control de la producciÓn de arena y finos del...
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REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA
FACULTAD DE INGENIERÍA DIVISIÓN DE POSTGRADO
PROGRAMA DE POSTGRADO EN INGENIERÍA DE PETRÓLEO
CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA Y FINOS DEL YACIMIENTOS C/VLG-3676 AREA 2 SUR CAMPO CEUTA
Trabajo de Grado presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia
para optar al grado Académico de
MAGISTER SCIENTIARUM EN INGENIERIA DE PETROLEO
Autor: Ing. Pablo Alexander Ramírez León Tutor: Ing. Leonardo Alejos, Msc.
Maracaibo, junio de 2010
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Ramírez León, Pablo Alexander. Control de la Producción de Arena y Finos del Yacimiento C/VLG-3676 Área 2 Sur Campo Ceuta (2010). Universidad del Zulia, Facultad de Ingeniería, Postgrado de Ingeniería, Maracaibo – Venezuela. 230 p. Tutor: Prof. Leonardo Alejos.
RESUMEN
El Yacimiento C/VLG-3676, de edad Eoceno esta ubicado en el Campo Ceuta en las asignaciones del Lago de Maracaibo. La gravedad API de su crudo varia entre 29° y 32° con presiones alrededor de los 6000lpc en las arenas C-2/3 en la zona norte. El comportamiento de los pozos perforados en la zona norte se caracteriza por un gran potencial con considerables caídas de producción ocasionada por problemas de producción de arena, por lo que es necesaria la implantación de una técnica de control de arena que minimice esta problemática. La investigación se baso en determinar la técnica de control de arena óptima para los pozos de la zona norte del yacimiento. Es por ello que se reviso el comportamiento de producción de los pozos con antecedente de arenamiento y se evaluaron las tecnologías en equipos y técnicas de control de arena que pueden ser aplicables al área afectada, basándose en ensayos granulometricos de muestras correspondientes al área se determino como técnica de control de arena el empaque con grava combinado con rejilla Premium; luego se elaboro un diagrama de una completación para control de arena donde se indican las consideraciones que debe cumplir esta técnica además de simular el comportamiento de producción de la misma para evaluar su aplicación en el área. Se evaluó su rentabilidad económica a través de las expectativas y ventajas económicas que esta técnica ofrece, arrojando valores positivos aportando un beneficio económico de 8.873,24 M$ maximizando su inversión con una tasa Interna de Retorno (27,46%) para la completación propuesta en un periodo de 3.74 años demostrando su factibilidad económica. La presente investigación se basó en un marco metodológico bajo los siguientes tipos: Documental, Descriptiva, de campo, aplicada. El estudio permitió desarrollar una nueva tecnología para completar los pozos nuevos o candidatos a rehabilitación en la zona norte del Yacimiento VLG-3676. Palabras Clave: Caídas de Producción, Control de arena, Optimo, arenamiento, ensayos granulométricos, grava, rejilla, completación, tecnología.
E-mail del autor: [email protected]
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Ramirez León, Pablo Alexander. Production Control and Fines Sand Reservoir Area 2 South C/VLG-3676 Field (2010). Universidad Del Zulia, Facultad de Ingeniería, Postgrado de Ingeniería, Maracaibo - Venezuela. 230 p. Tutor: Prof. Leonardo Alejos.
ABSTRACT
The reservoir C/VLG-3676, eocene era is located in ceuta field lake Maracaibo. Its API of its crude vary between 29º and 32º with aprox preasures of 6000 lpc in sands C-2/3 north zone. The behavior of the well drilled in the north zone charaterize a big potencial with production drops because of its sand production control, there fore, is nesessary to implement a technique to minimize this problem. The investigation or research was based to determine the optime sand control production for the north zone of the reservoir. That’s why a review was done of antecedent wells of sands technologier were evaluated in equipments and sand control which could be applicables to the damage area, base don rehearsals granulometrics of samples corresponding to the area wich determined as sand control technique grava pack combined with Premium mesh; later, a diagram was elaborated of completion to sand control where considerations must comply this technique beside simulate production behavior of the same to evaluate its application in the area. Its economic rentabilith was evaluated througout the expectatives and economic advantages that this technique offers, giving positive valves and economic benefits of 8.873,24 M$ maximizing its investment with a rate returning of (27,46%) for the proposal completion in a period of time of 3,74 years showing its economic factibility. This investigation was based in a methodologic frame under the followings types: Documental, Descriptive, Field and applied. The study allow to develop a new wells or candidates for rehabilitation in the north zone of reservoir VLG- 3676. Key Words: Production drops, sand control, optimus, sandies,granulometrics reharsal, grava, mesh, Completion, Technology.
E-mail del autor: [email protected]
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DEDICATORÍA
Con mucho esfuerzo e logrado estar en esta fase importante de mi vida tanto
personal como profesional, siempre con la ayuda incondicional de personas que creen
en mi voluntad.
A Dios que puede hacer brillar lo más oscuro, traer luz en la oscuridad, hacer que mi
vida este llena de éxitos y alumbrarme en el camino del bien.
Dalia y Pablo, mis padres que su esfuerzo incondicional, me apoyan en los
momentos más difíciles, que me dan sus palabras de superación de fuerza espiritual,
permitiéndome realizarme profesionalmente, sin ellos esta meta que nos trazamos no
se hizo posible, su ayuda va más allá de lo normal gracias por existir y ser como son
muchas GRACIAS LOS AMA SU HIJO ALEXANDER!!!.
Mis hermanos Dirimo y Rigo, que siempre han estado en la buenas y en las malas,
y sienten mucho orgullo por mi cada vez que obtengo un logro.
A mis sobrinos Rigoberto, Rigoberto Alexander, Astrid, Ángel Enrique y Rideisy, que
siempre están en mi corazón en cada momento de mi vida, y que este logro les sirva de
inspiración para que ustedes obtengas los de ustedes.
A mis abuelos Ana y Leonardo, que dios les de muchos años de vida y que se
sientan que gracias ellos todo en mi vida existe.
A mis tías Celeste, Luisa, Violeta y Isabel ellas que siempre me apoyan en todo
gracias tías por oral por mi siempre.
A Varinia Marcano, gracias a ella esta meta se logro, desde el principio y hasta el
final siempre me ayudo en todo gracias VARINIA!!!!!!!!
Pablo Ramírez
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AGRADECIMIENTO
Gracias a Dios Todopoderoso y misericordioso por permitir alcanzar esta meta tan
anhelada.
El más importante de los agradecimientos para la Universidad del Zulia por haber
brindado la oportunidad de formarnos entre sus aulas y adquirir los conocimientos para
enfrentar una nueva etapa en la vida.
A PDVSA especialmente al personal del Gerencia de Tecnología de Explotación
Occidente Ing. Tomas Chavier, Jose Inciarte, al personal de La Unidad de Explotación
Ceuta Oscar Ramirez y Aramis Ferrer gracias por su ayuda, orientación y colaboración
prestada.
A nuestro tutor industrial, Ing. Leonardo Alejos, por habernos brindado su apoyo ha
sido inigualable, una excelente persona, dando en todo momento su confianza, apoyo,
comprensión, y respeto durante este trabajo especial de grado sin esperar nada a
cambio de nosotros gracias Leonardo por toda la colaboración y enseñanza prestada
para el desarrollo de este proyecto de investigación es una gran persona.
A los Ingenireos DEYANIRA Y DIEGO, gracias amigos por ayudarme.
Al los Profesores Maika Gambus, Orlando Zambrano y Americo Perozo por su apoyo,
orientación y colaboración en todo momento durante la realización de esta
investigación, y a todos aquellos que prestaron su apoyo, para adquirir los
conocimientos en esta etapa gracias a todos.
Y mi amigo ARI , sin el yo creo que esto no se hubiese culminado, gracias mi amigo ARI
ME AYUDASTE Y MUCHO!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!!
Pablo Ramírez
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TABLA DE CONTENIDO
Página RESUMEN………………………………………….………………………………… 4 ABSTRACT………………………….………………………….…………………...... 5 DEDICATORIA……………….………….…………………………………………… 6 AGRADECIMIENTO……………….…...…………………………………………… 6 TABLA DE CONTENIDO…………………….………………………………..…… 8 LISTA DE FIGURAS……………….………………………………………..…………………13 LISTA DE TABLAS.………………………………………………………………… 15 LISTA DE ECUACIONES…………………………….…………………………..………..... 16 INTRODUCCIÓN…………….………………..……………………………………………….17 CAPÍTULO I.- EL PROBLEMA. 1.- El Problema…………….………..……………………….…..…………….. 19 1.1.- Planteamiento del problema……………………..……...……………………….. 19 1.2.- Objetivos de la investigación…………………………..………………………….. 21 1.2.1.- Objetivo General……………..………………………………...…….......... 21 1.2.2.- Objetivos Específicos……………………………………………………...... 21 1.3.- Justificación de la investigación……………………………………….…..………. 22 1.4.- Alcance de la investigación.……………………………………………...………… 23 1.5.- Delimitación de la investigación…………………………………………………… 23 1.5.1.- Delimitación Espacial.……..……………..…….…………………………… 23 1.5.2.- Delimitación Temporal……………………………………………………… 23 CAPITULO II. DESCRIPCIÓN DEL ÁREA EN ESTUDIO 2.- Descripción Del Yacimiento………...……..……………………………….………...25 2.1.- Ubicación………………………………………………………………………………...25 2.2.- Desarrollo Inicial………………………………………………...……………………...25 2.2.1.- Historia De Producción………..………………………………………………25 2.3.- Marco Estructural Local……………………………………………………………….29 2.4.- Marco Estratigráfico Local…………………………………………………………….30 2.4.1.- Formación El Milagro (Pleistoceno)…………………………………………31 Formación Onia (Plioceno)………………………………………….……………..31 Formación La Puerta (Mioceno Superior)………………………..………………31 2.4.2.- Formación Lagunillas (Mioceno Medio)………..…………………………....32 Miembro Lagunillas Inferior………………………………………………………...32 Miembro Laguna……………………………………………………………………..32 Miembro Bachaquero………………………………………………………………..32 2.4.3.- Formación La Rosa (Mioceno Inferior)……………………………………….32 2.4.4.- Formación Misoa (Eoceno Inferior A Medio)……………………………......33 2.5.- Reservas Probadas Oficiales………………………………………………………..34 2.6.- Propiedades Químicas Y Físicas De Los Fluidos…………………………………34 2.7.- Descripción De Los Mecanismos Naturales De Producción……………………..35 2.8.- Sedimentología………………………………………………………………………..36 2.9.- Petrofísica……………………………………………………………………………...38 2.10.- Comportamiento De Producción Del Yacimiento…………………………………45
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2.11.- Comportamiento De Presión Del Yacimiento…………………………………….47 2.12.- Problemática Existente……………………………………………………………...48 2.12.1.- Producción de Arena………………………………………………………..48 2.12.2.- Producción de asfáltenos…………………………………………………..50 2.12.3.- Daño de formación.….…………………………………………….............451 CAPITULO III.- MARCO TEÓRICO. 3.- Marco Teórico…………………………....………………..…………………………........53 3.1.- Antecedentes.……….………………………………..………………………..………..53 3.2.- Completación de pozos…………...……………………….…………………………...56 3.2.1.- Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del Pozo………………………..………………………………………….......……………57 3.2.1.1.- Completación a Hoyo Desnudo…………………..………………………...57 3.2.1.2.- Completación con Liner o Tubería Ranurada……………..….……….......58
Completación con Liner………………….…...……………….........................58
Completación con Liner Perforada……………………………..….................59 3.2.1.3.- Completación a Hoyo Revestido…………………………………………...60
Completación a Hoyo Revestido con Empaque...………………….………..61 3.2.2.- Clasificación de las Completaciones de acuerdo a su Producción............62 3.2.2.1.- Completación Simple………………………………….…………………….62 3.2.2.2.- Completación Selectiva………………………………………………….......62 3.2.2.3.- Completación Sencilla……………………...………………………………..62 3.2.2.4.- Completación Múltiple………………………………………………………62 3.3.- Geología de las Areniscas………………………….…………….…………………...63 3.3.1.- Composición mineral de las areniscas……………………………………….63 3.3.2.- Arcillas……………………………………………………………………….......64 3.3.3.- Tipos de areniscas………………………………....…………………………...65 3.3.4- Ambientes Sedimentológicos……………………………………………........65
Aluviales………………………….....……………………………………………66
Deltáico………………………………………………………………….………..66
Estuarios y Zona de Mareas…………...…….…………………………….......66
Playas y Barreras…………………..…………….…………….……….............66
Plataforma Marina……..….…...………………………………………………..66 3.4.- Fenómeno de Arenamiento…….………………………………………………….......67 3.5.- Producción de Arena……………………………………………………………………68 3.5.1.- Producción de Arena Transitoria………………………………………….......68 3.5.2.- Producción de arena Continua……………………………………………….68 3.5.3.- Producción de Arena Catastrófica……………………………………………69 3.6.- Predicción de la Producción de Arena………………………………………….........70 3.6.1.- Metodologías Operacionales……………….…………….…………………..70 3.6.2.- Técnicas Tempranas de Predicción…..……………………………………..72 3.6.3.- Técnicas Computacionales……………….…………………..…………….72 3.7.- Causas de la Producción de Arena……………………………………………………74 3.7.1.- Grado de Consolidación…………………………….………………………….74 3.7.2.- Tasa de Producción………………………………………...…………………..75 3.7.3.- Fuerzas de Arrastre…………………………...…………………………….......76 3.7.4.- Reducción de la Presión de Poros…………………………….………………76 3.7.5.- Mojabilidad de Superficie y Partículas…………………………………… … 76
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3.7.6.- Viscosidad de Fluido del Yacimiento………………………………………….76 3.7.7.- Presencia e Incremento del Corte de Agua y/o Gas…………………….. …77 3.7.8.- Factores Ligados al Proceso Productivo del Pozo…………………………..77 3.8..- Operaciones que contribuyen al Arenamiento………………………………….. ….78 3.8.1.- Perforación………………………………………………………………………78 3.8.2.- Cementación………………………………..……………………………….. ....79 3.8.3.- Cañoneo………………………………………………………………………….79 3.9.- Finos de Formación……………………………………………………………………...80 3.9.1.- Migración de Finos……………………………………………………………....80 3.10.- Daño de Formación………………………………………………………………........81
Daño por Arena………………………………………………………………….81
Daño por migración de Finos……..……………………………………………82 3.11.- Enfoque Geomecánico de la Producción de Arena…………………………82
Enfoque Geomecánico del Arenamiento…………………………………. …82
Enfoque Geomecánico de la Migración de Finos…………………..…… …83 3.11.1.- Modelos Geomecánicos………………………....................................... …84 3.12.- Manejo y Control de Arena…………………………………………….……….... …85 3.12.1.- Manejo de Arena en Superficie…………………………………………… …85 3.12.2.- Manejo de Arena en Las Estaciones de Flujo……………………………....86 3.12.3 Sensores Ultrasónicos……………………………………………………… ...86 3.13.- Métodos de control de Arena………………………………………………………...88 3.13.1.- Métodos Físico-Químicos…………………………………………………….88 3.13.2.- Métodos Mecánicos……………………………………………………………89 3.14.- Técnicas para el Control de Arena…………………………………………………..89 3.14.1.- Modificación de las Tasas de Producción…………………………………..89 3.14.2.- Practicas Selectivas de Completación………………………………………90 3.14.3.- Consolidación de Arena In-Situ………………………………………………90 3.14.4.- Screen Less……………………………………………………………………..91 3.14.5.- Frack Pack…………………………………………………………………......92 3.14.6.- Cañoneo Orientado……………………………………………………………94 3.14.6.1.- Manejo de la Producción de Arena………………………………………..97 3.14.6.2.- Requisitos del Control de la Producción de Arena………………………98 3.14.6.3.- Prevención de la Producción de Arena……………………………………99 3.14.6.4.- Disparos Inteligentes………………………………………………………101 3.14.7.- Empaque con Grava………………………………………………………….102 3.14.7.1.- Tipos de Empaques con Grava………………………………………. ….103
Empaque con Grava Interno (En Hoyo Entubado)…...………………. … ..103
Empaque con Grava a Hoyo Desnudo………………………………… …. .105
Empaques con Bombeo de Grava Resinada…………………………. … .106 3.14.7.2.- Aspectos Generales del Empaque con Grava………………………….107 3.14.7.3.- Muestreo de la Arena de Formación……………………………………..107
Muestras Producidas ……………………………………………………….. ..108
Muestras Obtenidas Mediante Achiques………………………………….. ..109
Muestras de Núcleos de Pared…………………………………………….. ..109
Muestras de Núcleos Convencionales…………………………………….. ..110 3.14.7.4.- Caracterización de la Formación……………………………………….....110
Tamizado "Sieving"………………………………………………………. …...111
Método de la "S"………………………………………………………………..112
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Contador Coulter……………………………………………………………… 113
Análisis Láser…………………………………………………………………..113 3.14.7.5.- Criterios para la Selección de la Grava…………………………………..114
Método de Saucier……………………………………………………………..114
Método de Schwartz…………………………………………………………...116
Método de Hill…………………………………………………………………..116
Método de Coberly……………………………………………………………..116
Método de Gumpertz…………………………………………………………..116
Método de Karpoff…………………………………………………….……….116
Método de Stein………………………………………………………………..117
Método de Tiffin…………………………………………………….………….117 3.14.7.6.- Técnicas de Colocación de la Grava……………………………………. 118
Circulación en Reversa "Reverse Circulation"…………………..………….118
Colocación de Grava por Lavado "Washdown Techinique"……...……….118
Técnica de Circulación "Circulation Techinique……………………………119 3.14.7.7.- Criterios de Ordenamiento………………………………………………..119 3.14.7.8.- Consideraciones sobre el Ordenamiento de la Arena…………………119 3.14.7.9.- Control de la Calidad de Gravas para Empaques……….……………121
Esfericidad………………………………………………………………………122
Redondez…………………………………………………………………. ……122
Solubilidad en Ácido……………………………………………………… ……123
Contenido de Impurezas………………………………………………… ……123
Resistencia a la Trituración……………………………………………………123 3.14.7.10.- Causas que ocasionan fallas en los empaques con grava interno....123
Diseño y Calidad de Grava Inadecuado……………………………………..124
Formación de Puentes de Grava……………………………………………..124
Comunicación…………………………………………………………………...124
Corrosión en el Revestidor Ranurado………………………………………..125 3.14.8.- Liner Ranurado…………………..………………………………………......125 3.14.9.- Definición de Rejillas…………………………………………..…………….127
Carga Mecánica………………………………………….……………………..129
Resistencia a la Tensión...…………………………………………………….129
Resistencia al Colapso..……………………………………………………… 129
Resistencia a la Torsión"………………………………………………………129
Severidad de construcción de ángulo (Dog Leg Severity) máximo permitido………………………………………………………………………..130
Prueba de Integridad (Crush Test)………………………………………….130
Materiales y Metalurgia………………………………………………………130
Taponamiento "Plugging"…………………………………………………....131
Erosión……………………………………………………………………. 131
Comportamiento del Flujo……………………………………………………132
Distribución de las Cargas (Presión)...………………………………….... 132 3.14.9.1.- Selección y Dimensionamiento del Equipo……………………………..132 3.14.9.1.1.- Diámetro y Longitud……………………………………....................... 133 3.14.9.1.2.- Área de Flujo "Inflow Area"………………………………………………133 3.14.9.1.3.- Equipo Auxiliar…………………………………………………………….134
Empaques Mecánicos………………………………………………….. ……134
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Receptáculos Pulidos y Sistemas de sellos………………………….…….136 3.14.9.2.- Aplicaciones de las Rejillas………………...…………………………….136 3.14.9.3.- Caracterización de las Rejillas………………………...…………………136 3.14.9.4.- Permeabilidad de la Rejilla…………………………………………….....137 3.14.9.5.- Tipos de Rejillas………………………...………………………………….137 3.14.9.5.1.- Rejillas Convencionales………………………..………………………137 3.14.9.5.2.- Rejillas Pre-empacadas……………………………..…………………138 3.14.9.5.3.- Rejillas Premium………………………..………………………………139 3.14.9.5.4.- Rejillas de Malla Comprimida………………………...………………..140 3.14.9.5.5.- Rejillas Expansibles………………………...…………………………..141
Expansibles en Hoyo Desnudo………………………………………......... 142
