Frac Pack y Gravel Pack como mecanismos de control
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Frac Pack y Gravel Pack como mecanismos de control
en la aportación de finos y arenas en pozos de aguas
profundas.
Autores:
David Orlando Lliteras Popoca / Tomás Cervantes Baza / Francisco Javier
Martínez García
Resumen.
En los análisis geo mecánicos realizados a núcleos cortados en el pozo delimitador del
Campo Nuevo 1, se determinó que las formaciones productoras presentan baja
consolidación y son propensas a producir finos y arena con relativamente bajas caídas
de presión, por lo que la instalación de un método de control de arena en los pozos es
indispensable para disminuir la producción de arena y optimizar la vida productiva de
los pozos.
En este trabajo se presenta el análisis de selección del método de control de arena a
aplicarse en los pozos del campo, así como algunos detalles del diseño del mismo
dependiendo de las características de los pozos.
Introducción.
Las evaluaciones realizadas tomando en cuenta las características de la formación
como la granulometría, geometría de los pozos contemplados en el proyecto y los
gastos de producción esperados por pozo, nos ha encaminado a seleccionar Frac pack
en pozos verticales y Gravel pack en pozos altamente desviados.
El diseño del método de control de producción de finos y arena de la formación en
pozos de gas mediante la técnica de Frac pack y Gravel pack, se diseñan en base a
las propiedades geo mecánicas, granulometría, esfuerzo mínimo horizontal y
características específicas de cada pozo, lo anterior nos asegura un control de arena
eficiente durante el tiempo de producción del campo.
Desarrollo.
El campo Nuevo 1 localizado en las costas del Golfo de México, a 60 km. De la costa de
Veracruz está conformado por 2 yacimientos en Mioceno Inferior, y su explotación se
plantea realizar a través 7 pozos 5 pozos verticales y 2 altamente desviados, 4 de ellos
producirán de los dos yacimientos. Los resultados obtenidos de diferentes estudios PVT
mostraron que el fluido del campo Nuevo 1 es un gas húmedo con bajo contenido de
líquidos.
La producción de arena y finos de formación es un riesgo importante especialmente en
pozos de gas, ya que las altas velocidades de flujo provoca erosión en las diferentes
tuberías expuestas al flujo, en particular en los cambios de dirección o reducciones. La
erosión provoca debilidad en las tuberías por adelgazamiento del espesor, fisuras y
grietas en la misma lo que puede provocar fugas y problemas serios de seguridad
De acuerdo a los resultados obtenidos mediante el análisis geo mecánico de los
núcleos del Pozo-DL, se determina que se trata de una arena poco consolidada, lo cual
origina la necesidad de contar con un sistema de control de arena con la finalidad de
permitir que la explotación del campo NUEVO 1 no se vea afectada durante su vida
productiva.
Posteriormente con un análisis granulométrico por medio de la técnica “análisis de
partículas por medio de laser” se determina la distribución del tamaño de los granos, la
cual se puede observar en la Figura 1. La distribución va desde 0.0004 hasta 1.7 mm.,
la distribución granulométrica de los diferentes núcleos se encuentra considerablemente
separada.
Para determinar el tamaño de grano se realizó el análisis para las dos distribuciones
ubicadas en los extremos, máxima el núcleo-2 y mínima el núcleo-3 (Figura 2).
Posterior a este análisis se determina el tamaño de grano para los núcleos de la zona
de interés.
Un criterio importante para la selección del mecanismo de control, es el coeficiente de
uniformidad (UC), el cual se define como la relación entre el percentil 40 y el percentil
90 de la distribución granulométrica:
UC = Df40/Df90
El UC del núcleo-2 es de 26.5 y del núcleo-3 de 22.
