente la producción de arena
y finos en especial en pozos de la cuenca oriental del Ecuador.
1 .5 ALC ANCE
El presente análisis permitirá introducir este nuevo tratamiento de resinas a
pozos con problema de arenamiento y comparar su producción inicial, con la
final luego del servicio prestado.
MARCO TEÓRICO
5
MARCO TEÓRICO
2.1 ANTECEDENTES
La producción de arena constituye un problema serio en muchos activos de
petróleo y gas de todo el mundo. Puede afectar drásticamente los regímenes
de producción, puede dañar los equipos de fondo de pozo, instalaciones en
superficie, en fin implica para las operadoras un alto costo por año
intentando contrarrestar este problema.
A principios de la década de 1990, las compañías operadoras comenzaron a
evaluar diversos métodos para prevenir la entrada de arena, mediante la
disminución de las fallas que ocurren en la formación y en los túneles de los
disparos en formaciones inestables. Desde ese entonces, las compañías
operadoras y prestadoras de servicios han trabajado en forma conjunta para
desarrollar y optimizar las técnicas de control de la producción de arena que
no requieren equipos de perforación o de terminación de pozos. Estos
esfuerzos se tradujeron en operaciones de disparos optimizadas para el
manejo, control y prevención de la producción de arena y en un mayor
número de fracturas hidráulicas, tratamientos de fracturamiento, empaques
de grava, y la consolidación de la arena mediante la aplicación de resinas.
El tratamiento a base de grava se utilizó por primera vez en 1932, para
contrarrestar la arena en los pozos petroleros de la Costa del Golfo de
México y de California. A la presente fecha se han desarrollado nuevas
técnicas, equipos y métodos modernos para colocar grava.
En ciertos yacimientos es posible terminar zonas poco consolidadas pero
relativamente competentes sin necesidad de instalar mallas (filtros)
mecánicos para impedir que ingrese arena, granos finos de formación y finos
de migración, o pequeñas partículas de roca en el pozo.
6
En el pasado las operadoras, recurrían al empaque de grava o al
fracturamiento y empaque para este tipo de formaciones. Estos dos métodos
se basan en las características de puenteo de las partículas y en los
mecanismos de filtrado de los cedazos de exclusión de arena utilizados en
agujero abierto o dentro de la tubería de revestimiento con empaques de
grava anulares, así como también las fracturas hidráulicas apuntaladas
resultantes de los tratamientos de fracturamiento y empaque.
Las terminaciones de pozos sin mallas utilizan técnicas distintas a las
empleadas para los empaques internos convencionales diseñadas a fin de
evitar fallas en los túneles de los disparos (cañoneos) con la consiguiente
producción de solidos de la formación. Los métodos de terminación de pozos
sin mallas mantienen la productividad del pozo y el influjo libre de arena,
mediante la combinación de una o más de las siguientes tecnologías
probadas en campo:
Fase, orientación y tamaño óptimo de los disparos
Fracturas hidráulicas anchas con el control del crecimiento
longitudinal de la fractura (arenamiento inducido), a través de
los disparos
Control del contraflujo de apuntalante
Consolidación química o estabilización de la formación
Cementación de intervalos permeables indeseados,
previamente empacados.
Si se planifican e implementan las técnicas, estas ayudan a controlar la
producción de arena, a reducir el costo y el riesgo global, a mejorar la
productividad del pozo y a incrementar la recuperación de hidrocarburos.
7
El enfoque de este trabajo ayuda a proveer alternativas viables, efectivas y
selectivas en materia de costos con respecto a los métodos convencionales
de control de la producción de arena.
2.2 GEOLOGÍA GENERAL DEL ECUADOR
La Cuenca Oriente está conformada por dos dominios morfológicos: El pie
de monte sub andino, y la llanura amazónica.
El pie de monte sub andino, constituye el borde occidental de la Cuenca
Oriente. Se extiende en dirección Norte-Sur, en forma paralela a las
estribaciones orientales de la cordillera de los Andes. Se trata de una zona
sub-montañosa de alta pluviosidad con temperatura promedio de 24 ºC y
altitudes que varían entre los 3000 metros (Sumaco) y 850 metros
(Misahuallí).
La llanura amazónica o Cuenca Oriente propiamente dicha, es toda la región
plana que se extiende hacia el Oriente a partir de la zona del frente de
empuje de la cordillera. Es en esta zona donde se localizan los Bloques 14,
17 y el Campo Tarapoa operados por Andes Petroleum Ecuador Ltd.
La Cuenca Oriente Ecuatoriana tiene una extensión aproximada de
100000km2, y forma parte del conjunto de Cuencas Sub-andinas de tras-
arco, las cuales se extienden a lo largo de 6400 km desde Venezuela hasta
la parte austral de la Argentina. Están limitadas al Este por la Cordillera de
los Andes y al Oeste por el Cratón Guayano-Brasileiro.
La Cuenca Oriente se encuentra limitada al Norte por la Subcuenca
Putumayo en Colombia y al Sur por la Subcuenca Marañón en el Perú.
Los depósitos sedimentarios, y esporádicamente volcánicos aquí contenidos,
presentan espesores que alcanzan los 18000 pies en las zonas más
potentes. Y la edad de las rocas más antiguas alcanzan los 360 millones de
años.
8
En la dirección Este-Oeste, la Cuenca tiene una forma asimétrica, con un
borde oriental platafórmico y un borde Occidental tectónico. Las mayores
profundidades se las encuentra en el Sur, en dirección hacia la Subcuenca
Marañón.
Los campos más importantes se encuentran en la llanura amazónica, y las
estructuras productoras son anticlinales de bajo relieve, que en algunos
casos, cierran contra fallas subverticales-inversas, reactivadas en el
Cretácico y/o en el Terciario.
Las principales unidades de reservorio constituyen las areniscas basales de
la formación Terciaria Tena; las areniscas “M1”, “M-2”, “U” y “T” de la
formación Cretácico Napo y la formación Hollín del Cretácico inferior. Las
calizas “A”, “B” y la arenisca “M-2” de Napo; así como los depósitos
conglomeráticos de Tiyuyacu se consideran reservorios marginales.
Los reservorios, en forma general, presentan características estratigráficas,
constituidos por areniscas de origen fluvial (canales apilados) a la base, y
depósitos de ambientes de estuarios y marinos transicionales hacia el tope.
Las areniscas de los niveles superiores presentan geometrías complejas,
mientras que en la base generalmente, la arenisca se presenta masiva,
homogénea y realmente continua.
2.2.1 ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA ORIENTE
La columna estratigráfica generalizada de la figura 1 resume los principales
aspectos estratigráficos y de la geología del petróleo para la Cuenca Oriente.
La parte basal de la columna (el tercio inferior) está conformado por las
formaciones pre-cretácicas: Chapiza, Santiago, Macuma y Pumbuiza. Este
intervalo estratigráfico ha sido poco estudiado y es considerado como el
basamento comercial de la cuenca. La parte media de la columna
9
estratigráfica corresponde a la zona de mayor importancia desde el punto de
vista petrolero. En este intervalo se encuentran las areniscas de la formación
“Hollín” y las areniscas “M-1”, “M-2”, “U” y “T” de la formación Napo, las
mismas que constituyen los principales reservorios de la Cuenca Oriente.
Figura 1. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente
EP Petroecuador – Subgerencia de Exploración y Desarrollo (2008)
10
Para continuar con este estudio y centralizarnos en el tema de esta tesis es
necesario conocer la caracterización de la zona productora “M-1” la cual se
describe a continuación.
2.2.2 CARACTERIZACIÓN DE LA FORMACIÓN NAPO, ARENISCA“M-1”
FORMACIÓN NAPO
Comprende tres miembros:
a) Miembro Inferior: Que comprende a las formaciones Napo Basal, Arenisca
“T”, Caliza “B”, y Arenisca “U”.
La Napo Basal se encuentra en la base del miembro Inferior y se caracteriza
por calizas o lutitas.
La Arenisca “T” comprende una serie de intercalaciones de areniscas y
lutitas, siendo las arenas por lo general glauconíticas y con contenido
variable de arcilla y/o carbonatos en la matriz. Su espesor aumenta en
dirección sur. Se Ie ha asignado una edad de Albiano a Senoniano.
La Caliza “B” consiste en una delgada pero persistente capa de caliza, no
siempre uniforme en la Cuenca Oriente, sobre ella se encuentran lutitas de
color variable.
La Arenisca “U”, consiste de arenas de color gris de grano fino a medio,
subredondeadas con poca o pobre clasificación, las arenas superiores son
usualmente glauconíticas y a menudo arcillosas. Su espesor es variable
entre 150 y 270 pies.
b) Miembro Medio: Comprende la Caliza A y la Arenisca Glauconítica “M-2”.
La caliza A sobreyace la Arenisca “U”, hay una secuencia delgada de lutitas
gris obscuras a negras y sobre ellas un prominente intervalo de calizas. Su
color es de gris claro a gris obscuro, masiva o en capas delgadas, densa o
finamente cristalina, localmente se encuentra caliza y calcarenitas. Se
11
encuentra tanto en la Cuenca Putumayo, en la Formación Villeta en
Colombia, como en la Cuenca Marañón, donde se la conoce como Caliza
Chonta. Su espesor varía entre los 100 y 300 pies.
La Arenisca “M-2”, es transparente, de grano fino a medio, subangular a
subredondeado, moderadamente bien clasificado, suelto a friable, matriz
calcárea, y presencia de glauconita.
c) Miembro Superior: Formado por una secuencia estratigráfica de Calizas
“M-2” y “M-1”, lutitas y la Arenisca “M-1”, que en dirección sureste aumenta
su espesor, y desaparece hacia el oeste de la Cuenca Oriente.
La Caliza “M-2” es de color blanco a crema, gris claro a gris obscuro,
moteado gris obscuro con crema, firme a friable, micro cristalina.
La caliza “M-1”, es de color gris claro a gris obscuro, blanco a crema,
translucida en la parte masiva, cristalina en la parte firme, friable y
ocasionalmente dura.
2.2.2.1 Arenisca “M-1”
La descripción de la Arenisca “M-1”, se la hace en base a los registros
litológicos y de núcleos. Esta puede presentarse sola o con intercalaciones
de lutitas. Sus colores varían de gris claro, verde claro, blanco a translucido,
de grano fino a grueso, de regular a muy bien clasificada, dura, firme y
friable, subangular a subredondeado, algo calcárea, su matriz puede estar
ausente o ser argilácea o caolinítica, además tiene trazas de carbonatos, y
es algo calcárea, poco carbonosa, micro pirítica.
2.2.2.2 Tipos de consolidación de arenisca
En lo que respecta al tipo de arenisca presente en la Formación Napo
Arenisca M -1, se debe decir que están presentes los dos tipos de arenisca,
12
tanto arenisca consolidada, como no consolidada, a una profundidad de
7000 – 8000 pies.
Arenisca consolidada
Arenas consolidadas son aquellas donde ha habido una buena
cementación entre los granos, dándole a la arena una buena
consistencia. Cuando encontramos una buena arena consolidada se
tiene la ventaja que tanto la porosidad y la permeabilidad cercana al pozo
no se ve afectada por flujo de arena. La M-1 superior, es una arenisca
consolidada y corresponde a los intervalos A, B, C de orientación marino
somero.
La M-1 inferior también es una arena consolidada que presenta una
homogeneidad continua, estructural.
Arenisca no consolidada
Arenisca no consolidada son aquellas donde no hubo una buena
cementación a través de los granos, por lo tanto la consistencia es baja y
en algunos casos nula y este problema se agudiza cuando se tiene un
pozo con bomba electro sumergible (B.E.S.) y no se lleva un control
adecuado de la frecuencia del motor.
La desventaja de tener arenisca no consolidada es que la porosidad y la
permeabilidad de la formación al pozo decrecen a medida que la arena
fluye con los fluidos del yacimiento por efectos de caídas de presión de
ciertos límites.
En la arena M-1 se encuentra un intervalo no consolidado localizado
debajo de una intercalación arcillosa. Esta arenisca no consolidada
presenta una diagénesis (es la transformación del sedimento después de
ser depositada, o también su paso al estado de roca coherente).
13
Propiedades petrofísicas de la arenisca “M-1”
EI estudio de las propiedades de las rocas y su relación con los fluidos
que contienen, en estado estático o de flujo, se denomina petrofísica. Las
propiedades petrofísicas más importantes de una roca son: Porosidad,
Permeabilidad, Saturación y Distribución de los Fluidos, Conductividad
Eléctrica de los Fluidos y de la Roca, Estructura porosa y Radioactividad.
2.3 ORIGEN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA
Las condiciones que pueden originar la producción de arena y el estado en
que probablemente se encuentra la formación detrás de la tubería de
revestimiento, una vez producida dicha arena, se determinan en base a
varios factores. Estos factores deben describir tanto la naturaleza del
material de la formación que se produce, como las fuerzas que ocasionan la
falla en la estructura de la misma, siendo ellos principalmente los siguientes:
Cantidad y tipo de cemento que mantiene la cohesión entre los
granos.
Fuerzas de fricción existentes entre los granos.
Presión del fluido en los poros de la roca.
Fuerzas de presión capilar.
En base a la cantidad de arena producida, se pueden identificar tres etapas
de severidad del problema de arenamiento, cada una de las cuales genera
un impacto económico. La primera etapa ocurre cuando la producción de
arena es baja, causando desgaste del equipo, obligando a veces, la
disminución de la producción de petróleo para evitar que ocurra dicho
fenómeno, creándose así un potencial de producción diferido. La segunda
etapa sucede cuando la producción de arena es mediana, cuando
adicionalmente al impacto técnico y económico de la primera etapa, se
14
presenta taponamiento en la tubería, originando la inactividad del pozo, lo
cual implica un mayor impacto económico por los gastos adicionales de
reacondicionamiento y la pérdida de producción. La tercera etapa, de mayor
gravedad, ocurre cuando la producción de arena es muy alta, ocasionando
todos los problemas técnicos y económicos anteriormente descritos, pero
adicionalmente la gran cantidad de arena producida deja cavernas enormes
alrededor del revestidor, pudiendo éste colapsar, perdiéndose por completo
el pozo.
Un pozo con problemas de arenamiento sin la atención adecuada progresará
por las etapas planteadas y su condición empeorará con el tiempo.
El fenómeno de arenamiento tiene su origen cuando los esfuerzos
desestabilizadores (esfuerzos de arrastre y gradientes de presión) son
mayores que la resistencia mecánica de la formación, tal como se observa
en la figura 2. Cuando esto ocurre se origina una inestabilidad, que causa el
desprendimiento del material de la formación. Este desprendimiento puede
ser en forma de granos individuales de arena, que se producen
continuamente, o pedazos enteros de la formación.
Figura 2. Movimiento de los granos de arena causado por esfuerzos desestabilizadores.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
15
Originalmente el sistema roca – fluido se encuentra bajo un estado confinado
de esfuerzos. Al perturbarse el sistema mediante el cañoneo de la arena, se
vence la resistencia de la roca, determinada fundamentalmente por las
fuerzas de fricción intergranulares, lo cual produce que falle la matriz de la
roca alrededor de los cañoneos, generándose un estado no confinado de
esfuerzos.
Cuando el grado de consolidación (cementación intergranular) es bajo, los
esfuerzos que provocan la falla de la roca, son el esfuerzo que se deriva del
material de sobrecarga y las fuerzas de arrastre vinculadas al flujo de fluidos
viscosos que circulan a través de la matriz.
2.3.1 ARCOS DE ARENA
Después que se inicia la producción de arena, en ocasiones se forma un
arco como se observa en la figura 3, en la zona que rodea los cañoneos, el
cual debe poseer resistencia suficiente como para sustentar y soportar las
cargas generadas por el efecto de los esfuerzos verticales.
En determinadas condiciones, puede tolerarse la producción de una cantidad
limitada de arena, permitiéndose el desarrollo de un arco de arena, tras lo
cual cesaría la producción de arena de formación, debido a que se crearía
un filtro natural en la cara de las perforaciones que evitaría el paso de los
granos a través de él.
16
Figura 3. Arco estable alrededor de una perforación.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
El arco adquiere mayor estabilidad cuando están presentes fuerzas de
cohesión entre los granos. Sin embargo, la estabilidad del arco es limitada
en el tiempo, ya que el estado de esfuerzo existente alrededor de los
cañoneos se transforma constantemente, debido a los cambios que registran
la tasa de flujo, la presión del yacimiento, el corte de agua, etc., provocando
el rompimiento del arco, que luego se formará en reiteradas oportunidades a
lo largo de la vida del pozo.
2.3.2 PRODUCCIÓN DE FINOS
Ocasionalmente el fenómeno de migración de finos es confundido con el
fenómeno de arenamiento. Con la palabra finos se definen aquellas
partículas que pasan a través del tamiz # 200, que son partículas con
tamaño menor a 0.074 mm (74 micras).
17
Los finos están compuestos por limos, partículas con tamaños entre
0.074mm y 0.002mm, y por arcillas, partículas con tamaños menores de
0.002 mm. El problema de arenamiento es radicalmente distinto al problema
de migración de finos, desde el punto de vista del mecanismo que causa el
desprendimiento de las partículas, aunque ambos están relacionados con el
transporte de partículas desde la formación hacia el pozo.
El desprendimiento de partículas en el arenamiento es causado por una
interacción física entre los fluidos y sólidos de la formación, debido a las
fuerzas de arrastre y gradientes de presión que actúan sobre el esqueleto
mineral.
La migración de finos es causada, principalmente, por una interacción
química entre los fluidos y sólidos de la formación, como consecuencia de
cambios químicos que ocurren en los fluidos originando el desprendimiento
de partículas de arcilla; caso distinto es el de los limos, los cuales no se
separan de la formación, debido a que los mismos no reaccionan con los
fluidos y sólidos de la formación. Las partículas de arcilla migran y pueden
causar taponamiento de los poros, aumentando considerablemente el daño
a la formación. Muchas veces la migración de finos y el arenamiento están
relacionados, ya que al movilizarse las partículas de finos se pueden crear
espacios lo suficientemente grandes, como para permitir que se muevan
partículas de arena.
2.4 NATURALEZA DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA
Saber por qué los yacimientos producen arena constituye el primer paso
crucial hacia el manejo de la producción de arena. La instalación de equipos
de terminación de fondo de pozo pueden ser una parte importante de la
solución, pero el logro de un conocimiento más exhaustivo permite generar
una solución más completa y de acción más prolongada.
18
Figura 4. Naturaleza de la producción de arena
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
En el subsuelo, los principales factores que controlan si un yacimiento fallará
mecánicamente son: la resistencia de la roca, el esfuerzo efectivo ejercido
sobre la formación, una combinación de los esfuerzos terrestres principales
que actúan sobre la roca, menos la presión de poro, y los esfuerzos
introducidos por la perforación, la completación y la producción.
La resistencia de la roca puede determinarse mediante pruebas uniaxiales y
triaxiales de laboratorio, y puede representarse gráficamente mediante una
curva o envolvente de falla. Los esfuerzos normales y los esfuerzos de corte
ejercidos sobre un plano específico, bajo tres esfuerzos principales
perpendiculares, se determinan usando el círculo de Mohr. Para establecer
las condiciones en las que se produce la falla, se utiliza el modelo de falla
de Mohr-Coulomb a fin de relacionar los esfuerzos principales y la presión de
poro con la cohesión y el ángulo de fricción interna de la roca. La falla se
produce bajo tensión de compresión o, más comúnmente, cuando la
19
diferencia entre los esfuerzos principales máximos y mínimos se vuelve
suficientemente grande como para producir un esfuerzo de corte excesivo.
La resistencia de una roca bajo condiciones de fondo de pozo depende de
diversos factores. Los más importantes son la cohesión, el ángulo de fricción
interna los esfuerzos principales máximos y mínimos y la presión de poro. El
grado de cementación de la roca influye significativamente en la cohesión.
Las rocas sedimentarias consolidadas bien cementadas tienden a ser más
resistentes, mientras que las rocas no consolidadas, pobremente
cementadas son más débiles. El ángulo de fricción interna es afectado por la
fracción volumétrica de partículas duras, habitualmente granos de cuarzo o
feldespato, presentes en la roca. Los granos de formación en yacimientos de
areniscas débiles se desagregan, o no se sueltan de la matriz de la roca,
debido a fallas de corte, de tracción y volumétricas.
Durante la producción, la ruptura por cizalladura, causada por la caída de
presión o bien por el agotamiento, puede generar una cantidad catastrófica
de arena producida. El incremento de la caída de presión genera mayores
esfuerzos efectivos en torno al pozo o el túnel dejado por los disparos, y si
tales esfuerzos exceden la resistencia de la roca en esta geometría, la roca
fallará pudiendo producir arena. El aumento del agotamiento puede modificar
los esfuerzos locales presentes en la Tierra, lo que además puede generar
mayores esfuerzos de corte alrededor del pozo, conduciendo posiblemente a
la producción de arena.
Las fallas por tracción se producen en areniscas débiles fundamentalmente
por una elevada velocidad de flujo de fluido, que es en función de la caída de
presión. Este tipo de falla suele ser esporádica, produce volúmenes de arena
relativamente pequeños, se agrava por los cambios rápidos producidos en
los regímenes de producción de pozos y a menudo se estabiliza con el
tiempo.
La falla volumétrica o colapso de poros, está asociada tanto con la caída de
presión como con el agotamiento y se produce en yacimientos de alta
20
porosidad y baja resistencia. En rocas débiles pero consolidadas, este
fenómeno causa subsidencia la cual ha sido estudiada en forma exhaustiva
en los yacimientos de creta del Mar del Norte.
No todas las areniscas producen granos de arena desagregados bajo
condiciones de esfuerzo. Las pruebas han demostrado que incluso las
areniscas débiles (según lo determinado por las pruebas triaxiales
confinadas) pueden tener comportamientos muy variables en lo que
respecta a producción de arena, que están relacionados fundamentalmente
con el tipo de roca. Muchos episodios en la historia de una roca yacimiento
pueden modificar su resistencia, conduciendo finalmente al inicio de la
producción de arena. Cuando se perfora, termina y estimula un yacimiento
se aplican esfuerzos adicionales sobre la matriz de la roca. Además, la
resistencia de la roca puede reducirse por episodios de producción, tales
como los tratamientos de estimulación con ácido, la compactación del
yacimiento o los aumentos de la saturación de agua. En rocas débiles y no
consolidadas, la resistencia de la roca generalmente disminuye al aumentar
la saturación de agua, registrándose la mayor reducción de la resistencia
aun luego de producirse aumentos leves de saturación de agua a partir de
un estado seco. No todos los granos desagregados son movidos por los
fluidos producidos. Pueden permanecer en los disparos, o en el pozo, y con
el tiempo cubrir el intervalo productivo. El grado de movilización de los
granos de arena depende de factores tales como la velocidad del fluido, en
formas complejas y relativamente poco conocidas. Cuando se intenta
predecir cuándo y dónde tendrá lugar la producción de arena, se debe
considerar la falla de una roca y la desagregación resultante de los granos
de arena, junto con la erosión y la movilización de las partículas hacia la
corriente de producción.