Expansibles en Hoyo con Revestidor………………...…………………….143 3.15 Análisis Nodal…………………………………………………………………………..145 3.15.1.- Comportamiento de Producción……………………..……………........ 146 3.15.2.- Ecuaciones de Flujo……………………………………………………… 146 CAPITULO IV.- LA METODOLOGIA 4.- Marco Metodológico………………………………………………………………………148 4.1.- Tipo de Investigación……………………………………………………………. 148 4.2.- Diseño de la investigación……………………………………………………....150
Población…………..……………………………………………………… 150
Muestra………..………………………………………………………… 151 4.3. Técnica de recolección de datos..………………..……………………………… 152 4.3.1.- Recolección de datos primarios………………………...………………… 153 4.3.2.- Recolección de datos secundarios…………………...………………………154 4.4.-Procedimiento Empleado para el Desarrollo de los Objetivos………………….... 151 CAPITULO V.- ANÁLISIS DE RESULTADOS……………………………………….. 163 CAPITULO VI.- CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Conclusiones……………………………………………………………………………….. 226 Recomendaciones…………………………………………………………………………. 228 Bibliografía………………………………………………………………………………… 230 Anexos………………………………………………………………………………………. 235
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LISTA DE FIGURAS
Figura Página 1. Ubicación del Área 2 Sur, Campo Ceuta……..………………………… 26 2. Historia de Producción 1990-1994……………..………………………… 30 3. Mapa Estructural, Campo Ceuta…………………….…………………… 34 4. Columna Estratigráfica de las arenas C del Eoceno…………………… 46 5. Comportamiento de presión Yacimiento VLG-3676……………………. 48 6. Completación a Hoyo Desnudo............................................................ 57 7. Completación con Liner Ranurado Empacado………………………… 59 8. Completación Con Liner Perforado………………………………………. 60 9. Completación a Hoyo Revestido con Empaque……………………….. 61 10. Deterioro de los Equipos de Subsuelo y Superficie……………………. 68 11. Sensor Ultrasónico Inteligente Y Posible Ubicación Del Sensor De
Partículas. Estranguladores De Flujo……………………………………. 87 12. Imagen Microscópica de Granos…………………………………………. 90 13. Disparos para el Control de la Producción de Arena…………………... 97 14. Corte Esquemático de un Empaque con Grava………………..………. 103 15. Distribución Granulométrica de la Arena de Formación…………..…… 112 16. Esfericidad y Redondez por Krumbein y Sloss…………………….…… 122 17. Tipos de Ranuras de Liners….…………………………………………… 126 18. Diferentes Componentes y Ubicaciones del Nodo Para un análisis
Sencillo de Producción……………………………………………………. 145 19. Programa OFM……………………………………………………………. 155 20. Programa Centinela………………………………………………………. 156 21. Ventana de Reporte de SEE PLUS……………………………………… 158 22. Comportamiento de presión Yacimiento VLG-3676…………………… 164 23. Categoría de Pozos Zona Norte…………………………………………. 165 24. Configuración de Rejillas Dura-Grip..................................................... 172 25. Configuración de Rejillas Ultra-Grip……………………………………... 172 26. Diagrama de Retención de arena de Rejillas Superflo ……………… 173 27. Configuración del elemento Filtrante con Tejido Holandés Inverso de
Rejillas Maxflo.……………………………………………………………… 174 28. Configuración de Malla de las Rejillas Excelflo ………………………... 175 29. Estructura de Rejillas Stratapac ….……………………………………… 176 30. Configuración Rejillas Expansibles ……………………………………. 178 31. Proceso de Expansión, Expandable Sands Screen …………………… 179 32. Estructura de Rejilla Mesh Rite.……...…………………………………... 180 33. Rejilla POROPLUS ……………………………………………..………… 182 34. Estructura de Rejilla POROMAX.………………………………………… 183 35. Estructura de la Malla de Rejilla PetroGuard…………………………. 184 36. Diagrama de Expansión de Rejilla Poroflex. …………………….……... 185 37. Estructura Rejilla Excluder 2000. …………………….…….... ………… 187 38. Proceso de Expansión de la malla, Rejilla Express. …………………. 188 39. Estructura Rejilla Express. . …………………….……............................ 189 40. Diagrama de Cañoneo 2 TTP…………………………………………….. 192 41. Diagrama de Cañoneo 6 TTP…………………………………………….. 193
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42. Métodos de Cañoneo. …………………….…….... …………. …………. 194 43. Curva de Distribución de Tamaño de arena del pozo VLG-3734……… 197 44. Determinación del Método de control de arena………………………… 199 45. Curva de Distribución de tamaño del pozo VLG-3762………………… 202 46. Curva de Distribución de tamaño del pozo VLG-3762………………… 203 47. Curva de Distribución de tamaño del pozo VLG-3762………………… 206 48. Curva de Distribución de tamaño del pozo VLG-3762………………… 207 49. Determinación del método de control de arena………………………… 209 50. Diagrama de Completación Propuesto………………………………….. 213 51. Diagrama de Componentes del sistema………………………………… 219 52. Comportamiento de Produccion del pozo sin empaque………………. 220 53. Comportamiento de Produccion del pozo con empaque……………… 221 54. Diagrama de Completación Propuesto………………………………….. 225
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LISTA DE TABLA
Tabla Página
1. Gravas Comerciales…………….……..………………………………….. 115 2. Valores De Ordenamiento Para La Arena de Formación. ……………. 120 3. Propiedades de Las Rejillas………………………….…………………… 130 4. Pozos Con Muestras………………………………………………………. 151 5. Especificaciones de las Rejillas Dura-Grip y UltraGrip..………………. 171 6. Especificaciones de Rejillas Superflo …………………………………… 173 7. Especificaciones de las Rejillas Maxflo................................................ 174 8. Especificaciones de las Rejillas Excelflo ……………………………….. 175 9. Especificaciones de las Rejilla POROPLUS …………………………… 182 10. Especificaciones Rejillas PetroGuard ….……………………………….. 185 11. Especificaciones de Rejillas Poroflex ……………….…………………... 186 12. Especificaciones de Rejillas Excluder2000……………………………... 187 13. Cuadro Comparativo de las propiedades mecánicas de las rejillas….. 189 14. Especificaciones del Sistema PURE.………………….......................... 192 15. Diámetro de los Tamices ………………..……………………………….. 196 16. Percentiles de Pozo VLG-3734…………………………………………... 198 17. Gravas Comerciales…………………………….…………………….…… 200 18. Como Seleccionar el Tipo de Rejilla …………………………………… ………200 19. Selección de Grava……………………………………………………….. 201 20. Intervalos de las Muestras Obtenidas …………………………………... 201 21. Percentiles de Pozo VLG-3762 (14530 - 14540)................................. 203 22. Percentiles del Pozo VLG-3762 (14770-14790)………………………... 204 23. Percentiles del Pozo VLG-3762 (15060-15070)………………………... 207 24. Percentiles del Pozo VLG-3762 (15070-15080)….…………………….. 208 25. Resultados Pozo VLG-3762………………………………………………. 208 26. Grava Comerciales………………………………………………………… 210 27. Como Seleccionar el Tipo de Rejilla………………………..................... 210 28. Tamaño de Grava y Referencia De Rejilla.…………………………….. 211 29. Tamaño de Grava Obtenidos…………………………………………….. 211 30. Propiedades de las Gravas Sintéticas …………………………………. 216 31. Propiedades de las Gravas Sintéticas ………………………………….. 217 32. Datos Pozo Tipo………………………… ………………………………….. 222 33. Datos Completación del Pozo………...………………………………….. 223 34. Montos de Inversión……..…………………………………...……………. 223 35. Balance Final de Tiempo……………....…………………………………. 224 36. Balance Final De Costos………………………………………………….. 224 37. Datos del Yacimiento y Pozo……………………………………………... 224 38. Indicadores Económicos…………………………………………………............224
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LISTA DE ECUACIONES
Ecuación página
1. Volumen de arcilla del Modelo Clavier….……..………………………………. 38 2. Porosidad Total…………………………………..………………………………. 39 3. Porosidad Efectiva…………………………………….…………………………. 39 4. Permeabilidad Roca 101……………………………..………………………….. 39 5. Permeabilidad Roca 102……………………….………………………….. ……. 40 6. Permeabilidad Roca 103………………………………………………… ……… 40 7. Permeabilidad Roca 104……........................................................................ 40 8. Modelo de Saturación de Agua………………...………………………………. 41 9. Ley de Dracy……………………………………………….……………………… 141 10. Ley De Darcy-Flujo Monofasico…………………………………………………. 1476
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INTRODUCCIÓN
El Yacimiento Eoceno C/VLG-3676 se encuentra ubicado en el Bloque VII del
Campo Ceuta en las asignaciones del Lago de Maracaibo, su crudo tiene una gravedad
API que varía entre 29° y 32°, con presiones iníciales entre 10000 Lpc y 12000 Lpc
dependiendo de la profundidad, mientras que las presiones actuales se encuentran
alrededor de los 6000 Lpc en las arenas C-2/3 de la Región Norte. La presión de
burbujeo está en el orden de 2500 Lpc, por lo que el yacimiento se mantiene en
condiciones de subsaturación, siendo su principal mecanismo de producción el de
expansión de las rocas/fluidos. El Yacimiento fue descubierto en Diciembre de 1978 sin
embargo su desarrollo a gran escala se inicia en 1993 con un aumento
considerablemente de las actividades de perforación.
Los pozos perforados en la región Norte del yacimiento se caracterizan por una alta
productividad, sin embargo se han visto negativamente afectados por problemas de
producción de arena que reducen drásticamente su potencial, el cual ha sido un
problema que se ha manifestado desde la explotación del mismo.
En la actualidad existe gran variedad de técnicas de control de arena y la aplicación
de cada una de ellas depende de factores característicos de la zona afectada; la
efectividad de los métodos depende de la aplicación de un plan estratégico que
involucre: toma de información, estudio integrado del área, asesoramiento técnico y por
último identificación de las técnicas de control de arena que resulten más aplicables.
Por lo antes mencionado se propone brindar la mejor tecnología para el control de la
producción de arena del Yacimiento VLG-3676 basándose en la realización de análisis
granulométricos de las muestras pertenecientes al área, de las condiciones especificas
del sitio y de los factores económicos, logrando establecer la tecnología más idónea
para el Yacimiento sumando vida productiva a los pozos y reservas a los activos, con
este objeto la investigación queda estructurada de la siguiente manera:
Capítulo I, El Problema, donde se realiza el planteamiento del problema, se formulan
los objetivos de la investigación, se justifica y determina el alcance de la investigación,
se delimita la misma y se plantea un cronograma de actividades necesaria para el
cumplimiento de los objetivos planteados.
16
Capítulo II, Marco Teórico, donde se presentan los antecedentes de la investigación
así como se fundamenta a nivel teórico la temática abordada en la presente
investigación.
Capítulo III, Marco Metodológico, donde se describe la modalidad y el tipo de
investigación utilizada para el desarrollo del trabajo, se define la población y la muestra
objeto de estudio, se explican las técnicas utilizadas para la recolección de los datos así
como la metodología utilizada para la resolución de los objetivos.
Capítulo IV, análisis e interpretación de los resultados, donde se presentan los
resultados de la investigación, se elaboran las conclusiones y se emiten
recomendaciones para mejorar la situación planteada.
17
CAPÍTULO I
EL PROBLEMA
En Venezuela, específicamente en Occidente desde hace muchos años la
producción de arena es uno de los problemas que originan excesivos gastos a la
industria Petrolera Nacional, anteriormente se pensaba que solo las formaciones poco
consolidadas eran capaces de producir sólidos, sin embargo en algunos casos en las
formaciones consolidadas se presenta el desprendimiento de los granos producto de la
pobre cementación que tuvieron los estratos al momento de su depositación, lo que trae
como consecuencia el desgaste en los equipos de superficie y subsuelo, razón por la
cual Petróleos de Venezuela, S.A. (PDVSA) se encuentra orientada hacia la búsqueda
de los métodos y técnicas más favorables para controlar la producción de arena y así
garantizar y extender el mantenimiento de la vida productiva de los pozos.
La Unidad de Explotación Ceuta, Distrito Tomoporo ha sido objeto de diversos
estudios en los últimos años por la Industria Petrolera Venezolana, debido a la
tendencia de arenamiento y potencial de hidrocarburos que este campo presenta. Los
campos petrolíferos del Lago de Maracaibo, evidencian una secuencia de arenas y
lutitas correspondientes a la Formación Misoa, la cual representa una de las unidades
con mayor potencial productoras de hidrocarburos.
El Yacimiento C/Superior VLG-3676 perteneciente al Área 2 Sur del Bloque VII de la
Unidad de Explotación Ceuta, Distrito Tomoporo muestra prospectividad petrofísica en
las arenas “C” del Eoceno (desde C-1 hasta C-5), siendo su mayor potencialidad en las
arenas superiores (C-1, C-2 y C-3). Los pozos perforados en Área 2, Bloque VII se
caracterizan por una alta productividad, no obstante han presentado severos problemas
de arenamiento, con concentración de sólidos promedio mayores a 35 lbs / 1000 bls de
crudo, especialmente en aquellos pozos ubicados hacia la región norte del yacimiento,
el cual ha sido un problema que se ha manifestado desde el inicio de la explotación del
mismo.
La naturaleza e importancia del problema es tal, que se han perdido alrededor de 11
pozos por este concepto. Hasta el presente la mayoría de los pozos del área, han sido
18
perforados en forma vertical con una profundidad promedio de 16000´, y completados a
hoyo entubado con casing de 7”, 35 lbs/pie; como también existe un pozo en forma de
“S” perforado en la formación objetivo en forma vertical.
La vida productiva de los pozos del Yacimiento C/Superior VLG-3676 es afectada
por la migración de arena y finos de formación, lo que trae como consecuencia la
declinación prematura en la producción, por taponamiento de los intervalos
cañoneados, relleno acumulado dentro de la tubería de revestimiento, erosión tanto a
los equipos de superficie como de subsuelo y fallas graves en las terminaciones
mecánicas de los pozos.
Se ha comprobado que el arenamiento de los pozos ocurre cuando los esfuerzos
desestabilizadores son mayores a la resistencia mecánica de las rocas, de allí la
importancia de llegar a conocer las características del yacimiento y establecer
correlaciones que permitan determinar la caída de presión máxima, bajo la cual se
deben producir los pozos para no exceder el limite de resistencia de las rocas.
Las causas principales de estos problemas se deben a la falta de compactación y
cementación entre los granos de arena existentes en la formación, o que han sufrido un
desgaste posterior, ocasionando así que no se tenga resistencia a los esfuerzos que se
dan por el paso de los fluidos a través de ellos; aumento indiscriminado de las tasas de
producción lo que produce un aumento de las fuerzas de arrastre; agotamiento de la
formación debido a la que la presión del yacimiento disminuye por lo que los granos
individuales de arena tienen que soportar una sobrecarga mayor y por ultimo problemas
operacionales inadecuados en las etapas de perforación y cementación.
Durante la historia de las terminaciones mecánicas de pozos para el control de
arena y finos de formación, se han utilizado una variedad de filtros, productos y técnicas
que controlan y alargan la vida útil de los pozos productores e inyectores, entre los que
se destacan los empaques con gravas ya sean naturales o sintéticas, fracturamiento
hidráulico, Frac and Pack (Estimulación y Empaque) y cañoneo orientado.
El objetivo fundamental que se desea con la aplicación de cualquier técnica de
control de arena y finos de formación, es tener el dominio sobre el movimiento de la
misma, desde el fondo del pozo hasta la superficie. Las técnicas de control de arena
aplicadas en el Yacimiento C/Superior VLG-3676 no han logrado controlar la producción
de la misma, debido a la selección de un criterio o un diseño inadecuado para dicho
control.
19
El diseño del mecanismo de control de arena y finos de formación a ser utilizado en
un pozo reviste de una gran importancia para el mantenimiento y vida productiva del
mismo, de tal manera que para una selección adecuada de un método se debe hacer
una evaluación del diseño de tamaño de grano y coeficiente de uniformidad existente
en el campo, así como también al momento del cañoneo es recomendable en
formaciones con potencial de arenamiento orientar los disparos en dirección de los
máximos esfuerzos para obtener cavidades más estables; adicional a esto evaluar los
costos asociados para dicho control.
Por lo antes Expuesto se propone brindar la mejor alternativa para el control de
arena y finos de formación en el Yacimiento C/Superior VLG-3676 ubicado en el Bloque
VII del Campo Ceuta que podrán ser aplicadas en reparaciones de pozos o
perforaciones futuras en dicho yacimiento.
1.1 Objetivos de la investigación
1.1.1 Objetivo General
Determinar las tecnologías para el control de la producción de arena y
finos de formación más apropiado en el Yacimiento C/Superior VLG-3676 del
campo Ceuta Área 2 Sur, de PDVSA Occidente.
1.1.1.1 Objetivos Específicos
Identificar los equipos y técnicas para control de arena y cañoneo
orientado basadas en las nuevas tecnologías existentes en el mercado.
Determinar la tecnología o técnica de control de arena idónea para el
Yacimiento VLG-3676, en base a los resultados obtenidos de los
análisis granulométricos de la arena de formación.
Estudiar la perdida de producción en los pozos del Yacimiento
C/Superior VLG-3676 a través de cálculos de caída de presión.
Proponer la completación para control de arena en el área, que
optimice la productividad e integridad mecánica de los pozos
realizando un análisis técnico-económico para cada una de estas.
20
Analizar las propiedades petrofisicas del yacimiento en estudio.
Desarrollar un sistema de monitoreo computarizado desde el fondo del
pozo hasta superficie, con un sensor de fondo y un controlador
ajustable para el control de la presión de fondo fluyente.
1.2 Justificación de la investigación
Esta investigación se justifica bajo los siguientes criterios: El Yacimiento C/Superior
VLG-3676 Área 2 Sur del Campo Ceuta cuenta con grandes reservas recuperables en
el orden de los 571,644 MMBNP de crudo liviano de Gravedad °API 32, los datos
oficiales indican un POES en el Yacimiento de 3363 MMBNP, con un factor de recobro
de 17%, sin embargo hasta la actualidad solo un 21.95% de las mismas han sido
producidas.
Los pozos perforados en esta área se caracterizaron en sus inicios, por su alta
productividad hasta de 8000 BNPD, lo cual creó gran expectativa. Sin embargo se han
visto afectados negativamente por problemas de producción arena, inestabilidad de la
formación, asfáltenos que reducen drásticamente su potencial, en casos mas críticos
estas circunstancias han conducido al cierre de pozos, originando una tasa de
producción diferida y la disminución de puntos de drenaje del yacimiento. Con el fin de
corregir o minimizar esta problemática, se han puesto en práctica importantes proyectos
tecnológicos tales como fracturamientos hidráulicos a altas presiones y grandes
profundidades, perforación altamente inclinada, reductores de flujo, cañoneo orientado,
entre otros.
Entre los principales problemas que dificultan la optima explotación del yacimiento
están los grandes valores de profundidad (hasta 18300´) y temperatura (320° F en
condiciones de flujo) que limitan el uso de algunas técnicas/herramientas.
Adicionalmente los bajos valores de porosidad (13%) y permeabilidad (10md)
constituyen una restricción al flujo de fluidos en este medio.
Por lo antes expuesto se identificara la técnica de cañoneo orientado y los métodos
para el control de arena y finos de formación basándose en la realización de análisis
granulométricos de las muestras pertenecientes al área, para así determinar el tipo de
grava, configuración y geometría interna y externa de la rejilla, ajustadas a los
requerimientos del yacimiento y configuración de los pozos, las cuales podrán ser
21
aplicadas en las reparaciones o perforaciones futuras en el Yacimiento C/Superior VLG-
3676.