Los resultados de los núcleos del pozo muestran una gran dispersión y valores de UC
altos, lo que ubican a la arena del campo como un Arena altamente No uniforme, la
clasificación convencional es la siguiente:
UC < 3 Arena uniforme
3 < UC < 5 Arena no uniforme
UC > 5 Arena altamente no uniforme
Derivado de la necesidad de contar con un control de arena de formación y del estudio
granulométrico anteriormente mencionado se realizó un análisis para definir el
mecanismo óptimo de control de arena para los pozos verticales y altamente desviados,
en ella se tomaron algunas consideraciones:
El uso de Resinas y Gravel Pack en arenas de baja permeabilidad afecta la
producción.
El Frac Pack en pozos altamente desviados implican un alto riesgo de alcanzar
el contacto Gas-Agua.
Los cedazos y liner-ranurados cuentan con un límite de Coeficiente de
Uniformidad (UC < 3), debido a que la cantidad de finos y arena pueden
ocasionar el taponamiento de los mismos en un corto periodo de tiempo.
Los pozos altamente desviados por lo general presentan mejoría en el índice de
productividad debido a la disminución del flujo turbulento, el empleo de un Gravel
Pack se hace factible.
Con estas premisas se realizó una evaluación en la cual participaron especialistas del
área, tanto de PEMEX como de compañías, para seleccionar el control de arena más
adecuado de acuerdo a las propiedades de la formación y la experiencia de cada uno
en sistemas de control de arena, los atributos que se consideran en la evaluación son
(Figura 3) 1
Producción
Yacimientos
Tiempo y Costo
Terminación (componente)
Terminación (operación)
Los mecanismos evaluados son los siguientes:
1. Producción restringida. Limitar el gasto de los pozos para que la diferencial de
presión a nivel del yacimiento sea menor que la necesaria para producir arena.
2. Cedazo rígido. Dispositivo mecánico que mediante la combinación de tuberías
ranuradas y mallas metálicas impiden el paso de sólidos de cierto tamaño al
interior de la tubería de producción.
3. Cedazo Expandible. Combinación de mallas metálicas que impiden el paso de
sólidos al interior de la TP, con la característica de que pueden expandir su
diámetro externo.
4. Gravel Pack Agujero descubierto. Consiste en colocar un empaque de grava
contra la formación, para mantenerlo en su lugar se coloca un cedazo.
5. Gravel Pack Agujero entubado. Consiste en colocar un empaque de grava
contra los disparos, para mantenerlo en su lugar se coloca un cedazo.
6. Frac Pack. Este método combina las características de un gravel pack y una
fractura hidráulica, la fractura se mantiene abierta con un apuntalante que se
bombea con los fluidos fracturantes, este empacamiento también es colocado en
los disparos y en el espacio anular entre un cedazo y la tubería de revestimiento.
7. Inyección de químicos. Este método busca consolidar los granos de la
formación al funcionara como cementante en la vecindad del pozo.
De estos mecanismos, el Frac pack (Figura 4) fue seleccionado para pozos verticales y
el Gravel pack para los pozos altamente desviados ya que con el primero existe el
riesgo de contactar los acuíferos con la fractura.
Es importante mencionar que el resto de métodos analizados no son completamente
aplicables para los pozos del campo debido a lo siguiente:
Producción restringida. Esta técnica está considerada en la estrategia de explotación
del Campo ya que la producción máxima a la que se van a operar los pozos es evitando
superar la caída de presión entre 600-800 psi que es la determinada en el estudio de
geo mecánica realizado. Sin embargo esto no es suficiente ya que al disminuir la
presión de yacimiento la delta de presión requerida para producir arena es de cero, por
lo tanto es necesario un método de contención mecánico.
Cedazo rígido. Debido a la mala clasificación de los granos y el contenido de finos de
la formación no es recomendable instalar este control de arena ya que es susceptible
de taponarse y erosionarse
Gravel pack en agujero descubierto. Se requiere que las dos arenas produzcan de
manera independiente por lo que las mismas deben aislarse con tubería de
revestimiento.