21
2.4.1 CÍRCULO DE MOHR Y LAS CAUSAS DEL ARENAMIENTO
Por medio de la Ley de Mohr-Coulomb se sabe que la resistencia mecánica
de la formación es función directa de los esfuerzos efectivos, por lo que se
deben determinar los esfuerzos totales y las presiones de poro en la
vecindad del pozo, pues son necesarios, conjuntamente con los resultados
de los ensayos de laboratorio para estimar la resistencia al corte de la
formación. Ésta representa la resistencia de la formación en su estado virgen
si está basada en información de núcleos tomados durante la etapa de
perforación. Cualquier daño mecánico ocurrido por las actividades de
completación, producción y estimulación, no será reflejado en los resultados
de los ensayos geomecánicos y, por lo tanto, se deben evaluar sus efectos
sobre la formación adicionalmente.
La teoría del círculo de Mohr, asume un campo de esfuerzo bidimensional,
donde los esfuerzos principales actúan en un plano horizontal, uno de estos
esfuerzos tiene dirección radial y el otro dirección tangencial. La técnica
asume que los esfuerzos verticales son despreciables y que la roca se
comporta elásticamente al ser sometida a los esfuerzos contenidos en un
plano horizontal.
Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los
esfuerzos principales puede ser descrita a través de un círculo graficado en
coordenadas cartesianas con los esfuerzos normales en el eje de las
abscisas y los esfuerzos de corte en el eje de las ordenadas.
El criterio de falla de Mohr establece que para cada material existe una
envolvente de ruptura, a partir de la cual el material falla. Para obtener la
envolvente de falla de un tipo de roca en particular, se deben realizar una
serie de ensayos triaxiales bajo condiciones de confinamiento diferentes
hasta que ocurra la falla de la misma. Cada ensayo puede ser graficado
usando el esfuerzo efectivo como un círculo de Mohr limitante de diámetro
igual a la diferencia entre la resistencia máxima de la muestra y la de
22
confinamiento (Figura 5). La envolvente de falla es un lugar que separa las
condiciones estables de las inestables.
Figura 5. Envolvente de falla
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
El ensayo uniaxial de compresión es aquel donde se comprime un cilindro de
roca en una celda triaxial y a medida que aumenta la presión axial se
aumenta la presión de confinamiento, de manera que la deformación ocurre
sólo axialmente. Lo mismo sucede en los ensayos uniaxiales de tensión pero
con la diferencia que el cilindro de roca se somete a tensión
El círculo de Mohr contiene toda la información necesaria para determinar el
estado de esfuerzos a cualquier orientación de la muestra. El eje horizontal
de la gráfica, llamado σ, representa el esfuerzo normal efectivo; el eje
vertical, llamado τ, representa el esfuerzo de corte. Las intersecciones de
23
este círculo con el eje horizontal determinan los valores máximos y mínimos
del esfuerzo normal.
Los mecanismos a través de los cuales se induce la producción de arena en
formaciones productoras de hidrocarburos son: cohesión, tensión, corte y
colapso de poro.
2.4.1.1 Cohesión
Se refiere a las fuerzas que mantienen unidos los granos de la formación y
que impiden su flujo libre. La roca adquiere su cohesión a través de
procesos diagenéticos (compactación, cementación, re cristalización y
solución de minerales). Mientras mayor sea el grado de diagénesis mayor
será el grado de cohesión de la roca.
Otro factor que contribuye a la cohesión de las rocas son las fuerzas
capilares que se producen entre los granos de la roca y el fluido humectante,
debido a la tensión interfacial presente entre los granos, la cual crea una
fuerza cohesiva en la matriz de la roca. Esto sucede porque entre los puntos
de contacto de los granos se encuentra agua, formándose un menisco que
toca la superficie de los granos, donde se pone de manifiesto la tensión
superficial, que generará una fuerza de adherencia entre los granos. Esta
fuerza produce la cohesión aparente de la arena, originando una resistencia
a la compresión y a la tracción.
Las fallas por cohesión ocurren cuando el esfuerzo normal es igual a cero,
mientras que la producción de arena ocurre cuando las fuerzas de arrastre
causadas por los fluidos, exceden el esfuerzo de cohesión del material. Los
granos de rocas son separados y arrastrados hacia los cañoneos y por ende
al pozo.
24
2.4.1.2 Tensión
Las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente de falla intercepte el eje
de las abscisas en un valor de esfuerzos de corte igual a cero (0). Las fallas
por tensión pueden ocurrir, si se cumple que los esfuerzos por tensión son
mayores al diferencial de presión generado alrededor del pozo.
[ ]
Donde:
= Presión de fondo fluyente (en el fondo del hoyo).
= Presión de poro.
= Esfuerzo efectivo tangencial al hoyo.
= Esfuerzo de Tensión.
Esto sucede cuando la tasa de producción es tan alta que crea un gran
diferencial de presión alrededor del pozo, produciéndose la rotura de la
formación.
2.4.1.3 Colapso de poro
La presión de sobrecarga a la cual está sometida la formación es soportada
por los granos que constituyen el esqueleto mineral del sistema, así como
también por los fluidos contenidos dentro del espacio poroso. El esfuerzo al
cual es sometido el esqueleto mineral es una fracción del esfuerzo total
25
aplicado. El esfuerzo efectivo a que está sometido el material se incrementa
a medida que se reduce la presión de poro.
El esfuerzo efectivo puede ser expresado analíticamente, de la siguiente
manera:
[ ]
Donde:
= Esfuerzo efectivo
= Esfuerzo total debido a la presión de sobrecarga
= Constante de Biot
= Presión de poro
El coeficiente de Biot describe la eficiencia de la presión de los fluidos para
contrarrestar los esfuerzos totales aplicados. Este parámetro oscila entre
cero y uno.
2.4.1.4 Corte o cizallamiento
Ocurre cuando la roca es sometida a un campo de esfuerzos de tal forma
que se alcanza la resistencia al corte del material. Las fallas por corte
ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la envolvente de
ruptura.
La resistencia de los materiales porosos es variable y aumenta con los
esfuerzos compresionales.
26
En la Figura 6 se muestra una representación de las fuerzas de corte a las
cuales se encuentra sometida la roca.
Figura 6. Cargas presentes en la roca yacimiento.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
2.5. CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA
Para considerar el control de arena, o el control de los sólidos de la
formación, se debe diferenciar entre la presión de carga de los sólidos y las
partículas finas, éstas normalmente no son consideradas parte de la
estructura mecánica de la formación. Si los finos se mueven libremente a
través de los canales de la arena gruesa, ellos no taparán el canal. Así, el
“control de arena” realmente se refiere al control de la sobrecarga de las
partículas. La tasa de arena que sea superior de 0.1% (volumétrico)
normalmente puede ser considerada excesiva, pero dependiendo de las
circunstancias, el límite práctico podría ser mucho más bajo o superior.
El material sólido que se produce en un pozo consta tanto de finos de
formación, como de sólidos que soportan la carga. Generalmente, la
producción de finos no puede evitarse, es preferible que los finos se
desplacen libremente, a través de la formación o de un empaque con grava
27
instalado, en lugar de taponarlo. El factor crítico para evaluar el riesgo de
producción de arena de un pozo en particular, consiste en definir si la
producción de partículas que soportan la carga puede mantenerse por
debajo de un nivel aceptable a las tasas de flujo y condiciones de producción
que, de acuerdo a lo previsto, harán que la producción del pozo sea
rentable.
La lista que se presenta a continuación resume muchos de los factores que
inciden en la tendencia de un pozo a producir arena, los cuales se pueden
clasificar en dos categorías: efectos del flujo de fluidos y efectos de la
resistencia de la roca.
2.5.1 FLUJO DE FLUIDOS
Las tensiones que en su mayoría tienden a causar la producción de arena
usualmente son las que derivan del flujo de fluido, que es proporcional a la
caída de presión entre el pozo y el yacimiento. El arrastre relaciona la fuerza
impartida por el flujo de fluido a la velocidad y a la viscosidad del fluido. Si la
arena es mojada por agua o petróleo también se puede afectar su tendencia
a ser producida. Las uniones intergranulares proporcionan restricciones
entre los mayores esfuerzos y las tensiones. Por esta razón, la tasa de un
pozo y el grado de consolidación natural en la formación influyen en el
arenamiento.
2.5.2 FACTORES GEOGRÁFICOS Y GEOLÓGICOS
La producción de arena ha sido experimentada en casi todas las áreas del
mundo dónde la tasa de petróleo o de gas proviene de los yacimientos de
areniscas; por lo tanto, el problema es mundial. La producción de arena es
muy común en los yacimientos de la Edad Terciaria, debido a que estos
yacimientos son geológicamente jóvenes y normalmente se localizan a
28
profundidades relativamente bajas, no han logrado compactarse y tienen
cementación intergranular muy pobre.
2.5.3 GRADO DE CONSOLIDACIÓN
La capacidad de mantener túneles de perforación abiertos depende
estrechamente del nivel de cohesión existente entre los granos de arena. La
cementación de la arenisca suele constituir un proceso geológico secundario
y, por lo general, los sedimentos más antiguos tienden a estar más
consolidados que los más recientes.
Esto significa que la producción de arena constituye normalmente un
problema cuando se origina en formaciones sedimentarias Terciarias que
son superficiales y geológicamente más jóvenes. Las formaciones Terciarias
jóvenes suelen poseer poco material de matriz (material de cementación)
que mantenga unidos los granos de arena, por lo que estas formaciones
suelen calificarse como “poco consolidadas” o “no consolidadas”.
Una característica mecánica de la roca que se asocia al grado de
consolidación es la resistencia a la compresión. Las formaciones de arenisca
poco consolidadas suelen tener una resistencia a la compresión inferior a
1000 libras por pulgada cuadrada.
2.5.4 REDUCCIÓN DE LA PRESIÓN DE PORO
La presión del yacimiento sustenta parte del peso de la roca suprayacente, a
medida que se agota la presión del yacimiento a lo largo de la vida
productiva de un pozo, se pierde parte del soporte que poseía la roca
suprayacente. La disminución de la presión del yacimiento genera una
cantidad creciente de esfuerzo en la arena de formación. En un momento
determinado, los granos de arena de formación podrían separarse de la
matriz o triturarse, lo cual generaría finos que se producen conjuntamente
29
con los fluidos del pozo. La compactación de la roca yacimiento por
reducción de la presión de poro puede ocasionar el fenómeno de
subsidencia de la superficie.
2.5.5 TASA DE PRODUCCIÓN
La producción de fluidos del yacimiento genera un diferencial de presión y
fuerzas de arrastre fraccional que pueden combinarse pare vencer la
resistencia a la compresión de la formación. Esto significa que existe una
tasa de flujo crítica para la mayoría de los pozos por debajo de la cual el
diferencial de presión y las fuerzas de arrastre friccional no son lo
suficientemente grandes como para exceder la resistencia a la compresión
de la formación y ocasionar la producción de arena. La tasa de flujo crítica
de un pozo podría determinarse aumentando lentamente la tasa de
producción hasta que se detecte producción de arena. Una técnica que se
emplea para minimizar la producción de la misma consiste en reducir la tasa
de flujo hasta llegar a la tasa de flujo crítica, a la cual no se produce arena o
el nivel de producción es aceptable.
2.5.6 VISCOSIDAD DEL FLUIDO DEL YACIMIENTO
La fuerza de arrastre friccional que se ejerce sobre los granos de arena de la
formación es creada por el flujo de fluido del yacimiento. Dicha fuerza es
directamente proporcional a la velocidad del flujo de fluido y la viscosidad del
fluido de yacimiento que se está produciendo. La fuerza de arrastre friccional
sobre los granos de arena de la formación es mayor en el caso de fluidos de
yacimiento de elevada viscosidad, en comparación con los de viscosidad
baja. La influencia del arrastre por viscosidad induce la producción de arena
en yacimientos de crudo pesado, donde se encuentran crudos altamente
viscosos de poca gravedad incluso a velocidades de flujo bajas.
30
2.5.7 AUMENTO DE LA PRODUCCIÓN DE AGUA
La producción de arena podría incrementarse o iniciarse cuando comience a
producirse agua o aumente el corte de agua debido, posiblemente, a dos
razones. En primer lugar, en el caso de una formación de arenisca mojada
en agua, parte de la cohesión existente entre los granos se deriva de la
tensión superficial del agua de formación que rodea a cada grano. Al inicio
de la producción de agua, el agua de formación tiende a adherirse al agua
producida, lo que disminuye las fuerzas de tensión superficial y, por ende, la
cohesión intergranular. Se ha demostrado que la producción de agua
restringe severamente la estabilidad del arco de arena que rodea una
perforación, lo que a su vez da inicio a la producción de arena. El segundo
mecanismo mediante el cual la producción de agua afecta la producción de
arena está asociado a los efectos de la permeabilidad relativa. A medida que
aumenta el corte de agua, disminuye la permeabilidad relativa al crudo, por
lo cual se requiere un diferencial de presión mayor para producir crudo a la
misma velocidad. Todo aumento del diferencial de presión en la zona
cercana a la cara de la formación genera una fuerza de cizallamiento mayor
en los granos de arena de la formación. También en este caso, el aumento
de los esfuerzos puede desestabilizar el arco de arena alrededor de cada
perforación y, por ende, iniciar el proceso de producción de arena.
2.6 PROBLEMAS PRESENTADOS POR LA PRODUCCIÓN DE
ARENA
2.6.1 EROSIÓN DE LÍNEAS DE FLUJO Y DE TRANSFERENCIA
El transporte de sólidos (arenas) en suspensión en flujos monofásicos o
multifásicos, en este caso fluidos de un yacimiento de petróleo, hace que
muchos de ellos con alta energía cinética provocada por el flujo choquen
contra las paredes de la línea de flujo. Este fenómeno ocasiona que en
determinados puntos exista mayor erosión, generalmente en los sitios donde
31
golpean los sólidos con mayor frecuencia. Aunque en algunos casos se
puede despreciar la fricción existente entre los sólidos y la línea de flujo, es
evidente que la erosión en la producción de fluidos de yacimientos de
petróleo siempre va a existir debido a la presencia imprescindible de sólidos
en suspensión independientemente del sistema de control de sólidos (arena)
que se utilice. En tal caso existe una vida útil de la tubería así como también
con los sistemas de tratamiento del petróleo, considérese a los manifolds, y
separadores donde generalmente se recogen y se evacuan los sólidos
involucrados en el procesamiento de los fluidos que aporta la formación con
hidrocarburos.
2.6.2. DISMINUCIÓN DE LA PERMEABILIDAD DEBIDA A LA MIGRACIÓN
DE FINOS EN LAS CERCANÍAS DEL POZO
Generalmente esto ocurre cuando se ha realizado una completación de
fondo para controlar la producción de arena a hueco cerrado, aunque puede
producirse un filtro natural debido a la acumulación de arena en las
cercanías del pozo a hueco abierto, generando una relativa disminución de
la permeabilidad y de la porosidad en la vecindad del pozo. Aunque en
algunos casos ocurre que luego que existe un cierre voluntario o involuntario
del pozo, este no reacciona, generalmente es debido al taponamiento
ocasionado por este fenómeno. Para poner al pozo a producir se requiere
hacer un minucioso trabajo de reacondicionamiento para limpiar el pozo con
circulación, generalmente empleando el sistema de bombeo hidráulico ya
sea con agua salada tratada o con un hidrocarburo de menor densidad. En
ciertos casos se opta por fracturar la formación con grava (frack pack) u otro
sistema con finalidad de reactivar la producción. En otros trabajos se opta
por desempacar la completación de fondo que controla la producción de
arena y colocar una nueva u otro sistema con la finalidad de optimizar el
control de arenas y evitar que el pozo pierda aporte de fluidos por la
aglomeración de sólidos en el fondo del hueco perforado. Esa relativa
32
disminución de la permeabilidad ocasiona que el pozo pierda producción, y
por lo tanto se vea afectado su índice de productividad, que viene dado por
la ecuación.
[ ]
Donde:
Q = tasa de producción del pozo (BPD)
= presión del reservorio (psi)
= presión de fondo fluyente (psi)
2.6.3 ALTAS CONCENTRACIONES DE SÓLIDOS PRODUCIDOS
Generalmente se producen sólidos en alguna fase durante la vida de un
pozo. Estos sólidos se originan con los fluidos del yacimiento provenientes
de la roca del depósito, y generalmente al perforar un pozo. Identificando
qué tipo de sólidos exactamente se están produciendo, y qué parte del
comportamiento de la producción lo puede haber causado, es un buen inicio
para pensar en el control de la producción de los sólidos, para luego pensar
en la acción de remediación. Los sólidos de perforación, las sales de la
costra de lodo, así como los sólidos generados en las operaciones de
reacondicionamiento (compuestos de hierro), se producen generalmente
luego de que el pozo inicia o reinicia su producción. Luego de esta fase, el
aporte de sólidos puede ser constante o se incrementa conforme se cambie
la producción de fluidos del pozo. Este fenómeno es característico en
formaciones pobremente consolidadas. Los sólidos orgánicos como ceras y
33
asfaltos pueden precipitar a los hidrocarburos del yacimiento con la
temperatura del fluido y los cambios de presión durante la producción.
El efecto escala de la tubería puede estar inicialmente presente, o se formó
en situ como el producto de alguna reacción y la posterior corrosión. Los
carbonatos, sulfatos y sales pueden precipitarse como resultado de los
cambios de presión/temperatura significantes como cuando se produce la
salmuera a través de la completación de fondo, o cuando se ha producido
una mezcla de aguas.
Algunas partículas de arcilla pueden ubicarse linealmente en los poros de
ciertas rocas del yacimiento, y éstas pueden producirse en forma continua,
normalmente en bajas concentraciones durante la producción. Grandes
partículas de arena del yacimiento (> 20-40 μm) pueden producirse
dependiendo del diseño de los sistemas para control de arena y la
producción de fluidos previamente establecida.
Finalmente, si mientras la producción de otros tipos de sólidos puede ser de
preocupación, la detección temprana de la producción de arena de la
formación, y la implementación posterior de control tal como el sistema
Gravel Pack, el sistema Frac Pack, o el ensamblaje de fondo Meshrite Sand
Screen; que implican un trabajo adicional de íntegra realización, ya que su
diseño podría causar inconvenientes en la producción y especialmente
reducción en el índice de productividad del pozo.
Si no se controla la producción de arena de un yacimiento, ésta se acumula
en los separadores de producción y tanques de almacenamiento de sólidos,
generando un trabajo extra; además que se disminuye la capacidad y
eficiencia en el proceso de separación de fluidos provenientes del
yacimiento.
34
2.7 TÉCNICAS UTILIZADAS EN LA CUANTIFICACIÓN DE
ARENA
2.7.1 RESEÑA HISTÓRICA
Existen variadas técnicas utilizadas en la evaluación de la producción de
arena que se encuentra en suspensión conjuntamente con la producción de
fluidos de un yacimiento de petróleo. Estos van desde métodos puntuales
como la toma de muestras de una válvula de drenaje habilitada para tomar
muestras, hasta herramientas sofisticadas que incluyen la caracterización
instantánea de los sólidos mediante señales digitales de lo que se está
monitoreando. Con el transcurso del tiempo se ha hecho muy necesario
observar detenidamente el comportamiento de la arena en especial en los
equipos involucrados con la producción tanto en subsuelo como en
superficie, ya que se han presentado una serie de problemas ocasionados
por el aporte de arenas del yacimiento. La conclusión que se ha tenido es
buscar una forma eficiente y eficaz que permita conocer la cantidad de
sólidos que se están evacuando de la formación con el flujo multifásico del
fluido, con el propósito de evitar los efectos erosivos y abrasivos en:
válvulas, bridas, accesorios y partes internas de las bombas eléctricas
sumergibles.
Para tal efecto existen varios métodos tales como:
Detección acústica de arena.
Microscopio digital de sólidos.
Método gravimétrico.
Método del tamizado.
Aunque existen otros métodos de cuantificación de arenas, se dará mayor
detalle a los mencionados anteriormente, en vista de que han presentado
mayor eficiencia en la cuantificación de sólidos en suspensión, en fluidos en
movimiento. Además la empresa Andes Petroleum dispone de 2 de los
35
cuatro métodos estudiados que son: el detector acústico de arena (sensor) y
el método gravimétrico.
2.7.2 DETECTOR SÓNICO NO INTRUSIVO DE ARENA
El principio de funcionamiento del sensor SAM 400 TC de la compañía
Roxar Flow Measurement, detecta el ruido de las partículas de arena que
afectan la superficie interna de la línea de flujo. Para mejor sensibilidad, el
sensor se debe montar aguas abajo de un codo de 90°, y tan cerca como
sea posible (máximo 75 cm del codo de 90°). La figura 7 nos permite
observar la ubicación del sensor en mención.
Figura 7. Ubicación en tubería del Sensor Sónico no intrusivo de arena
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
Los filtros electrónicos del sensor eliminan el ruido generado por el flujo de
los fluidos a través de la tubería de producción. Existe una conexión en serie
simple entre el sensor y la CIU (Unidad de Cálculo e Interfase) que permite
la comunicación digital a través de ambos por medio de un cable enroscado
en ambos extremos. El canal del detector tiene su propia dirección fijada en
36
el CIU usando un protocolo de conexión del modo RTU o con un acople 4-20
Ma para representar las señales del monitoreo en la interfase del software.
Toda la inteligencia de proceso de la tasa de arena se construye en
algoritmos escogidos por el fabricante y se descargan en los CIU’s, que
también almacenan datos en la memoria temporal entre 9 y 90 días o más,
dependiendo de la frecuencia de las lecturas requeridas. Se configura cada
CIU usando una PC que contiene un software que permite supervisar el
proceso del monitoreo. La PC se puede utilizar para exhibir tendencias
actuales en tiempo real o para descargar datos almacenados.
2.7.3 MICROSCOPIO DIGITAL
El operador observa los sólidos bajo un estéreo microscopio y captura la
imagen precisa con una cámara digital. Para la identificación, se ha
encontrado que los microscopios con amplificación 32X son adecuados,
ofrecen alta calidad óptica y se acompañan con una resolución excelente de
la cámara digital (600 x 800 pixeles mínimo de resolución). La figura 8 es
una fotografía del arreglo de cámara-microscopio personalizado que se
despliega en las plataformas del Golfo de México. Se encontró que la
captura digital de imágenes del microscopio es útil para los propósitos de
documentación, y luego se transfiere el conocimiento conjuntamente con el
historial de la producción de sólidos a la oficina de Ingeniería y a expertos
geólogos que pueden ayudar con identificaciones problemáticas. Para este
tipo de equipos se necesita tener una muestra de sólidos en condiciones
reales.