Con la presente investigación de campo se evaluaran y recolectaran propiedades,
características, diagramas mecánicos de los pozos con el fin de conocer y describir el
Campo Ceuta, obteniendo esta información de entrevistas, historial de los pozos y
proyectos realizados en el campo, logrando así adquirir amplios conocimientos que
servirán para proponer la aplicación de métodos mas adecuados que controlen la
producción de arena en el Área 2 Sur.
La realización de esta investigación beneficiara directamente a la Unidad de
Explotación Ceuta perteneciente al Distrito Tomoporo, por ende a la empresa en
general, así como también servirá de base a todas aquellas personas interesadas en
seguir evaluando los tipos de completaciones para el control de la producción de arena
propuesto en este proyecto.
1.3 Alcance de la Investigación
El propósito de esta investigación busca obtener la mejor técnica para controlar el
arenamiento en el Yacimiento C/Superior VLG-3676, para lograrlo se plantea evaluar
los análisis granulométricos de la arena de formación y así determinar el tipo de grava
cuando aplique, diámetro de la rejilla y la ranura de la misma, establecer la mejor
técnica para el cañoneo orientando y proponer las completaciones para control de
arena más eficiente así como el impacto económico-productivo de dichas
completaciones.
1.4 Delimitación de la Investigación
Espacial: La investigación se fundamenta en el estudio del Yacimiento C/Superior
VLG-3676 ubicado en el Bloque VII, Área 2 Sur, Campo Ceuta, Distrito Tomoporo,
PDVSA Occidente en la Gerencia de Tecnología de Explotación Sub-Gerencia de
Perforación y Rehabilitación de Subsuelos, ubicada en el Edificio Centro
Tecnológico Tamare, Ciudad Ojeda, Estado Zulia.
Temporal: El tiempo estimado para el desarrollo de la investigación esta
comprendido desde Enero de 2009 hasta Mayo de 2010 con una duración de 60
22
semanas, periodo en el cual se realizarán todas las actividades necesarias para el
logro de los objetivos planteados.
Técnica: En esta investigación, Se determinarán los parámetros óptimos de
inyección tales como presión y tasa de inyección.
23
CAPÍTULO II
DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO
2.- DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO.
2.1.- UBICACIÓN.
El yacimiento VLG-3676 se encuentra ubicado en el Bloque VII Campo Ceuta al
sureste de Lago Maracaibo a 40Km de la población de Lagunillas, municipio Lagunillas;
y a unos 9 Km. de las poblaciones de Ceuta y San Lorenzo del municipio Mene
Grande, estado Zulia, y de acuerdo a la subdivisión del campo se ubica en el Área 2.
La Mene Grande Oíl Company descubrió el campo en 1956 con el pozo 75-Z-1 o
Ceuta-1 (hoy VLG-3501) basándose en sísmica y geología del subsuelo. Campo Ceuta
comprende las denominadas áreas 2, 3, 4, 5, 6 y 7 del Bloque VII, Distrito Tomoporo.
Actualmente los pozos activos se encuentran a nivel de las unidades Bachaquero,
Laguna, Lagunillas Inferior, B–Superior, B–Inferior y C-Superior.
Limita al norte con el área de Bachaquero, al este con el área de San Lorenzo y
Área 8 (norte y sur) de la U.E Moporo, al Sur un límite de roca donde las
acumulaciones del Eoceno C se acuñan en la discordancia del Paleoceno en el área
denominada Ceuta Sur, y al Oeste con los bloques III, IV y XI de la U.E Lagotreco del
Distrito Lagunillas.
2.2.- DESARROLLO INICIAL.
2.2.1. - Historia de Producción.
El yacimiento Eoceno C/VLG-3676 fue descubierto en Diciembre de 1978, sin
embargo las primeras medidas representativas se obtuvieron en Noviembre de 1979
cuando el pozo VLG-3676 fue evaluado en las arenas C-1 y C-5 con tasas entre 1500 y
24
3600 BNPD. Durante el periodo 1978-1990 se perforaron siete pozos, en los que se
de producción de arena que llevaron a realizar frecuentes limpiezas en los mismos.
Los pozos perforados mostraron saturación de petróleo en todas las unidades del
Eoceno C, desde C-1 hasta C-6, de las cuales C-2 y C-3 indicaron ser las más
prospectivas, C-1 y C-4 mostraron poca continuidad en el área. La arena C-5 se
observó con saturaciones de petróleo pero solamente hacia la parte más alta de la
estructura (pozos VLG-3676 y VLG-3720), mientras que C-6 se presentó prácticamente
inundada en agua.
Durante el periodo1991-1993 se perforaron solamente cuatro pozos, dos de ellos
como pozos de avanzada (VLG-3747 y VLG-3755), los cuales demostraron la
continuidad de los desarrollos hacia el Sur del yacimiento, la producción del yacimiento
se incrementó hasta 9000 BNPD y las reservas recuperables se elevaron a 148.5
MMBNP.
El año 1994 fue bastante moderado en actividad con apenas tres pozos perforados
dirigidos esencialmente al desarrollo de las reservas previamente incorporadas. Para
1995 se perforaron siete pozos, dos de ellos de avanzada: VLG-3772 al Sur del
yacimiento y VLG-3774 al Oeste del mismo. Destaca en este período la gran
productividad mostrada por los pozos VLG-3772 y VLG-3775 los cuales iniciaron con
tasas de más de 4000 BNPD incrementando la producción del yacimiento de 10000 a
25000 BNPD, y las reservas hasta 239.5 MMBNP.
Figura 1. Historia de Producción 1990- 1994.
Fuente: PDVSA-2007
Hasta 1990 1991-1993
1994
L
3676
3740
-15000
-15500
-17000
-16000
-16500
-17500
-14500'
-15000
-15500
-17000
-16000
-16500
-17500
3755
3747
-14500'
-15000
-15500
-17000
-16000
-16500
-17500
25
Los excelentes resultados de la actividad de 1995 llevó a incrementar la actividad de
perforación en 1996 hasta 16 pozos todos ubicados hacia el Sur del yacimiento, esta
actividad incluía cuatro pozos de avanzada (VLG-3785, VLG-3780, VLG-3789 y VLG-
3794) lográndose incrementos considerables del POES hacia las área Sur y Oeste; la
producción del yacimiento incrementó hasta 40000 BNPD y las reservas recuperables
hasta 472.7 MMBNP.
El año 1997 constituyó un récord para la perforación en el área, incluyendo el VLG-
3807 como pozo de avanzada el cual permitió definir lo que pareciera ser el límite Sur
del yacimiento. A pesar de la gran actividad realizada, los resultados de producción no
fueron del todo satisfactorios, ya que la productividad del 50% de los pozos estuvo por
debajo de los 1500 BNPD esperados. Esta situación pudiera justificarse por la ubicación
de los pozos hacia zonas más profundas y de menor desarrollo de arena con
disminución de calidad de C-3, la cual hasta la fecha se había comportado como la
mejor del yacimiento.
La mayor producción del yacimiento corresponde a este período (1996-1998),
debido a la campaña de perforación que incluyó un total de 35 pozos perforados en el
área lo que representa un 48.6% del total de pozos en el área. Esta actividad llegó a
incrementar la producción diaria del yacimiento hasta un valor de 49 MBND. El petróleo
original en sitio se incrementó a 3362 MMBNP con reservas recuperables de 571,64
MMBNP.
Para Agosto de 1998 puede observarse una fuerte disminución de la producción,
producto de la declinación de producción de los pozos debido a problemas de
taponamiento por floculación de asfáltenos y producción de arena. En este año se
perfora el pozo VLG-3841, ubicado hacia la parte sur del yacimiento, el cual mostró
buena prospectividad.
A partir de la fecha se paraliza la actividad de perforación/Reparación y desarrollo
del campo, la cual aunado a la problemática de la producción de arena y asfáltenos, fue
visualizado la posibilidad de entregar el campo a empresas transnacionales para su
explotación.
A partir del año 1999 las actividades en el campo se basaron en trabajos menores
tales como: limpiezas mecánicas, limpiezas químicas y estimulaciones. Para el año
2000 se realizaron 17 limpiezas químicas y mecánicas por problemas de asfáltenos y
arenamiento y la producción estuvo por el orden de los 25 MBNP, observándose una
26
declinación de producción por el orden de 37,5% con respecto al año 1998, debido a
que los pozos VLG-3722 y VLG-3774 se quedaron sin producción.
Para los años siguientes de 2001 al 2004 las intervenciones a los pozos en cuanto a
limpiezas y estimulaciones se realizaron aproximadamente en 6 trabajos por año.
Durante este período se observa una disminución brusca de la producción, lo cual se
debe tanto a los problemas de producción de arena y asfáltenos como al problema del
Paro Petrolero.
Para el año 2004 se tiene una producción de 11500 BNPD y es a finales de este año
y comienzo del 2005 cuando se inicia nuevamente con las actividades de RA/RC, con la
reparación de los pozos VLG-3800 y VLG-3804 para convertirlos de producción por flujo
natural a sistema de producción mediante levantamiento artificial por gas lift. La
producción durante este período se ubicó en 11000 BNPD, registrándose bajas a
finales del 2005, debido a problemas en las Plantas de Gas.
Para el año 2006 se continua la campaña de reactivación del campo, en su mayoría
con trabajos de este tipo (cambio de método), y trabajos de limpieza y estimulación.
Entre los pozos reparados están los pozos VLG-3828, VLG-3818, VLG-3814, VLG-
3791, VLG-3804, VLG-3836 y VLG-3834, además de las reactivaciones mediante
cañoneo de tubería de producción para inyectar Gas Lift en los pozos VLG-3841 y VLG-
3797, entre otros. En este año se logró aumentar la producción de 10000 BNPD a
12500 BNPD.
Para el año 2007 cuando se plantea reactivar nuevamente la actividad de
perforación; comenzando con los pozos VLG-3722A y VLG-3770A (ambos pozos
Gemelos), conjuntamente con los reacondicionamientos de los pozos VLG-3786, VLG-
3728 y VLG-3777 para restablecer sus condiciones mecánicas y el pozo VLG-3834
para colocar mandriles en la tubería de producción y activarlo con gas lift.
En Junio de 2007, se culminó la Fase II (Modelo estático) del estudio del área
realizada por Beicip Franlab-Pdvsa Occidente y se comenzó a desarrollar la Fase III
(Simulación numérica) del mencionado estudio, la cual generará la estrategia para
optimizar el recobro y la generación de valor del yacimiento.
27
2.3.- MARCO ESTRUCTURAL LOCAL.
Derivado de la interpretación sísmica se pone en evidencia un modelo estructural del
Área 2 Sur, del campo Ceuta, caracterizado primordialmente por dos fallas principales
subparalelas con dirección NNO-SSE que forman un monoclinal de muy suave de
buzamiento aproximadamente entre 3° y 5° hacia el SSO y que representan un
fallamiento entre ellas con dirección casi perpendicular, marcando en algunos casos
cierres estructurales dado por fallas normales, inversas y conjugadas tanto al Norte
como al Sur que separan prácticamente la zona en compartimientos.
El límite Sur en el campo, se basa en la información aportada por el último pozo de
avanzada VLG-3807 perforado en el área, cuya perforación confirmó la continuidad de
las arenas que constituyen el yacimiento aunque también demostró el acuñamiento de
las mismas hacia esa área.
Las dos fallas principales tienen una naturaleza casi lineal y un alto ángulo de
buzamiento y corren subparalelas, lo que las caracteriza como fallas de rumbo; al
parecer los movimientos a lo largo de la falla VLC-70 han sido de menor intensidad que
los ocurridos a lo largo de la otra falla del alineamiento de Pueblo Viejo hacia el Este
(VLG-3686), aún cuando estas dos fallas han sido consideradas en la literatura como
muy similares.
La zona de fallas de Pueblo Viejo corta toda la sección e involucra el basamento
manifestando una serie de períodos de movimiento y ha sido considerada como una
falla normal de crecimiento buzante hacia el Este donde se evidencia un mayor espesor
del Eoceno pero con reactivación e inversión posterior en el Mioceno, señalando su
característica inversa en la discordancia del Eoceno mientras que su comportamiento
normal se evidencia a nivel del Paleoceno, lo que indica que además de compresión ha
existido también extensión, típica de la generación de este tipo de fallas.
Otros de los rasgos de importancia son el adelgazamiento y profundización de la
secuencia Eocena de Norte a Sur con relaciones “onlap” o solapamiento y un acomodo
casi totalmente plano de la estructura en dirección Este-Oeste entre las dos fallas
principales VLC-70 y Pueblo Viejo.
28
Figura 2. Mapa Estructural, Campo Ceuta
Fuente: PDVSA-2008
2.4.- MARCO ESTRATIGRÁFICO LOCAL.
La secuencia estratigráfica, que será atravesada de tope a base está constituida
por depósitos fluvio-deltaicos de la Formación El Milagro de edad Plioceno, los
depósitos lacustrinos de la Formación Onia de edad Pleistoceno, infrayacente
concordantemente se encuentran los depósitos continentales de la Formación La
Puerta, los depósitos fluvio-deltaicos de la Formación Lagunillas y los depósitos marino-
continentales de la Formación La Rosa, estas tres Formaciones de edad Mioceno.
Infrayacente y en contacto discordante se encuentran las arenas de la Formación Misoa
de edad Eoceno.
La Formación Misoa ha sido subdividida de tope a base en dos intervalos mayores B
y C, los cuales a su vez se subdividieron en B-Sup. (B -1/5), B- Inf. (B -6/7) y C- Sup.
(C-1/3), C- Inf. (C-4/7). La erosión del Eoceno-Oligoceno alcanzó en su totalidad los
sedimentos lutíticos de la Formación Paují del Eoceno Superior y gran parte de las
arenas B-Superior de la Formación Misoa, llegando solo a prevalecer parcialmente en el
29
área la unidad B-5. Es importante destacar que en el Área 2 Sur, la Formación Misoa se
acuña hacia el Sur y que por lo tanto los espesores de estos intervalos se reducen
paulatinamente en esta dirección producto del Onlap que ocurre por el contacto
discordante/angular con la infrayacente Formación Guasare del Paleoceno.
Las formaciones identificadas en los pozos perforados en el área se caracterizan de
la siguiente manera:
2.4.1.- Formación El Milagro (Pleistoceno).
Está conformada por arenas friables, finas a gruesas, muy micáceas, de color crema
a pardo-rojizo, limos micáceos de color gris claro, interestratificados con arcillas
arenosas, rojas y pardo-amarillentas, lentes lateríticos bien cementados y
ocasionalmente paleosuelos. Los sedimentos de la formación son de carácter fluvial y
paludal, que se depositaron sobre un amplio plano costanero y de poco relieve. Estas
condiciones facilitaron la acción eólica. En el subsuelo se desconoce su espesor.
Formación Onia (Plioceno).
Está conformada por areniscas y limolitas abigarradas, gris verdoso, de grano
grueso a fino, arcillosas, micáceas y friables, localmente con capas calcáreas amarillas,
delgadas, de ambiente continental similar a la Formación El Milagro.
Formación La Puerta (Mioceno Superior).
Está conformada principalmente por arcillitas abigarradas en colores azul, rojo,
amarillas y verdes arcillas rojas y areniscas grises. Presenta algunos fósiles indicativos
de aguas salobres. Dentro del área de Ceuta, la Formación La Puerta puede
subdividirse en tres miembros de tope a base: Timoteo, Playa y Poro. El Miembro Poro
ha sido correlacionado con la Formación Isnotú en áreas circundantes al campo Ceuta.
30
2.4.2.- Formación Lagunillas (Mioceno Medio).
Está compuesta por una alternancia de conglomerados, areniscas, limolitas, y lutitas.
Dentro del área de Ceuta, la Formación Lagunillas está conformada por tres miembros
de tope a base: Bachaquero, Laguna y Lagunillas Inferior. Las areniscas del Miembro
Lagunillas Inferior suprayacen discordantemente sobre las lutitas de la Formación La
Rosa
Miembro Lagunillas Inferior: se constituye por areniscas, limolitas y lutitas
intercaladas. Su contacto inferior es concordante con la Formación La Rosa
infrayacente y transicional con el Miembro Laguna suprayacente. Se depositó
en un delta dominado por procesos fluviales.
Miembro Laguna: se compone principalmente por areniscas, limolitas y lutitas
intercaladas. Su contacto superior con el Miembro Bachaquero es concordante.
Su ambiente de sedimentación ha sido interpretado como marino somero a
costero.
Miembro Bachaquero: está compuesto principalmente por conglomerados,
areniscas, limolitas y lutitas abigarradas. Su contacto superior no ha sido
observado en el área de estudio, pero se interpreta como transicional con la
Formación La Puerta. Este Miembro fue depositado por ambientes
continentales, con desarrollo de canales entrelazados y anastomosados.
2.4.3.- Formación La Rosa (Mioceno Inferior).
Está conformada por dos intervalos: un intervalo superior, constituido por lutitas
verdosas fosilíferas e intercalaciones de areniscas grises y lutitas grises, de ambiente
marino denominado Lutitas de La Rosa, con un espesor promedio de 30’ a 60’; y un
intervalo inferior, conformado por areniscas no consolidadas en parte arcillosas de
ambiente fluvial, denominado Areniscas Básales del Miembro Santa Bárbara, con un
espesor promedio de 65’. Esta unidad es de carácter transgresivo sobre la superficie
discordante del Eoceno y representa el comienzo de la sedimentación del Mioceno.
31
2.4.4.- Formación Misoa (Eoceno Inferior A Medio).
La Formación Misoa representa un proceso sedimentario que varía desde deltáico
alto, al Suroeste y Sur, a deltáico bajo y marino somero al Norte y Noreste de la Cuenca
de Maracaibo. Las características de los sedimentos de la Formación Misoa, dependen
de su posición en la cuenca, del ambiente de sedimentación, de la distancia entre ellos
y de la fuente de los mismos.
En el subsuelo de la Cuenca de Maracaibo, la secuencia de arenas y lutitas de esta
formación ha sido subdividida en dos miembros informales conocidos como Arenas "B"
y Arenas "C" y se subdivide informalmente en dos miembros, Misoa C y Misoa B. Estos
intervalos (B y C) se han subdividido en B-Sup (B-1/5), B-inf (B-6/7) y C-sup (C-1/3) y C-
inf (C-4/7). Los intervalos se describen a continuación:
B-sup. (B-1/5): se compone por areniscas delgadas y laminadas intercaladas por
lutitas de mayores espesores. Este intervalo está parcialmente erosionado en
toda el área, alcanzando la erosión hasta las areniscas del intervalo B-5. Su
espesor es, por lo tanto muy variable, alcanzando valores de hasta 730 pies en
el pozo VLG-3612 y solamente de 150 pies en el pozo VLG-3691.
B-inf. (B-6/7): lo constituye un paquete de areniscas masivas intercaladas con
capas delgadas del lutitas. Su espesor promedio es de 540 pies.
C-sup. (C-1/5): es una asociación grano-decreciente hacia el tope y en general
es una sección con intercalaciones de areniscas y lutitas, siendo el intervalo C-3
más arenoso que los intervalos C-2 y C-1. El espesor de C-sup varía entre 600 y
900 pies.
C-inf. (C-5/7): presenta una asociación grano-decreciente, compuesto
principalmente por depósitos de areniscas limpias y masivas con intercalaciones
de lutitas de escaso espesor. Su espesor total en el área varía entre 700 y 800
pies.
32
Figura 3.Columna Estratigráfica de las Arenas C del Eoceno.
Fuente: PDVSA, 2008
2.5.- RESERVAS PROBADAS OFICIALES.
Los Datos Oficiales indican un POES para el Yacimiento VLG-3676 de 3363
MMBNP, con un factor de recobro de 17%, obteniéndose unas Reservas Recuperables
en el orden de los 571,644 MMBNP.
En Diciembre 2007 se tuvo una producción de 16000 BNPD y se han producido
123,2 MMBNP teniendo así unas Reservas Remanentes en el orden de los 448,8
MMBNP, estos volúmenes definen una relación producción/reserva (RPR) de 1,21%. El
factor de agotamiento del yacimiento es de 3,63%.
2.6.- PROPIEDADES QUÍMICAS Y FÍSICAS DE LOS FLUIDOS.