Cedazo expandible. Se requiere que las dos arenas produzcan de manera
independiente por lo que las mismas deben aislarse con tubería de revestimiento. Al
igual que el cedazo rígido, es susceptible de taponarse y erosionarse. Su aplicación se
recomienda en agujero descubierto ya que existen casos documentados de
perforaciones en los cedazos por flujo en pozos revestidos y disparados
Inyección de químicos (resinas). La inyección de resinas requiere que la
permeabilidad de la arena sea mayor de 50 mD ya que la misma es reducida
considerablemente por la resina y la productividad disminuye considerablemente. En
este campo, al tener permeabilidades de alrededor de 30 mD se descarta el empleo del
mismo.
Una vez definido el método de control se procede a realizar un análisis granulométrico
centrado en la zona de interés con el cual se definen las características de los
mecanismos de control de arena a emplear.
Existen diversos métodos para la selección del tamaño de grava publicados en la
literatura como son: Saucier, Schwartz, Stein, Coberly-Wagner. La técnica más usada
es el método de Saucier, mediante el cual se determinó el tamaño de la grava y
cedazos requeridos en los pozos del campo Nuevo 1.
La premisa básica del método es que el óptimo control de arena es logrado con un
tamaño de grava seis veces más grande que el tamaño (Figura 5) medio del grano de la
formación y que los valores máximos y mínimos de la grava deben tener un coeficiente
de uniformidad de 1.5. Lo anterior fue determinado con una serie de experimentos en
empacamientos grava-arena de formación y midió la relación entre la permeabilidad
inicial y la permeabilidad después de hacer pasar un gasto de fluido por dicho
empaque, determinando que se logra un buen control de arena con tamaños de grava
seis veces el tamaño de la arena o menor.
El UC de los núcleos de la zona de interés es de 25, de acuerdo a la clasificación antes
mencionada, este valor indica que se trata una arena altamente no uniforme.
En la Figura 6 se observa la distribución granulométrica de los núcleos pertenecientes a
la zona de interés, de los cuales se definió el tamaño de malla a emplear en el diseño
del Frac pack y Gravel pack. El tamaño de malla obtenida del análisis anterior es: 30/50
Con este tamaño de malla seleccionado se logra obtener una geometría de fractura
conveniente al campo, con una conductividad adecuada y un buen control de finos
(retiene partículas > 0.062 mm.)
En cuanto a la selección del cedazo, éste debe contar con una abertura máxima de 0.5
– 0.66 del tamaño menor de la grava.
Para llevar a cabo el diseño del Frac Pack se cuenta con las siguientes fuentes de
datos:
• Registro de pozos.
• Análisis de Núcleo y Recortes.
• Pruebas de pozo.
De los cuales se obtiene la información siguiente:
Características de la formación.
Datos geo-mecánicos.
Características del fluido de fractura.
Propiedades del apuntalante.
El diseño de la fractura (Frac Pack) se realiza mediante un software 3D especializado,
teniendo como objetivo obtener una fractura corta (10 a 40 m), ancho (> 0.5 in) y con un
altura que abarque la zona de interés, lo cual se consigue para el diseño de la fractura
del Pozo-DL empleando datos del mismo, teniendo como premisa mantener el Frac
pack alejado del contacto Gas-Agua por lo menos 20 metros. Los trabajos de
fracturamiento requieren de un análisis a detalle de la composición mineralógica para
poder ajustar los componentes y aditivos necesarios.
En el caso de los pozos restantes se han realizado diseños empleando datos sintéticos,
los cuales muestran barreras débiles que no logran contener eficientemente la altura del
Frac Pack debido al contraste de esfuerzos (Figura 7), por lo que se continua realizando
sensibilidades como son: intervalo disparado, diámetro de los disparos, tipo de
apuntalante, tipo de fluido fracturante, gastos de bombeo, entre otros, en base al
resultado del análisis de las diferentes sensibilidades se ha logrado contener la factura
dentro de la zona de interés en algunos pozos.
El fluido fracturante utilizado en el diseño del Frac Pack es un fluido estándar, el cual se
definirá al momento de realizar la operación. El fluido fracturante a utilizar debe ser
capaz de mantener sus propiedades reológicas durante todo el tiempo de bombeo, con
la finalidad de asegurar el transporte del apuntalante a lo largo de toda la fractura
diseñada. El diámetro de disparos en el diseño del Pozo-DL es de 0.4 in y 40 cargas
por metro.