37
Figura 8. Instalación de un microscopio digital
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
La Figura 8 ilustra un separador, donde el operador puede capturar la
imagen de una muestra de sólidos real.
2.7.4 MÉTODO GRAVIMÉTRICO
Este método ha sido utilizado con frecuencia en este estudio de evaluación y
control de arena, con la finalidad de corroborar los valores obtenidos en la
cuantificación de arena con el método ultrasónico. Sin embargo, tiene sus
ventajas y desventajas descritas a continuación:
Entre las ventajas se pueden citar:
38
Es un método que no requiere la utilización de un espacio físico
mayoritario para su operación.
No requiere elementos químicos externos para su procesamiento.
Las muestras son fácilmente tomadas en el toma muestras de cada
pozo.
Entre las desventajas se pueden citar:
Requiere de un procesamiento mínimo de 1 hora en laboratorio, ya
que la muestra es sometida a altas temperaturas.
Es un método puntual de monitoreo, y no registra un historial de
producción de sólidos del reservorio.
2.7.5 MÉTODO DEL TAMIZADO
El tamizado es un método indirecto por el cual usando una serie de tamices
se va deteniendo a las partículas de un sedimento, desde lo más grueso
hacia las partículas más finas, este es un proceso mecánico y se lo puede
hacer vía seca o húmeda. El objeto del análisis es obtener datos gráficos o
numéricos acerca de los tamaños de partículas en un sedimento, esto sirve
para hacer descripciones de textura por comparaciones entre muestras, para
desarrollar o comprobar teorías sobre la sedimentación durante el transporte
o depósito, etc. Es un método en el que el operador requiere intervenir
directamente, con la ayuda de los filtros en mención.
2.7.6 ESFERICIDAD DE LAS PARTÍCULAS
Este término es importante tenerlo presente en un análisis de sólidos por
tamizado, como se observa en la figura 9 y se lo define como el grado de
aproximación que tiene un grano de un sedimento de acercarse a la forma
de una esfera. Para determinar el grado de esfericidad se utiliza una escala
39
que va desde 0.1 y se lo calcula en base al radio, el volumen o el diámetro;
se considera el promedio del cuerpo dividido para el radio de la esfera de
igual volumen. La esfericidad toma en cuenta las tres dimensiones.
Figura 9. Cuadro de cálculos visuales de esfericidad y redondez
(De Krumbein y Sieve 1963).
La esfericidad y redondez se mide en fracciones, según la norma API RP 58,
la media es 0.6. Es importante su estudio ya que permite observar su
influencia en los efectos erosivos y abrasivos ocasionados por la producción
de arena.
2.7.7 ESTRATIFICACIÓN
Al momento del análisis de una muestra de sólidos por tamices es
importante saber que la estratificación surge por el depósito alternado de
40
rocas de diferentes tamaños de grano, por ejemplo de areniscas de grano
fino y de grano grueso o por el depósito alternado de sedimentos de
diferente composición. La estratificación gradada por ejemplo; fining up:
Disminución del tamaño de los granos de abajo hacia arriba (disminución de
la energía durante el tiempo). El “fining up” es un tipo de estratificación
frecuentemente observado.
Origen:
Disminución de la energía del agua en un río a causa de una corriente
de turbidez
La Figura 10 ilustra un ejemplo de estratificación gradada con sólidos que
probablemente son producidos de un yacimiento y posteriormente
analizados en tamices.
Figura 10. Estratificación gradada
NORMA API RP 58- Edición (2008)
METODOLOGÍA
41
METODOLOGÍA
3.0 MECANISMOS QUE PERMITEN DETERMINAR LA
NECESIDAD DE APLICAR TÉCNICAS DE CONTROL DE
ARENA
La dificultad que implica determinar si un pozo requiere ó no de un
mecanismo de control de arena se incrementa cuando el mismo se perfora
en un área donde existe poca o ninguna experiencia de producción y donde
los diversos factores del yacimiento son ligeramente distintos de los que se
manifestaron en regiones explotadas con anterioridad. Incluso cuando las
propiedades del yacimiento y la formación son prácticamente idénticas a
otras explotaciones, las condiciones operativas y los riesgos podrían exigir la
utilización de estrategias distintas. El procedimiento general que sigue la
mayoría de los operadores que deben determinar si el control de arena es
necesario o no, consiste en definir la dureza de la roca de formación. Dado
que la resistencia a la compresión de la roca se expresa en las mismas
unidades que el diferencial de caída de presión o drawdown del yacimiento,
los dos parámetros pueden compararse, para así establecer límites de
drawdown para cada pozo.
La porosidad de una formación puede utilizarse como orientación para
determinar la necesidad de aplicar alguna técnica de control de arena. Si la
porosidad de la formación es superior al 30%, las probabilidades de que se
requiera el control de arena son mayores, mientras que, si por el contrario, la
porosidad es inferior al 20%, las probabilidades de que se necesite dicho
control son menores. El intervalo de porosidad comprendido entre el 20% y
el 30% es el que suele plantear incertidumbre. Intuitivamente, se asocia la
porosidad al grado de cementación existente en una formación, por lo que
las razones que justifican la utilización de esta técnica son comprensibles.
El diferencial de caída de presión o presión drawdown asociado con la
producción puede ser un indicador del potencial de producción de arena de
42
formación. No puede haber producción de arena con bajos diferenciales de
presión alrededor del pozo, mientras que con altos diferenciales de presión
se puede causar la producción de material de formación a niveles
inaceptables. La cantidad del diferencial de caída de presión está
normalmente asociada con la permeabilidad de la formación y con la
viscosidad de los fluidos producidos.
Los fluidos de baja viscosidad como el gas experimentan diferenciales de
caída de presión bajos, contrario al diferencial de caída de presión que
estaría asociado con un fluido de 1000 cp producido en el mismo intervalo.
Por lo tanto, una producción de arena alta está usualmente asociada con
fluidos viscosos.
En el desarrollo de las actividades de explotación de hidrocarburos a escala
mundial, a medida que los yacimientos se han ido agotando, se ha
experimentado un incremento en los problemas asociados con la
productividad de los pozos.
3.1 TÉCNICAS USADAS PARA CONTROLAR LA
PRODUCCIÓN DE ARENA
Existen varias maneras de evitar o minimizar la producción de arena. En los
yacimientos no consolidados muy débiles, la producción de arena en gran
escala puede ser inevitable, la manera que resultan prácticos los métodos de
fondo de pozo para excluir la producción de arena o consolidar la formación
cerca del pozo. Las técnicas de exclusión de arena incluyen empaques de
grava en pozos entubados, empaque con agua a alto régimen de inyección,
tecnologías de fracturamiento y empaque, empaques de grava a hueco
descubierto y cedazos (filtros) independientes tales como las tuberías de
revestimiento cortas ranuradas y los cedazos expandibles.
43
Las técnicas de consolidación implican la inyección de resinas para
estabilizar la roca, conservando al mismo tiempo suficiente permeabilidad
original intacta como para permitir la circulación de los fluidos del yacimiento.
Estas resinas a veces se utilizan antes de las técnicas de fracturamiento
hidráulico para el control de la producción de arena.
La elección de un método de reducción o eliminación de la producción de
arena en yacimientos moderadamente débiles es menos directa. La
subestimación del potencial de producción de arena puede traducirse en
costosos problemas de arenamiento en el futuro, mientras que su
sobrestimación puede conducir a instalaciones de equipos de fondo de pozo
costosas y no garantizadas o producir reducciones innecesarias del régimen
de producción. La predicción de la producción de arena en yacimientos
moderadamente débiles es crucial para la minimización de la incertidumbre
cuando se diseña una terminación. Además, la predicción correcta de la
producción de arena puede significar un ahorro de varios millones de dólares
por pozo para las compañías operadoras.
En muchos yacimientos moderadamente débiles, los métodos de
terminación sin cedazos, proporcionan una solución óptima. Las técnicas
tales como los disparos orientados, el fracturamiento hidráulico sin cedazos
y los tratamientos de consolidación, han reducido la producción de arena, a
veces de manera asombrosa. También existen formas de manejar la
producción de arena en la superficie mediante la utilización de separadores
de arena adecuados y mediante la cuidadosa vigilancia rutinaria de la
erosión y acumulación. En esos casos, la economía de la limpieza y
eliminación de la arena debe tenerse en cuenta para la elección definitiva de
las técnicas de manejo de la producción de arena. Junto con todos estos
métodos, hacer producir el pozo a un régimen óptimo puede resultar
esencial para el control de la producción de arena.
44
3.1.1 MÉTODOS PRÁCTICOS SENCILLOS
Para este tipo de métodos no se requiere más que un análisis minucioso de
las características del pozo, características de los fluidos, y el aplicar
adecuadamente cada uno de ellos. Estos métodos se detallan a
continuación.
3.1.1.1 VARIACIÓN DE LA TASA DE FLUJO
Se fundamenta en una reducción de la velocidad en el área cercana a la
boca del pozo (en la cara de la arena) mediante la restricción de las tasas de
producción, disminuyendo la caída de presión en la cara de la formación. Se
reduce o aumenta la tasa de flujo paulatinamente hasta que la producción de
arena sea operativamente manejable. Es una técnica de ensayo y error, la
cual se basa en la formación de arcos estables en la formación, es necesario
repetir eventualmente el procedimiento, a medida que cambian la presión del
yacimiento, la tasa de flujo y el corte de agua. La desventaja de esta técnica
es que la tasa requerida para mantener un arco estable en la formación
suele ser menor al potencial de flujo del pozo y esto representa una pérdida
significativa desde el punto de vista de la productividad.
3.1.1.2 COMPLETACIONES SELECTIVAS
La técnica consiste en cañonear aquella sección de la formación productora
que posea mayor resistencia a la compresión, para así obtener un mayor
diferencial de presión que normalmente permitirá tasas y velocidades de
producción más elevadas sin que comience la producción de arena. Estas
secciones poseen un mayor grado de cementación, pero una menor
permeabilidad, por lo tanto, para que esta técnica sea realmente efectiva, la
formación debe presentar una buena permeabilidad vertical, con el fin de
permitir el drenaje del yacimiento, el proceso se ilustra en la figura 11. Sin
45
embargo, este método puede limitar la cantidad de zonas que pueden ser
perforadas, limitando la producción total del pozo.
Figura 11. Practicas de Completación Selectiva
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
3.1.1.3 REDUCCIÓN DE FUERZAS DE ARRASTRE O FRICCIÓN
Por lo general, es el medio más sencillo y económico para controlar la
producción de la arena. La tasa de producción de fluidos que ocasionan el
movimiento de arena y finos deben considerarse como una tasa de área de
formación permeable. El determinar la tasa crítica de producción por encima
dela cual la producción de arena es excesiva es un factor económico de gran
importancia, cuando las consideraciones del yacimiento y las demandas del
mercado justifican tasas más altas de producción. Cuando la tasa de
producción del pozo fluctúa en una forma marcada las fuerzas de arrastre se
46
incrementan de una manera significativa. Para mantener la tasa de
producción, la tasa de flujo por área unitaria puede controlarse mediante:
Cañoneo amplio y limpio a través de la selección de producción
existente.
Aumento de la densidad del cañoneo
Apertura de una longitud mayor de sección
Crear una ruptura de conducción desde alguna distancia hasta el
yacimiento por medio de fracturas rellenas.
3.1.2 MÉTODOS MECÁNICOS
Este método trata de controlar la arena de formación por el puenteo de los
granos en las ranuras de las tuberías ranuradas, rejillas pre-empacadas,
filtros y empaquetamiento con grava. Es obvio que un control de arena
exitoso usando métodos mecánicos se basa en la selección correcta de la
ranura de la tubería y del diámetro de los granos de grava a utilizarse, esto
significa que muestras de la arena de formación representativas deben ser
obtenidas y analizadas correctamente.
3.1.2.1 TUBERÍA RANURADA - "LINERS" RANURADOS
Constituyen la manera más sencilla de controlar la producción de arena en
pozos dependiendo lógicamente del grado de consolidación de la arena a
producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien
distribuida y limpia, con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario
la rejilla o forro terminará taponándose. Las rejillas y "liners" actúan como
filtros de superficie entre la formación y el pozo, puesto que el material de la
formación se puentea a la entrada del liner. Las rejillas y los liners ranurados
previenen la producción de arena basados en el ancho de las ranuras o
47
aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un filtro que
permite la producción de petróleo.
Limitaciones de los “Liners” Ranurados.
Una de las limitaciones más rápidamente identificable de los “liners”
ranurados como una técnica de control de arena, es la corrosión de las
ranuras antes de que ocurra el puenteo. Si los puentes que se han formado
no son estables, pueden romperse cuando cambie la tasa de producción o
cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que los puentes pueden
romperse, es posible que la arena de la formación se re organice, lo cual,
con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de la rejilla o liner. Por tanto,
cuando se utilice esta técnica para controlar arena de formación, el diámetro
de la rejilla o liner debe ser lo más grande posible, con el fin de minimizar la
magnitud de la reorganización de los granos que pueda ocurrir. Para que
una rejilla o liner ranurado sean eficaces, deberán utilizarse exclusivamente
en formaciones de permeabilidad relativamente elevada, que contengan
poca o ninguna arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y estén bien
distribuidos. Si la formación presenta suficiente arcilla, los puentes de arena
que se forman en la rejilla o en el liner podrían obstruirse. Si el rango de
tamaño de las partículas de arena es amplio y/o diverso, es posible que la
rejilla o liner ranurado se obstruya con granos de arena. Los pozos de
petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de granos
pequeños, son normalmente formaciones no-uniformes. Esto no permitirá un
apropiado puenteo de la arena de la formación sobre la rejilla o liner. En la
mayoría de los casos algún puenteo ocurrirá pero con una reducción de la
producción debido a la invasión de las partículas más pequeñas en las
aberturas de las rejillas de alambre enrollado. Esto en efecto limita el uso de
rejilla sola o liner como una técnica para controlar la arena de la formación.
Otro factor sería el tipo de formación (friable, parcialmente consolidada ó no
consolidada). Las formaciones friables posiblemente nunca colapsaran
alrededor de la rejilla o “liner”, pero producirán cantidades pequeñas de
arena durante la producción del fluido. Las arenas parcialmente
48
consolidadas y las arenas no consolidadas se derrumbarán y llenaran las
perforaciones y el espacio entre el revestidor y la rejilla con la subsecuente
reducción de la permeabilidad en las perforaciones y en el espacio del
revestimiento / rejilla.
Figura 12. Esquema de un Liner Ranurado
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
La experiencia indica que cuando se tiene completaciones con rejillas solas
en hoyo abierto, la formación rara vez colapsa totalmente sobre la rejilla, lo
que pueda permitir el transporte de material taponante a la superficie de la
misma. La productividad inicial de las completaciones con rejillas solas es
generalmente buena, pero la declinación de producción subsecuente es
típica. Las rejillas suelen no ser muy exitosas en muchos pozos
consecuencia del taponamiento de las ranuras de la rejilla y posterior
declinación de la producción. La selección entre rejilla y liner ranurado se
basa fundamentalmente en factores económicos. El “liner” ranurado es
menos costoso, pero presenta limitaciones de anchura de las ranuras y, por
lo general, tiene menos área de flujo disponible. Por su parte, las rejillas
49
pueden tener aberturas mucho más grandes y un área de flujo mayor, pero
resultan más costosas.
3.1.2.2 REJILLAS SOLAS
Las rejillas constan en un espiral de alambre de acero inoxidable enrollado
alrededor de una estructura de soporte, formando un tubo, como se muestra
en la figura 13. En la evolución de esta técnica, se lograron mejoras en el
diseño de este tipo de rejillas, añadiendo alambres longitudinales o
nervaduras, entre el alambrado exterior o camisa y la base de la tubería.
Figura 13. Esquema de una rejilla sola
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
Los pozos que presentan producción de fluidos corrosivos (H2S, CO2),
ameritan de consideraciones especiales. En estos casos hay que controlar la
producción de arena con herramientas diseñadas con un material especial
para evitar la corrosión de la rejilla.
Ventajas:
Aberturas mucho más pequeñas y un área de flujo mayor que los
tubos ranurados.
50
Alta resistencia a la corrosión y a la erosión gracias al material con
que están fabricadas las rejillas (acero inoxidable especial).
Las propiedades mecánicas sólo se ven reducidas en un 20%.
El área de flujo no limita la longitud del tramo a empacar.
El perfil del alambre trapezoidal invertido minimiza el problema de
taponamiento.
Desventajas:
Si el puente que se ha formado no es estable y se rompe, la rejilla
puede obstruirse con el tiempo debido al reordenamiento o
redistribución de la arena de formación.
En pozos de altas tasas hay la posibilidad de que ocurra una falla
de la rejilla por erosión antes de que se forme el puenteo.
Aplicación únicamente para formaciones de granos grandes y bien
distribuidos, alta permeabilidad y poca o ninguna arcilla y demás
finos.
En comparación con los tubos ranurados resultan más costosas.
La experiencia indica que en las completaciones con rejillas en hoyo abierto,
la formación rara vez colapsa totalmente sobre la rejilla, dejando así el
anular abierto para transportar material taponante a la superficie de la rejilla.
La productividad inicial de las completaciones con rejilla es generalmente
buena, pero la declinación de producción subsecuente es típica. Muchas
fallas de pozos se han registrado como consecuencia del taponamiento de
las rejillas y la declinación de la producción.
51
3.1.2.3 REJILLAS PRE – EMPACADAS
Las rejillas pre empacadas son un filtro de dos etapas con las envolturas
externas e internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante. El medio
filtrante (típicamente grava) no deja pasar los granos de la formación más
pequeños, esta arena actúa como agente puenteante cuando se produce
arena de formación mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los
granos de la formación más grandes, las rejillas pre – empacadas se aplican
en zonas donde la utilización del empaque con grava es difícil (zonas largas,
pozos muy desviados, pozos horizontales y formaciones heterogéneas). Las
ventajas y desventajas de usar rejillas pre – empacadas son:
Ventajas:
A pesar de ser pre – empacadas no se aumenta el radio externo de
las rejillas.
En algunos casos son menos costosas que las tuberías ranuradas de
gran diámetro.
Poseen mayor capacidad de flujo por pie.
Desventajas:
Es muy propensa a daños físicos durante su asentamiento en el pozo.
La grava consolidada es poco resistente a la erosión.
La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidación
plástica son poco resistentes a la acción de ácidos, vapor, etc.
La productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se
taponan.
La utilización de las rejillas pre – empacadas implica tener presente dos
posibles problemas:
52
Taponamiento, si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable
que la misma se tapone con finos de la formación durante el proceso
de formación del puente arena.
Daños de la grava pre - empacada, si el pozo es demasiado inclinado,
o las rejillas se colocan en pozos horizontales de radio corto se
generan fracturas en la grava consolidada que generarán un bajo
desempeño de la misma.
Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prácticamente
las mismas que rigen el empleo de liners ranurados o rejillas solas,
formaciones altamente permeables de granos de arena grandes y bien
distribuidos, con poco o ningún contenido de arcillas u otros finos. Debe
considerarse la aplicabilidad de las rejillas pre-empacadas en pozos de radio
corto, en los cuales, la grava recubierta de resina y consolidada podría
agrietarse mientras se empuja a través de los grandes ángulos de inclinación
del pozo. Este agrietamiento podría afectar la capacidad de filtración de
arena que posee la rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el caso de
la rejilla pre-empacada simple, donde el agrietamiento de la grava recubierta
de resina y consolidada puede hacer que la grava se salga de la camisa
perforada, exponiendo directamente la rejilla interior a la producción de
arena de formación.
Existen diferentes diseños de rejillas pre-empacadas, los más comunes
incluyen rejillas pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de
rejilla sencilla y slim pack.
La rejilla doble consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional
sobre la primera camisa. El espacio anular entre las dos camisas se
rellena con grava revestida con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla
53
se coloca en un horno y se calienta para permitir que la grava
revestida se consolide.
La rejilla pre-empacada sencilla posee, en primer lugar, una rejilla
estándar. En este caso, se instala un tubo perforado especial sobre la
camisa. Este tubo está envuelto en un papel especial para sellar los
orificios de salida, y la región anular entre la camisa y el tubo
perforado se llena con grava revestida con resina. El ensamblaje se
cura en un horno y se saca el papel que está alrededor del tubo
exterior.
La rejilla Slim-Pack es similar a la rejilla estándar, con dos
excepciones importantes. En primer lugar, alrededor de la parte
exterior de la base de tubería perforada se enrolla una rejilla de malla
muy fina, esta rejilla se asegura antes de instalar la camisa. En
segundo lugar, el espacio entre la rejilla y la rejilla de malla fina se
llena con arena de empaque revestida con resina. Después se lleva la
rejilla a un horno, para curar la grava revestida y obtener una capa
fina de grava consolidada entre la camisa de la rejilla y la tubería
base.
En la Figura 14, se muestran los tres tipos de rejillas ya mencionadas.
54
Rejilla Doble Rejilla Pre-empacada Sencilla Slim Pack
Figura 14. Tipos de rejillas pre-empacadas.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
3.1.2.4 EMPAQUES CON GRAVA
El derrumbe de arena es predominante en formaciones geológicamente
jóvenes y en reservorios pobremente consolidados que tienen poca
cementación de la matriz. Precisamente para esta parte es donde el
tratamiento con grava ha tenido auge desde los años 1970, donde se utilizó
fluidos viscosos base agua para el transporte de la grava. El
empaquetamiento de grava con HEC (fluidos más comunes se los conoce
como paquetes con lechada (slurry packs) o empaques mediante gel (gel
packs), demostró ser un excelente medio de transporte para la grava hasta
los años 1990. A este tiempo la industria empezó a evaluar nuevamente la
tecnología del empaquetamiento con grava mediante el uso de salmuera. El
empaquetamiento mediante el uso de agua una vez más volvió a ser una
55
técnica de empaquetamiento con grava aceptada por la industria. El proceso
de empaquetamiento con grava crea un sistema de dos fases de filtración
por lo cual la grava en las perforaciones retiene la arena de la formación y la
grava en el anular es retenida por el diámetro externo de la rejilla (screen).
De ahí que existen dos objetivos en el empaquetamiento con grava de un
pozo. Primero, cada perforación tiene que ser firmemente empaquetada con
el tamaño apropiado de grava para el empaque. Segundo, el anular entre el
diámetro exterior de la rejilla y el diámetro interior de la tubería de
revestimiento también tiene que ser firmemente empaquetado con la medida
apropiada de grava para el empaquetamiento. Para maximizar la
productividad, debe existir la mínima mezcla entre la arena de la formación y
la grava para el empaquetamiento.