Se caracterizan por ser crudos con gravedad API entre 29° y 32°, es decir crudo
mediano a liviano; la viscosidad a la presión de burbuja (2500 Lpc) se encuentra por el
orden de 0.39 @ 0.42 cps y a la presión atmosférica con valores máximos de 1.04 cps.
MEDIO
FORMACIÓN EL MILAGROPLEISTOCENO
PLIOCENO
FORMACIÓNLAGUNILLAS
FORMACIÓN GUASARE
BACHAQUERO
LAGUNA
LUTITAS DE LA ROSA
SANTA BÁRBARA
ARENAS B-6 / B-7
FORMACIÓNLA ROSA
ARENAS C-1 / C-4
ARENAS C-5 / C-7
FORMACIÓNMISOA
SUPERIOR
INFERIOR
INFERIOR
EOCENO
MIO
CENO
LAGUNILLAS INFERIOR
FORMACIÓNLA PUERTA
TIMOTEO
PLAYA
PORO
FORMACION ONIA
PALEOCENO
FORMACIONES / MIEMBROSLITEDADES
MEDIO
FORMACIÓN EL MILAGROPLEISTOCENO
PLIOCENO
FORMACIÓNLAGUNILLAS
FORMACIÓN GUASARE
BACHAQUERO
LAGUNA
LUTITAS DE LA ROSA
SANTA BÁRBARA
ARENAS B-6 / B-7
FORMACIÓNLA ROSA
ARENAS C-1 / C-4
ARENAS C-5 / C-7
FORMACIÓNMISOA
SUPERIOR
INFERIOR
INFERIOR
EOCENO
MIO
CENO
LAGUNILLAS INFERIOR
FORMACIÓNLA PUERTA
TIMOTEO
PLAYA
PORO
FORMACION ONIA
PALEOCENO
FORMACIONES / MIEMBROSLITEDADES
33
El crudo presenta la siguiente composición: Asfalténicos que varían desde 1.2%
hasta 4%, Saturados desde 34% hasta 52%, Aromáticos desde 30% hasta 38% y
Resinas desde 9.9% hasta 25%. Aunque el porcentaje de asfáltenos sea bajo, el alto
porcentaje de saturados y el bajo porcentaje de resinas lo hacen un crudo con
constante riegos de precipitación de los asfáltenos. Con respecto a la composición del
gas asociado al crudo se tiene que el único gas agrio presente, además de estar en
bajos porcentaje, es el dióxido de carbono (CO2). Entre los gases no agrios se tienen el
gas metano como el de mayor porcentaje molar (%M) entre 25%M Y 27%M.
2.7.- DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS NATURALES DE PRODUCCIÓN.
Las condiciones de presiones originales en el área están en función de la ubicación
(Región Norte, Central y Sur respectivamente), encontrándose unas 10000 Lpc en la
región Norte y unas 12000 Lpc hacia el Sur, comportamiento que se repite para todas
las arenas del yacimiento.
El efecto de drenaje de algunos lentes y la declinación que presenta el yacimiento
evidencian que el principal mecanismo de producción es expansión roca fluido. Este
comportamiento también se ha visto influenciado por la poca continuidad lateral de las
unidades de flujo que constituyen el yacimiento.
Es importante mencionar que dicho comportamiento de presión ha sido definido
principalmente por las pruebas de presión de formación (RFT), pruebas Estáticas y
Build up realizadas a lo largo de la historia del yacimiento.
El comportamiento de presión de las arenas C-2 y C-3 presenta grandes variaciones.
La arena C-3 se presenta como la de mejor desarrollo, por lo que fue completada en el
99% de los pozos, ésta situación llevó a que en dicha arena se observaran
considerables declinaciones de presión; hacia la región Centro-Sur los valores de
presión presentan menor variación. La presión promedio para las arenas el yacimiento
se ubica por el orden de los 6000 a 5500 Lpc.
Las estrategias de desarrollo se fundamentan en la explotación racional, segura y
confiable, donde se enfoque a la preservación de la energía del yacimiento con la
implementación de mecanismos de recuperación secundaria como la inyección de
agua, la cual permitirá a un mediano plazo darle el soporte necesario de presión al
34
yacimiento, que contribuirá de esta manera a incrementar el factor de recobro y alargara
el tiempo de pase a la fase de saturación.
2.8.- SEDIMENTOLÓGICA.
El uso de la sedimentología ha sido determinante en la caracterización de los
yacimientos. Mediante su aporte ha sido posible la identificación de las facies
productoras, determinación de unidades de flujo y explicar el comportamiento de
producción de intervalos supuestamente productores de hidrocarburos y que al final
resultaron no productores.
En el Área 2 Sur se han identificado seis facies de areniscas, las S, S3, S31, S1,
S11 y S2, de escaso espesor e intercaladas con facies heterolíticas (H), lutíticas (L) y
limolíticas (ST). El término facies significa el volumen de roca con características
específicas de color, composición, textura, estratificación, estructuras sedimentarias y
contenido fósil.
Basados en la interpretación de Rodríguez (1986) se utilizó el concepto de facies
sedimentarias para la interpretación del ambiente de sedimentación. El concepto más
acertado de facies para la finalidad de este estudio es aquel que la define como un
volumen de roca con características tales como: color, textura, composición, estructuras
sedimentarias y contenido de fósiles, las cuales las diferencian de otras.
En el área de estudio Rodríguez (op. Cit.), definió nueve facies sedimentarias, de las
cuales seis son facies de arenisca (S, S3, S31, S1, S11 y S2) y las restantes facies se
presentan intercaladas en la columna estratigráfica según el nivel de energía del
ambiente sedimentario. Las facies se reconocen en la descripción de los núcleos de los
pozos VLG-3738, VLG-3743 y VLG-3780. La definición de las facies utilizadas en el
área, las cuales se mencionaron anteriormente es la siguiente:
Facies S: Arenisca de color crema, grano grueso, de moderada a pobremente
escogida, ocasionalmente presenta niveles conglomeráticos. Está compuesta por
cuarzo en un 95%, fragmentos de rocas metamórficas y sedimentarias, feldespatos y
trazas de arcillas. Presenta estratificación cruzada planar (20°) e impregnación de
hidrocarburos.
Facies S3: Arenisca de color crema, grano medio, moderadamente escogida,
compuesta por cuarzo (95%), fragmentos de rocas metamórficas, feldespatos alcalinos
35
y arcillas en un 2%. Presenta estratificación cruzada planar (15/20°) e impregnación de
hidrocarburos.
Facies S31: La composición y textura de estas areniscas son similares a la de facies
S3, pero con estructuras sedimentarias iguales a las facies S1. Se observa impregnada
de hidrocarburos.
Facies S1: Arenisca de color gris, grano fino a medio, muy bien escogida, laminada,
con frecuentes intercalaciones de láminas delgadas de arcillas. Posee 90% de cuarzo,
arcillas (5%), fragmentos de rocas metamórficas y feldespatos. Ocasionalmente
contiene clastos alargados de arcilla. Presenta laminación paralela y horizontal y no
posee impregnación de hidrocarburos.
Facies S11: Arenisca de características similares a las facies S1, pero con
intercalaciones de arcillas menos frecuentes. Ocasionalmente presenta impregnación
de hidrocarburos.
Facies S2: Arenisca de color gris, grano fino, moderadamente escogida, con
abundantes intercalaciones de lutitas, ocasionalmente bioturbada. Contiene entre 80 y
90% de cuarzo, arcillas entre 10 y 15%, fragmentos de rocas y feldespatos.
Comúnmente presenta estructuras flaser, rasaduras de corrientes y estratificación
ondulada. Sin impregnación de hidrocarburos.
Facies ST: Limolita gris a gris verdosa, arcillosa y cuarzosa. de estructuras flaser,
ondulada, raspaduras de corrientes, algunas veces estructuras cono en cono.
Facies H: Intercalaciones de areniscas, lutitas y limolitas, ocasionalmente
bioturbadas. Presenta estratificación flaser, ondulada y rasaduras de corrientes.
Facies L: Lutitas grises a negras, carbonáceas, micáceas, con restos de plantas. Son
masivas con escasas intercalaciones de arena ó limo.
En los pozos perforados en el Área 2 Sur, se ha observado que la acumulación de
hidrocarburos está controlada por las facies sedimentarias, siendo las facies S, S3 y
S31 las que se encuentran impregnadas de hidrocarburos y presentan las mejores
características petrofísicas. Estas facies están principalmente asociadas al desarrollo de
canales distributarios. Las otras facies de areniscas no son prospectivas, aunque
ocasionalmente se ha observado la facies S11 impregnada de hidrocarburo, siendo
ésta la que se presenta en mayor porcentaje en los pozos. Igualmente es una de las
facies más propensas a inducir arena en el pozo.
36
Con núcleos tomados a pozos del área, se ha realizado una correlación entre facies
y porosidad, determinando que la porosidad no es un parámetro que permita identificar
la facies sedimentaria, ya que valores entre 12% y 14% pueden encontrarse en
cualquiera de las facies de areniscas, sean prospectivas ó no. No obstante valores de
porosidad por encima de 14% han sido encontrados únicamente en facies prospectivas
como S, S3 y S31. La permeabilidad por otra parte sí es un parámetro que pueda
utilizarse para identificar los intervalos prospectivos. Las facies S tienen un rango de
permeabilidad entre 400 md y 1 darcy, la facies S3 tiene valores entre 1 y 700 md,
mientras que en la facie S31 se han medido valores entre 10 y 200 md.
2.9.- PETROFÍSICA
El análisis de los parámetros petrofísicos: Resistividad del Agua de Formación (Rw),
Porosidad Efectiva (Phie), Volumen de Arcilla (Vsh), Saturación de agua (Sw) y
permeabilidad (K), está basada en la información aportada por el Modelo Estático del
Estudio Integrado desarrollado por Beicip FranLab y PDVSA 2007, enfocado en el
Yacimiento Eoceno C Superior VLG3676 del Área 2 Sur, donde se cuenta con análisis
especiales y convencionales de núcleos en los pozos: VLG3738, VLG3743, VLG3768,
VLG3780 y VLG3793.
Se entiende como Arena Neta Petrolífera (ANE) el espesor de Arena, que pasa
valores de cortes cotejados con producción de Vsh de 35%, Sw de 50 y Phie de 10%,
para las arenas del Eoceno “C”. Las Arenas del C-Superior, se caracterizan por
presentar lentes de areniscas muy arcillosos o con intercalaciones lutíticas en algunas
zonas, en otras se presentan arenas limpias de grandes espesores, destacando los
pozos ubicados hacia el sur. Para la evaluación petrofísica de los pozos en el Área 2
Sur se utilizan la información obtenida de los registros de pozos en conjunto con los
modelos petrofísicos y ecuaciones siguientes:
Ecuación 1.
Volumen de Arcilla del Modelo de Clavier.
7.038.327.1
2/1
IVshVsh
37
Donde:
IVsh= Índice de Volumen de Arcilla
Para el cálculo de la porosidad la siguiente ecuación con los datos de las curvas de
densidad-neutrón:
Ecuación 2.
Porosidad Total
Siendo la densidad de la matriz de la formación igual a 2.66 gr/cc, Rhob la
densidad volumétrica de la formación leída por el perfil densidad, y es la
densidad del lodo de perforación (para lodos a base agua el valor es de 1 y para lodos
base aceite el valor es de 0.85).
Para el cálculo de Porosidad efectiva la ecuación utilizada es la siguiente:
Ecuación 3.
Porosidad Efectiva
Para el cálculo de permeabilidad se utilizan las siguientes ecuaciones:
Tipo de Roca 101: Arenas limolíticas de tope de canal y/o de pie de barra con
porosidad promedio de 6% según los perfiles del yacimiento.
Ecuación 4.
Permeabilidad Roca 101.
Tipo de Roca 102: Arenas muy finas de tope de canal o de pie de barra con
porosidad promedio de 10% en los perfiles, a menudo arcilloso.
)/()( fluidomaRhobmatotal
ma
fluido
)1( shtotalefectiva V
)*471.0(*002.0 eK
38
Ecuación 5.
Permeabilidad Roca 102.
Tipo de Roca 103: Arenas finas de canal y de tope de barra de grano fino con
porosidad elevada de 15% promedio.
Ecuación 6
. Permeabilidad Roca 103.
Tipo de Roca 104: Arena media de base de canal, de grano medio y de 15% de
porosidad promedio tanto en perfiles como en núcleos.
Ecuación 7.
Permeabilidad Roca 104.
Donde:
e: Exponencial
: Porosidad Efectiva
Las propiedades Eléctricas y densidad de la Matriz fueron determinadas a partir de
la información de los núcleos del área 2 sur, resultando: exponente de cementación (m)
= 1.7, exponente de saturación (n) = 2, factor de tortuosidad (a) = 0.8 y densidad de
matriz de la roca (Rhom) = 2.66 gr/cc.
Los parámetros de corte utilizados para determinar la Arena Neta Petrolífera son:
Porosidad Efectiva 10%, Volumen de arcilla 35% y Saturación de agua 50%.La
resistividad del agua de formación fue determinada a partir de análisis físico químicos y
con la técnica de pickett plott, dando como resultado una Rw para C Superior = 0.15 @
)*525.0(*005.0 eK
)*549.0(*015.0 eK
)*536.0(*098.0 eK
39
304 °F y para C Inferior = 0.22 @ 304 °F. El Modelo de Saturación empleado es el de
Simandoux Modificado, mediante la siguiente ecuación:
Ecuación 8.
Modelo de Saturación de Agua
Donde:
a: es el coeficiente de Tortuosidad
m: es el factor de cementación
n: es el exponente de saturación
Rsh: Resistividad de la lutita
Este yacimiento ha demostrado prospectividad desde el punto de vista petrofísico en
las arenas C-1, C-2, C-3, C-4 y C-5 de la formación Misoa, Edad Eoceno. Sin embargo
la mayor prospectividad ha sido observada en las arenas superiores (C-1, C-2, C-3)
razón por la cual el Eoceno C representa el objetivo primario de casi todos los pozos
perforados hasta la fecha.
Cabe destacar que aunque el desarrollo del área ha mostrado muy poca
prospectividad a nivel del Eoceno B y del mismo Santa Bárbara, en los últimos pozos
perforados hacia el sur del mismo se ha observado un aumento discreto en los
espesores de ANP al nivel de dichas unidades, aunque la mayoría de las veces estos
desarrollos con hidrocarburo se ubican muy cercanos a zonas con elevada saturación
de agua, lo cual adiciona un factor de riesgo a la hora de considerar su inclusión en la
completación de los pozos.
Estudios geológicos definen 17 unidades de flujo las cuales se distribuyen de la
siguiente manera: 3 en C-1, 5 en C-2, 5 en C-3, 3 en C-4 y 1 en C-5. La discontinuidad
de estas 17 unidades pudiera ser uno de los grandes problemas para el efectivo
drenaje del yacimiento. Debido a que las características Petrofísicas de las unidades de
flujo han mostrado variación dependiendo del área de ubicación de los pozos, se
Rsh
aRwVsh
mmSw
m
Rsh
aRwVsh
Rt
aRw
2
2
2
2/1
40
diferencian tres zonas dentro del yacimiento Eoceno C/ VLG-3676 como se muestran a
continuación.
Los pozos ubicados en el área en la Zona Norte de la unidad C-1, se caracteriza por
ser un intervalo sumamente arcilloso y con múltiplos intercalaciones lutitas, donde los
desarrollos de areniscas resultan escasos y con alta saturación de agua, razón por la
cual la parte Norte del Área 2 Sur no se considera prospectiva ya que no presenta
desarrollos de interés desde el punto de vista petrofÍsico.
Por su parte, la unidad C-2 se caracteriza por una secuencia de arenas arcillosas y
lutitas, las cuales se presentan mejor desarrolladas que las observadas en C-1. Las
secciones arenosas se encuentran principalmente hacia la parte media de la unidad,
observándose hacia la base un aumento en su lenticularidad. En líneas generales, los
valores de arena neta petrolífera (ANP) varían entre 15 y 50 pies, mostrándose valores
de porosidad entre 14 y 17 % y saturación de agua inicial bastante elevada (entre 28 y
43 %). Los espesores promedio de arena neta petrolífera varían desde 20 pies hasta 50
pies.
La unidad C-4 se caracteriza por intervalos arcillosos y de pocos espesores hacia el
tope y parte media de la unidad, con frecuentes intercalaciones de intervalos lutíticos,
los espesores de arena neta petrolífera varían entre 10 y 30 pies, con porosidades que
se ubican entre 13 y 14.8 % y la saturación inicial oscila entre 35 y 50 %.
Los pozos ubicados en la Zona Central correspondiente a la parte media del Área 2
Sur, la unidad C-1 se caracteriza por presentar hacia el tope y parte media una
secuencia lutítica con muy pocos desarrollos de areniscas bastante arcillosas. Destaca
hacia la base un desarrollo bastante masivo y relativamente arcilloso, que correlaciona
toda esta zona, poniendo en evidencia su buena continuidad lateral. Los mayores
desarrollos de arena neta petrolífera se observan en los pozos VLG-3784, VLG-3776,
VLG-3772 y VLG-3785, con espesores de arena neta petrolífera entre 40 y 80 pies y
porosidades entre 14 y 18 %.
Por otro lado, los pozos VLG-3790, VLG-3793, VLG-3755, VLG-3796, VLG-3780 y
VLG-3801 muestran desarrollos más discretos de arena hacia la base. El pozo VLG-
3809 presenta en su mayor sección intervalos lutíticas con pocos desarrollos de
areniscas que contienen alta saturación de agua. Los espesores promedio de arena
neta petrolífera varia desde 4 hasta 52 pies, con porosidades desde 12 hasta 16 % y
41
saturación de agua desde 29 hasta 43 %, observándose una gran amplitud entre los
rangos para cada una de las variables consideradas.
Por su parte la unidad C-2 se caracteriza por una secuencia de arenas y lutítas. Los
mejores desarrollos de areniscas se ubican hacia la parte media y basal de la unidad,
con presencia de múltiples intercalaciones de lutitas, hacia la base de la unidad se
observan cuerpos delgados con la misma lenticularidad. Los pozos VLG-3772, VLG-
3784, VLG-3790, VLG-3793 y VLG-3755 muestran excelentes desarrollos de arena
hacia la parte media de la unidad con buena correlación entre ellos. Los espesores de
arena neta petrolífera varían entre 40 y 90 pies, con porosidades entre 13 y 17 % y
saturación de agua inicial entre 20 y 43 %. Por otro lado los pozos VLG-3780, VLG-
3776, VLG-3785, VLG-3796, VLG-3809 y VLG- 3823 muestran presencia de areniscas
tanto en la parte media como hacia la base de la unidad C-2, con espesores de arena
neta petrolífera entre 20 y 170 pies, con porosidades entre 13 y 16 % y saturación de
agua inicial entre 20 y 45 %, poniendo en evidencia las excelentes características
petrofísicas presentes en los pozos de esta unidad.
A nivel de la unidad C-3 se presentan buenos desarrollos de arenas hacia el tope y
la parte media de la unidad, se advierte un aumento marcado en la lenticularidad de los
paquetes. Los espesores de arena neta petrolífera oscilan entre 20 y 100 pies, las
porosidades entre 12 y 15 % y la saturación de agua inicial entre 25 y 40 %.
Adicionalmente a los desarrollos relativamente limpia en los pozos VLG- 3785 y VLG-
3784, que también esta presente en los pozos VLG-3793 y 3801, cuyos espesores de
arena neta petrolífera varían entre 26 y 42 pies, las porosidades entre 12.6 y 15 % y la
saturación de agua inicial entre 25 y 35 %.
Cabe destacar que a pesar de la profundidad que estos pozos presentan al nivel de
esta unidad se ubica alrededor de los 16800 pies, continua presentando excelentes
características petrofísicas, siendo la porosidad mas baja 11.8 % a 16968 pies, que la
convierte en una unidad prospectiva en el Área 2 Sur.