El coeficiente de perdida de fluido fracturante hacia la formación aún debe ser
confirmado mediante la prueba de Mini-frac (la cual consiste en una serie de bombeos
realizados antes de llevar a cabo el Frac pack, con el que se calibran los datos
utilizados en el diseño de la fractura).
Las características del diseño del Frac pack del Pozo-DL se muestran en la Figura 8 y
Tabla 1 en ella se observa que la fractura tiene un crecimiento controlado dentro de la
zona de interés.
Se realizaron sensibilidades de potencial del pozo considerando diferentes valores de
efectividad en la fractura, donde se observa que se reduce a medida que la amplitud
de la fractura disminuye, con lo que comprueba la importancia de realizar la operación
apegada en el diseño final, el cual podrá incluir alguna tecnología propia de la
compañía de servicios que se encargue de la operación (Figura 9).
Conclusión.
Para el diseño preliminar de los controles de arena de los otros pozos del
proyecto se han empleado datos sintéticos obtenidos de las propiedades geo-
mecánicas.
Debido a la granulometría obtenida del pozo delimitador, se considera que en
todos los pozos se realizará un control de arena. En los pozos verticales se
empleará una combinación de Frac pack & Gravel pack y en los pozos altamente
desviados únicamente Gravel pack.
El potencial del pozo se reduce a medida que la amplitud de la fractura
disminuye, lo anterior se determina mediante un análisis de sensibilidad de la
efectividad de la fractura, lo que muestra la importancia de realizar la operación
como se propone en el diseño final, el cual podrá incluir alguna tecnología propia
de la compañía de servicios que se encargue de la operación 2.
El Frac Pack contribuye a tener niveles altos de producción y drawdowns
(diferenciales de presión) bajos. Objetivos importantes en los pozos de aguas
profundas. La experiencia de la industria ha demostrado que este método provee
un nivel alto de confiabilidad a largo plazo para el control de la producción de
arena.
Nomenclatura.
Nombre Símbolo
miliDarcy mD
metros (longitud) m
pulgadas in.
Referencias.
1,2 - Mark Van Domelen, Wes Ritter, and David Hammeke, Halliburton Energy Services,
Inc: “Fracpack completions in deepwater/high-permeability reservoirs” Offshore West
Africa , Marzo 2000.
Tablas y figuras.
Figura 1. Análisis granulométrico de núcleos del Pozo-DL
Figura 2. Distribuciones ubicadas en los extremos.
0
2
4
6
8
10
0.00010.0010.010.1110
Fre
cuen
cia
Incr
emn
tal (
%)
Tamaño de Grano (mm)
NP24
NP23
NP22
NP21
NP20
NP18
NP11
NP6
NP4
NP3
NP2
Límite de tamaño de grano
Figura 3. Matriz de evaluación de los mecanismos de control de arena.
Figura 4. Método de control Frac pack.
Figura 5. Resultados del método de Saucier.
▪D50/d50≤ 6, Buen control de arena,
no hay invasión de arena de
formación en la arena del gravel
pack.
▪6< D50/d50≤13, Buen control de
arena, pero el flujo está restringido
debido a la invasión de la arena
de formación en la arena del
gravel pack.
▪D50/d50>13, sin control de arena,
la arena de formación pasa a
través de la arena del gravel pack.
Figura 6. Distribución granulométrica en los núcleos de la zona de interés.
Figura 7. Propiedades geomecánicas del Pozo-DL.
Figura 8. Perfil de fractura.
Figura 9. Análisis de sensibilidad de la amplitud de la fractura.
Tabla 1. Geometría de la fractura diseñada.
Longitud 32 m
Altura 29 m
Ancho 0.6 in
Fcd 1.8
Permeabilidad
(KFr)98
Fractura Pozo-DL