Tipos de Fluidos Transportadores.
Existen dos principios fundamentales:
1. Empaquetamiento con grava mediante agua a baja tasa.
2. Empaquetamiento con grava a alta tasa.
Empaquetamiento con grava mediante agua a baja tasa
En este modelo las tasas de bombeo son menores a las presiones de
fractura de la formación, oscilan entre 4-6 barriles por minuto. El diseño de
trabajo oscila entre 25-50 lb/pie. El fluido transportador, la salmuera y la
concentración de la grava varía entre 0.5-2 (libras de apuntalante por galón
de fluido, generalmente carbolita).
Esta técnica se recomienda cuando se cumplen las siguientes condiciones:
Las perforaciones se encuentran cerca de una formación que
contiene agua o gas, por lo que una fractura no tiene justificación
técnica para realizarse.
56
El yacimiento tiene una permeabilidad relativamente alta.
Ventajas:
El desgaste de los instrumentos es menor debido a la rata baja de
operación.
Empaquetamiento firme del anular.
Los costos son bajos debido al poco requerimiento de caballos de
fuerza (HP).
Desventajas:
Completaciones con altas caídas de presión (draw down).
No disminuye el daño del pozo.
Selección del Fluido Transportador
Los fluidos más comunes a través de los años han sido el HEC y la
salmuera. Los paquetes con grava desarrollados mediante HEC se los
conoce como paquetes con lechada (slurry packs) o empaques mediante gel
(gel packs). Los empaques con grava desarrollados con salmuera son
conocidos como empaque mediante grava.
La trayectoria de la grava es influenciada por la trayectoria del gel, por lo que
esta sigue la trayectoria del gel. Cuando se realiza un empaquetamiento
mediante el uso de agua, la colocación de la grava se ve afectada por la
fuerza de gravedad y por lo que la grava busca el fondo o la parte baja
indiferente de la trayectoria de la salmuera.
57
Filtración
Este proceso es necesario para transportar la grava dentro de las
perforaciones y empaquetarlas eficazmente. Además el anular (rejilla-
tubería) tiene que ser completamente llenado con grava limpia y permeable
junto con una reserva de grava sobre el tope de las perforaciones. Un firme
empaquetado de las perforaciones y un firme empaquetado del anular dan
como resultado mínimas pérdidas de presión a través de la rejilla para el
empaque con grava, lo cual permite maximizar la productividad y larga vida
del pozo.
Luego de la lechada para el empaque con grava, la trayectoria de flujo
deseado se da por el fluido dentro de las perforaciones mientras se deposita
la grava. Si se experimenta insuficiente filtrado, el fluido circulará fuera del
agujero dejando incompletamente empaquetada las perforaciones. Sin
embargo si se experimenta excesivo filtrado, la grava para el empaque
podría taponarse prematuramente en el anular y causar vacíos en todas
partes del empaque. Este tipo de vacíos pueden dañar una completación de
fondo destinada al control de arena. El empaque de grava fracasará cuando
se ocasionen derrumbes de arena en los agujeros a través de la rejilla o que
los vacíos que hacíamos mención se llenen con arena de la formación.
Debido que la arena de la formación es menos permeable que la grava
usada para el empaquetamiento, el resultado final es una alta reducción de
la productividad.
Propiedades de los fluidos salmuéricos de transporte
Este tipo de fluido debe poseer varias propiedades específicas, tales como:
Capacidad para transportar grava.
Adecuada filtración (leak-off) a la formación.
No dañar a la formación.
Proporcionar un excelente control del sistema.
58
El fluido de transporte debe tener la capacidad de mantener las partículas en
suspensión. Al llegar a la formación tiene que filtrar fácilmente (leak-off) para
depositar con éxito la grava en las perforaciones y su composición química
no debe dañar la formación. Es necesario que el fluido transportador tenga
suficiente densidad para proveer un buen control sin crear excesivas
pérdidas de fluido. Estas pérdidas causarían daño a la formación. Se estima
aceptable una pérdida de fluido de entre 5 a 10 barriles en este tipo de
trabajos.
Las salmueras presentan las siguientes ventajas:
No deja residuo.
Son menos dañinas
Tienen altas tasas de filtrado en la formación.
Son de fácil mezclado y filtrado.
Son termalmente estables.
Desventajas:
Debido al incremento de fluido, la filtración en un empaque mediante el uso
de agua es crítica. Generalmente, las salmueras son filtradas a 2 micrones.
Las salmueras no tienen capacidad de suspensión estática de la arena, si
por alguna razón se deja de bombear con la mezcla en la sarta de trabajo
(workstring), es indispensable invertir el bombeo tan rápidamente como sea
posible para evitar atascamientos o pega de las herramientas para el
empaque con grava. Por las bajas concentraciones de grava en el empaque
mediante agua (1-2 lb/gal), necesariamente se bombean grandes volúmenes
de fluido para obtener la cantidad deseada de grava detrás de la tubería.
59
Salmueras de alta densidad
El rango de densidad para las salmueras oscila entre: 8.34 lb/gal a 11.6
lb/gal y en algunos casos se utilizan salmueras de densidades más altas.
Estas salmueras pueden ser sistemas de una, dos o tres sales. El sistema
de una sal incluye cloruro de potasio (KCl), cloruro de sodio (NaCl) o cloruro
de calcio (CaCl2). Los sistemas de dos y tres sales constituyen las
salmueras de alta densidad. Por experiencia de campo se prefiere usar
salmueras de alta densidad para el control del pozo. Las salmueras de alta
densidad se presentan en la Tabla 1.
Tabla 1. Máximas densidades para la salmuera
SALMUERA CONCENTRACION (lb/gal)
Agua fresca 8.34
Agua de mar 8.5
NH4Cl 9.5
KCl 9.7
NaCl 9.7
CaCl2
11.6
Fluidos Transportadores (Polímeros)
Las investigaciones que se realizaron por los años 1990 sugirieron que las
pérdidas eran principalmente el resultado del residuo de polímero en el pozo
en la operación de empaquetamiento de la grava. Existen más desventajas
que ventajas al utilizar en el empaquetamiento de grava a los polímeros
como fluido transportador. La mayor ventaja es el control de la viscosidad en
formaciones con altas pérdidas de fluido. La mayor desventaja es que el
polímero deja un residuo de gel en el espacio poroso de la roca permitiendo
60
el derrumbe de la formación en esa zona del pozo, lo cual da por resultado
una reducción en la productividad del pozo. Otras desventajas tales como la
incompleta hidratación del polímero y el tiempo adicional de mezclado
contribuyen al indeseable uso de fluidos transportadores de tipo polímero.
Selección de la Grava para el Empaquetamiento
El tamaño de la grava es una variable importante en el diseño de un
empaque con grava, puesto que la retención de la arena de la formación es
conseguida a través del apropiado tamaño de la grava para el
empaquetamiento. Realizando un buen empaque de grava, el movimiento de
arena en el pozo puede ocurrir únicamente como partículas individuales. Las
partículas más grandes que el tamaño del poro de la grava utilizada en el
empaque no penetran. Por lo que la grava para el empaquetamiento es
medida seis veces más grande que el tamaño medio de la arena de la
formación. Es valioso saber que el factor de diseño más importante en un
pozo empacado con grava corresponde a la correcta medida de la grava
para el empaque y el calibre de la rejilla (screen gauge). Por consiguiente, es
importante obtener una muestra representativa de las arenas producidas del
reservorio.
Determinación del tamaño de la grava y de la rejilla
Para este punto es necesario tener una correcta medida de la grava, por lo
que es importante determinar el tamaño medio del grano de la formación
(D50). Esto se logra con un análisis por tamiz en húmedo. Este análisis
permitirá con un alto rango de certeza saber el espesor de la grava para
nuestro diseño. Para la determinación del tamaño de la grava, el criterio se
basa en el trabajo de Saucier como se muestra en la tabal 2.
Tamaño medio del tamaño de la grava para empaquetamiento/ Tamaño
medio de la arena de la formación.
61
Tabla 2. Determinación del tamaño de la grava (trabajo de Saucier)
Relación < 5
Provee control de arena, pero se crean restricciones de
permeabilidad debido a que la medida de la grava
utilizada en el empaquetamiento es similar al tamaño de
la arena de la formación.
Relación 5 – 6 Relación óptima. Se espera un buen control de arena.
Relación 6 – 18 Provee control de arena, pero la permeabilidad a través
de la grava usada para el empaquetamiento es reducida
debido a la invasión de arena de la formación dentro del
empaque.
Relación > 18 No se espera control de arena
Luego de que el tamaño medio del grano de la formación (D50) ha sido
determinado, éste número es multiplicado por 6 para obtener un rango de
tamaño de la grava. De este rango, se selecciona un tamaño adecuado de la
grava para el empaque, así como también el apropiado calibre de la rejilla. El
tamaño de la grava para el empaque viene especificado por el tamaño de la
malla, como por ejemplo un rango tal como: malla 20-40 U.S. Esto significa
que la mayor parte de la grava pasará a través de la rejilla de malla 20, la
cual tiene 20 hilos por pulgada, y será retenida por la rejilla 40, la misma que
tiene 40 hilos por pulgada. Si el tamaño de la grava cae entre el rango de
grava disponible en el mercado, se debe escoger el tamaño más pequeño.
Si por ejemplo el D50 está entre las mallas 20-40 y 40-60 U.S.; la malla de
40-60 U.S. debe ser seleccionada. El tamaño del calibre de la rejilla se lo
determina luego de determinar el tamaño de la grava, por lo que el tamaño
del calibre de la malla debe ser más pequeño que la grava utilizada.
En la tabla 3 podemos apreciar los tamaños comunes de grava disponibles
comercialmente y sus correspondientes calibres de rejilla (screen gauges).
62
Tabla 3. Tamaños de grava y calibres de rejilla
Tamaños comunes de
grava (Malla U.S.)
Rango de tamaño del grano (pulg)
Tamaño promedio del grano (pulg)
Tamaño máximo de la rejilla (0.001
pulg)
8-12 0.094 – 0.066 0.0800 50
12-20 0.066 – 0.033 0.0495 20
20-40 0.033 – 0.017 0.0250 12
40-60 0.017 – 0.0098 0.0134 8 ó 6
50-70 0.012 – 0.0083 0.0102 6
Es importante notar que en un empaque de grava mediante agua a alta tasa,
para el tamaño de la rejilla de 6 (0.006 plg) es recomendable usar una malla
para grava de 40-60 U.S., ya que el calibre es más pequeño (gauge) y
retendrá las partículas finas.
Selección de Malla/Tubería Lisa (Blank Pipe)
La tarea de una rejilla o malla es la retención de la arena de la formación
mientras se permite que el gas, petróleo o agua fluyan al pozo. Las rejillas
son con frecuencia seleccionadas para cada completación.
Existen muchos tipos de estas, pero las más utilizadas son las de hilo
metálico.
Longitud de la Malla
Se recomienda que en completaciones a hueco cerrado la malla debe estar
unos 5 pies por sobre el intervalo perforado y 5 pies bajo el intervalo de las
perforaciones. Una distancia mayor sobre todo en el tope de las
perforaciones provocaría un colapso de la malla principalmente en un
empaquetamiento a alta tasa de bombeo.
En el caso de completaciones a hueco abierto, la malla debe cubrir 5 pies
bajo el zapato del casing hasta el fondo del hueco, es decir el zapato del
casing colocado al fondo del hueco.
63
Diámetro de la Malla
Se debe seleccionar el espacio (OD) para proveer un espacio libre de 0.75 a
1.0 pulgada en el anular entre el OD de la rejilla y el ID de la tubería de
revestimiento. Debe existir la disponibilidad para el lavado de la tubería. El
OD de la rejilla influye en operaciones de pesca de la completación de fondo.
Tubería Lisa (Blank Pipe)
La longitud de la tubería lisa para un empaque con agua debe ser de un
mínimo de 60 pies. Por consistencia, el diámetro de la tubería lisa debe ser
del mismo tamaño que la base de la tubería de la rejilla. Esto previene un
cambio drástico en el área de flujo anular en la unión tubería lisa/rejilla.
3.1.2.5 FRAC PACK
Es un método de control de arena primario, consiste en un tratamiento de
fractura pequeño combinado con un empaquetamiento de grava a hueco
cerrado. Este sistema proporciona una trayectoria de flujo para las capas de
arena que no están expuestas a las perforaciones, mejorando de esta
manera la recuperación de hidrocarburos. En formaciones pobremente
consolidadas con alta permeabilidad y con un espesor relativamente grande,
se prefiere este tipo de tratamientos.
Aplicaciones
Como se ah mencionado su aplicación se la realiza en formaciones
pobremente consolidadas. Su objetivo es reducir las pérdidas de presión en
las cercanías del pozo y con ello mejorar la trayectoria del flujo de fluidos al
pozo
Ventajas:
1.- Proporciona ratas de producción más altas.
2.- Reduce la caída de presiones bruscas en las cercanías del pozo.
64
3.- Permite penetrar de una mejor manera en el área dañada del pozo.
4.- Permite conectar a las perforaciones con gran parte del yacimiento, es
decir con gran parte de las capas de arena.
5.- Permite reducir la velocidad de flujo de la formación y la migración de
finos.
6.- Es aplicable cuando existen arenas laminadas o sucesión de lutitas.
7.- Se recomienda utilizarlo cuando se tiene una matriz de baja resistividad.
Desventajas:
1.- Si se tiene un contacto agua-petróleo o gas petróleo cercano su
aplicación no procede.
2.- No se debe emplear cuando existen limitaciones en la resistencia del
casing.
3.- No es aplicable cuando existe una cementación pobre.
3.1.3 MÉTODOS QUÍMICOS
Para los ingenieros y científicos fue natural, tratando de mejorar el control de
arena, considerar la consolidación artificial de los granos de arenas de la
formación. Con ello se eliminará la necesidad de colocar forros ranurados en
el hueco perforado, haciendo posible un mejor control de inyección de fluidos
para estimular o aplicar la recuperación secundaria, y facilita los trabajos de
reparación. Además, si la formación se puede consolidar en el sitio, antes de
que sus estados naturales sean alterados, se puede obtener una
productividad natural máxima y habrá muy poco o ningún movimiento de
partículas finas. Los métodos comerciales de consolidación existen desde
1940 y los procesos exitosos usan resina sintética llamadas “plásticos” en la
industria petrolera.
65
Pues básicamente es el objetivo de este trabajo, dar un aporte más a la
industria hidrocarburífera ecuatoriana, demostrando la aplicación histórica en
el Campo Tarapoa y con excelentes resultados.
El control de arena por consolidación plástica envuelve el proceso de
inyectar resina a la formación naturalmente poco consolidada para
proporcionar cementación de los granos mientras todavía se mantiene
suficiente permeabilidad.
De ser exitoso el empleo de esta técnica, el aumento de la resistencia a la
compresión de la formación será suficiente para soportar las fuerzas de
arrastre generadas mientras se continúa produciendo a las tasas deseadas.
Este proceso consiste en la inyección de resinas plásticas, las cuales se
adhieren a los granos de arena de la formación. La resina se endurece y
forma una masa consolidada, uniendo los granos de arena.
Un tratamiento de consolidación plástica es exitoso si logra dos objetivos:
Adición de resistencia a la formación.
Mantenimiento de la permeabilidad de la formación.
Aplicaciones
1. Para control de arena inicial.
2. Como control de arena residual.
3. Se usa para reparación de rejillas de empaques con grava.
Ventajas del método:
La duración de los trabajos es realmente corta. Su duración oscila
entre 1 y 2 días.
El trabajo se lo lleva a cabo a través de tubería flexible.
66
No se utiliza torre o equipo con subestructura para su instalación y
operación, por lo que representa costos bajos en relación a los
trabajos con torre.
Existe un mejor control del pozo, fluido y sólidos.
El área en el fondo del pozo está libre de obstrucción.
No se requieren labores de pesca durante operaciones de pozo o re -
completación.
Los trabajos de reparación, si son necesarios, se pueden realizar sin
sacar el equipo de fondo, a través de la tubería o mediante una
unidad de tubería continua.
Muy recomendable en completaciones en hoyos delgados (slim hole).
Desventajas del método:
Reducción de la permeabilidad de la formación.
Costo por pie es más elevado que otros métodos de control de arena.
Aplicable a intervalos menores de quince (15) pies.
Los materiales utilizados son por lo general muy peligrosos y tóxicos.
La técnica de consolidación plástica origina el aumento en la resistencia a la
compresión de la formación, lo cual permite seguir produciendo a las tasas
deseadas.
Existen tres tipos de resinas utilizadas: epóxicas, furanos y fenólicas puras.
Al entrar en contacto con la formación, la resina se encuentra en estado
líquido y mediante un catalizador se logra la consolidación. Estos
catalizadores pueden ser internos o externos.
67
Los catalizadores internos se mezclan con la solución de resina en la
superficie y requieren tiempo y/o temperatura para endurecer la resina, la
desventaja que se presenta al utilizar este tipo de catalizadores, es la
posibilidad de que se produzca un endurecimiento prematuro en la sarta de
trabajo.
Los catalizadores externos se inyectan después que la resina está en su
lugar.
La consolidación plástica se puede realizar de dos maneras, mediante
separación de fases y/o sobre desplazamiento.
En la separación de fases la mezcla inicial sólo contiene de 15 a 25%
de resina activa en una solución inerte, ésta es atraída
preferiblemente hacia los granos de arena, dejando que la porción
inerte, sin endurecer, llene los poros. El sistema de separación de
fases utiliza catalizadores internos. Este sistema resulta ineficiente en
formaciones que con tienen más de un 10% de arcilla, ya que éstas al
poseer una mayor área superficial atraen una mayor cantidad de
resina, y esto podría ocasionar un agotamiento prematuro de la resina
inyectada lo cual conllevaría a una ineficiente consolidación de los
granos de la formación.
Los sistemas de sobre desplazamiento contienen un alto contenido de
resina activa. Luego de la inyección inicial, el espacio poroso se llena
completamente con resina y se requiere un sobre desplazamiento
para empujar el exceso de resina fuera del área del pozo para así
restablecer la permeabilidad, luego del sobre desplazamiento una
cantidad residual de resina queda concentrada en los puntos de
contacto de la arena.
En tratamientos de consolidación química se sigue la siguiente secuencia de
inyección:
68
1. Preflujo, es un fluido miscible cuya función es separar la resina de
posibles contaminantes y limpiar la superficie de los granos de arena para
proporcionar una mayor adherencia entre la resina y los granos.
2. Resina, una vez que todos los fluidos contaminantes son removidos se
procede a la inyección de la solución resinada en los poros de la formación,
existe un desplazamiento inmiscible hacia el preflujo. Esta solución se
encuentra constituida por resina, solvente, agentes de cura y un catalizador
o activador.
3. Postflujo, es un fluido inmiscible cuya función es remover el exceso de
plástico de los poros. El postflujo es diseñado para controlar el espesor de la
cubierta plástica, y por ende, el esfuerzo de compresión y la permeabilidad
que resulta en la formación luego de aplicar el método.
Todo sistema de consolidación plástica requiere de:
Buena cementación primaria, para evitar las filtraciones por detrás del
revestimiento.
Densidad de perforación de un mínimo de 4 disparos por pie, para
reducir el diferencial de presión y mejorar la distribución del plástico.
Tener todo el sistema limpio, ya que todos los sólidos que se
encuentren para el momento del tratamiento quedarán adheridos en
el sitio.
Longitudes de intervalos menores de 15', debido a la dificultad
operacional de colocar los químicos en formaciones de mayor
espesor.
Permeabilidades mayores de 50 milidarcies.
Temperaturas menores de 225 °F.
Formaciones con contenido de arcilla menor de 10%.
69
En la Figura 15 se evidencian los diferentes cambios de saturación que se
suceden en la formación durante la secuencia de inyección de resina en la
formación (preflujo, resina y posflujo) saturada de hidrocarburo.
Figura 15. Ubicación de los fluidos del tratamiento en la formación.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
3.1.4 MODELO DE PRODUCCIÓN LIBRE DE ARENA
3.1.4.1 Producción de Arena en General
La producción de arena en pozos de petróleo y gas en formaciones
pobremente consolidadas ha sido un problema. Con esta técnica que
consiste en monitorear un pozo con un sensor sónico no intrusivo de arena y
70
encontrar el modelo óptimo de producción libre de arena, el desafío no es
evitar o detener la producción de arena, sino de ser capaces de mantener la
vida productiva comercial del pozo preferiblemente antes de que se hayan
implementado otras técnicas para controlar la producción de arena. Al
mismo tiempo es preciso tomar en cuenta el tiempo que toma la prueba que
es muy corto, a lo mucho 48 horas, tiempo en el cual se encontrará la
producción ideal de fluidos del yacimiento libre de arena. Luego el método
debe ser justificado por un reembolso razonable de dinero; esto significa que
no es un costo sino una inversión, que se verá reflejada en la prolongación
de la vida útil de todos los equipos involucrados en el procesamiento de los
fluidos provenientes del yacimiento M-1.
Es preciso notar que inclusive en producción de libre de arena se presentan
situaciones donde la proporción de la producción es sólo unas escasas libras
por día. El daño por la erosión de las arenas puede ser muy severo a altas
velocidades de producción de fluidos del yacimiento. En un pozo de gas de
alta velocidad, la erosión por arena es un problema serio, porque se
presentan agujeros en las líneas de transporte de hidrocarburos en un
periodo corto de tiempo.
3.1.4.2 Cómo lograr la máxima producción libre de arena en un pozo de
petróleo o gas.
Generalmente se ha visto a operadores que luego de que observan un alto
índice en el aporte de arenas de un pozo, reducen la producción
innecesariamente estrangulando la producción cuando aparece la arena o
disminuyendo la frecuencia de operación del equipo electrosumergible. Un
corte en la producción entre 20 y 75% es bastante común en pozos de
petróleo y gas. Teniendo en cuenta los valores que esas limitaciones a la
producción representan, es necesario tener en cuenta al monitoreo con el
sensor sónico no intrusivo de arena como un método para incrementar la
producción sin altos costos de inversión. En los párrafos siguientes se
71
explica como aumentar la producción al máximo manteniendo a la vez un
yacimiento bien consolidado.
En la figura se puede apreciar un pozo productor en el que la producción de
arena está disminuyendo. La curva muestra lo que podemos llamar como un
“Buen Modelo”. Como lo muestra la figura 16 antes mencionada, la arena se
genera debido a un incremento en la producción (abriendo la válvula del
estrangulador o aumentando la frecuencia de operación del equipo
electrosumergible) y luego la producción de arena se reduce con el tiempo
debido a la consolidación del yacimiento productor. Sin embargo este
modelo le indica al operador que la producción de petróleo y gas puede
continuar a este nivel porque pronto él tendrá un pozo libre de arena.