Con respecto a la unidad C-4 de manera similar a las unidades anteriormente
descritas, se caracteriza por una secuencia de lutitas y generalmente se presentan
hacia el tope de la unidad. En los pozos VLG-3755 y VLG-3772 se observaron cuerpos
de arenas ubicados en el tope y parte media, sin embargo en algunos pozos se ha
observado elevada saturación de agua en la parte media y en la base de la unidad. Los
pozos VLG-3809, VLG-3801, VLG-3785 y VLG-3796 presentan desarrollos de
42
areniscas contentivas de hidrocarburo en el tope de C-4, con espesores de arena neta
petrolífera que varían entre 7 y 59 pies, porosidades entre 11.5 y 14.5 % y saturación
de agua inicial entre 34 y 49 %, aunque los resultados de producción con bajo aporte
como consecuencia de su baja permeabilidad.
En la Zona Sur con lo que respecta a la unidad sedimentaria C-1 en casi la
totalidad de los pozos se presentan como consecuencia predominante lutítica, con
desarrollos de areniscas delgadas que van aumentando ligeramente su espesor hacia
la base de la unidad. Adicionalmente en los pozos VLG-3808 y el de avanzada VLG-
3807 se muestran areniscas arcillosas hacia la base de la unidad. En esta zona del
Área 2 Sur se ha observado un mayor desarrollo de C-1 ganando espesores de ANP en
los pozos ubicados mas cerca de la falla VLG-3686, tal como se observo en los pozos
VLG-3808, VLG-3814 y VLG-3821. En general el espesor de arena neta petrolífera
varía entre 22 y 50 pies, la porosidad entre 12 y 15 % y la saturación de agua entre 26 y
40 %.
La unidad C-2 se caracteriza por presentar buenos desarrollos de areniscas
relativamente arcillosas hacia el tope y parte media. Las areniscas poseen muchas
intercalaciones de lutitas y muestran considerable espesor, correlacionan entre si y
parecen tener buena continuidad lateral. El pozo VLG-3794 muestra un desarrollo bien
definido de la arena hacia la base, el cual se hace mucho más arcilloso en el pozo VLG-
3808 mientras que en el VLG-3807 esta completamente saturado de agua, en este
pozo también se observa un incremento notorio en el grado de arcillosidad, expresado
por múltiples intercalaciones de lutitas en todos los desarrollos de areniscas, e incluso,
tal como se ha mencionado presenta zonas con elevada saturación de agua hacia su
parte media y basal.
Igualmente se evidencian zonas con alta saturación de agua en la base de C-2 en el
pozo VLG-3821, en el caso más critico el pozo VLG-3826 (ubicado estructuralmente por
encima del grupo de pozos considerado en esta región) presenta alta saturación de
agua en la base de todas las areniscas de esta unidad, evidenciándose una vez más la
influencia del entrampamiento estratigráfico en la distribución de fluidos en el área. En
general los espesores de arena neta petrolífera oscilan entre 36 y 170 pies, con
porosidades entre 11 y 14 % y saturación de agua entre 21 y 33 %.
43
2.10.- COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DEL YACIMIENTO.
La Mayor producción del yacimiento corresponde al período 1996-1999 debido a la
campaña de perforación que incluyó un total de 35 pozos perforados en el área lo que
representa un 48.6% del total de pozos en el área. Esta actividad llegó a incrementar la
producción diaria del yacimiento hasta un valor de 49 MBND.
Para el año de 1998 con 68 pozos perforados se logró alcanzar una tasa de
producción promedio del campo de 45000 BND lo que convirtió el Área 2 sur en una
zona de gran interés para petróleos de Venezuela, S.A. Sin embargo estos niveles de
producción se vieron grandemente afectados por la alta producción de arena registrada,
aunado a la precipitación de asfáltenos y a las complicaciones mecánicas presentes al
llevar a cabo operaciones de rehabilitación y mantenimiento de pozos. Este año
también se perfora el pozo VLG-3841 hacia la parte Sur del Yacimiento, el cual mostró
buena prospectividad.
Para el año 1999, debido a los problemas de producción de arena y asfáltenos así
como la decisión de realizar un estudio para analizar el yacimiento, se suspendió la
actividad de Perforación y Reparación, partir de esa fecha las actividades en el campo
se han basado en trabajos menores tales como: limpiezas mecánicas, limpiezas
químicas y estimulaciones.
Para el año 2000 se realizaron 17 limpiezas químicas y mecánicas por problemas de
asfáltenos y arenamiento y la producción estuvo por el orden de los 25 MBNP,
observándose una declinación de producción de 37,5% con respecto al año 1998,
debido a que los pozos VLG-3722 y VLG-3774 se quedaron sin producción y contando
con solo 33 pozos activos y una producción acumulada de 100 MBND lo que arrojaba
un factor de recobro para la fecha de tan solo 4%.
Para los años de 2001 al 2004 las intervenciones a los pozos en cuanto a limpiezas
y estimulaciones, fue aproximadamente de seis trabajos por año. Durante este período
se observa una disminución brusca de la producción, lo cual se debe tanto a los
problemas de producción de arena y asfáltenos como al cierre de producción por Paro
Petrolero.
Para el año 2004 se tiene una producción de 11500 BNPD y es a finales del año
2004 y comienzo de 2005 cuando nuevamente se inicia la actividad de Reparación en
el Área con la Reparación de dos pozos: VLG-3800 y VLG-3804 para convertirlos de
44
Flujo Natural (NF) a Gas Lift (LAG). La producción durante este período se ubicó en
11000 BNPD, registrándose una disminución a finales del 2005; debido a problemas
con las Plantas de Gas. Para el año 2006 se inicia una campaña de Reactivación del
campo con reparaciones y trabajos menores de limpiezas y estimulaciones que
permitieron recuperar la producción a una tasa promedio de 12500 BNPD.
Las reparaciones básicamente consistieron en colocar mandriles en la tubería de
producción para producir los pozos con gas lift, entre los pozos que se repararon se
tienen: VLG-3828, VLG-3818, VLG-3814, VLG-3791 y el VLG-3804. En Agosto de 2007
se realizó la Perforación del pozo VLG-3722A (Gemelo), conjuntamente con los
reacondicionamientos de los pozos VLG-3786, VLG-3728 y VLG-3777 para restablecer
sus condiciones mecánicas y el VLG-3834 para colocar mandriles en la tubería de
producción y activarlo con gas lift.
Figura 4. Comportamiento de Producción, Campo Ceuta.
Fuente: PDVSA-2009
45
2.11.- COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN DEL YACIMIENTO.
Las condiciones de presiones originales en el área están en función de la ubicación
(Región Norte, Central y Sur respectivamente), encontrándose unas 10000 Lpc en la
región Norte y unas 12000 Lpc hacia el Sur, comportamiento que se repite para todas
las arenas del yacimiento.
La presión de burbujeo está alrededor de 2500 Lpc mientras que el umbral de
floculación de asfáltenos se estima entre 3500 y 4000 Lpc. El efecto de drenaje de
algunos lentes y la declinación que presenta el Yacimiento evidencian que el principal
mecanismo de producción para el Yacimiento es Expansión Roca Fluido. Este
comportamiento también se ha visto influenciado por la poca continuidad lateral de las
unidades de flujo que constituyen el yacimiento. Es importante mencionar que dicho
comportamiento de presión ha sido definido principalmente por las pruebas de presión
de formación (RFT), pruebas Estáticas y Build up realizadas a lo largo de la historia del
yacimiento.
El comportamiento de presión de las arenas C-2 y C-3 presenta grandes variaciones.
La arena C-3 se presenta como las de mejor desarrollo por lo que fue completada en el
99% de los pozos, ésta situación llevó a que en dicha arena se observaran
considerables declinaciones de presión; hacia la región Centro-Sur los valores de
presión presentan menor variación.
De acuerdo a la data de presión tomada desde el inicio del yacimiento en 1989 hasta
el año 2007 se tiene que la presión promedio para las arenas el yacimiento se ubica por
el orden de los 6000 a 5500 Lpc. Según la información actual de presiones las mejores
zonas de energía del yacimiento se encuentran hacia el Sur, lo cual está altamente
relacionado con las áreas de menor drenaje.
46
Figura 5.Comportamiento de presión de Yacimiento VLG-3676.
Fuente: PDVSA-2007
2.12.- PROBLEMÁTICA EXISTENTE.
2.12.1.- Producción de Arena.
La producción de arena en el yacimiento Eoceno C/VLG-3676 ha sido un problema
que se ha manifestado desde el inicio de la explotación del mismo cuando se comenzó
a desarrollar el área Norte. En 1980 cuando apenas se habían perforados los pozos
VLG-3676, VLG-3691 y VLG-3720 se observaron los primeros problemas de
obstrucción por arena en los dos últimos. A medida que se fue desarrollando el área la
problemática se hizo mayor de tal forma que para Diciembre de 1994 de un total de 18
pozos completados sólo 8 se encontraban activos. Para Julio de 1998 en esta área
Norte se habían perforado un total de 26 pozos, de los cuales sólo 6 se encontraban
activos; el resto presentó problemas severos de arenamiento que llevaron a su
inactividad.
Se ha comprobado que el arenamiento de los pozos ocurre cuando los esfuerzos
desestabilizadores (tasa de producción y diferencial de presión) son mayores a la
resistencia mecánica de las rocas, de allí la importancia de llegar a conocer las
47
características del yacimiento (geomecánicas) y establecer correlaciones que permitan
determinar la caída de presión máxima bajo la cual se deben producir los pozos para no
exceder el limite de resistencia de las rocas.
Bajo esta premisa se llevo a cabo en esta área una intensa campaña de toma de
información que incluye toma de núcleos, registros RFT, PLT, PVT, pruebas “micro
frac”, ensayos de geomecánica, etc. Adicionalmente se estableció una política de
completación dirigida a minimizar la problemática de producción de arena, basada en
los resultados y análisis geomecánicos llevados a cabo por un equipo multidisciplinario
conformado por tecnología de producción, Intevep y consultores nacionales e
internacionales.
Por una parte se restringió el cañoneo solo a aquellas arenas, que según correlación
desarrollada, no presentan tendencias de inestabilidad al flujo. En segundo lugar se
restringió el flujo a un diámetro de reductor que garantice un valor de Pwf crítica
predeterminada. Este cambio en la política de completación ha incidido de una u otra
manera a la menor productividad observada en los pozos de la última campaña de
perforación.
Otro aspecto resultante de los análisis de geomecánica en pro del control de
arenamiento ha sido la definición de la dirección del máximo esfuerzo horizontal que se
han establecido como paralelos a la falla del VLG-3686, esta dirección se ve modificada
en las áreas cercanas a dicha falla (en forma de semicírculos).
Del análisis de la problemática de arenamiento y los ensayos geomecánicos se ha
concluido otro aspecto muy importante para el futuro desarrollo del yacimiento; la
perdida de los puntos de drenaje en esta área está ligada al colapso de la formación por
los volúmenes de arena producidos del yacimiento y por la inestabilidad de la formación
al agotar la presión de poro. Esto último establece que la problemática de arenamiento
se divide en dos vertientes; una problemática dinámica presente, asociada a la
velocidad de flujo y diferencial de presión a nivel de la cara de la formación, y una
problemática estática futura de inestabilidad geomecánica de la formación al disminuir
la presión de poro.
Se implemento una política de completación dirigida a minimizar la problemática
dinámica del presente: control de tasa crítica y cañoneo restringido. La correlación
utilizada para la selección de los intervalos a cañonear, fue cuestionada por
comprobarse su imprecisión, unido a esto está las disminuciones de producción
48
asociadas a la limitación de cañoneo lo que parecía no ser una alternativa eficaz para el
arenamiento.
La frecuencia de limpiezas ha sido otro aspecto importante de la nueva política de
explotación adoptada para garantizar la productividad de los pozos y pérdida
permanente de puntos de drenaje. Las estadísticas realizadas de entradas a los pozos
para realizar limpieza por obstrucción de arena indican un notable incremento de las
mismas con el tiempo.
Hasta al año 1992 se realizaban limpiezas en el 100% de los pozos perforados cada
año; a partir de 1994 el número de limpiezas se incrementa sensiblemente, sin embargo
solo el 50 % de los pozos perforados cada año requirió limpieza ese mismo año. El
incremento en el número de limpiezas es debido a que este trabajo se establece como
medida preventiva apenas el pozo da indicaciones de obstrucción (disminución de
producción y/o de presión de cabezal) sin esperar a que en el mismo se agrave la
situación (arenamiento hasta la tubería de producción).
Esta es parte de la gran problemática observada en los pozos ubicados en la región
Norte del yacimiento, los cuales fueron imposibles de recuperar dadas las críticas
situaciones encontradas cuando se entraba a realizar trabajos de limpieza o RA/RC.
Actualmente el uso de reductor óptimo y la secuencia de limpiezas son los
procedimientos aplicados para controlar la producción de arena. Para los primeros años
de producción no se realizaba la medición de este parámetro por lo que no se tiene
patrón de comparación, sin embargo los frecuentes problemas observados en los pozos
son indicativos de la gravedad de la situación.
2.12.2.- Producción de asfáltenos
Otro factor que está causando obstrucción en la tubería de producción y por ende
disminución en la producción de los pozos del Área 2 Sur es la deposición de
materiales orgánicos como es el asfalto. Este problema fue detectado inicialmente en
1995 con la entrada a los pozos para realizar trabajos de chequeo de HUD, PLT, Build-
up, cañoneo adicional. Para 1997 se observó un incremento considerable de esta
problemática pasando de un promedio de 5 pozos obstruidos en 1996 a 20 pozos en
1997.
49
La causa de este problema radica en la disminución de presión alrededor del pozo,
ya sea por daño de la formación y/o por producción del pozo con una Pwf por debajo de
la presión de la floculación (+/- 3500Lpc), que lleva a la precipitación del asfalto. Con el
fin de controlar esta problemática se tomaron una serie de acciones a través de un
grupo de trabajo conformado por Ingenieros de Explotación, Producción e Intevep; entre
las que destacan.
Toma de muestras de crudo en fondo (VLG-3803 y VLG-3804) para análisis
PVT y determinación de propiedades inorgánicas (Presión de deposición de
asfáltenos, caracterización y separación de las fracciones orgánicas).
Toma de muestras de crudo en superficie para determinar compatibilidad de
crudos y evaluación de los productos existentes en el mercado para determinar la
efectividad de estos ya sea para evitar la precipitación de asfáltenos o eliminar las
obstrucciones existentes debido a dichas precipitaciones.
Se obtuvieron los siguientes resultados:
Todos los pozos analizados contienen alta concentración de asfáltenos.
Se evaluaron, en laboratorio, los productos comerciales Bioasfalt 2 Plus y EC-
3091-A logrando eliminar una gran concentración de la emulsión de asfáltenos.
De los PVT´s tomados en los pozos VLG-3803 y VLG-3804 se determinó el
rango de precipitación de asfáltenos, el cual se ubica entre 3000 y 3500 Lpc.
Adicionalmente estos PVT permitieron confirmar la presión de burbujeo en el
orden de los 2380 Lpc.
2.12.3.- Daño de Formación:
El alto drenaje llevado a cabo, fundamentalmente en las arenas C-2 y C-3, ha
originado presiones diferenciales entre estas arenas y las otras que constituyen el
yacimiento. Hacia el Sur se tienen regiones donde la presión de las arenas C-2 y C-3
llegó a alcanzar 7500 Lpc, mientras que C-1 y C-4 se mantuvieron en 11500 Lpc. Para
poder perforar estas últimas se deben utilizar lodos de alta densidad (más de 100
lbs/pc). El perforar bajo estas condiciones crea un desbalance de hasta 5000 Lpc
frente a las arenas de mejores condiciones de flujo creando daño a la formación.
50
Otra práctica operacional que ha llevado a la existencia de daños ha sido el
cañonear con grandes diferenciales de presión en contra de la formación, ya que de
esta forma gran parte de los sólidos dispersos en el fluido de completación (hasta 1996
lodo de perforación) más el material del cañón, obstruyen los canales permeables En el
presente capítulo se exponen los antecedentes de investigaciones que fueron
estudiadas y analizadas para el desarrollo de este estudio, los cuales reflejan
metodologías utilizadas para la elaboración de proyectos similares, cada antecedente
se presenta con algunas conclusiones y recomendaciones elaboradas por los autores y
también se describen los aportes brindados en la elaboración del presente trabajo
especial de grado. El segundo capítulo presenta además las bases y fundamentos
teóricos que sustentan la investigación.
51
CAPÍTULO III
MARCO TEÓRICO
3.1.- ANTECEDENTES
La producción de arena constituye uno de los problemas más antiguos de los
campos petrolíferos y ha originado grandes gastos a la industria petrolera, no
solamente por el mantenimiento o reemplazo de los equipos, sino por la pérdida de
ingresos como consecuencia de las restricciones de producción, que originan los pozos
que se encuentran arenados.
En relación a este problema se han realizado diversas investigaciones con el
objetivo de encontrar los métodos más viables y efectivos que controlen la arena desde
el momento en que el pozo se abre a producción. Así, en tiempos pasados se trato de
solventar este problema, usando métodos mecánicos de puenteo como: revestimientos
pre-perforados, revestidores ranurados cubiertos de alambre (Wire Wrapped Screnn) y
resvetidores pre-empacados.
Lo primero que se usó fue el revestimiento pre-perforado, que tenía
aproximadamente 250 orificios de 1/8 de pulgadas por pie. Sin embargo este método no
resultó satisfactorio porque los pozos se arenaban rápidamente, a menos que se
produjeran con bajas tasas de producción. En 1951, se descartó este método, por los
problemas que presentaba.
Entre otras técnicas de control de la producción de arena, se encuentran: las
cáscaras de nuez recubiertas de plástico y las camisas de plástico con pre-empaque,
estas se han empleado con bastante éxito en algunas aplicaciones especiales. Sin
embargo, el uso de cáscaras de nuez recubiertas de plástico es limitado a intervalos
muy pequeños (5 a 10 pies) y no puede aplicarse en la mayoría de los yacimientos. El
uso de la camisa de plástico con pre-empaque es limitado, debido al alto costo por pie;
se utilizan en intervalos de aproximadamente 20 pies.
La completación con forro ranurado empacado con grava se comenzó a aplicar a
partir de los años 50, resultando ser más efectivas con respecto a las técnicas
anteriores, esta técnica implica el bombeo de una lechada diseñada, consistente en
grava de un tamaño especifico y un fluido portador adecuado, para rellenar el espacio
52
anular entre el forro y la tubería de revestimiento o las paredes de la formación en el
caso de empaques de grava efectuados a hoyo desnudo.
La completación con forro ranurado empacado con grava se comenzó a aplicar a
partir de los años 50, resultando ser más efectivas con respecto a las técnicas
anteriores, esta técnica implica el bombeo de una lechada diseñada, consistente
La técnica de empaque con grava ha permanecido inalterada desde su implantación,
no obstante, en los últimos años se han efectuado en el ámbito mundial numerosas
investigaciones que han resultado en mejoras de la tecnología del control de arena y en
una mayor productividad de los pozos, de donde se tomaran en cuenta las
metodologías, técnicas y mecanismos de control de arena que servirá de aporte en la
presente investigación.
“Análisis de Técnicas de Control de Arena para el Yacimiento Eoceno C- 3676
de Área 2 Sur Campo Ceuta”. Realizado por Ruiz, Silva 2006 con la finalidad de
identificar las técnicas de control de arena mas adecuadas para el yacimiento a través
de análisis del historial de producción, trabajos de subsuelo y causas de cierres de
pozos, ya que la producción de arena es el principal problema que afecta a los pozos
del Yacimiento Eoceno C/VLG-3676. Se evaluaron las técnicas aplicadas de control de
arena previamente aplicadas en el área para identificar aquellas que resultaron exitosas
y por ultimo se calculo la rentabilidad económica de la aplicación de las técnicas
seleccionadas para mitigar la producción de arena del yacimiento. Los resultaron
indicaron que los métodos empleados hasta esa fecha no lograron minimizar la
problemática del área.
“Evaluación de Pozos Inactivos en el Área 2 Sur del Campo Ceuta-Tomoporo“.
Realizado por Arenas, Lares 2007 presenta la evaluación de 18 pozos inactivos
concentrados en la Región Norte del Área 2 Sur con la finalidad de realizar un
programa de reacondicionamiento y reparación de los mismos, incluye la actualización
de historias de producción de los pozos, estados de mecánicos, resultados de trabajos
realizados así mismo realización de secciones estructurales sujeto a registros originales
para proponer candidatos a perforaciones, el estudio indico que los problemas mas
comunes en el área son la alta producción de arena y la floculación de asfáltenos
debido a la presencia de arenas finas, se recomienda considerar la tasa critica en la
53
producción de cada uno de los pozos a rehabilitar y la desincorporación de los pozos
propuestos.
“Determinación de los factores que influyen en el arenamiento de pozos del
yacimiento LGINF-05”. Realizado por Villalobos Y. 200, Esta investigación consiste en
un estudio a 35 pozos en el Yacimiento LGINF-05, donde se determinaron los
problemas que afectan la producción de estos pozos a causa de diseños inadecuados
en liner ranurado, cañoneo y empaque con grava además de las inyecciones químicos,
microorganismos y acido matricial. Se estudiaron estos casos para que puedan ser
modificados mediante la revisión de reportes de trabajos, manejo de diferentes
programas computacionales y visitas a campo. Los resultaron indicaron que para
disminuir el problema de arenamiento en esta área la grava apropiada es 20-40,
importada, con liner ranurado de 0.012” y cañoneo de 8 a 12 HPP.
“Aplicación de técnicas de control de arena en formaciones no
consolidadas en el Campo Costanero Bolívar de la Era Terciaria (Mioceno)”.
Realizado por González Y. y Orellana G. 2002. La presente investigación tuvo como
propósito principal, la aplicación de métodos para minimizar la producción de arena,
ya que la producción de arena con el petróleo y gas desde formaciones areniscas
crea un sin número de problemas potencialmente peligrosos y costosos. No
obstante puede ocurrir perdida en la producción como resultado parcial con arena
en el interior del pozo. Las causas de la producción de arena son usualmente
atribuidas a uno o a la combinación del flujo de fluidos, factores geológicos y
geográficos. En trabajos antes mencionados en esta investigación se extrajo parte
del marco teórico y algunos fundamentos técnicos de unas de las técnicas aplicadas.
“Estudio de tecnologías de control de arena en el Yacimiento Basal La
Rosa”. Rincón J y González A. 2001. La determinación de las tecnologías de control
de arena más adecuadas para los pozos de la Unidad de explotación lagomar se hizo
a través del estudio de los pozos productores del Yacimiento Basal La Rosa, que
estuviesen en potencial para Marzo de 2001, con los problemas más críticos de
arenamiento, analizando detenidamente su historial de producción y su
completación, para evaluar la influencia de la producción de arena en el aporte de
54
crudo de la formación y así seleccionar en cuales pozos ha sido exitoso o no el
equipo de control de arena presente en ellos. De la metodología que se aplico en
dicho trabajo se tomo como base en esta investigación.
“Análisis y evaluación de Técnicas aplicadas en los yacimientos Santa
Bárbara, B-1, B-6/9 en la U.E Lagomedio”. Arenas A. y Suares A. 2002. Esta
investigación se llevo a cabo a través de un proceso realizado a 19 pozos a los
cuales se le aplicaron técnicas de control de arena, pertenecientes a los yacimientos
Santa Bárbara, B-1, B-6/9; en el proceso se identificaron etapas de recolección de
datos y clasificación de la información para identificar el estudio de los pozos;
simulación con welflow para determinar el impacto de las técnicas en el índice de
productividad; adquisición de los conocimientos a través de la bibliografía
experiencias de campo. Más tarde se expreso una visión individual del problema
realizando un análisis post-morten por pozo, donde se identifican las causas del
bajo desempeño de las técnicas. Finalmente se desarrolla una metodología que
permite visualizar y evaluar de manera práctica todos los parámetros que
intervienen en la selección de una técnica de control de arena. Se obtuvo de esta
trabajo parte del marco teorico y la metodología de recolección de data que va
soportar esta investigación.
3.2.- COMPLETACIÓN DE POZOS:
Los pozos son la única manera de comunicar el yacimiento con la superficie, la
efectividad de esa comunicación es un factor importante en la producción del
yacimiento. Los pozos representan el mayor gasto en el desarrollo del yacimiento, la
completación de un pozo es la parte esencial de su producción, por consiguiente el
conocimiento de los tipos de completación y los aspectos relacionados con ella
contribuirán a disminuir los problemas operacionales que se presentan usualmente.
Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se
realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en
condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros
usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del
intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o
55
el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción. En la
completación del pozo se deben tomar en cuenta el tipo de completación ya sea a hoyo
revestido u hoyo desnudo.
3.2.1.- Clasificación de las completaciones de acuerdo a las características del
pozo:
Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características
del pozo, las cuales son:
3.2.1.1.- Completación a Hoyo Desnudo:
Consiste en correr y cementar el revestidor de producción hasta el tope de la zona
objetivo, seguir perforando, hasta la base de la zona, y dejarla sin revestidor (libre
a producción). Es importante mencionar que la completacion a hoyo desnudo permite
empacar el pozo con grava, con ella se aumenta la productividad y controla la
produccion de arena en sedimentos no consolidados.
Figura 6.Completación a Hoyo Desnudo.
Fuente: Libro De Perforación.
Ventajas
El asentamiento del revestidor en el tope de la zona productora permite la utilización de
μf
Empacadura
Arena Objetiv
o
Zapata
Espacio anular
Tubería de Producción
Hueco Abierto
Cemento
Revestidor De
producción.
56
técnicas especiales de perforación, que minimizan el daño de formación.
No requiere cañoneo.
Mayor área de flujo.
El hoyo se puede profundizar fácilmente.
Reduce el costo de revestimiento.
La interpretación de registros o perfiles no es crítica.
Desventajas
No hay forma de regular el flujo hacia el hoyo.
Presenta dificultad para controlar la producción de gas o agua, excepto si el agua viene
de la zona inferior.
Es difícil tratar los intervalos productores selectivamente.
Puede requerirse la limpieza periódica del hoyo si la formacion no es consolidada.
3.2.1.2.- Completación con Liner o Tubería Ranurada:
Generalmente se utiliza en pozos de Edad Mioceno y Eoceno poco consolidado,
debido a problemas de producción de arena y finos de formación. En este tipo de
completaciones, el revestidor de producción es asentado y cementado en el tope de la
zona productora y una tubería ranurada es anclada al revestidor mediante un colgador,
también puede emplearse rejillas preempacadas o Premium, según sea la necesidad
del control de arena en el pozo. Dentro de este tipo de completación encontramos la
siguiente clasificación:
Completación con Liner :
En este tipo de completacion el liner con o sin malla se coloca a lo largo de la
sección o intervalo de interés. El liner con o sin malla puede ser empacado con grava
para impedir el arrastre de arena de la formación en producción.
57
Figura 7.Completación con LIner Ranurado Empacado
Fuente: PDVSA; 2008.
Ventajas:
Se reduce al minimo el daño a la formación.
No existen costos por cañoneo.
La interpretación de los perfiles no es crítica.
Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.
El pozo puede ser fácilmente profundizable.
Desventajas:
Se dificulta las futuras reparaciones.
No se puede estimular selectivamente.
La producción de agua y gas es dificil de controlar.
Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.
Completación con liner perforado:
El revestidor de producción va colocado sobre el tope de el area productora y se
perfora la zona productora, luego el “liner” es bajado y se cementa en el lugar.
Entonces el “liner” es perforado selectivamente para la producción.
Empacadura
Colgador
Forro Ranurado
Tubería de Producción.
Revestimiento de Producción.
58
Figura 8. Completación con Liner perforado
Fuente: PDVSA; 2008.
Ventajas:
La producción de agua / gas es facilmente controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El forro se adapta facilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.
Desventaja:
La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.
Requiere buenos trabajos de cementación.
Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, entre otros.)
El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.
La formación es más susceptible al daño.
3.2.1.3.- Completación a Hoyo Revestido:
Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos
someros (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste
en asentar y cementar el revestidor debajo de la zona productora, posteriormente
cañonear selectivamente las zonas de interés para establecer comunicación entre el
pozo y la formación.
Empacadura
Colgador
Camisa cementada
Tubería de Producción.
Revestimiento De Producción.
59
Ventajas:
La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
Permite realizar completaciones múltiples.
Permite profundizar el hoyo, aunque con un diámetro menor.
Se pueden hacer adaptaciones para control de arena, utilizando camisas ranuradas y
empaques con grava.
Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.
Desventajas:
Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.
Reducción del diámetro efectivo del hoyo y de la productividad del pozo.
Requiere buenos trabajos de cementación.
La interpretación de registros o perfiles es crítica.
Completación a Hoyo Revestido con Empaque:
Se utiliza en pozos completados en Yacimientos de edad Mioceno y Eoceno poco
consolidados, donde el forro ranurado es empacado para controlar la producción de
arena.
Figura 9.Completación a Hoyo Revestido con Empaque
Fuente: PDVSA; 2008
Tubería de Producción.
Colgador
Empacadura
Forro Ranurado
Hoyo Revestido
60
3.2.2.- Clasificación de las completaciones de acuerdo a su producción.
3.2.2.1.- Completación Simple:
Son aquellas que producen una sola zona de producción por lo que requieren de un
solo obturador.
3.2.2.2.- Completación Selectiva:
Son completaciones donde se producen 2 o más zonas productoras requiriéndose
varios obturadores, en dichas completaciones se evalúan los intervalos por separados.
3.2.2.3.- Completación sencilla:
Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual diferentes
zonas producen simultáneamente o lo hacen en forma selectiva por una misma tubería
de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de
un mismo yacimiento. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo
de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua.
En caso de que la zona productora, no tenga suficiente presión como para levantar la
columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento
artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:
Completación sencilla simple: Este tipo de completación se realiza para la producción
una sola zona, a través de la tubería de producción.
Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante
empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.
3.2.2.4.- Completación Múltiple.
Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas
(yacimientos) usando dos o más tuberías de producción en un solo pozo, sin mezclar
61
los fluidos, permitiendo así, desarrollar en forma acelerada los yacimientos a menor
costo. Este tipo de completaciones también pueden ser simples o selectivas.
3.3.- GEOLOGÍA DE LAS ARENISCAS.
La descripción detallada tanto de las características del yacimiento como de las
propiedades mecánicas de las rocas contribuye a controlar el problema de la
producción de arena. Las areniscas son rocas cuya composición predominante es
cuarzo pero que se pueden incluir cantidades significativas de feldespato, mica,
glauconita y oxido de hierro. Las areniscas se pueden clasificar según el tamaño o
forma de los granos o por su composición mineral, entre otras.
3.3.1.- Composición mineral de las areniscas.
Los minerales en las areniscas se clasifican en tres grupos principales:
Residuos detritales. Contienen minerales de la roca madre los cuales han sido
transportados y pre-depositados mecánicamente, el cuarzo y los fedelpasto son típicos
de este grupo.
Detritos secundarios. Las arcillas son típicas en este grupo los cuales han sido
trasportados y depositados mecánicamente.
Precipitados químicos. Depositados a partir de soluciones de procesos químicos o
bioquímicos.
El cuarzo es el principal material que conforma a las areniscas y aunque su
concentración es normalmente entre un 50 – 70%, puede alcanzar hasta un 99% de la
roca. Aunque por lo general es un mineral detrital, algunos de los materiales pueden ser
autigenicos, los cuales pueden haberse desarrollado in situ o después por deposición.
Con concentraciones de hasta un 12%, el grupo de los feldespatos es el siguiente
segundo grupo más común de mineral de arenisca después del cuarzo. Existe cuatro
tipos distintos de feldespatos: potasio-KAISi3, sodio-NaAISi3O8, Calcio-CaAI2Si2O8 y
62
los raros feldespatos de bario-BaAl2Si2O8. Las micas son también comunes en las
areniscas y son minerales laminares-Biotitas tri-octaedricas.
La mayoría de las areniscas también contienen pequeñas cantidades de “minerales
pesados” así llamados por su gravedad especifica mayor al promedio y en
concentraciones que rara vez exceden el 1%. La Hornablenda y el Circonio son los más
comunes de ellos. En los métodos químicos de control de arena se basan en utilizar un
material cementante para adherir los granos sueltos en las areniscas. Entre los más
comunes se encuentran los cementos calcáreos (incluyendo las dolomitas), silícicos,
ferruginosos (hematita o limonita), areniscas solo en niveles muy pequeños también
pueden presentarse en los materiales cementantes.
3.3.2.- Arcillas
Las arcillas se producen por degradación de otros silicatos o vidrios de silicatos y
son relativamente comunes en las areniscas Una característica importante de las
arcillas es su capacidad para retener o liberar agua dependiendo de la temperatura del
sistema y de la cantidad de agua presente, su comportamiento en los yacimientos de
arenisca es importante ya que ellos afectan las propiedades mecánicas y por lo tanto la
integridad de la roca. El reconocer los tipos de arcillas y su contenido en un yacimiento
es una consideración primordial para cuando se diseñan y seleccionan los métodos
para el control de arena y/o tratamientos químicos como el de acidificación, en particular
cuando la formación tiene tendencia a producir arena. Los cinco tipos principales de
arcillas son:
Caolinita.
Ilita
Montmorilonita o esmectica.
Vermiculita
Palygorskita.
Las cuatros primeras ocurren ampliamente en la naturaleza y están presentes en las
areniscas. El grupo de la caolinita, el cual incluye a la dictina y nacrita, se genera
principalmente a partir de los feldespatos alcalinos en condiciones acidas y no posee
63
cationes intercambiables. El grupo ilita (el cual incluye glauconita e hidrómicas) se
desarrolla a partir de las micas y de los feldespatos alcalinos en condiciones de
alcalinidad.
3.3.3.- Tipos de Areniscas.
La clasificación de las rocas areniscas se ha llevado a cabo empleando diversos
criterios tales como el tamaño o forma de las partículas, clasificación, mineralogía de los
granos o del material cementante etc. Uno de los métodos más comunes emplea la
siguiente clasificación basada en el contenido mineral:
Las Arcosas tienen un alto contenido de granos de feldespato, normalmente más del
25% a menudo en unión con niveles menores de otros minerales como las micas. Por lo
general, las arcosas se consideran como indicadoras de la ocurrencia de erosión en
condiciones áridas seguido de un rápido enterramiento.
Las areniscas verdes poseen un nivel suficientemente alto de glauconita como para que
la superficie de la roca presente un color verde bien definido.
Las areniscas grises consisten generalmente en fragmentos angulares de roca, que van
desde fino hasta grueso y que usualmente están pobremente clasificadas y
ocasionalmente tienen guijarros locales. Los materiales cementantes que por lo general
son arcillosos pueden tornarse cloríticos en condiciones de metamorfismo bajo.
3.3.4.- Ambientes Sedimentológicos
Un cuerpo de sedimentos posee una gran importancia económica ya que es un
conducto permeable para el agua del subsuelo o para los hidrocarburos. El
conocimiento de sus orígenes mejora la posibilidad de predecir propiedades tales como
la porosidad y la permeabilidad.
A continuación se describen brevemente cada uno de los siete ambientes
sedimentológicos principales de arenisca, indicando las características relevantes de
acuerdo con Pettijohn. Dado que es esencial la compresión de todos los factores que
afectan a las areniscas.
64
Aluviales: Compuestas por materiales detritales trasportados por los ríos en las
amplias llanuras anegadizas de los valles, así como en las llanuras costeras, o
depositados de manera estratificada en los pies de monte arenosos debido a la
elevación de bloques de falla de granito. Aunque la composición mineral de los
sedimentos aluviales depende de sus respectivas fuentes de origen, por lo general
presentan abundantes guijarros de esquisito, con muy poca glaucomita y escaso
material cementoso.
Deltáico: Un delta es un área en la cual predominan los sedimentos y que está
próxima a un cuerpo de agua en la cual el río se bifurca y deposita sus detritos. Los
deltas de envergadura como los de Nilo, Missisipi y Orinoco pueden alcanzar una
extensión de 20.000 Km². El proceso de colocación de los sedimentos en la boca de
distribución de delta genera un patrón de barras de arena y sedimento en forma de
dedos, los finos y el barro en suspensión se sedimentan mas adentro en el océano.
Estuarios y Zona de Mareas: Se puede definir un estuario como una porción de
la boca del río la cual está expuesta a las mareas y en donde el agua dulce esta diluida
de manera significativa en el agua salada. Una característica común a los estuarios que
presentan poco movimiento de mareas es la invasión por aguas de mayor densidad, lo
que se denomina el borde de agua. El límite de la zona salobre se encuentra
normalmente delimitada por una barra, la cual define y demarca el límite de la invasión
hacia aguas adentros de la arena marina y del sedimento.
Playas y Barreras: Son depósitos relativamente alargados con características
diferenciadoras que hacen de ellos excelentes yacimientos de fluidos. La playa actúa
como un generador de arenas de manera que es clave para la formación de barreras de
isla. Las arenas de la costa tienden a ser bastante homogéneas, debido a que las
arcillas generadoras de mallas y estructuras matriciales, así como el limo no están ya
presenten, los granos de arena solo se pueden cohesionar con cemento químico.
Plataforma Marina: Están areniscas son delgadas y se encuentran asociadas con
los carbonatos y las lutitas; pueden encontrarse en amplias llanuras o en cuerpos
discretos y discontinuos. En la actualidad, se acepta que estos cuerpos arenosos se
formaron con una profundidad en la parte externa de la plataforma continental
actualmente existente a una profundidad promedio de 433 pies.
65
3.4.- FENÓMENO DE ARENAMIENTO
La producción de arena es un proceso sumamente complicado que está
determinado por las propiedades de la formación, el régimen de flujo de fluido y el
estado de esfuerzo de la formación. Guzmán S. 1999, explica que 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, cuando estos esfuerzos son mayores que la resistencia ocurre una
inestabilidad causando desprendimiento del material de formación. Este
desprendimiento puede ser en la forma de granos individuales de arena que se
producen continuamente o fragmentos enteros de formación, que van aumentando
hasta llegar a cantidades catastróficas de arena.
Estos movimientos de partículas pueden ser causado por elevadas tasas de
producción, técnicas inadecuadas de control de arena, procedimientos operacionales
capaces de crear condiciones inestables en la matriz de la formación, entre otros.
Basándose en el nivel de cantidad de arena producida se puede identificar tres
grados de severidad del problema que a su vez conlleva a tres niveles de impacto
económico, ellos son:
El primer nivel se manifiesta cuando la producción de arena es baja causando desgaste
del equipo.
El segundo nivel sucede cuando la producción de arena es mediana ocasionando
taponamiento de tuberías que pueden causar el cierre del pozo.
El tercer nivel ocurre cuando la producción de arena es muy alta y la gran cantidad de
arena producida deja cavernas enormes alrededor del revestidor y este podría colapsar
perdiéndose por completo el pozo.
66
Figura 10.Deterioro de los equipos de subsuelo y superficie.
Fuente: Schlumberger, 2008.
3.5.- PRODUCCIÓN DE ARENA.
Es posible que el material fracturado no genere arena si los caudales son bajos o si
los enlaces ínter granulares todavía agrupan débilmente a las arenas después de la
fractura, la producción masiva de arena se asocia frecuentemente con la afloración o
irrupción de agua ya que tiende a disminuir la fuerza capilar (cohesión) que mantiene a
los granos de roca en sitio. Es usual que la arena circundante al hoyo presente cierto
grado de falla; sin embargo, eso no necesariamente se traduce en una producción de
arena, alrededor de los túneles cañoneados, se forman zonas estables en forma de
arcos y dicha forma es una configuración geométrica naturalmente estable.
Para que se llegue a producir arena es necesario que el fluido en el pozo supere las
fuerzas de contacto entre los granos de roca. Lo anterior demanda un rápido flujo del
fluido o un nivel muy bajo de las fuerzas de contacto entre los granos de la roca.
Es necesario indicar que con frecuencia la producción de arena es un proceso auto-
estabilizador, ya que a medida que se produce y transporta los granos la permeabilidad
aumenta, lo cual disminuye la caída presión y la velocidad localizada del flujo e indica
que una nueva producción de arena es poco probable. Lo anterior puede acarrear
mejoras a la productividad ya que el daño se reducirá por la producción de arena.