Figura 16. Un buen modelo de producción libre de arena
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
Cuando el pozo finalmente fluye sin producción de arena por cierto tiempo,
el operador puede incrementar nuevamente la producción. Esto provoca una
72
producción de arena como se muestra en la figura anterior; sin embargo se
debe dejar que la producción continué para poder observar la tendencia en
la producción de arena. Se busca un buen modelo como el exhibido en la
página anterior. Cuando aparece esta curva después de un tiempo el
operador tiene un yacimiento consolidado.
El método anterior de incrementar la producción toma bastante tiempo
(generalmente al tope de las 24 horas) hasta que el operador observa el
“Modelo Malo” de la figura 17, que muestra que la producción de arena está
aumentando. Cuando aparece el “Modelo Malo” sobre la pantalla, el
operador restringe la producción volviendo a la frecuencia anterior de
operación del sistema electrosumergible o a la posición anterior del
estrangulador. Esto le indica el máximo nivel libre de arena del pozo. Luego
de esto el pozo se debe poner en producción por lo menos durante 24 horas
para asegurar que la formación esté consolidada.
Figura 17. Modelo malo de producción libre de arena
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
73
3.2 ESTUDIO DE LAS CONDICIONES DEL CAMPO TARAPOA
3.2.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO FANNY 18B
3.2.1.1 LOCALIZACIÓN E HISTORIA
El Campo Fanny 18 B forma parte del Bloque Tarapoa, está localizado en el
flanco Este de la Cuenca Oriente, en la provincia de Sucumbíos; tal y como
se lo puede apreciar en la figura 18. Su edad geológica corresponde a la era
Mezosoica Cenozoica, se encuentra limitado al Este por el Escudo
Guayanés y al Oeste por la Cordillera de los Andes. La mencionada Cuenca
se rellenó con aporte de sedimentos cíclicos provenientes en su mayor parte
del Este.
Figura 18. Mapa Catastral Petrolero Ecuatoriano
Ministerio de Recursos no Renovables (2008)
74
Este Campo se encuentra ubicado dentro de la concesión que se adjudicó Ia
empresa Cayman Corporation con sus respectivos socios tales como City
Investing Company y Southern Union Production Company en el año de
1970. Posteriormente en 1975 Cayman Corporation se retira de operación y
en 1976 lo hace Sourthen Union Production, quedando entonces como única
operadora City Investing Company. En este lapso de tiempo AEC Ecuador
decide comprar las acciones de la entonces empresa City Investing
Company, luego de lo cual se une con Pancanadian Energy Corporation,
para formar la empresa Encana. Desde el año 2006, Andes Petroleum
Ecuador Ltd. opera en el Bloque Tarapoa y en la Estación de
Almacenamiento y Transferencia de Lago Agrio, en la provincia de
Sucumbíos. PetroOriental S.A. opera en los Bloques 14 y 17, en la provincia
de Orellana y Pastaza.
Estas empresas han sido formadas con aportes accionarios de las empresas
estatales de la República Popular China: China National Petroleum
Corporation (CNPC) en el 55% y China Petrochemical Corporation
(SINOPEC), en el 45%.
Precisamente en el año 1972 se realizó la perforación del pozo Fanny 1 que
es un pozo productivo en la arenisca M - 1 de la formación Cretácica Napo;
luego se realizó la perforación del Fanny 2 el cual produce de la arena U
inferior, a este pozo se le cambió de nombre quedando como Tarapoa 1.
Posteriormente se continuó perforando los pozos Fanny 3, Fanny 4, Fanny 5
y Fanny 6 que resultaron productivos de la arena M-1.
La corporación CEPE de entonces empezó a perforar en el año 1974 el pozo
Fanny 18B-1 y más tarde los pozos 18B-2 y 18B-3 los cuales fueron
productivos en la arena M-1. Con estos antecedentes se le consideró campo
unificado.
La producción del Campo Fanny se inicia en el mes de Enero de 1978 con
una acumulación de petróleo hasta Marzo del mismo año de 116 BBL.
75
Desde aquella época hasta los actuales momentos ha sido uno de los
campos de mayor actividad en el Bloque Tarapoa, debido a que en sus
inmediaciones se procesa una cantidad mayoritaria de crudo, proveniente de
los distintos pozos del bloque en mención.
3.2.1.2 GEOLOGÍA DEL CAMPO FANNY
La mayor cantidad de pozos del Campo Fanny 18B se encuentran sobre una
trampa mixta estratigráfico-estructural en el intervalo productivo de la
arenisca M-1, perteneciente a la formación del período Cretácico Napo. Esta
arenisca, M-1, está constituida por intervalos, incrustaciones de calizas,
lentes de lutitas y carbones lo cual en gran medida dificulta identificar la
continuidad y espesor de la formación limitados por cambios en la
continuidad del reservorio.
Cabe mencionar que un número pequeño de pozos del Campo Fanny (al Sur
de Tarapoa 1) están sobre una trampa estructural en el intervalo de
producción de la arenisca U inferior.
La arena M-1 es una arenisca del período cretácico, está constituida por
incrustaciones de lutitas y carbones. Es un tipo de arenisca que pertenece a
la estructura geológica “NAPO” que comprende Basal Tena, M-1, M-2, U y T
que fueron descritas en el capítulo II de esta tesis. A través de las pruebas
de laboratorio se ha logrado detectar que posee un 98 % de cuarzo lo que
indica que es una arenisca predominantemente cuarzosa, no se ha
detectado contenido de carbonatos y únicamente se ha detectado 1% de
Caolinita.
La arenisca M-1 posee una excelente porosidad de 22% y una excelente
permeabilidad promedio de alrededor de 3000 md. Además, en la cara de la
76
formación no se presenta daño (S=0), lo que indica que existe una mínima
caída de presión en el borde del pozo.
3.2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO EN ESTUDIO
3.2.2.1 Propiedades Petrofísicas del Yacimiento Las principales propiedades petrofísicas de la arenisca M-1 del Campo
Fanny 18B son: porosidad (φ), saturación de agua (Sw) y el espesor
efectivo; que servirán para analizar el comportamiento de la producción de
arena.
Luego de establecer un promedio de los datos obtenidos de los registros
eléctricos del Campo Fanny en la arenisca M-1, se tiene la siguiente tabla:
Tabla 4. Propiedades Petrofísicas del Yacimiento
Yacimiento M-1
Espesor Efectivo (pies) 17.07 - 50.96
ºAPI 20.3 - 22.6
Porosidad (%) 20 - 29
Swi (%) 17-37
3.2.2.2 Características de los Sólidos
La principal propiedad de los sólidos que se caracterizarán en el Campo es
el tamaño de las partículas de arena. Sin embargo es preciso conocer el
rango de ubicación en tamaño (%) de las arenas en el reservorio. La tabla 5
presenta las características obtenidas del análisis granulométrico de los
77
sólidos conocidos como arenas, en laboratorio, la misma que fue
previamente lavada con un derivado de petróleo llamado JP1, secada,
suavemente desagregada y pasada a través de un juego estándar de
tamices de los pozos que servirán de referencia para el estudio previamente
realizado de producción de arena del Campo Fanny.
Tabla 5. Resultados de una Muestra de Sólidos del Yacimiento M-1
Campo Fanny
Malla No. Abertura
(um)
Peso
retenido (g) %Retenido
%Retenido
acumulado
% Pasante
acumulado
6 33360 0 0.0 0.0 100.0
14 1410 2.5 0.6 0.6 99.4
20 840 0.6 0.1 0.7 99.3
35 500 10.7 2.4 3.1 96.9
65 210 133.4 30.0 33.2 66.8
80 180 50.6 11.4 44.5 55.5
100 149 90.6 20.4 65.0 35.0
150 100 58.4 13.2 78.1 21.9
200 74 42.5 9.6 87.7 12.3
270 53 19.4 4.4 92.0 8.0
325 45 3.8 0.9 92.9 7.1
400 38 1.7 0.4 93.3 6.7
<400 29.8 6.7 100 0.0
TOTAL= 444.0
78
Figura 19. Análisis granulométrico del campo Fanny
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
De acuerdo a los resultados obtenidos en la tabla 5, podemos distinguir que
la distribución de los granos de arena a lo largo de la formación geológica es
uniforme o global, pues se trata de una arenisca bien ordenada tal y como se
lo puede apreciar en la Fig.19 en el análisis granulométrico. El tamaño
promedio de las partículas (D50) se lo encuentra a partir de este mismo
análisis y es 0.0070866” que equivale a 180 μm.
D80 = 300 um.
D50 = 180 um.
La arena posee una pobre cementación de la matriz, por lo que es una arena
pobremente consolidada, lo cual refleja los problemas presentados en el
Campo Fanny por la producción de arena, los mismos que se detallarán al
79
final de este capítulo. Adicionalmente por medio de pruebas de laboratorio
se logró determinar que posee un 97 % de cuarzo lo que indica que es una
arenisca predominantemente cuarzosa, no se encontraron carbonatos.
También se logró encontrar 0.5 % de Caolinita y finalmente un 2.5% de
grava y escombros. Cabe mencionar que la muestra fue obtenida durante la
perforación de un pozo con coronas saca-testigo o " núcleos "que es una
técnica que recoge muestras intactas o inalteradas de núcleos o testigos
3.2.3 SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL CAMPO
En todo proceso relacionado con la producción de fluidos de un yacimiento
de petróleo es de mucha importancia analizar los sistemas de levantamiento
artificial. Entre los principales sistemas que se utilizan en el campo Fanny se
tienen:
Bombeo Hidráulico ( Power Oil )
Bombeo Electrosumergible
En el Campo Fanny 18 B se utiliza el sistema de bombeo electrosumergible
en todos los pozos. Aunque en pocos casos se emplea el bombeo hidráulico,
generalmente para realizar la evaluación de los pozos que han salido de
reacondicionamiento. Por lo tanto veremos las ventajas y desventajas de
estos 2 sistemas.
3.2.3.1 Bombeo Hidráulico
Este bombeo está basado en una bomba hidráulica que se alimenta por el
fluido motriz (petróleo) que es inyectado a grandes presiones por bombas
dúplex o tríplex desde la superficie.
Se conocen 2 tipos de bombeo de acuerdo al tipo de bomba que se use,
éstos son:
Bombeo hidráulico tipo jet
Bombeo hidráulico tipo pistón
80
El mecanismo que se usa en los pozos del Campo Fanny es bombeo
hidráulico tipo jet, el mismo que se basa en la ecuación de continuidad y el
principio de conservación de la energía. Sin embargo, la utilización de este
sistema de levantamiento artificial es requerida mayormente en procesos de
evaluación de los pozos.
Se pueden citar las siguientes ventajas:
• Bajos costos para el mantenimiento de las bombas.
• Al hacer cambios de bomba no es necesario requerir el taladro de
reacondicionamiento, se usa una unidad de Slick line y se reversa
la bomba.
• Las partes que conforman la bomba hidráulica no son móviles con lo
cual se obtiene un mayor tiempo de vida de sus partes.
Las desventajas son:
• Las facilidades de producción y el equipo necesario para la
producción por este método tienen costos muy elevados.
• No se puede trabajar con tasas de producción altas.
3.2.3.2 Bombeo Electrosumergible
Este tipo de levantamiento es el que más se utiliza en la actualidad. Su
funcionamiento se basa en una bomba eléctrica multietapas, que está
acoplada a un motor eléctrico que a su vez se alimenta de un cable trifásico
que viene desde la superficie. La capacidad de levantamiento de fluido de
81
este sistema depende de la cantidad de etapas que tiene la bomba ya que
en cada una de sus etapas se produce un fenómeno de transformación de
energía cinética (por la rotación) a energía potencial con lo cual se logra
llevar el fluido hasta la superficie.
Las ventajas que presenta este sistema son:
• Producción de grandes volúmenes de fluido.
• Se pueden realizar pruebas de presión (Buildups y drawdowns)
fácilmente sin necesidad de sacar la completación eléctrica debido a
las unidades de presión que se colocan en el fondo del equipo
eléctrico.
Las desventajas son:
• Ocurren daños grandes a la formación debido a los intervalos de
presión que utiliza la bomba ocasionando en muchas ocasiones
conificación.
• Los costos del equipo eléctrico son muy caros.
• Al presentarse algún daño en el equipo eléctrico se realiza el cambio
con la ayuda de la torre de reacondicionamiento y con la
consecuente pérdida de producción por el tiempo que dura el
reacondicionamiento.
• El equipo eléctrico tiene partes móviles lo que acelera su desgaste.
3.2.4 PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY 18 B Y TIPOS DE POZOS
En los actuales momentos el Campo Fanny 18 B se encuentra produciendo
del yacimiento M – 1 y escasos pozos del yacimiento U inferior. Este estudio
se enfocará a la arena M – 1 por ser la de mayor producción en el Campo
Fanny 18 B. Los datos de producción actualizados permiten verificar la
producción mayoritaria del reservorio M-1. Bajo esta consideración se tiene
la siguiente clasificación de los pozos:
- Total de pozos 330
82
- 180 pozos productores
- 40 pozos reinyectores (formación Tiyuyacu)
- 7 pozos secos
- 33 pozos abandonados
Según el informe anual del 2011 de Andes Petroleum, se considera oportuno
continuar perforando pozos con la finalidad de alimentar su cuota de
producción en el Oleoducto de Crudos Pesados.
3.2.5 FACILIDADES DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY
A continuación en la figura 20 se observa la vista aérea del Campo Fanny
Figura 20. Vista aérea del MPF del Campo Fanny
Andes Petroleum – Departamento de Producción (2009)
Las facilidades de producción o instalaciones de superficie que tiene el
Campo Fanny 18 B se denominan MPF (Main Production Facilities). MPF es
83
un conjunto de facilidades de producción donde se recibe la producción de
fluido proveniente de los diferentes pozos del Campo Fanny 18 B, para luego
ser separado en sus 3 fases: agua, gas y petróleo. La producción de
petróleo es bombeada a la estación de Lago Agrio, mientras que el agua es
recibida en tanques de almacenamiento para luego ser inyectada a la
formación M – 1 para recuperación secundaria, o reinyectada a la formación
Tiyuyacu para no contaminar el medio ambiente. Luego el gas va al Power
Generation donde se aprovecha su energía para transformarla en energía
eléctrica que es distribuida a los campamentos, facilidades del campo
Tarapoa y los pueblos aledaños.
El conjunto MPF está formado por los siguientes equipos:
- Manifold
- Free Water Knockouts
- Separadores de Gas
- Bota de Gas
- Tanque de Lavado
- Tanque de Almacenamiento o Surgencia para Petróleo
- Tanque de Almacenamiento para Agua
- Bombas de Transferencia
- Sistema de Sand Jet.
3.2.6 CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA DEL CAMPO FANNY
Considerando a los sólidos de la formación que se producen en los campos
de Tarapoa, se debe tener presente la diferencia entre la carga bruta de
éstos y las partículas finas. Ambas generalmente son producidas por los
fluidos provenientes del yacimiento. Se considera carga bruta al aporte de
granos de: arcillas, carbonatos, costra de lodo de perforación, limallas de
hierro, entre otras.
La producción de arena, es uno de los problemas más antiguos en los
campos de explotación de petróleo. Se puede indicar que se han presentado
84
una serie de métodos con la finalidad de separar la arena de los
hidrocarburos. Esta dificultad está más ligada, para formaciones del terciario,
aunque en algunas regiones, los problemas de arena pueden ser
encontrados a profundidades de 10000 pies o más. Sin embargo en nuestro
yacimiento a analizar, las profundidades oscilan entre 7790’ MD y 7686’ en
TVD. Las rocas productoras del yacimiento son ocasionalmente arenas no
consolidadas, casi desprovistas de material secundario cementante, a modo
que todo el cuerpo de arena puede fluir o derrumbarse dentro de los pozos
con el petróleo y el gas que fluye a través de ellos. Las partículas
desprendidas de arena, de la roca del reservorio tendrán que acumularse en
los pozos y, a menos que se separen con el equipo para elevar el petróleo,
con el tiempo podrán impedir el flujo de petróleo y gas. El material más fino
es probablemente siempre producido. Esto es también un problema, ya que
juntándose todas las partículas finas pueden bloquear con el tiempo el canal
de flujo. El control de arena se deberá empezar antes que la producción de
arena perturbe la formación.
3.2.6.1 Formaciones Pobremente Consolidadas
Algunas formaciones están pobremente consolidadas, estos se formaron
desde la depositación o aglomeración de sedimentos ya sea por arrastre o
por erosión causado por el viento o por agentes como la lluvia en tiempos
remotos, que dieron la angularidad y redondez propias de cada sedimento.
Estos materiales no recibieron la compactación necesaria y su mala
cementación provoca que se desmoronen fácilmente. Algunas formas para
producir los fluidos de la formación pueden generar producciones de
grandes cantidades de arena.
85
3.2.6.2 Altas tasas de Producción
Elevadas ratas de producción pueden acelerar el problema de la arena,
debiéndose emplear un método de regulación de producción en los
variadores de frecuencia, o completaciones de fondo ya sean Gravel Pack o
Meshrite Sand Screen Assembly por ejemplo, como ya se ha empleado en
los Campos Fanny 18 - B y Dorine hace muchos años como técnica primaria
de control de arena. La producción incrementada puede acusar una excesiva
tensión sobre las formaciones consolidadas y exceder la resistencia
enlazante de los materiales cementantes.
3.2.6.3 Inapropiadas Prácticas de Estimulación
El mal uso de los ácidos para estimulación puede remover el material de
enlace calcáreo en algunas formaciones pobremente consolidadas. El
pistoneo o swabbing excesivo de un pozo o la puesta demasiado rápida en
producción de un pozo a la capacidad deseada, puede causar un esfuerzo
excesivo. Esto conlleva al problema de la producción de arena.
La producción de arena además remueve los estratos de arcilla. Las
partículas de arcilla entonces podrán moverse a través de las perforaciones,
reduciéndose el tamaño de los canales, evitando la posibilidad de que se
mantenga o mejore la producción de fluidos del reservorio. En ese nivel un
control de arena no tendría los resultados esperados.
La producción de arena es compleja y está influenciada en cada operación,
desde la primera penetración de la broca o barrena hasta empezar la
producción de arena conjuntamente con los hidrocarburos. No es siempre
posible determinar las razones para la producción de arena. Esencialmente
puede ser una combinación de estos factores señalados.
86
3.3 APLICACIÓN DEL SISTEMA DE RESINAS FENÓLICAS
SAND TRAP EN EL POZO FANNY 18B- 21
El estudio de la aplicación del sistema de resinas, fue ejecutado de manera
histórica en nuestro país en el campo Tarapoa. La selección del pozo
candidato, así como la intervención del mismo se describen en detalle a
continuación.
3.3.0 ALCANCE DEL ESTUDIO DEL POZO FANNY 18B- 21
Con la información proporcionada por Andes Petroleum se procedió a
realizar el estudio para el control de la producción de arena en las mallas de
Gravel Packer dañado, los topes y bases respectivamente son, 8702.84 pies
y 8735.92 pies, mediante el sistema de tratamiento de resinas llamado
SandTrap. El objetivo fundamental de la aplicación es optimizar la colocación
de los sistemas de tratamiento dentro de la formación, mediante la adición
de cerámica o bauxita de granulometría de 20/40 o 12/20 en la parte interior
de las mallas, debido a que se estima que toda la cerámica del gravel packer
ha sido perdida durante las intervenciones de limpieza del pozo, ya que no
se permite llenar mas la parte interior de la formación por que los poros de
las mallas se encuentran en el orden de 250 micrones.
Con las curvas disponibles se realizó el procesamiento de la información en
el programa de registros de Halliburton denominado Prizm para determinar
las propiedades petrofísicas presentes en estos intervalos.
3.3.1 ANTECEDENTES GENERALES DEL POZO
87
El pozo FANNY 18B-21 fue completado en Mayo de 1998, con la finalidad u
objetivo de explotar comercialmente el hidrocarburo perteneciente a las
arenas de las formaciones M1.
Se realizaron las operaciones de Completación por medio de Gravel Packer
con el taladro. La etapa de perforación dejó la zapata del Liner de 7” a 7661’
y la profundidad total del hoyo de producción de 8 ½” @ 7790’ MD y 7686’
TVD.
Además se dispuso de la siguiente información que influirá en el desarrollo
del trabajo.
CASING 13 3/8”, K-55 Y 61 LPP,BTC CEMENTADO @ 1525’ MD
CASING 9 5/8”, N-80, 47 LPP CEMENTADO @ 7867’ MD
TOPE LINER HANGER @ 7661’ MD
FLOAT COLLAR DE 7” @ 8781’ MD
FLOAT SHOE DE 7” @ 8878’ MD
El pozo en estudio actualmente se encuentra cerrado debido la producción
de cerámica 20/40 proveniente de la completación con Gravel Packer. En la
tabla 6 se detalla el historial de producción de arena de este pozo.
3.3.2 HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO FANNY
De los archivos de producción de la empresa Andes Petroleum y en un
informe previo a una revisión por parte de la Dirección Nacional de
Hidrocarburos se tuvo como dato que desde el primero enero al 30 de junio
de 2003 la producción promedia diaria del campo Fanny fue 9 665 BOPD y
43000 BWPD. También se tuvo una producción acumulada de petróleo de
56 000 000 BBL y una producción acumulada de agua de 112 000 000.
88
89
3.3.2.1 Historial de Producción del Pozo Fanny 18B- 21
Los datos con respecto a la producción de este pozo se presentan a partir
del 04 de enero de 1998 hasta el 16 de julio del 2010, que es el rango de
tiempo de interés para el análisis. Adicionalmente este pozo es uno de los
más antiguos en el Campo Fanny y en todo el Bloque Tarapoa, además ha
sido uno de los pozos de mayor aporte de arena del yacimiento M-1.El
histórico de producción promedio por mes tanto de petróleo y agua así como
también el BSW se presenta en la Tabla 7.