67
Veeken y Colob clasificaron la producción de arena buscando tener una mejor
perspectiva de la situación en el fondo del pozo, con la idea de seleccionar la mejor
técnica de completación. Para ello es necesario hacer énfasis en la importancia de las
mediciones de campo, experimentos de laboratorio y en los modelos teóricos. De
acuerdo a los autores antes mencionados, la producción de arena puede clasificarse
en:
3.5.1.- Producción de Arena Transitoria
Se refiere a la producción inicial y posterior declinación de la concentración de arena
con respecto al tiempo, bajo condiciones constantes de producción. Este fenómeno es
observado frecuentemente cuando el pozo ha sido puesto a producir después de
haberse realizado algún tipo de trabajo de reacondicionamiento tales como: cañoneo,
acidificaciones matriciales, limpiezas mecánicas, etc. Durante este lapso, la
concentración de arena, volumen acumulado y periodo de declinación varían
considerablemente.
3.5.2.- Producción de Arena Continua.
Como su nombre lo indica, existe una producción continua de arena bajo
condiciones constantes de producción. En algunas situaciones, puede manejarse una
concentración de arena aceptable, pero esta dependerá de algunas consideraciones
operacionales tales como: erosión, capacidad, y manejo de la arena en el separador y
ubicación del pozo, entre otros.
Gran parte del volumen de arena producida en una formación se almacena en el
fondo del pozo y dependiendo de la capacidad de arrastre del fluido producido y la
concentración de arena, puede ocasionar el taponamiento del intervalo cañoneado
ocasionando una disminución considerable en la tasa de producción.
3.5.3.- Producción de Arena Catastrófica
Se refiere al evento donde un alta tasa de flujo causa que el pozo repentinamente
muera. La producción catastrófica se manifiesta inicialmente con una acumulación de
68
arena en las tuberías o reductor, para posteriormente generar un arrastre masivo de
arena llenando y obstruyendo el fondo del pozo.
3.6.- PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA
La producción de arena es muy poco probable en las formaciones consolidadas y en
las formaciones poco consolidad es inevitable que esto ocurra desde un principio; esto
quiere decir que los yacimientos parcialmente consolidados son el área principal en la
cual la predicción de la producción de arena es relevante. Los modelos para la procura
de una producción segura y libre de arena ignoran el efecto del movimiento del fluido en
los granos de la roca y tienden solamente a considerar las condiciones iniciales y el
efecto de la caída de presión. Actualmente existen varias técnicas para predecir la
producción de arena en los pozos de petróleo y gas, las mismas se pueden agrupar en
las siguientes tres categorías principales:
Metodologías Operacionales
Técnicas de Predicción Temprana.
Técnicas computaciones actuales.
En las secciones siguientes se describen las metodologías y técnicas para el
pronóstico de producción de arena, así como se resaltan sus correspondientes ventajas
y desventajas.
3.6.1.- Metodologías Operacionales
Las tecnologías operacionales se fundamentan sobre la información de eventos
operacionales como los DST, ensayos de los pozos o en los registros de producción. La
técnica más comúnmente empleada es la prueba secuencial de caudal “sequential flow
test”, en la cual se pone a producir el pozo a tasas increméntales hasta que se observe
producción de arena.
Prueba secuencial de Caudal (sequential flow test)
Durante un análisis secuencial de caudal de pozo (o prueba escalonada de caudal
69
“step flow test”) se pone a producir el pozo a tasas increméntales, y se procede a
mantener cada una de esas tasas hasta alcanzar la estabilidad. Si durante ese intervalo
de tiempo no ocurre producción de arena, se incrementa la tasa al próximo nivel. Se
asume que si es posible a lo largo del ensayo operar con máximo caudal y caída de
presión y alcanzar una producción libre de arena, no ocurrirá producción de arena en el
futuro.
Cuando los pozos están recién perforados y se da inicio a un ensayo de flujo, se
genera cierta cantidad de arena y sedimentos sin embargo esto no debe ser percibido
como un indicio de potencial de producción de arena, ya que en la mayoría de los casos
estos sólidos no son más que el residuo arenoso que genera el cañoneo de los túneles
y la perforación del hoyo. En los casos en los cuales si se genera producción de arena
se debe aumentar el caudal y tratar de alcanzar la estabilidad.
También se necesita emplear diferentes técnicas secuenciales de aumento de
caudal dependiendo del grosor del intervalo del yacimiento que va a entrar en
producción. Para una sección delgada, se perfora todo el intervalo, permitiendo aplicar
una alta caída de presión y obtener un caudal realista para establecer la consecuente
correlación con las cantidades de producción de arena. En un yacimiento con una
sección gruesa, sólo se perfora un intervalo corto para llevar a cabo la prueba de
aumento secuencial de caudal. El correlacionar esto con la producción observada de
arena a lo largo de todo el intervalo, no es siempre representativo, ya que la resistencia
de la formación no es homogénea en todo el yacimiento. Las limitaciones de este
método son:
No toma en cuenta la presión de agotamiento del yacimiento.
No considera los efectos de irrupción de agua.
Está sujeta a las limitaciones de equipo de pruebas.
A pesar de estas limitaciones, es la única técnica que representa condiciones de
producción que son de algún modo reales. También es efectiva en cuanto a costos y es
posible mejorar el análisis a través de los registros de producción de los pozos vecinos.
70
3.6.2.- Técnicas Tempranas de Predicción.
Las técnicas temprana de predicción dependen de la data de los registros (log data)
para determinar la resistencia de la roca yacimiento y en consecuencia para intentar
establecer en riesgo de producción de arena. Cierto número de estas técnicas se
fundamenta en modelos lineales/elásticos.
Criterio de Stein & Hilchie (Mobil Corp.)
En 1972, Stein y Hilchie desarrollaron un método para estimar el máximo caudal
posible de producción de las areniscas friables sin utilizar el control de arena y
postularon la necesidad de estimar la resistencia de la formación empleando un registro
de tipo sónico y de densidad. Posteriormente se identificaron los mecanismos que
lograban mantener la estabilidad de la cara de arena y a su vez definieron el punto en el
cual se formaban los arcos alrededor de los túneles cañoneados. Finalmente, aplicaron
las correlaciones y los mecanismos estabilizadores a las características de producción
del pozo.
Registros de propiedades mecánicas.
Es posible determinar las propiedades mecánicas de las rocas del yacimiento a partir
de la data de los registros; mediante estos registros es posible obtener los módulos
combinados de volumen y de corte a partir de la densidad de la roca y de la repuesta
acústica de la formación. Adicionalmente, es posible calcular por separado el módulo de
volumen y el módulo de corte, así como también el módulo de Young y el coeficiente de
Poisson. A fin de calcular los parámetros anteriores, también se hacen necesarios los
valores de densidad y el tiempo de viaje de la onda sónica de compresión, también hay
que tener en cuenta el tiempo de viaje de la onda de corte.
3.6.3.- Técnicas Computacionales:
Durante años recientes se han llevado a cabo varios avances en mecánica rocas y
por ende la predicción de producción de arena. Entre estas metodologías se
71
encuentran:
Sand 3D
Sand 3D es un paquete de software para análisis de la roca a través de elementos
finos –con un modelo transitorio y en un modelo geoestructural. El paquete emplea
algoritmos avanzados de ingeniería para simular y modelar los esfuerzos in situ sobre la
formación y los escenarios de producción.
Técnica computacional Integrada de Análisis de Propiedades Mecánicas. (IMPACT).
Gracias a esta técnica se solucionar los problemas planteados por la mecánica de
rocas y también como una herramienta para resolver aplicaciones avanzadas tales
como estabilidad de la pared del hueco y para efectuar análisis de la resistencia del
sedimento. El paquete completo consta de 5 módulos:
Cálculos de Propiedades Mecánicas de las Roca
Análisis de Permeabilidad.
Análisis de Estabilidad de la Pared del Hoyo.
Análisis de Altura de la Fractura Hidráulica.
Análisis de Producción de Arena.
Lo que sí es de interés es el módulo de producción de arena, ya que éste calcula la
máxima caída de presión posible para lograr una producción libre de arena. El módulo
mismo contiene una serie de sub programas, los cuales incluyen el modelo lineal
elástico de Brown-Bray-Santarelli, así como un modelo lineal elástico restringido.
Sistema de Análisis de Integridad del Hoyo. (BIAS).
El sistema de Análisis de la Integridad del Hoyo fue desarrollado por Baker a fin de
ayudar a caracterizar los esfuerzos intrínsecos geomecánicos e identificar los
problemas de inestabilidad en desarrollo en la perforación. El paquete de software
calcula los esfuerzos in situ, las trayectorias estables de perforación y las ventanas para
el peso del lodo de perforación, así como también predice los potenciales de
72
arenamiento durante la producción.
Sistemas de Manejo y Control de Producción de Arena. (SPMS).
El SPSM fue diseñado de manera tal que pudiera emplearse en cualquier campo en
donde el área geomecánica pudiera tener un impacto significativo en el éxito de las
operaciones de perforación y de producción. El sistema integra perforación, yacimiento,
data geológica y de producción para el área específica y da repuesta a problemas
geomecánicos tales como la estabilidad de las paredes del hoyo y la producción de
arena a lo largo de toda la vida del campo.
Registro para Predicción de Producción de Arena. (SPP).
El registro SPP es la representación de los resultados obtenidos a partir de la
simulación efectuada sobre un tipo específico de yacimiento y condiciones de
producción. Constituye una parte integral de SPMS y se emplea principalmente en la
fase de producción para evaluar problemas potenciales de arenamiento.
3.7.- CAUSAS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA
La causa principal de la producción de arena es la falta de compactación y
cementación entre los granos de arena existentes en una formación, lo cual depende de
los diversos procesos geológicos a los que han sido sometidos durante largos períodos
de tiempo, o al desgaste posterior de los mismos; estos llegan a ser insuficientes para
resistir los esfuerzos por el paso de los fluidos, a través de ellos, otras causas de
producción de arena están relacionadas con:
Grado de Consolidación:
Ocurre cuando las fuerzas granulares de cementación, fricción intergranular,
gravedad y capilaridad (fuerzas que mantienen los granos en su lugar) son excedidas
por la fuerza de drenaje aplicadas a la formación durante el flujo de fluidos. Es
importante tener en cuenta que el grado de consolidación de una formación y la
73
capacidad de mantener túneles de perforación abiertos depende estrechamente del
nivel de cohesión existente entre los granos de arena.
La cementación de las arenas 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, caracterizadas por poseer poco material
cementante que mantenga unidos los granos de arena, por lo que estas formaciones
suelen calificarse de “poco consolidadas” o “no consolidadas”.
Una característica mecánica de la roca que se asocia al grado de consolidación se
denomina “resistencia a la compresión”. Las formaciones de Areniscas poco
consolidadas suelen tener una resistencia a la compresión inferior a 1000 libras por
pulgadas cuadrada. Además, incluso las formaciones de areniscas bien consolidadas
pueden modificarse al degradarse el material aglomerante, lo que se traduciría en
producción de arena. Esto puede ocurrir por la aplicación de tratamientos de
estimulación con ácidos o de técnicas de recuperación mejorada por inyección de vapor
a altas temperaturas.
3.7.1.- Tasa de Producción.
La producción de fluidos de yacimientos genera un diferencial de presión y fuerzas
de arrastre friccional que pueden combinarse para 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 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 aceptable. En numerosos casos, esta tasa de flujo se encuentra muy por
debajo de la tasa de producción aceptable para el pozo.
74
3.7.2.- Fuerzas de Arrastre.
Son generadas por los fluidos producidos sobre los granos de arena, provocando el
movimiento del mismo. La fuerza de fricción aumenta significativamente cuando existe
un aumento progresivo de la saturación de agua. Esto se debe a la disminución de la
permeabilidad relativa al hidrocarburo, lo que ocasiona un alto gradiente de presión
sobre la cara de la arena o alrededor de la cavidad de una perforación. Peor aún si se
experimenta cambios bruscos en la tasa de producción, ya que esto incide directamente
en los esfuerzos de corte, tensión y erosión que se generan en la matriz de la roca
cercana a las paredes del hoyo.
3.7.3.- Reducción de la Presión de Poros.
Se sabe que la presión del yacimiento sustenta parte del peso de la roca
suprayacente, a medida que esta presión se agota a lo largo de la vida productiva del
pozo se pierde el soporte que poseía ésta, generando 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 con los fluidos del pozo, la compactación de la roca del
yacimiento por reducción de presión de poro podría ocasionar la subsidencia de la
superficie.
3.7.4.- Mojabilidad de superficies y partículas.
En general, cualquier fluido al moverse en el medio poroso puede alcanzar una
velocidad de arrastre suficiente para desprender partículas de las paredes de los poros.
Cuando la saturación de la fase que moja, aumenta, y está se hace móvil, se alcanza
con facilidad la velocidad crítica, y las partículas comienzan a desprenderse y migrar.
3.7.5.- Viscosidad de 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
75
proporcional a la velocidad del flujo y viscosidad del fluido del yacimiento que se esté
produciendo. La fuerza de arrastre friccional sobre los granos de arena de la formación
es mayor en el caso de los fluidos de yacimientos de viscosidad alta, en comparación
con los de viscosidad baja. Por tanto es común que ocurra arrastre por viscosidad en
yacimientos de crudo pesado ya que el crudo es altamente viscoso y de poca gravedad.
3.7.6.- Presencia e incremento del corte de agua y/o gas
Se ha demostrado, a partir de la experiencia de campo, que la producción de arena
puede ocurrir antes o después que irrumpe en el pozo el agua y/o gas de formación. De
cualquier manera, algunos yacimientos que estuvieron abiertos a producción y no
mostraron síntomas de producción de arena, de repente comenzaron a producir arena
después que había aparecido un alto corte de agua y/o gas. La presencia e incremento
del corte de agua y gas en la producción de un pozo puede generar dos escenarios
diferentes que actúan, individualmente o en conjunto, en la producción de arena. Estos
escenarios se refieren a:
Reducción de la tensión superficial y por ende la presión capilar, las cuales actúan
como fuerzas cohesivas entre los granos que conforman el medio poroso.
Disminución de la resistencia de la formación debido a la disolución o hinchamiento
de las arcillas que actúan como material cementante entre los granos de arena. Esto
posiblemente se deba a que el agua presente cuando los granos de arena fueron
inicialmente depositados, sea químicamente diferente al agua contenida en el acuífero,
por lo que se suponía existan reacciones o cambios químicos en la matriz de la roca y
contribuyan a la pérdida de dicho material cementaste y/o arcillas. Por otra parte el
incremento de la producción de gas, tiene efectos de erosión sobre los granos de la
roca y los del empaque, ocasionados por la alta velocidad del fluido.
3.7.7.- Factores ligados al proceso productivo del Pozo.
Las actividades de producción quizás sean las más perjudiciales desde el punto de
vista de arenamiento. Dicho problema se agrava porque aquellos pozos que sufran
76
variaciones bruscas de tasa en cortos periodos de tiempo debido a las aberturas y
cierres de pozos (cambios no justificados de reductores o equipo de superficie)
generalmente tienden a convertirse en pozos productores de arena ya que la formación
sufre un fenómeno parecido a la fatiga de materiales, lo que reduce su capacidad de
soportar los esfuerzos a la que es sometida, produciendo volúmenes de arena cada vez
mayores.
3.8.- OPERACIONES QUE CONTRIBUYEN AL ARENAMIENTO
Los esfuerzos desestabilizadores y la resistencia mecánica de la formación pueden
ser afectados sustancialmente por las operaciones tradicionales de pozos, por lo tanto,
para poder analizar el fenómeno de arenamiento se tienen que estudiar no solamente
las características mecánicas de la formación en su estado virgen, sino también hay
que analizar aquellas operaciones de pozos que alteren los esfuerzos
desestabilizadores y la resistencia mecánica. Esto se debe a que dichas operaciones
pueden: disminuir sustancialmente la resistencia mecánica de la formación y aumentar
las velocidades de los fluidos los cuales causarán esfuerzos de arrastres excesivos.
Se ha determinado una amplia variedad de factores de daño a fin de tomar en
consideración los daños al yacimiento causados por los agentes externos durante la
perforación y en la completación del pozo. Lo indicado anteriormente, no solo esta
vinculado con el tipo de completación, sino también con la geometría del pozo, la
geología de la formación, los efectos de las operaciones de perforación y completación,
así como con el equipo de perforación. Las operaciones tradicionales de pozos que
pueden causar problemas de arenamiento son:
3.8.1.- Perforación
Las actividades de perforación causan daños a la resistencia mecánica de la
formación los cuales son directamente proporcionales a la tasa de penetración de la
mecha. Adicionalmente los fluidos de perforación también pueden causar daños debido
a pesos demasiados altos que causan un rompimiento mecánico de la formación
(fractura hidráulica no planificada) y problemas de invasión del lodo causando daño de
formación en la inmediación del pozo que reduce la permeabilidad.
77
3.8.2.- Cementación
Las actividades de cementación también pueden fomentar problemas de
arenamiento ya que si se dejan canales entre la formación y el revestidor, estos se
volverán canales preferenciales de flujo donde las velocidades serán excesivas y por lo
tanto causaran mayores fuerzas de arrastre.
Adicionalmente, si el cemento no está en buen contacto con la formación, esta no
tendrá confinamiento y los esfuerzos efectivos serán muy bajos. Debido a la ley de
Mohr-Coulomb, se conoce que los esfuerzos efectivos bajos producen resistencias al
corte también bajas por lo que una mala cementación crearía zonas de baja resistencia
alrededor del pozo.
3.8.3.- Cañoneo.
Si al momento del cañoneo se generan perforaciones tortuosas y no se logra
eliminar la zona de daño producto de la perforación y cementación, existirá una zona en
las vencidas del pozo donde las restricciones al flujo serán severas y por ende se
necesitará un mayor diferencial de presión para producir los fluidos provocando una
concentración de esfuerzos que desestabilizarán las perforaciones.
Las actividades de cañoneo deben ser planificadas y ejecutadas para producir
cavidades estables a largo plazo. Los parámetros de diseño de las perforaciones tales
como cargas, cañones, diámetro de los orificios, densidad de disparos y ángulo de fase
deberán ser especificados en función de las propiedades mecánicas de la formación.
En formaciones consolidadas el pozo se produce a través de los orificios de las
perforaciones perpendiculares al eje del pozo y los cuales fueron causados por las
operaciones de cañoneo. Por lo tanto, la arena producida que es arrastrada por los
fluidos de producción proviene de estos túneles de cañoneo y se deben entender los
factores que intervienen en la estabilidad de la cavidad de cañoneo.
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3.9.- FINOS DE FORMACIÓN
Ocasionalmente el fenómeno de migración de finos es confundido con el fenómeno
de arenamiento. Tradicionalmente el personal operacional ha llamado erróneamente la
presencia de un “polvillo” en las tuberías y separadores como presencia de finos. Sin
embargo, el uso correcto de la palabra “fino” está relacionado con cualquier partícula
pasando el tamiz #200 que equivale a partículas con tamaño menor a 0.074 mm (74
micras). Los finos son pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los
poros de la roca, las cuales son producidas in situ o por operaciones de campo, están
compuestos por limos que son partículas con tamaños entre 0.074 mm t 0.002 mm y
por arcillas que son partículas con tamaños menores de 0.002 mm.
3.9.1.- Migración de Finos.
Según Shelton (1964), “cambios en el carácter del fluido intersticial durante la
perforación y producción, pueden afectar fuertemente a los minerales de arcillas
presentes en el yacimiento y causar una reducción adicional en la permeabilidad de las
areniscas”. Sustentando la base del autor podemos decir que para que ocurra
migración de finos, las partículas deben desprenderse de la superficie del grano,
dispersarse y fluir a través del medio poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo
que causa un taponamiento severo y una disminución en la permeabilidad del medio
poroso en la región cercana al pozo, donde la velocidad del fluido es máxima.