Tabla 7. Historial de Producción del Pozo Fanny 18B- 21
RESUMEN DEL HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO FANNY 18B- 21
FECHA POZO FORMACION BFPD BPPD BAPD BSW
04/01/1998 FANNY 18B-21 M-1 2030.34 1700.7 329.7 16.24
03/03/1999 FANNY 18B-21 M-1 2760.14 1769 991.1 35.91
01/12/2000 FANNY 18B-21 M-1 2886.20 390.4 2495.8 86.47
01/03/2001 FANNY 18B-21 M-1 2851.18 387 2464.2 86.43
01/01/2002 FANNY 18B-21 M-1 1801.87 185.4 1616.5 86.43
01/19/2003 FANNY 18B-21 M-1 1651.33 556.5 1094.8 66.3
01/03/2004 FANNY 18B-21 M-1 2732.06 239.4 2492.7 91.24
01/01/2005 FANNY 18B-21 M-1 3320.3 222 3098.3 93.31
01/02/2006 FANNY 18B-21 M-1 3699.8 212.7 3487.1 94.25
01/01/2007 FANNY 18B-21 M-1 3826.7 189.3 3637.4 95.05
01/03/2008 FANNY 18B-21 M-1 3868.65 195.7 3673 94.94
01/01/2009 FANNY 18B-21 M-1 4279.4 171.4 4108 95.99
07/06/2010 FANNY 18B-21 M-1 4478.9 609.9 3869 86.38
07/07/2010 FANNY 18B-21 M-1 4708 580.1 4127.9 87.68
07/08/2010 FANNY 18B-21 M-1 4618.8 566.2 4052.6 87.74
07/09/2010 FANNY 18B-21 M-1 4651.8 568.3 4083.5 87.78
07/10/2010 FANNY 18B-21 M-1 4182.6 564.9 3617.7 86.49
07/11/2010 FANNY 18B-21 M-1 4582.6 568.7 4013.9 87.59
07/12/2010 FANNY 18B-21 M-1 4493.8 568.6 3925.2 87.35
07/13/2010 FANNY 18B-21 M-1 4706.1 576.4 4129.7 87.75
07/14/2010 FANNY 18B-21 M-1 4717.9 574.7 4143.2 87.82
07/15/2010 FANNY 18B-21 M-1 4654.8 573.3 4081.5 87.68
07/16/2010 FANNY 18B-21 M-1 4856.08 570 4286 88.26
90
3.3.3 ANÁLISIS DEL REGISTRO ELÉCTRICO MEDIANTE PRIZM
En la figura 21 se muestra el registro procesado de todo el pozo y en la zona
de interés, también muestra el registro de cemento CBL.
Se puede apreciar la variación de permeabilidad que existe en la arena M1
indicando las zonas permeables o de admisión preferencial, el cual es un
dato cualitativo, siendo necesario una curva de variación de presión de la
zona de interés para obtener la calibración del valor de permeabilidad o
mediante el corte de un núcleo de la zona de interés.
De acuerdo al procesado Prizm, se observa que en las zonas disparadas
presenta una permeabilidad de 1012 hasta 1221 mD en 8724 ft. El valor de
porosidad estimado es de 26 %.
Además que podemos obtener la siguiente información litológica detallada
en la tabla 8
Tabla 8. Determinación de la litología del pozo Fanny 18B- 21
Tope (ft) Base (ft) Litología
8683.5 8690.5 Arenisca
8690.5 8693 Arcilla
8693.0 8699 Arenisca
8699.0 8702.5 Arcilla
8702.5 8707.5 Arenisca
8707.5 8709 Arcilla
8709.0 8712.5 Arenisca
8712.5 8719.5 Arcilla
8719.5 8733 Arenisca
8733.0 8751.5 Arenisca
8751.5 8781 Arenisca
8781.0 8791 Arenisca
91
92
Luego de procesar este registro se encuentran los siguientes datos del pozo
detallados en la siguiente tabla.
Tabla 9. Información obtenida del registro eléctrico mediante PRIZM
DATOS DE FORMACIÓN
Formación: M1
Litología: Arenisca: 75.5 %
Arcilla: 24.5 %
Espesor Bruto: ft 107.5
Espesor Neto: ft 93
Porosidad: % 30%,
BSW: % 88.26 %
DATOS DEL POZO
Young Modulus
Poisson ratio
Temperatura
1.64 M psi
0.294
201 F en 8724 ft
DATOS DE PRODUCCIÓN
Petróleo BPD: 570
Agua BPD:
Gravedad API:
3716
21
DATOS DEL YACIMIENTO
Presión de fondo estática: psi 3318 psi a 8755 MD ft, calculado
Presión de fondo fluyendo: psi 1825 psi calculado
Factor de daño: (S): adim N/A
Permeabilidad: mD 1012 hasta 1221 mD, en 8724 ft MD, Dato promedio estimado del Procesado PRIZM
Gradiente de fractura 0.75 psi/ft
93
Para tener una visualización más clara de la interpretación del registro se ha
diseñado un esquema gráfico para lo que es el estudio de mecánica de
rocas del pozo Fanny 18B- 21.
Para aplicar la teoría de mecánica de rocas en general, podemos calcular
estos valores con el módulo dipolar Sónico y establecer correlaciones con
Gamma Ray y el registro de porosidad.
Aplicación del Módulo de Young para consolidación de arenas
Aplicación de Relación de Poisson para consolidación de arenas
94
Aplicación de la Magnitud de Dureza para consolidación de arenas
Luego de estos esquemas gráficos y la interpretación final del registro se
concluye que el campo contiene formaciones no consolidadas y una
tendencia a deformaciones plásticas. Todo esto se resume en la tabla. 10
que se presenta a continuación.
Tabla 10. Datos de la Mecánica de las Rocas en el pozo Fanny 18B- 21
PROPIEDAD VALOR UNIDAD Modulo de Young 1.64E + 06 psi
Relación de Poisson 0.288 -
Biot 0.88 -
Magnitud de Dureza 573 psi
Presión de poro 3244 psi
Porosidad 28 %
3.3.4 COMPLETACIÓN DEL POZO
La figura 24 describe a detalle cada uno de los componentes mecánicos con
los que se encuentra completado el pozo Fanny 18B- 21. Además en el
anexo 1 se encuentra el esquema gráfico de la completación actual del pozo.
Estos datos serán de gran utilidad para diseñar la sarta de fondo para el
Coiled Tubing.
95
Figura 22. Estado Mecánico actual del pozo Fanny 18B- 21
Andes Petroleum – Departamento de Ingeniería de Petróleos (2009)
COMPANY
CITY INVESTING COMPANY PREPARED FOR
MOISES CEVALLO LEASE WELL NO.
FANNY 18B-21 FIELD DATE
BLOCK 27 5/26/1999 COUNTY OR PARISH STATE
ECUADOR SUCUMBIOS COMPLETION SPECIALIST DISTRICT PHONE
R. LEBOUEF LAGO AGRIO TYPE JOB
GPS HRWP SINGLE ZONE COMPLETION TOOLS - BJ
SIZE WEIGHT GRADE THREAD SCREEN SIZE: .012 GA
CASING: 9 5/8" 47# L-80 BTC SCREEN MFG. BY: HOUSTON WELL SCREEN
LINER: 7" 26# N-80 BTC SAND SIZE: 20/40 CARBOLITE
TUBING: 3 1/2" 9.3# EUE 8RD PERFS: 8720' - 8732'
TUBING:
WORK STRG: 3 1/2" 13.3# N-80
DEVIATION: 49º BHT: 195ºF BHP: 3150 PSI COMP. FLUID: FILTERED BRINE
NO. DEPTH LENGTH OD ID DESCRIPTION
GRAVEL PACK ASSEMBLY
1 8607.85 4.25 5.938 4.000 7" 26# GPS-II GRAVEL PACK PACKER
2 8612.10 4.98 5.500 4.380 7" X 4.00" GRAVEL PACK SLIDING SLEEVE
3 8617.08 1.60 5.500 4.000 7" X 4.00" SEAL BORE SUB
4 8618.68 9.91 5.000 4.380 7" X 4.00" EXTENDED LOWER CASING
5 8628.59 0.36 5.000 3.624 7" X 4.00" REPEATER COLLET HOUSING
6 8628.95 6.15 5.000 4.276 7" X 4.00" CASING EXTENSION
7 8635.10 1.06 5.000 2.992 7" X 4.00" CASING SUB
8 8636.16 3.31 4.000 2.992 SAFETY SHEAR SUB w /50K# SHEAR w / 24" TRAVEL
10 8639.47 31.70 3.500 2.992 3 1/2" EUE 8RD 9.3# BLANK PIPE W/ COMB. COUP.
11 8671.17 31.67 3.500 2.992 3 1/2" EUE 8RD 9.3# BLANK PIPE
12 8702.84 33.08 4.250 2.992 3 1/2" NU 10RD .012 GA. PROD. SCREEN W/ COMB. COUP.
13 8735.92 0.48 4.125 N/A 3 1/2" NU 10RD BULL PLUG
14 8736.40 N/A N/A N/A CAST IRON BULL PLUG
96
3.3.5 SISTEMA SAND TRAP 225
Sand Trap 225 es un servicio de consolidación de formaciones desarrollado
por Halliburton. Es un proceso de consolidación in-situ usando un fluido de
mezcla epóxico internamente catalizado. El fluido de mezcla de
consolidación es precedido por un bache que acondiciona la formación a
manera de que acepte rápidamente el fluido bombeado. El fluido de
consolidación debe ser de una relativamente baja viscosidad con la finalidad
de permitir la inyección y desplazamiento hacia la matriz para lograr un
tratamiento efectivo lo que se puede observar en la figura 23. El fluido de
mezcla de consolidación es sobre desplazado hacia la formación para
maximizar la permeabilidad ganada.
Figura 23. Fluidos inyectados a la formación.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2008)
Debido a que el servicio Sand Trap 225 es internamente catalizado, posee
un tiempo de bombeabilidad. Este tiempo para bombear el producto está
relacionado con el tiempo y la temperatura de exposición del fluido de
consolidación desde el tiempo que el endurecedor y los componentes de la
97
resina son mezclados, incluyendo su bombeo al pozo y el tiempo para que
éste entre en la formación.
3.3.5.1 Rangos y Límites de temperaturas
El servicio de SandTrap® 225 se recomienda para pozos cuyas
temperaturas de fondo estáticas (BHSTs) oscilan entre 70 y 225 °F. Para
esto hay dos diferentes formulaciones disponibles. Una formulación está
diseñada para pozos con rangos de temperatura de 70 a 165 ° F y el otro
está diseñado para pozos con rangos de temperatura de 165 a 225 °F.
La formulación para la temperatura que oscila entre 70 a 165 ° F, contiene el
endurecedor SandTrap 225B. Para este caso el tiempo de bombeo
estimado es de 40 minutos. La formulación para rangos de temperatura de
165 a 225 °F contiene el endurecedor FDP-S851-07. El tiempo de bombeo
estimado para este caso es de 2 horas.
Se deben realizar simulaciones de temperatura para determinar la
temperatura de fondo a la que estará sometido el tratamiento antes de
inyectar la resina.
Una vez que se ha establecido la temperatura de fondo para el tratamiento y
las tasas de inyección son conocidas, se debe pasar estos datos a
laboratorio para simular las pruebas de tiempo de bombeo bajo esas
condiciones.
La resina SandTrap 225A y el endurecedor SandTrap 225B, deberían ser
inyectados preferentemente “al vuelo” en un mezclador estático para formar
una mezcla más homogénea durante la inyección al pozo. Alternadamente,
los componentes pueden ser adicionados por una bomba centrifuga
actuando como mezclador dinámico y después descargados a un baffle que
origine la mezcla de los componentes.
98
3.3.5.2 Ventajas del tratamiento
Es más eficiente su ubicación in situ cuando se lo compara con sistemas que
requieren etapas separadas para el bombeo fluido de consolidación y
catalizador.
3.3.5.3 Desventajas del tratamiento
El Servicio de SandTrap 225 no es recomendable para formaciones de baja
permeabilidad.
En general, la consolidación de la arena es más viable cuando la
permeabilidad del yacimiento es mayor de 10 md para yacimientos de gas y
50 md para yacimientos de petróleo.
Cuando se ha aplicado un tratamiento de resinas a las arenas de baja
permeabilidad, éstas han indicado un nivel muy bajo de recuperación de
dicha propiedad. Aproximadamente, en una arena de 1-Darcy habrá de 80 a
90% de retención.
3.3.5.4 Densidad
La densidad del servicio SandTrap 225 en el desplazamiento inicial y final es
8.44 lb/gal. La densidad del fluido de consolidación de formación SandTrap
225 es 8.41 lb/gal. Desde un punto de vista, la densidad de cada fluido
idealmente debe ser la misma.
3.3.5.5 Tiempo de espera o parada
El sistema de fluido de consolidación requiere al menos 24 horas de tiempo
de paro después del tratamiento, para permitir que la formación tratada o
arena inyectada pueda curarse y obtener suficiente fuerza de consolidación.
99
En la figura 25 se puede apreciar una prueba que muestra la consolidación
del sistema luego de la aplicación del tratamiento SandTrap en dos arenas
diferentes.
Es muy posible que durante el bombeo del tratamiento la formación se enfríe
un poco, y tomará algún tiempo para que la formación vuelva a alcanzar la
BHST. Por lo tanto, la recomendación de tiempo de curado será mayor al
utilizado en un entorno de laboratorio, donde puede establecerse
exactamente la temperatura de curado.
En la figura 24 se puede evidenciar una arena en una zona llamada Brazos
River Sand, antes de aplicar el tratamiento de SandTrap 225, en dos
diferentes escalas de apreciación. Y el resultado luego de aplicar el
tratamiento de consolidación de arenas se muestra en la figura 25.
Figura 24. Consolidación de arenas antes del tratamiento SandTrap
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2010)
100
Figura 25. Consolidación de arenas luego del tratamiento SandTrap.
Halliburton – Production Enhancement, Sand Control (2010)
En el anexo 2 se incluye una tabla donde se muestra la permeabilidad
medida en estos pozos antes y después de haber sido aplicado el sistema
de consolidación de arenas SandTrap.
En la siguiente tabla podemos encontrar los tiempos de parada
recomendados para cada uno de los casos y usos del sistema de
tratamiento de consolidación de arena.
Tabla 11. Tiempo de parada recomendado luego de aplicar SandTrap
TIEMPO DE ESPERA O PARADA RECOMENDADO
ADITIVO SAND TRAP 225B FDP-S851-07
Hardener
Rango de Temperatura (°F)
Tiempo de espera (días)
Tiempo de espera (días)
175 - 225 De 1 a 2 De 2 a 3
150 - 175 De 2 a 3 De 4 a 5
125 - 150 De 4 a 5 De 6 a 7
< 125 De 6 a 7 De 8 a 10
101
3.3.5.6 Sustancias que componen el sistema SandTrap 225
Las sustancias químicas que componen el servicio SandTrap 225 pueden
describirse de la siguiente manera:
SandTrap 225A es el fluido de consolidación epóxico conocido como
resina
SandTrap 225B es el fluido de consolidación conocido como
endurecedor o catalizador para temperaturas de 70 a 165 °F.
El FDP-S851-07 es un endurecedor alternativo para temperaturas de
165 a 225 °F. Usando el FDP-S851-07 se puede prolongar el tiempo
de bombeo.
Clayfix ™ es un sistema para controlar arcillas compuesto de una sal,
que ayuda a minimizar el daño a la formación.
Musol ® es un disolvente que se utiliza para ayudar a eliminar el agua
de los espacios de poros por delante de los fluidos del tratamiento de
resinas, y también se utiliza como parte de la solución de limpieza.
Fluido separador (aceite mineral o queroseno) ayuda a evitar que el
agua, ya sea en el pre flujo o post-flujo llegue a ponerse en contacto
con la solución de resina.
Expedite 225 es una solución de limpieza ayuda a limpiar el equipo.
En la anexo 3 se puede encontrar las características físicas y químicas de
cada uno de estos fluidos.
Es importante tener en cuenta que la resina y el endurecedor se ubican por
separado en el pozo o locación y se bombean a través de un mezclador
estático, que proporciona una mezcla suficiente para crear una mezcla
homogénea resina/endurecedor en la relación 1:1.
102
La pre mezcla de la resina y el endurecedor podrían generar un imprevisible
tiempo de bombeo, y de la misma manera hay que tener en cuenta si el
tratamiento se va a realizar en zonas con temperaturas muy altas, en el
ambiente, y en los equipos de superficie.
Se recomienda que la mezcla de la resina y endurecedor no permanezca por
más de diez minutos en superficie, antes de ser bombeados al pozo.
3.3.5.7 Fluidos opcionales
ES-5 ™ se aplica a la formación para ayudar a asegurar que el fluido
de formación-consolidación se adhiere a las superficies de sílice. •
ACV-1 ™ es un agente de hidrocarburos orgánicos que puede
utilizarse como pre flujo, espaciador o post flujo para el tratamiento
de SandTrap 225 ®.
3.3.5.8 Compatibilidad
SandTrap 225 es compatible con nitrógeno (N2). Si se fuera a usar un
surfactante distinto al ES-5 ™ se debe revisar su compatibilidad antes de
bombear el tratamiento de consolidación.
Los contenedores utilizados para almacenar o mezclar los componentes del
tratamiento SandTrap 225 y el fluido de mezclado para la consolidación de
arenas deben estar libres de contaminantes, incluyendo el agua, la salmuera
y pre flujo. Una contaminación de la salmuera puede acelerar la
polimerización del fluido de consolidación.
Es importante no bombear productos que contengan aditivos químicos como
el HPT-1 ™ (Sistemas de tratamiento de agua como WaterWeb ®, Guidon,
LO-Gard ®, etc.) antes de tratar la formación o el propante con un sistema
de resinas.
103
3.3.5.9 Resistencia a la Compresión
La resistencia a la compresión de la matriz de arena consolidada de arena
continuará mejorando con el tiempo y la exposición a temperaturas
elevadas. Los valores de resistencia a la compresión que se muestran en la
tabla se han determinado usando una mezcla de arena de Oklahoma No. 1
de 88%, aditivo de pérdida de fluido de WAC-9 ™ de 10% y 2% de bentonita
en lugar de la arena de la formación.
Tabla 12. Resistencia a la compresión del Sistema SandTrap
RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN USANDO SAND TRAP B 225 Temperatura de Curado
(°F) Tiempo de Curado
(horas) Esfuerzo Compresivo Esperado
(psi)
125 40 1310
125 68 1525
175 20 1520
225 20 1520
3.3.5.10 Mezcla de la resina y el endurecedor
No es recomendable realizar la mezcla de los componentes del sistema
debido a razones de seguridad, su corto tiempo de vida útil, y la
contaminación ambiental potencial de los residuos que podrían generarse
una ves que la resina está mezclada.
La resina SandTrap 225A y el endurecedor SandTrap 225B (o el
endurecedor FDP-S851-07) deben ser inyectados en el sitio (locación)
durante la ejecución del trabajo, utilizando un mezclador estático, para
formar una mezcla homogénea durante la inyección al fondo del pozo.
104
3.3.5.11 Diseño de los Fluidos para la ejecución del trabajo
Primer Preflujo: Consiste en una mezcla de salmuera que contiene
5% de Clayfix (cloruro de amonio) y un 0.5% de ES-5 (surfactante) los
cuales ayudan a eliminar el crudo y el agua con nata de la formación.
Se debe llenar con este preflujo todas las zonas y tubulares por donde
se va a desplazar el tratamiento como son tubing, espacio anular y
todos los espacios que intervendrán durante el bombeo.
Segundo Preflujo: Inyección de solvente mutual Musol. Las resinas
no suelen cubrir o adherirse muy bien a las superficies de sílice
cuando el agua está presente. Una etapa de solvente (musol) se
recomienda antes inyectar los químicos de consolidación, esto para
quitar el agua y el petróleo de los espacios porosos. Este químico
posee solubilidad tanto al petróleo como al agua, con algunas
propiedades aparentes a las arcillas.
Tratamiento de consolidación SandTrap 225: El sistema esta
compuesto por 50% de resina SandTrap A y un 50% de endurecedor
SandTrap B. El volumen del tratamiento es determinado de acuerdo al
tipo de trabajo que se vaya a realizar. De la misma manera se debe
establecer la tasa de inyectabilidad en la zona de interés para
garantizar la colocación correcta del fluido de consolidación.
Se debe saber también que en esta parte se tendrá una viscosidad
más alta que las otras etapas del tratamiento (distintas etapas
gelificadas), por esto la presión de la bomba puede aumentar cuando
la etapa de consolidación del fluido está en el intervalo de interés.
Espaciador: Se recomienda un separador de aceite mineral para
ayudar a minimizar la contaminación del fluido de consolidación de
formación con el posflujo.
Posflujo: Está conformado por 5% de Clayfix (cloruro de amonio) y
un 0.5% de ES 5 (surfactante). Ésta solución retira el exceso de
105
resina de los espacios porosos y empuja más lejos el tratamiento para
permitir recuperar un mayor porcentaje de permeabilidad. Cuanto
mayor sea el volumen de posflujo, mejor será la permeabilidad
recuperada; sin embargo, aunque una limpieza excesiva de la resina
contenida en los espacios porosos, podría resultar en una buena
permeabilidad recuperada, esto podría causar una disminución o
hasta una inaceptable resistencia a la compresión, según se ha
podido determinar en el laboratorio. El volumen de posflujo esta
determinado en base a pruebas de laboratorio donde se establece
una buena recuperación de la permeabilidad y así mismo una buena
resistencia a la compresión. Lo que asegura una excelente
consolidación de la arena.
Soluciones para limpieza: El fluido de consolidación SandTrap 225
contiene materiales resistentes y pueden ser difíciles de quitar de los
equipos de mezclado y bombeo. Una agitación rigurosa entre el
disolvente y el fluido de consolidación es necesario para eliminar
eficazmente el fluido de consolidación de los equipos y tubería. Se ah
tenido buenos resultados con la aplicación de la siguiente
formulación:
o 5% (en volumen) de Fe-1A (ácido acético).
o 45% (en volumen) de Disolvente Musol ® (o solvente mutual
Musol A).
o 50% (en volumen) de agua.
Esta fórmula ha sido pre mezclada para agilitar el proceso de limpieza en
campo y se lo puede solicitar como un aditivo más con numero de parte.
3.3.6 ANÁLISIS DE RIESGOS PRE OPERACIONALES
Para garantizar la seguridad tanto del personal involucrado para esta
operación así como también el medio ambiente, se han evaluado todas las
106
condiciones inseguras, y todos los posibles incidentes que pudieran surgir de
la operación. El análisis se lo detalla en anexo 4 de este trabajo.
3.3.6.1 Consideraciones de Seguridad
Después de instalar las líneas superficiales de bombeo, realizar las
pruebas de presión correspondientes con una presión acorde a la que
se piensa manejar durante la operación.
Antes de efectuar el control de arena, es conveniente conocer el dato
de presión de inyección obtenida de una prueba de admisión para
conocer el rango de presión que se va a manejar y determinar el tipo
de fluido que se va a utilizar para desplazar los sistemas de
tratamiento. De ser posible se recomienda nitrogenar los fluidos.
Deberán señalarse las zonas de alto riesgo durante la operación.
Todo el personal que intervenga en la operación deberá contar con
equipo de protección adecuado como guantes, botas, overol, y
casco.
Todo el personal que intervenga en la operación y tenga injerencia en
el manejo de fluidos de tratamiento, deberá contar además del equipo
de protección antes señalado con mascarillas y lentes de protección
personal.
3.3.7 DISEÑO DEL PROCEDIMIENTO OPERATIVO
Para este punto se vio conveniente hacer un corto resumen antes de detallar
paso a paso la operación para el trabajo de consolidación de arenas. Para el
efecto se tuvo:
Se efectuó la junta de seguridad con el personal de Andes, Halliburton
y otras compañías involucradas. En esta junta:
107
Se describió el objetivo y la secuencia de la operación.
Se describió las condiciones especiales o críticas para el éxito
de la operación.
Se definió las acciones preventivas y correctivas en cada una
de dichas situaciones.
Se asignó la gente adecuada para cada puesto.
Se enfatizó el respeto a las reglas de seguridad de la locación.
Se reconoció rutas de escape y emergencia
Se documentó todo lo anterior
Todo el personal que intervino en la operación contó con el equipo de
protección adecuado como guantes, botas, overol, casco y una mascarilla
contra gases aromáticos.
1. Se realizó la reunión de seguridad, cuidados ecológicos y acuerdos
operativos entre personal de Halliburton, Andes y demás compañías
involucradas de acuerdo con el procedimiento operativo de Halliburton.
2. Se aseguró que el pozo este abierto y alineado a la estación.
3. Se realizó operaciones de limpieza del pozo debido a probables
residuos de arena. Esta operación se realizó primero con tubería y
posteriormente con el Coiled Tubing y Pulsonix
4. Se realizó prueba de admisión con brine. Se tomaron los datos de
admisión del pozo.
5. Se instaló el preventor al cabezal del pozo.
6. Fue importante llenar la documentación requerida previa al inicio del
trabajo.
108
7. Se instaló la unidad de Tubería Flexible, unidades auxiliares de
bombeo y equipo de apoyo de acuerdo a la Norma Halliburton. ( Se alineó la
línea de matado de la bomba al preventor).
8. Se instaló el conector de tipo “roll on” para Tubería Flexible de 1 ½ plg
y se probó con 10,000 lb de tensión. Esta prueba quedó registrada en el
sistema de adquisición de datos de la unidad.
9. Se instaló el ensamblaje de seguridad de 1 3/4 plg (válvula check
doble flapper, desconector hidráulico) + 2 barras rígidas de 1 3/4 pg +
Pulsonix T.F. de 1 3/4 pg. Se completó una longitud de herramienta de 3 m.
10. Se llenó el carrete de Tubería Flexible con agua (25 bl), se circuló
carrete de Tubería Flexible y líneas con agua dulce, luego se realizó la
prueba de presión, primero se realizó una prueba de baja presión con 300
psi, y se mantuvo durante 5 min, para posteriormente realizar la de alta
presión incrementando la presión de 500 en 500 psi hasta llegar a 5000 psi.
11. Se realizó una prueba de funcionalidad del motor en superficie a
diferentes gastos y se los registró en una tabla.
12. Se instaló la cabeza inyectora.
13. Se probó stripper packer con 500/5000 psi.
14. Se colocaron los contadores de profundidad mecánicos y electrónicos
en cero.
15. Se alineó el pozo de acuerdo a instrucciones del representante de
Andes.
16. Se abrió la válvula de sondeo.
17. Se inició el descenso de Tubería Flexible con una velocidad no mayor
a 6 m/min al pasar por las válvulas del árbol de producción prueba completa
cada 2000 ft de profundidad.
109
18. Antes de efectuar el control de arena, fue conveniente conocer el dato
de presión de inyección obtenida de una prueba de admisión para conocer el
rango de presión que se iba a manejar y ayudó a determinar el tipo de fluido
que se utilizó para desplazar los sistemas de tratamiento.
19. Con TF y herramienta Pulsonix a la profundidad de 8735 ft, se inició
el desplazamiento del fluido del pozo por agua tratada en la capacidad total
del pozo para dejarlo lleno con agua tratada (clay fix), se cerró el pozo y se
siguió el esquema de bombeo adjunto reciprocando todo el tiempo frente a
los perforados.
20. Una vez terminando con los productos de tratamiento, se realizó el
sobre desplazamiento con la T.F. con el sistema Clayfix, se abrió el pozo y
se levantó la T.F. a superficie a una velocidad de 10-12 m/min, y se rompió
circulación cada 500 m para dejar limpió el interior de la TF. Se observó que
todo el tratamiento se lo realizó con el pozo cerrado de modo que esto sea
inyectado para la formación y se consolide la cerámica en Gravel Packer. Se
realizó la verificación de peso y tensión cada 200 m, según norma de la
compañía Halliburton.
21. Con la Tubería Flexible en superficie, se cerró la válvula de sondeo, y
se desfogó presiones entrampadas, también se desmanteló el equipo de
Tubería Flexible al 100% y se entregó el pozo al personal de Andes.
22. Se dejó el pozo cerrado por más de 24 horas para la consolidación de
los sistemas.
En la siguiente tabla se detallan las herramientas que se utilizaron en la
sarta de fondo del Coiled Tubing.
110
Tabla 13. Características de las herramientas que se utilizaron
Descripción Diámetro Exterior
(pg)
Diámetro Interior
(pg)
Longitud (m)
Conector de T.F. 1 ¼ 0.88 0.122
Válvula check 1 ¾ 0.70 0.448
Desconector hidráulico 1 ¾ 0.54 0.30
Barras rígidas 1 ¾ 1.0 1.00
Pulsonix 1 3/4 1.16 0.14
3.3.8 PRUEBAS DE LABORATORIO
Una vez solicitada la muestra de arena producida en el pozo Fanny 18B-
21, se llevó a laboratorio para realizar los ensayos respectivos.
Una de las primeras pruebas fue el control de calidad del producto tal y
como se mencionó anteriormente dentro de las características del
sistema.
Evidenciando los resultados de control de calidad de los productos se
procede al diseño de los productos como se muestra en la siguiente
tabla.
Tabla 14. Diseño de los aditivos para las pruebas
ADITIVOS CANTIDADES
SANDTRAP 225 A 50 %
SANDTRAP 225 B 50 %
ARENA 20/40
CLAYFIX 5 %
ES- 5 0.5 gal / mgal
111
3.3.8.1 Procedimiento
Se colocó la arena en una jeringa de 60 ml.
Se pasó un preflujo de agua con Clay Fix y ES-5.
Se pasó la mezcla de Sandtrap A-B.
Se pasó un post flujo de Clay Fix y ES-5
Para obtener la muestra se colocó en un molde cúbico de 2”.
Y se sometió las muestras a temperatura.
3.3.8.2 SandTrap sumergido en ácido
Al sumergir en ácido al SandTrap se nota que no es soluble en la presencia
de un sistema ácido como se muestra en las fotografías de la figura 26, las
muestras permanecieron por un lapso de 2 horas sin deteriorarse.
Figura 26. Arena consolidada sumergida en ácido
Halliburton, Laboratorio de Cementación y Estimulación (2011)
3.3.8.3 Resistencia a la Compresión de SandTrap
Se realizó la prueba de resistencia a la compresión obteniendo como
resultado 2900 psi como lo muestran las fotografías y el resultado de la
112
muestra es una fractura que divide en 2 partes a la muestra y no se
desmorona por completo.
Figura 27. Prueba destructiva de la muestra de SandTrap
Halliburton, Laboratorio de Cementación y Estimulación (2011)
Figura 28. Consolidación de la muestra luego de la prueba destructiva
Halliburton, Laboratorio de Cementación y Estimulación (2011)
113
3.3.9 DESCRIPCIÓN DEL TRABAJO EJECUTADO EN EL CAMPO
Para la realización de este trabajo, previamente se calibró los sensores de
cada unidad de bombeo y el static mixer, de manera que los datos que se
registren de presión, caudal de descarga, caudal de Sand Trap A y caudal
de Sand Trap B sean confiables para determinar acertadamente los
parámetros con los cuales se efectuó la operación.
Se inició el trabajo con una prueba de admisión desde 1 bpm hasta 4 bpm,
para verificar el comportamiento de la presión y determinar si existe alguna
obstrucción en la trayectoria del fluido; esta prueba mostró un incremento de
la presión a medida que el caudal aumentaba.
Se bombeó 1200 galones de HCl al 7.5% a un caudal de 4 bpm, para limpiar
la tubería (drill pipe) y remover los residuos de las píldoras viscosas LoGard
y K-max bombeadas previamente para controlar la pérdida por circulación.
Se desplazó el ácido con 80 barriles de agua de formación; después se
realizó otra prueba de admisión similar a la primera, en donde se determinó
una buena admisión sin presión alcanzando 4 bpm con presion 0 psi. Esta
gráfica la podemos encontrar en el anexo 5.
El siguiente paso de la operación fue bombear 47 bls del sistema ClayFix 5 a
un caudal de 4 bpm; y seguido por el bombeo de 59 bbls de diesel con 275
galones de Musol A para remover la presencia de asfáltenos y acondicionar
la formación para el tratamiento de Sand Trap, la gráfica de este
procedimiento se la evidencia en el anexo 6.
La siguiente etapa del trabajo fue mezclar y bombear el tratamiento de
SandTrap 225, el cual consistió en mezclar 1540 galones de SandTrap A
(resina) y 1540 galones de Sand Trap B (endurecedor) en el equipo de
mezcla Static Mixer. el cuál fue diseñado para mezclar los aditivos en una
relación 1 a 1. El caudal de mezcla fue de 23 galones por minuto para
alimentar la unidad de bombeo y usar un caudal de descarga de 1.2 bpm
114
hacia el pozo, con lo cual se obtuvo un volumen total de 3080 barriles de
tratamiento SandTrap 225. Esta gráfica se puede encontrar en el anexo 7.
Finalmente se desplazó el tratamiento de SandTrap 225 con 31 barriles de
Diesel puro para evitar el contacto con agua, ya que esta mezcla genera una
reacción viscosa que puede ser perjudicial para el tratamiento; y 31 barriles
de Clay Fix como fluido de control. La gráfica de esta etapa se encuentra en
el anexo 8.
Un resumen total de la ejecución del trabajo se puede encontrar en el anexo
9 donde constan todos los fluidos y caudales bombeados durante esta
operación.
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
115
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.0 RESULTADOS DE TRABAJOS REALIZADOS PARA EL
CONTROL DE ARENA EN EL CAMPO TARAPOA
En el desarrollo de la metodología planteada para determinar las posibles
causas de la producción de arena en el campo Tarapoa, se detectaron
factores que presentan una relación estrecha con este fenómeno. Entre
estos factores importantes se tienen los siguientes:
Factores naturales del yacimiento.
Poca cementación intergranular.
Presencia de arcillas hidratables (Producción de finos).
Factores derivados de la perforación.
Perforación sobre balance.
Factores derivados de la completación.
Mal diseño del mecanismo de control de arena.
La poca cementación intergranular aumenta el potencial de producción de
arena de la formación, ya que las fuerzas necesarias para contrarrestar las
fuerzas de arrastre generadas por la producción de fluido son muy bajas,
ocasionando el desprendimiento y movilización de los granos de arena.
116
Otro aspecto fundamental que aumenta considerablemente el potencial de
producción de arena de las formaciones es la manera y cuan eficiente se
realizó la perforación de los pozos y específicamente la perforación de la
zona prospectiva.
El fluido de perforación genera una presión de fondo, debido al peso ejercido
por la columna del mismo, esta presión es ejercida contra la formación y si la
misma es mayor a la presencia de la formación se genera un diferencial de
presión positivo para la columna del lodo, esto origina una invasión del
filtrado del lodo a través de las paredes de la formación.
La invasión del filtrado del lodo trae como consecuencia una contaminación
de la zona productora, lo cual genera obstrucción de los canales de flujos y
daño a la formación causando una disminución de la producción.
Durante el proceso de producción de los pozos los fluidos producidos
generan diferentes fuerzas, pero, si durante el camino de la formación hacia
el pozo encuentra algún tipo de obstrucción, la disminución de las áreas de
flujo genera velocidades elevadas en los fluidos producidos que
desencadenan un aumento proporcional de las fuerzas de arrastre.
De los pozos productores del campo Tarapoa, se seleccionaron algunos de
forma aleatoria, para así poder determinar si los mismos se habían perforado
en sobre balance, donde la presión ejercida por la columna del lodo de
perforación es mayor a la presión de la formación.
De los pozos seleccionados el 75% de los mismos se perforaron con un
diferencial de presión mayor de 500 psi., y el 25% con un diferencial de
presión menor de 200 psi.
Con estos resultados se evidencia que la mayoría de los pozos del campo
Tarapoa se perforaron en sobre balance, generándose así un daño en las
inmediaciones del pozo el cual contribuye a aumentar el potencial de
producción de arena de las formaciones. Esto tomando en consideración
117
que se propone la perforación con un máximo de 200 psi de presión de
sobre balance para garantizar la mínima filtración de lodo hacia la formación.
4.1 PRECEDENTES
Es ponderable citar que en esta parte de este trabajo se presentan los
resultados obtenidos en algunos de los trabajos realizados con la finalidad
de controlar el aporte de arena de los pozos, los mismos que presentaban
un alto índice en la producción de arena del yacimiento M - 1. Los
mencionados pozos están completados con ensamblaje de fondo para
control de arena a hueco cerrado, se encuentran ubicados en el Campo
Fanny, y son de interés para este estudio. Los resultados que brindó el
método puntual conocido como el método gravimétrico o método de la
“mufla” determinó los valores que se detallan en las tablas que se muestran
a continuación. Estos resultados son muy valiosos ya que los pozos que se
encuentran en las tablas mencionadas han sido sometidos a un control con
empaquetamiento de grava y con el ensamblaje Meshrite Sand Screen, que
forman parte de las técnicas de control estudiadas como alternativas de
control de arena. De igual manera se mostrarán los resultados de la
aplicación histórica del tratamiento de resinas para consolidar arenas, como
una alternativa más al momento de seleccionar un método adecuado para
controlar este problema de la producción de arena.
4.1.1 TRABAJOS DE EMPAQUETAMIENTO DE GRAVA
La tabla 15 muestra los resultados de empaquetamiento de grava para el
control de arena, los mismos que han sido totalmente exitosos, para ello se
han denominado los pozos con nombres alternativos para el análisis del
caso.
118
Tabla 15. Trabajos exitosos de empaquetamiento con grava
POZO ANTES (PTB) DESPUÉS (PTB) REDUCCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE
ARENA (%)
FANNY - 3 52 0.7 98.6
FANNY -11 52 1.0 98.1
FANNY -13 165 1.1 99.3
FANNY -21 47 2.5 94.7
FANNY -52 130 0.3 99.8
FANNY -59 36 3.1 91.4
En la tabla 15 se observa que en lo referente al control de arena,
técnicamente el método del Gravel Pack a Hueco Cerrado es muy eficaz. Sin
embargo, ocurre que en la mayoría de los pozos existe una disminución en
el aporte de fluidos del yacimiento M-1, tal como se puede apreciar en la
tabla 16.
Tabla 16. Producción de fluidos con sistema Gravel Pack
POZO ANTES (BFPD)
DESPUÉS (BFPD)
INCREMENTO / REDUCCIÓN DE FLUIDOS
(%)
FANNY - 3 2,580 1,812 - 29.8
FANNY -11 3,808 2,530 - 33.6
FANNY -13 4,920 1,576 - 68.0
FANNY -21 2,504 2,799 + 11.8
FANNY -52 1,824 690 - 62.2
FANNY -59 446 877 +86.6
119
4.1.2 INSTALACIÓN DE MALLAS PARA CONTROL DE ARENA
El sistema Meshrite Sand Screen para control de arena también se ha
empleado en algunos pozos, cuyos resultados se detallan en la tabla 17.
Tabla 17. Trabajos de Instalación de Mallas
POZO ANTES (PTB) DESPUÉS (PTB) REDUCCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE
ARENA (%)
FANNY – 49 82 13.0 84.2
FANNY - 58 - 3.2 -
FANNY - 60 92 3.0 96.7
FANNY - 63 - 4.4 -
Con la implementación del sistema Meshrite Sand Screen se observa una
reducción en el aporte de arena del yacimiento M-1 tal como lo muestra la
tabla 17, por lo que técnicamente es un método muy eficaz. Sin embargo,
existe también una disminución en el aporte de fluidos del yacimiento en el
pozo FANNY -49, mientras que existe un aumento de producción en el pozo
FANNY -58 debido a un trabajo adicional de estimulación con ácido en este
pozo.
Tabla 18. Producción de Fluidos con Instalación de Mallas
POZO ANTES (BFPD)
DESPUÉS (BFPD)
INCREMENTO Y REDUCCIÓN DE
FLUIDOS (%)
FANNY – 49 1,589 316.21 - 80.1 %
FANNY - 58 1,286 1,330 + 3.4 %
FANNY - 60 - 247 -
FANNY - 63 1,589 316.21 - 80.1 %
120
4.1.3 IMPLEMENTACIÓN DEL FRAC PACK PARA CONTROL DE ARENA
Este método se ha aplicado en los pozos FANNY-50 y FANNY-56. En el
pozo FANNY-56 se tuvo un buen resultado, ya que el aporte de fluidos
aumentó luego del tratamiento. En el caso del pozo FANNY-50, los
resultados fueron poco favorables, ya que la fractura efectuada invadió
formaciones no deseadas; mientras que el aporte de arena siguió como
antes de la aplicación de este método. Es probable que el modelo del
empaquetamiento de la grava no tuvo la eficacia esperada, o que la
formación escogida para este tipo de trabajo debe ser mayor a los 50,96 pies
que tiene como máximo el yacimiento M-1. Sin embargo este método tiene
una gran preferencia al momento de pensar en el control de arena sobre
todo porque permite obtener una excelente estimulación del pozo y un
eficiente control de arena al menos en teoría.
4.1.4 SENSOR SÓNICO NO INTRUSIVO PARA CONTROL DE ARENA
Este sistema como control de arena se lo empleó en pocos pozos como es
el caso especial del pozo FANNY-3 de nuestro estudio, en el que se
determinó que pese a tener una completación de fondo como lo es el gravel
pack para controlar la producción de arena, al momento que se le
incrementó la frecuencia de operación del sistema electro sumergible de
46.5 a 49 Hz, el aporte de fluidos del yacimiento M-1 aumentó de 1561
BFPD a 2064 BFPD con una ganancia de crudo de 129 BPPD, este dato se
puede evidenciar en el anexo 10. Con esto se incrementó también la
producción de arena de 8.32 PTB a 68.04 PTB.
Por lo tanto a la frecuencia de 49 Hz el pozo técnicamente no pudo ni podrá
operar ya que supera lo máximo tolerable (20 PTB) por el fabricante de las
bombas eléctricas sumergibles y es más que a la velocidad de la tasa de
producción sería una auténtica “lija” para las paredes internas de la tubería y
121
los accesorios utilizados en las líneas de producción. Además no se ajusta al
“Modelo Bueno” propuesto para tener una producción libre de arena. Por lo
que posteriormente se decidió que la frecuencia de operación para este pozo
debe ser 47 Hz como máximo, aportando una cantidad de arena tolerable de
8.32 PTB como promedio.
4.1.5 IMPLEMENTACIÓN DEL TRATAMIENTO DE RESINAS SAND TRAP 225
La implementación histórica de este tratamiento en nuestro país arroja
resultados favorables en lo que respecta tanto a la reducción total del aporte
de arena, así como también una mejora en la recuperación de petróleo por
día luego de haber estado cerrado el pozo sin producción por un periodo
aproximado de dos años.
Cabe recalcar que la completación de fondo del pozo en estudio Fanny 18B-
21, es con Gravel Packer, las mismas que se encontraban dañadas, y se
producía tanto la arena pre empacada como la arena no consolidada de la
formación M1. El objetivo de la aplicación del tratamiento de resinas se
cumplió en su totalidad y sus resultados excedieron las expectativas, lo cual
es de gran ayuda para poder tener una opción más el momento de
seleccionar una técnica para control de arenas, ya sea para pozos futuros o
que tengan similares problemas al estudiado. Estos resultados se describen
a continuación.
4.1.5.1 Análisis de producción del pozo Fanny 18B – 21 antes de la
implementación del sistema de resinas SandTrap 225
La vida productiva del pozo Fanny 18B- 21 se divide en tres etapas
importantes antes de la aplicación del sistema de resinas para controlar la
producción de arena. La primera la etapa la cual se muestra en la figura 29
comprende desde el 01 de abril de 1998 cuando el pozo empezó a
122
producirse con un aporte de petróleo diario de 1700 barriles y un BSW del
16%. Esta buena etapa productiva empieza a decrecer drásticamente hasta
el 01 de enero del 2002 donde la producción del pozo sería de 185 barriles
y el BSW se habría incrementado hasta alcanzar el 86%. Es importante
recordar en este punto que el pozo esta completado con el sistema gravel
packer a profundidades de 7790’ MD y 7686’ TVD.
Figura 29. Primera etapa de producción del pozo Fanny 18B- 21
La segunda etapa productiva del pozo Fanny 18B- 21 comprende desde el
19 de enero del 2003, al 01 de enero del 2009, luego de haber sido sometido
a trabajos de reacondicionamiento con taladro en varias ocasiones. En el
reacondicionamiento con fecha noviembre del 2002, se realizó la inspección
del equipo eléctrico-sumergible y se baja una bomba de las mismas
características GN-4000/144 etapas/360 HP, quedando el pozo completado
en el mismo intervalo.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
2000
04/01/1998 03/03/1999 12/29/2000 01/03/2001 01/01/2002
PR
OD
UC
CÓ
N B
PP
D
FECHAS DE REGISTRO
PRIMERA ETAPA DE PRODUCCIÓN
123
Es importante mencionar que cuando ha existido el cierre involuntario del
pozo por falta de energía eléctrica para alimentar la BES, se ha
experimentado problemas por la producción de arena, mientras que se han
realizado pruebas tales como: evaluación con bombeo hidráulico tipo jet y la
subida gradual de frecuencia de 45 a 47 Hz, por ejemplo. Teniendo así una
producción inicial para esta etapa de 556 barriles con un BSW del 66%, y a
través del tiempo una caída a 171 barriles con un incremento drástico del
BSW al 96%. La figura 30 ilustra en forma gráfica esta segunda etapa de
producción del pozo en estudio.
Figura 30. Segunda etapa de producción del pozo Fanny 18B- 21
Debido a que este pozo tiene una completación de fondo con gravel packer
para controlar la producción de arena, en el último reacondicionamiento de
Julio del 2010 se optó por instalar una bomba electrosumergible con mayor
resistencia a los efectos erosivos y abrasivos de la arena, con características
ARM (Abrasion Resistant Modular), porque se presume que la completación
de Gravel Packer ha colapsado, ya que se están produciendo valores altos
0
100
200
300
400
500
600
PR
OD
UC
CÓ
N B
PP
D
FECHAS DE REGISTRO
SEGUNDA ETAPA DE PRODUCCIÓN
124
de arena, tal como se pudó apreciar en la tabla 6 del capítulo 3. En la figura
31 se representa el trazo de los datos de producción, el tiempo los cuales
van desde el 06 al 07 de julio del 2010 donde la producción de petróleo es
de 560 barriles y un BSW cercano al 90%. Ésta tercera fase ayudó también
al análisis de los problemas que se han presentado en el pozo con respecto
a la producción de arena y su posterior solución aplicando el tratamiento de
resinas para la consolidación de la misma denominado SandTrap 225.
Figura 31. Tercera etapa de producción del pozo Fanny 18B- 21
A partir de esta etapa de producción Andes Petroleum decidió cerrar el pozo,
debido al alto porcentaje de BSW, y la determinación certera de que se
estaba produciendo arena tanto del gravel packer como la del yacimiento,
éste problema ha sido característico en él y probablemente es el resultado
de un incremento en el aporte de fluidos del reservorio de M -1; causando el
efecto de turbulencia en la garganta de los canales formados entre los
540
550
560
570
580
590
600
610
620
PR
OD
UC
CÓ
N B
PP
D
FECHAS DE REGISTRO
TERCERA ETAPA DE PRODUCCIÓN
125
granos de la roca lo que ocasiona el colapso de la formación por la mala
cementación.
La frecuencia de operación de la BES ha sido modificada entre 46.0 Hz y 49
Hz durante la medición con el sensor sónico no intrusivo de arena, lo que ha
provocado fluctuaciones en el aporte de fluidos del reservorio de M-1, cuyos
valores máximos han sido 609.9 BPPD y 3869 BWPD en promedio. Su BSW
último reportado fue de 88.26%.
Luego de mostrar la afectividad del tratamiento, a través trabajos similares
realizados en otros países y también por las pruebas de laboratorio
realizadas por la compañía Halliburton, deciden proceder al tratamiento de
resinas SandTrap para consolidar la arena que se estaba produciendo.
Los resultados efectivos tanto en la eliminación de la producción de arena
así como, un incremento en la producción de diaria de petróleo se describen
a continuación, demostrando así que el tratamiento de resinas es una opción
más a ser tomada en cuenta el momento de diseñar un tratamiento para
controlar este problema con el que contamos en ciertas zonas de la Cuenca
Oriente.
4.1.5.2 Análisis de producción del pozo Fanny 18B – 21 después de la
implementación del sistema de resinas SandTrap 225
Luego de que la compañía Halliburton entregó el pozo a Andes Petroleum, la
compañía operadora optó por dejar el pozo cerrado dos días más a parte de
los dos días sugeridos por Halliburton, para asegurar totalmente la
consolidación del tratamiento de resinas SandTrap 225. Posterior a este
tiempo de espera, con el rig de reacondicionamiento se baja la completación
126
de fondo con bombeo electrosumergible para realizar las pruebas de
producción por un periodo de 6 horas. Los resultados de la producción diaria
registrados, se muestran en la tabla 19 la cual comprende desde el 04 de
octubre del 2011 al 15 de julio del 2012. En un inicio se tiene la producción
diaria del pozo, para luego intercalar en periodos de 15 días y finalmente la
producción mensual del mismo.
Tabla 19.Historial de producción de fluidos del pozo Fanny 18B- 21 luego del
tratamiento SandTrap 225
HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DEL POZO FANNY 18B- 21 LUEGO DEL SANDTRAP
FECHA POZO FORMACION BFPD BPPD BAPD BSW
10/04/2011 FANNY 18B-21 M-1 4440 1800 2640 59
10/05/2011 FANNY 18B-21 M-1 4500 1798 2702 60
10/06/2011 FANNY 18B-21 M-1 4480 1795 2685 60
10/07/2011 FANNY 18B-21 M-1 4490 1796 2694 60
10/08/2011 FANNY 18B-21 M-1 4510 1798 2712 60
10/09/2011 FANNY 18B-21 M-1 4508 1790 2718 60
10/10/2011 FANNY 18B-21 M-1 4450 1796 2654 60
10/15/2011 FANNY 18B-21 M-1 4445 1793 2652 60
10/30/2011 FANNY 18B-21 M-1 4600 1790 2810 61
11/01/2011 FANNY 18B-21 M-1 4610 1780 2830 61
11/15/2011 FANNY 18B-21 M-1 4650 1750 2900 62
11/30/2011 FANNY 18B-21 M-1 4680 1720 2960 63
12/15/2011 FANNY 18B-21 M-1 4700 1713 2987 64
01/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4620 1690 2930 63
02/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4618.8 1677 2942 64
03/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4651.8 1615 3036 65
04/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4182 1575 2607 62
05/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4582 1551 3031 66
06/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4293 1504 2789 65
07/15/2012 FANNY 18B-21 M-1 4306 1489 2817 65
Luego de estabilizar el pozo a una tasa de producción adecuada con una
frecuencia de operación de la BES de 46 Hz se registraron los valores de la
tabla y a partir de los mismos se han podido obtener las deducciones
gráficas de las figuras 32 y 33 que se presentan a continuación.
127
Figura 32. Tendencia de producción del pozo Fanny 18B- 21 luego del
tratamiento de consolidación SandTrap 225
Según lo observado en la grafica y la tabla anterior la producción de petróleo
aumentó en un 200% luego de la aplicación del tratamiento SandTrap 225, el
BSW se a mantenido en un promedio del 60% y la producción de arena si se
eliminó notablemente como se lo mostrará en el siguiente punto.
Figura 33. Producción del pozo Fanny 18B- 21 luego del tratamiento de
consolidación SandTrap 225
0200400600800
100012001400160018002000
PR
OD
UC
CIÓ
N B
PP
D
FECHAS DE REGISTRO
PRODUCCIÓN LUEGO DEL SANDTRAP
BPPD
0200400600800
100012001400160018002000
10
/04
/20
11
10
/05
/20
11
10
/06
/20
11
10
/07
/20
11
10
/08
/20
11
10
/09
/20
11
10
/10
/20
11
10
/15
/20
11
10
/30
/20
11
11
/01
/20
11
11
/15
/20
11
11
/30
/20
11
12
/15
/20
11
01
/15
/20
12
02
/15
/20
12
03
/15
/20
12
04
/15
/20
12
05
/15
/20
12
06
/15
/20
12
07
/15
/20
12
PR
OD
UC
CIÓ
N B
PP
D
FECHAS DE REGISTRO
PRODUCCIÓN LUEGO DEL SANDTRAP
128
Resultados de la producción de arena luego de la aplicación del
sistema SandTrap 225
Tomando en cuenta los datos de producción de arena presentados en la
tabla 6 del capítulo 3, se mostraba una acumulación de arena de 84.50 ppm,
y un valor en PTB de 29.20. De acuerdo a estos valores se ha podido
verificar la reducción de la producción de arena en su totalidad y estos
resultados se muestran en la tabla 20.
Tabla 20. Producción de arena del pozo Fanny 18B- 21 luego del
tratamiento SandTrap 225
FECHA COMPOSICIÓN
VOLUMEN FILTRADO
PESO ARENA PTB
REDUCCIÓN DE LA
PRODUCCIÓN DE ARENA
(%) (litros) (gramos) (ppm)
10/05/2011 Ox. Fe 1 0,00023 2.38 0.15 99.4
10/10/2011 Ox. Fe 1,22 0,00051 2.18 0.16 99.4
10/30/2011 Ox. Fe 1 0,00063 2.13 0.18 99.3
11/30/2011 Ox. Fe 1.1 0.00072 2.22 0.20 99.3
01/15/2012 Ox. Fe 1.15 0.00080 2.25 0.23 99.2
03/15/2012 Ox. Fe 1.14 0.00078 2.20 0.24 99.1
4.2 COSTOS ESTIMADOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DEL
SISTEMA DE RESINAS SANDTRAP 225
Para tener un estimativo de los costos que generaría llevar a cabo un
tratamiento de control de arena mediante la aplicación del sistema de
resinas se ha resumido los valores en la tabla 21, cabe mencionar que por
razones de confidencialidad de la compañía de servicios no se pueden
129
revelar los valores exactos del tratamiento, es así que la investigación de
rubros promedio nos arrojan los siguientes resultados.
Tabla 21. Costos estimados para la implementación del tratamiento de
resinas
DESCRIPCIÓN COSTO (USD)
Herramientas de Servicio 10500.00
Equipo Coiled Tubing 30000.00
Resina y Endurecedor 180000.00
Personal 24000.00
Sistemas para controlar pozo 10000.00
Fluidos para limpieza y desplazamiento 30000.00
VALOR TOTAL 284500.00
Los costos correspondientes al Campo Fanny del Bloque Tarapoa se
centran exclusivamente en evaluar y controlar la producción de arena,
reacondicionamientos de pozos para cambiar el sistema electro sumergible
en caso de colapso o rediseño, personal y otros rubros necesarios para el
control de la producción de arena. Los costos, se pueden dividir por partes, y
se detallan a continuación.
4.2.1 COSTOS DE PRODUCCIÓN
Los costos de producción están relacionados al capital que hay que invertir
para la producción de petróleo una vez que se ha ejecutado el proyecto
destinado al control de arena, por ejemplo para producir 1 barril fluidos del
yacimiento (agua y petróleo), se consideran básicamente los siguientes
costos: Costo Operativo, Costo de Procesos y Químicos y los Costos de
Mantenimiento.
4.2.1.1 COSTO OPERATIVO
Este costo se refiere a las instalaciones y equipos necesarios para la
producción de petróleo, como por ejemplo: personal de trabajo, seguridad
130
física e industrial, fuente de energía para el funcionamiento de los equipos,
reparación de los pozos en el evento de que alguno de estos deje de
producir ya sea por un shut down o cualquier otra eventualidad que pueda
generar un colapso del sistema eléctrico sumergible.
4.2.1.2 COSTO DE PROCESOS Y QUÍMICOS
En este rubro se consideran a los equipos extras que ayudan al
mejoramiento de la producción de fluidos del yacimiento, tales como: camión
vacuum, ácidos para la limpieza del equipo de fondo que controla la
producción de arena.
4.2.1.3 COSTOS POR MANTENIMIENTO
Se refiere a los gastos que se hacen para mantener en buen estado las
facilidades de superficie necesarias para la producción de petróleo. Para
ejemplo de este análisis económico se puede fijar el precio del petróleo en
60 USD, lo que nos permite tener las siguientes relaciones de costos con
respecto a la producción de 1 barril de petróleo detalladas en la tabla 22.
Tabla 22. Costos de producción para 1 barril de fluido
DESCRIPCIÓN COSTO (USD)
Procesos Operativos 4.60
Procesos y Químicos 0.16
Mantenimiento (2.5 % del precio de 1 bl) 1.50
TOTAL 6,26
131
4.2.1.4 COSTOS POR REACONDICIONAMIENTO DE POZOS
En el caso del subsuelo, este costo es generado por el uso del taladro de
reacondicionamiento en cualquiera de los pozos que se fuera a usar, con el
objetivo de solucionar algún problema que se presente ya sea para cambiar
o dar mantenimiento a alguna herramienta de fondo del pozo. Para este fin
se estima que el costo del taladro de reacondicionamiento es de 11000 USD
diarios.
4.3 GUÍA PARA LA SELECCIÓN ADECUADA DE UN MÉTODO
DE CONTROL DE ARENAS
Al momento de diseñar y aplicar cualquier método de control de arena es
necesario tomar en consideración algunos parámetros importantes que
influyen de manera significativa en el éxito del método seleccionado, estos
parámetros son los siguientes:
Grado de consolidación de la formación.
El daño existente en las inmediaciones del pozo, grado de severidad y
extensión.
Tipo de pozo, vertical o horizontal
Longitud del intervalo productor.
Presencias de arcillas.
Cercanía del contacto agua petróleo.
Tiempo y frecuencia de arenamiento.
Temperatura y presión de fondo
132
La figura 34 que se muestra a continuación representa en forma general la
información requerida o necesaria que se debe conocer antes de aplicar un
determinado mecanismo de control de arena.
Figura 34. Esquema general de evaluación de pozos con problemas de
arenamiento
El diseñar un procedimiento que se adapte a todos los posibles casos
existentes es algo complejo, es por ello que, el planteado en el presente
trabajo será de manera general, debido a que las condiciones de yacimiento,
completación, geología regional, estratigrafía, estado de esfuerzos en sitio
varían de acuerdo a cada caso particular.
133
También es importante destacar que esta metodología de aplicación de
métodos de control de arena sólo se desarrollará cuando la formación sea
del tipo poco consolidada, o no consolidada, esto se debe a que las arenas
del campo Tarapoa son de este tipo.
En la figura 35 se puede observar la selección general para pozos verticales,
mientras que la de la figura 36 corresponde a pozos horizontales.
Figura 35.Esquema diseñado para pozos verticales
134
Figura 36.Esquema diseñado para pozos horizontales
CONCLUSIONES Y
RECOMENDACIONES
135
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Como se ha constatado los problemas operacionales asociados con
el influjo de arena afectan negativamente al pozo y a la productividad
del yacimiento, ponen en peligro la longevidad del pozo, limitan las
operaciones de reacondicionamiento e impactan en la rentabilidad del
campo desfavorablemente.
Por lo anterior es importante una previa evaluación y caracterización
de la formación para proponer las técnicas adecuadas y que
posteriormente permitan controlar la producción de arena en el pozo
que lo necesite.
La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación
de los pozos perforados, constituyen una parte decisiva dentro del
desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo.
El mayor problema operacional asociado a la producción de arena
presente en el campo Tarapoa es el arenamiento acelerado de los
pozos, y la no efectividad de los empaques con grava aplicados en el
área.
La aplicación con grava sin caracterizaciones granulométricas previas
trae como consecuencia la utilización de criterios que no
corresponden a las características de la formación.
136
El empaque con grava es el método de control de arena más usado
en el Campo Tarapoa, dada la poca consolidación de las formaciones
productoras y la gravedad API del crudo producido.
La técnica de consolidación de arenas mediante la aplicación de
resinas, origina el aumento en la resistencia a la compresión de la
formación, lo cual permite seguir produciendo a las tasas deseadas
Se ha podido comprobar que el inyectar el sistema de resinas a la
formación naturalmente poco consolidada proporciona la cementación
de los granos y mantiene suficiente permeabilidad.
La aplicación histórica del método de control de arenas mediante
resinas, en Ecuador en el pozo Fanny 18B- 21 del campo Tarapoa,
presenta resultados muy favorables para tener una opción más de
selección el momento de elegir un método adecuado para solucionar
este problema característico de la formación M1.
El tratamiento químico de resinas fenólicas analizado en esta tesis
utiliza un catalizador interno o endurecedor que es mezclado en
superficie junto con la resina en relación 1: 1, al entrar en contacto
con la formación, la resina y catalizador necesitan de tiempo y
temperatura para consolidar los granos de arena.
El sistema de resinas SandTrap 225 nos permite manejar el tiempo
que durará la operación, debido al uso de endurecedores los cuales
nos permiten aumentar o disminuir el tiempo de bombeo de todo el
sistema
137
5.2 RECOMENDACIONES
Realizar por lo menos una prueba de análisis granulométrico antes de
la implementación de un método de control de arena. No se deben
extrapolar resultados de un pozo a otro o de una arena a otra, ya que
la distribución del tamaño de granos varía de un lugar a otro y esto
ocasiona una disminución de la efectividad del método.
Diseñar e implementar un programa de toma de registros que
permitan obtener información acerca de las propiedades de la
formación. Los registros deben ser: Sónico dipolar (determina
propiedades mecánicas de la roca y el potencial de producción de
arena de la misma), densidad (esfuerzo vertical, caracterización
geomecánica).
Diseñar y aplicar un programa de toma de muestras representativas
de las nuevas localizaciones (núcleos) y las ya existentes, para
obtener así una correcta caracterización granulométrica y
geomecánica del área.
Diseñar y aplicar un programa de caracterización geomecánica, para
así disminuir la producción de arena ya que esta disciplina determina
los máximos y mínimos esfuerzos de la formación.
Preservar en buen estado las muestra de arena, con el objeto de
utilizarlas para estudios posteriores en los laboratorios.
Se recomienda aplicar la técnica de resinas SandTrap en intervalos
menores de quince (15) pies y con una permeabilidad mayor a 50 md.
138
Se deben realizar simulaciones de temperatura para determinar la
temperatura de fondo exacta a la que estará sometido el tratamiento
SandTrap 225 antes de inyectar la resina, ya que contiene el
endurecedor o catalizador que actúa con la temperatura y por ello se
dispone de un tiempo bombeable.
El sistema de fluido de consolidación SandTrap 225 requiere al
menos 24 horas de tiempo de paro después del tratamiento, para
permitir que la formación tratada o arena inyectada pueda curarse y
obtener suficiente fuerza de consolidación.
Se recomienda que la mezcla de la resina y endurecedor no
permanezca por más de diez minutos en superficie, antes de ser
bombeados al pozo, ya que se podrían tener fragües imprevistos del
tratamiento.
No es recomendable realizar la mezcla de los componentes del
sistema SandTrap antes de llegar a la locación, debido a razones de
seguridad, su corto tiempo de vida útil, y la contaminación ambiental
potencial de los residuos que podrían generarse una vez que la resina
está mezclada.
Se recomienda un bache separador de aceite mineral para ayudar a
minimizar la contaminación del fluido de consolidación de formación
SandTrap con el posflujo o fluido para desplazar.
Debido a que el fluido de consolidación SandTrap 225 contiene
materiales resistentes que pueden ser difíciles de quitar de los
139
equipos de mezclado y bombeo, se recomienda una agitación
rigurosa entre el disolvente y el fluido de consolidación, para eliminar
eficazmente el fluido de consolidación de los equipos y tubería. Es
muy recomendable el uso de Musol como disolvente.
Se recomienda realizar un análisis de los riesgos operacionales y
ambientales antes de ejecutar un tratamiento de resinas, ya que los
fluidos o productos a utilizarse podrían causar daños al personal y al
medio ambiente.
Todo el personal que intervenga en la ejecución del trabajo, debe
tener experiencia en el mismo, además de contar con todo el equipo
de protección personal como son overoles guantes, googles,
delantales y en fin no olvidar la utilización de la mascarilla para gases
que es fundamental para el manejo de las resinas y sus productos
adicionales.
Se recomienda utilizar la técnica de aplicación de resinas para reparar
los sistemas completados con Gravel Pack, los cuales se encuentran
ya deteriorados, ya que probablemente se aumentaría la producción
de hidrocarburos en este tipo de pozos.
Es recomendable evitar algún cierre intempestivo de la producción de
los pozos con características similares al estudiado; debido a su
tendencia de producir altas concentraciones de arena, lo que
representa un riesgo para el sistema electrosumergible, ya que los
sólidos en suspensión tienden a precipitarse hasta el fondo del pozo,
impidiendo de esta manera el nuevo arranque del sistema de
levantamiento artificial, inmovilizando a los impelers de la bomba.
Esto indica gastos adicionales tanto de circulación del pozo con torre
o el reemplazo del sistema electrosumergible.
140
BIBLIOGRAFÍA
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GEOMECÁNICA DE ROCA, ENFOQUE GEOMECÁNICO DEL
ARENAMIENTO.
ANEXOS
142
ANEXO 1
Esquema gráfico de la completación del pozo Fanny 18B- 21
Andes Petroleum Ecuador Ltd
GL (PIES): 744.91'
K.B. (PIES): 770.71'
KB - GL (PIES): 25.80'
Inicio workover # 6: 26-Jun-10
Fin workover # 6: 3-Jul-10
MAX. DESVIACION: 52.30° @ 8880' MD / 7788' TVD
1525' - - SURFACE CASING: 13-3/8"
K-55, 61 lbs/ft, BTC
COORDENADA SUPERFICIAL:
Longitud: 7620' 9.15" m W
Latitud: 0° 11' 26.74" S
CABEZAL STREAMFLO: -
Sección "A": 13-3/8" SOW x 13-5/8" x 3000 psi -
Seccion "B": 13-5/8" x 11" x 3000 psi
Adapter Flange: 11" x 3-1/2" x 3000 psi
1/4" Capillary for chemical injection
- INTERMEDIATE CASING: 9-5/8", K-55, 47 lbs/ft, BTC ( set @ 7867.71' )
7661.09' - - CARDIUM LINER TOP PACKER
7853.65' - - 249 tubing joints, 3 1/2" N -80, 9.3 lbs/ft, EUE
7854.67' MD / 7067.46'TVD - - R Nipple Baker, 3-1/2" w/ 2.75" profile
7886.28' - - 1 joints; 3-1/2", 9.3 lbs/ft, N-80, EUE, used
7890.09' - - 1 pup joint, 3-1/2", 9.3 lbs/ft, N-80, EUE
7890.64' - - Discharge Head, Centrilift, Model GPDIS, S-513, 3-1/2" 8RD EUE
7905.04' - - Upper pump, Centrilift, P-47 / 62 stgs, Model PMSXDH6, S-538, S/N 01G-21283
7923.94' - - Lower pump, Centrilift, P-47 / 83 stgs, Model PMSSDH6, S-538, S/N 01G-21281
7924.96' MD / 7120.63' TVD - - Intake, Centrilift, Model GPINTAR H6 WC FERRITIC, S/N 41G-55221, S-513
7931.26' - - Upper Protector, Centrilift, Model GSB3XFERHLH6PFS, S/N 31G-161446 S-513
7937.56' - - Lower Protector, Centrilift, Model GSB3XFERSSCVH6AB, S/N 31G-161447 S-513
7962.96' - - Upper Motor, Centrilift, 304 HP, 1900 V, 98 Amp, S/N 21K-89090, S- 562
7988.36' - - Lower Motor, Centrilift, 304 HP, 1900 V, 98 Amp, S/N 21K-89089, S- 562
8017.86' MD / 7190.84' TVD - - Sensor Centinel III, 5000 psi NEW, S-450, S/N 11658983
8019.42' - - Centrlizer 2" x 2" 8RD, EUE, 7" CSG, EC200248X
8616' - - BJ GPS-II Gravel Packer
8720'Mitad de las perforaciones
8726' MD / 7691.60' TVD
8732'
8737' - - CIBP
8781' - - Cardium Landing collar 7"
8878' - - PRODUCTION LINER : 7"
N-80, 26 lbs/ft, BTC
TD: 8880' MD / 7788.61' TVD
Fanny 18B-21
Workover # 6
Arena "M-1"
143
ANEXO 2
Datos obtenidos antes y después de la aplicación del tratamiento SandTrap
144
145
146
147
148
149
150
151
152