Según Almon y Davies (1983), “en el manejo de los yacimientos es de gran
importancia considerar la composición de los minerales de arcillas, pues éstos
reaccionan de modos muy diferentes con los fluidos y tratamientos usados en la
perforación, completación y producción de pozos. Además cada grupo de minerales de
arcillas, contiene varios miembros los cuales pueden ser muy diferentes en términos de
morfología e incluso composición química, por lo que la velocidad de reacción entre
dichos minerales de arcillas y el fluido de completación introducido en el pozo, puede
variar de modo significativo dentro de un mismo grupo”. Generalmente, la migración de
partículas finas se produce en dos etapas:
Desprendimiento de las partículas por sensibilidad a los fluidos.
79
Transporte de las partículas por el fluido.
El efecto del desprendimiento de las partículas se produce por incompatibilidad entre
los fluidos de origen externo y los de la formación, que tienden a reducir las fuerzas de
adhesión entre las partículas y las paredes de los granos; y las fuerzas hidrodinámicas
que desprenden la partícula de tamaño entre 2 y 40 micrones.
3.10.- DAÑO DE FORMACIÓN
Según Rincón (2002). “Las causas de una baja productividad en un pozo pueden
variar desde un problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la
zona cercana al pozo, o en el pozo mismo. Las curvas potenciales incluyen: baja
permeabilidad natural del yacimiento, baja permeabilidad relativa a la fase de
hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca penetración o tapadas, y
restricciones al nivel de pozo”.
Por lo antes expuesto se plantea que el daño de formación es cualquier restricción al
flujo de fluidos o cualquier fenómeno que distorsiona las líneas de flujo de los fluidos.
Disminuye significativamente en la productividad, y ocasiona una caída de presión
adicional en las cercanías del mismo. El daño puede ser natural, una transformación
artificial de los fluidos producidos del yacimiento que atraviesan una formación, o
inducido por los fluidos utilizados en las operaciones de pozos, tales como perforación,
terminaciones y reparaciones, o estimulaciones.
Daño por arena.
Frecuentemente el daño de formación se ha identificado como uno de los problemas
tradicionales que tiene influencia en el fenómeno de arenamiento de pozos petroleros,
ya que este afecta la tasa de producción del pozo. Al tener un valor de daño de
formación alto en las inmediaciones del pozo, el fluido ejercerá una mayor presión
sobre el esqueleto mineral de la formación debido a lo limitada de la capacidad de flujo.
Debe señalarse que las operaciones de pozos que pueden causar daños de
formación son las que involucran fluidos de perforación y completación. Los
mecanismos de daños atribuidos a los fluidos de perforación y completación pueden ser
ocasionados debido a la invasión del filtrado como a la invasión y migración de sólidos.
80
Daño por migración de finos
El daño puede ser causado por la migración de finos, la acumulación de
incrustaciones, la acumulación de parafinas, asfáltenos u otros materiales orgánicos e
inorgánicos. También puede ser producido por el taponamiento causado por la
presencia de partículas extrañas en los fluidos inyectados, cambios en la mojabilidad,
hinchamiento de las arcillas, emulsiones, precipitados o barros resultados de reacciones
ácidas, por la actividad bacteriana y por el bloqueo de agua. Estos mecanismos de
daños pueden ser naturales o también inducidos.
3.11.- ENFOQUE GEOMECÁNICO DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA.
La Geomecánica es la disciplina que estudia las características mecánicas de los
materiales geológicos que conforman las rocas de formación. Esta es usada para
entender el arenamiento y producción de finos debido a que este fenómeno depende de
la relación entre los esfuerzos desestabilizadores y la resistencia mecánica de la
formación.
La disciplina de la Geomecánica utilizada para entender el arenamiento puesto que
este fenómeno depende de la relación entre los esfuerzos desestabilizadores y la
resistencia mecánica de la formación. Los esfuerzos desestabilizadores pueden ser
estimados conociendo la tasa de flujo por unidad de área, gradientes de presión en el
pozo y permeabilidades de la formación, mientras que la resistencia mecánica de la
formación es función directa de los esfuerzos totales y las presiones de poro en la
vecindad del pozo. Estos valores de esfuerzos efectivos se utilizan conjuntamente con
los ensayos de laboratorio para determinar la resistencia al corte de la formación.
Esto servirá para contestar la pregunta fundamental sobre arenamiento: si es un
problema creado por la naturaleza debido a una formación particularmente susceptible
o si es un problema creado por el hombre por actividades de pozos que perjudican la
resistencia de la formación y aumentan los esfuerzos de arrastre
El estado de esfuerzos alrededor del pozo y de las formaciones viene dado por la
acción de tres esfuerzos considerados principales: esfuerzo vertical máximo, horizontal
81
mínimo y máximo, esfuerzo radial y esfuerzo tangencial. Si alguno de estos esfuerzos
llegara a superar la resistencia mecánica de la roca se daría inicio al desprendimiento
de partículas o pedazos de formación, los cuales son transportados por los fluidos
producidos.
Se debe tener en cuenta que 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 de la formación.
Enfoque geomecánico del arenamiento:
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 sobre el esqueleto mineral. Los esfuerzos desestabilizadores
pueden ser estimados conociendo las tasas de flujo por unidad de área, gradientes de
presión en el pozo y las permeabilidades de la formación. Por medio de la Ley de Mohr-
Coulomb sabemos que la resistencia mecánica de la formación es función directa de los
esfuerzos efectivos; y por lo tanto tenemos que determinar los esfuerzos totales y las
presiones de poro en la vecindad del pozo.
Estos valores de esfuerzos efectivos serán usados conjuntamente con los resultados
de ensayos de laboratorio para poder estimar la resistencia al corte de la formación.
Esta resistencia al corte representa la resistencia de la formación en su estado virgen,
ya que está basada en información de núcleos tomados durante la etapa de formación.
Enfoque Geomecánico de la Migración de Finos
Según Mitchell, (1976).La migración de finos es causada principalmente por una
interacción química entre los fluidos producidos y sólidos de la formación debidos a
cambios químicos en los fluidos que causan el desprendimiento de partículas de
arcillas. Estas partículas de arcillas pueden migrar y causar taponamiento de los poros
aumentando considerablemente el daño a la formación. Muchas veces la migración de
finos y el fenómeno de arenamiento están relacionados ya que al movilizarse muchas
partículas de finos se puede crear un espacio lo suficientemente grande para que se
mueva una partícula de arena.
82
3.11.1.- Modelos Geomecánicos.
Los problemas geomecánicos se pueden clasificar en:
Problemas a escala de pozo: Problemas de estabilidad de pozo, arenamiento,
fracturamiento hidráulico, cambios de permeabilidad, entre otros.
Problemas a escala de yacimiento: compactación, reactivación de fallas (alteración de
la compartamentalizacion, pasar del estado sellante al no-sellante o viceversa,
sismicidad, direccionamiento de los fluidos de inyección, entre otros)
Para la generación de un modelo geomecánico es importante establecer el modelo
constitutivo del material. Existe gran variedad de modelos constitutivos del material, los
cuales van desde modelos sencillos (elástico lineal) hasta modelos más complejos que
requieren de mayor cantidad y calidad de información para poder ser usados, pero que
se ajustan mejor a lo que realmente está ocurriendo con la roca.
Después de establecer el modelo constitutivo del material, uno de los pasos
importantes para construir el modelo geomecánico es la determinación de las
propiedades mecánicas de la roca. Aunque se pueden hacer algunas pruebas de
campo para determinar ciertos parámetros geomecánicos, la mayoría de los resultados
requieren de núcleos y ensayos especializados de laboratorio.
Los parámetros mecánicos provenientes de formaciones geológicas pueden ser divido
en tren grupos:
1. Parámetros Elástico: La teoría de elasticidad permite establecer relaciones lineales
entre la aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes para un medio poroso.
2. Parámetros Poroelásticos: juegan un rol importante en el acoplamiento entre el fluido y
el medio sólido.
3. Parámetros de resistencia: los cuales son dependientes del nivel de carga y pueden ser
compresivos o de tensión.
Otros de los aspectos importantes para un análisis de estabilidad de hoyo es
determinar el campo de esfuerzos y la presión de poro antes de perforar el pozo, así
como los esfuerzos inducidos durante el proceso de perforación. Una vez que se tienen
las propiedades mecánicas de la formación, el campo de esfuerzos y el tipo de material,
83
es necesario establecer en que punto la roca va a fallar. Para esto ultimo lo que se
conoce como criterio de falla.
3.12.- MANEJO Y CONTROL DE ARENA.
El manejo y control de arena es una técnica que se ha venido usando desde hace
bastante tiempo para tratar yacimientos en producción con problemas de arenamiento.
En las condiciones adecuadas, es posible poner exitosamente en producción y sin
problemas de arenamiento a los pozos completados tanto a hueco abierto como a los
revestidos/cañoneados.
No se trata de una alternativa estricta de completación sino más bien de una
metodología la cual permite que un pozo entre en producción sin control de arena. En
los primeros días, “el manejo del problema de la arena” se limitaba a los pozos en
producción con quizás un caudal restringido y a manejar volúmenes de arena en la
superficie. Pero en términos prácticos era posible transportar de manera efectiva la
cantidad de arena producida en las tuberías ya que la producción prevaleciente de
hidrocarburos causaba muy poca erosión en los equipos.
De ahí, a que el control de arena se define como la tecnología y la práctica que
permite evitar flujo o movimiento de arena hacia el pozo. La decisión de instalar algún
método o técnica de control de arena está gobernada generalmente por la combinación
de factores de costo y riesgos.
3.12.1.- Manejo de Arena en Superficie.
Considerando los riesgos de sedimentación presentes en muchas de las
instalaciones de superficie, se deduce que las características reológicas de las
emulsiones de agua en crudo no son suficientes para acarrear toda la producción de
arena proveniente de los pozos (sin que ocurra sedimentación). Si se deseará
transportar de manera parcial o total la arena producida aprovechando la corriente de
líquido, se tendría que acondicionar dicho fluido desde el punto de vista reológico (por
ejemplo: aumentando la estabilidad y la viscosidad de la emulsión), de forma tal que
permita mantener la arena en suspensión y transportarla hasta los patios de tanques.
84
Ventajas:
Todo el proceso de separación se llevaría a cabo en patio de tanques, donde es más
factible aplicar cualquier tipo de proceso. No habría limitaciones de espacio y sería más
fácil la disposición de la arena.
Desventaja:
El proceso de deshidratación podría ser afectado considerablemente, ya que las
emulsiones no serían las mismas, siendo ahora más estables; aumentando así los
tiempos de deshidratación y los costos de tratamiento.
Controlar la reología de las emulsiones es un proceso muy complejo, corriendo el riesgo
de incrementar las presiones de bombeo, afectando de esta forma la capacidad en los
sistemas de distribución de crudo.
3.12.2.- Manejo de Arena en Estaciones de Flujo
Consiste en manejar la arena por medio de tecnologías de alta eficiencia, de tal
manera que ocurra una considerable separación de arena y, al mismo tiempo, exista un
acondicionamiento para el traslado de la misma. Estos equipos estarían ubicados en la
estación de flujo y operados en una forma ambientalmente segura, para así asegurar
que todo el sistema de distribución aguas abajo, quede protegido. Esta opción se
considera la más conveniente para proteger la mayor parte de las instalaciones y
mantener inalterable el proceso de bombeo de crudo.
3.12.3.- Sensores Ultrasónicos.
Los sensores ultrasónicos son dispositivos instalados sobre la tubería con grapas
que van desde 1” hasta 30” y justo después de un codo, donde las partículas sólidas
chocan con la pared interna de la tubería debido al cambio en la dirección de flujo. El
sensor posee una punta en la parte inferior que hace contacto metal-metal, por lo que el
impacto de las partículas que viaja a través de la tubería es recogido por un sensor
85
acústico. Este digitaliza, filtra y procesa la señal para producir una cuantificación certera
de la tasa de arena.
Entre sus aplicaciones se tienen: obtención de tasa óptima de producción, chequeo
en pozos con bombas electrosumergibles en formaciones no consolidadas, donde la
arena es un grave problema para la bomba, evaluar la eficiencia de un Gravel Pack,
observar el aporte después de un fracturamiento.
Ventajas:
No son intrusivos.
Pueden ser instalados en condiciones extremas de operación.
El comportamiento se puede ver en tiempo real.
Puede almacenar hasta 60 días de medición dentro del sensor mismo.
Puede existir una distancia máxima de 100 mts entre el sensor y el sistema de
adquisición de datos.
No tienen partes móviles.
El sensor no se erosiona.
Desventajas:
Según experiencia funciona bien en pozos de alta potencial.
Debido a que el fluido genera ruido, se debe ecualizar la señal para diferenciar las
burbujas de gas y líquido.
No posee ajuste por viscosidad del crudo.
El análisis de la data es realizado por la compañía operadora.
Alto costo del servicio.
86
Figura 11. Sensor Ultrasónico Inteligente Y Posible Ubicación Del Sensor De
Partículas. Estranguladores De Flujo.
Fuente: PDVSA, 2009
3.13.- MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA
Dependiendo del principio empleado los métodos para el control de arena pueden
ser mecánicos o químicos, y se describen a continuación:
3.13.1.- Métodos Físico-Químicos
Este método de control de arena se emplea en las formaciones con ninguno o poco
material cementante; también se emplea como una técnica de remediación en pozos
con un nivel inaceptable de producción de arena. Una ventaja y beneficio importante en
relación con otros métodos de exclusión de arena, es que la pared del hoyo queda libre
de obstrucciones (rejillas, empaques de arena, entre otros).
Se basan en la consolidación de los granos de arena de la formación a través de la
inyección de resina liquida, este elemento proporciona una cementación artificial entre
los granos lo que genera una resistencia mecánica muy alta. Los tratamientos fisicos-
químicos de consolidación son primordialmente aplicables en los intervalos o en zonas
múltiples donde se desea utilizar el diámetro interno máximo del pozo para la
productividad. Para lograr que la cementación artificial sea efectiva la resina tiene que:
Penetrar en la formación a través de todo el intervalo.
87
Concentrar la resina en los puntos de contacto de los granos.
Dejar la mayor parte del espacio poroso libre de flujo.
3.13.2.- Métodos Mecánicos
Los métodos mecánicos fueron diseñados con el fin de controlar la arena de
formación a través de la utilización de rejillas o forros ranurados, empaque con grava,
entre otros. Este método se basa en formar un puente o filtro de manera que los granos
de mayor diámetro sean puenteados en las ranuras de los forros ranurados o rejillas y/o
en los empaquetamientos de grava, éstos a su vez serán utilizados en el puenteo de los
granos más pequeños de la formación.
3.14.- TÉCNICAS PARA EL CONTROL DE ARENA:
Existen muchas técnicas para controlar la producción de arena en pozos, las cuales
van desde simples cambios en las prácticas de operación y producción de los pozos,
hasta costosos equipos de completación; todos ellos con el propósito de controlar el
movimiento de partículas de la formación hacia la boca del pozo.
3.14.1.- Modificación de las Tasas de Producción
Por lo general, es el medio más sencillo y económico para controlar la producción de
arena, el cual consiste en la modificación de la velocidad o tasas de producción y se
fundamenta en una reducción de la velocidad en el área cercana a la cara del pozo (en
la cara de la arena) mediante la restricción de las tasas de producción, disminuyendo
así la caída de presión en la cara de la formación.
Este método de control de arena permite el uso de técnicas de completación
sencillas con la desventaja de limitar los volúmenes de producción, ya que se produce a
tasas inferiores a las tasas críticas de arrastre o de inestabilidad de la matriz de los
granos de la formación. Es importante considerar que el control de la tasa de flujo es
uno de los métodos más económicos pero no muy rentables debido a que existen otros
factores como el grado de consolidación de la formación, tipo y cantidad de material
88
cementante y cantidad de agua producida que pueden incidir en la producción de
arena.
3.14.2.- Prácticas Selectivas de Completación:
Las prácticas selectivas de completación se basan en la integridad o resistencia de
la formación. En arenas de mayor resistencia a la compresión es posible obtener un
mayor diferencial de presión que normalmente permitirá tasas y velocidades de
producción más elevadas sin que comience la producción de arena. Sin embargo, este
método puede limitar la cantidad de zonas que pueden ser perforadas, limitando la
producción total del pozo.
3.14.3.- Consolidación de Arena In Situ
El control de arena por consolidación química envuelve el proceso de inyectar
químicos a la formación naturalmente desconsolidada 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 mientras se continúa produciendo a
las tasas deseadas.
Los granos de la arena deben estar recubiertos con resina para humedecer la
superficie de la arena y así alcanzar una buena adherencia y cohesión. La fase húmeda
(la resina en este caso) se concentra en los puntos de contacto de los granos ya que
son los puntos de menor velocidad y por lo tanto de arrastre. Esto se debe al hecho de
que cuando dos fases están presentes en un medio poroso la tensión interfacial entre la
resina y el fluido secundario en los espacios porosos hace que la resina fluya hacia los
puntos de contacto de los granos.
Previo al endurecimiento de la resina, se procede a inyectar un fluido no-reactivo
(normalmente aceite) en el espacio poroso para así generar un desplazamiento parcial
de la resina. Las proporciones volumétricas normalmente son de un 35% de ocupación
del espacio poroso por la resina. El volumen remanente desplazado por el aceite estará
disponible para la circulación del flujo una vez que la resina cure.
89
Figura 12. Imagen microscópica de granos. Consolidados de una roca
Fuente: Gesto, 2006.
3.14.4.- Screen less:
Es un método mecánico/químico que combina un cañoneo óptimo en dirección al
plano preferencial de fractura (PPF); consolidación a través de un tratamiento con grava
resinada para aumentar la compactación entre los granos y por último un fracturamiento
para incrementar la producción; por otra parte esta técnica no presenta restricciones en
el hoyo (sin empaque en anular, sin rejilla).
Existen ciertos parámetros a considerar que pueden restringir el uso de esta técnica:
Intervalos <40’ verticales, intervalos <6’, pozos inclinados >10° (T.V.D.)
El llenado de las perforaciones se hace más complejo a medida que aumenta la
longitud del cañoneo y la desviación del pozo.
Para aplicarla deben existir temperaturas de yacimientos entre 140-400°F, debido al
curado de la resina.
Para pozos donde la temperatura de yacimiento es menor de 225 °F se requiere el uso
de catalizadores y un determinado tiempo de curado desde 6 horas a 56 horas
dependiendo de las características del pozo.
Se puede aplicar en arenas depletadas con historia de migración de finos ya que la
fractura disminuye la velocidad de flujo a través de ella y por lo tanto las fuerzas de
arrastre.
Esta técnica no es compatible con tratamientos ácidos.
90
En la aplicación de esta técnica se debe realizar el cañoneo a 180°fase (hacia el PPF si
se conoce) con la finalidad de evitar perforaciones inestables en dirección a los
mínimos esfuerzos que puedan producir arena.
Esta técnica puede ser aplicada:
En pozos con alto daño, que no sea removible con tratamientos ácidos.
En yacimientos de alta permeabilidad se utiliza para disminuir la producción de arena, y
en yacimientos de baja permeabilidad para aumentar la conductividad del yacimiento
además de controlar arena.
Se recomienda su aplicación en yacimientos sensibles a formar precipitados y
emulsiones por reacciones con fluidos y ácidos.
El uso de esta técnica se encuentra altamente limitado por la cercanía de contactos
agua-petróleo, debido a que la fractura podría poner en comunicación la zona de agua
con el pozo. Si se requiere de selectividad de producción de intervalo, esta técnica
puede ser aplicada. Además se requiere de la presencia de barreras lutíticas para
soportar la fractura y de esta manera garantizar la obtención de la geometría deseada,
además de no comunicar zonas cercanas con fluidos indeseables.
3.14.5.- Frac Pack
Es un método mecánico de control de arena, en el cual se induce hidráulicamente
una fractura de tamaño limitado en un yacimiento débil o no consolidado, también se
conoce como fractura en rocas de altas permeabilidad “high permeability fracturing” y
esta concentrada en la técnica de apuntalamiento “tip-screenout”.
Los mismos principios de fractura hidráulica se aplican en Frac-pack; sin embargo,
es necesario resaltar que las operaciones de frac-pack principalmente sobrepasan “by
pass” las zonas con daños que circundan a la pared del hueco y además generan un
“conduit” de alta permeabilidad (empaque de arena en la fractura) lo cual combina la
distribución de los esfuerzos alrededor de la columna de perforación. Los pozos en
producción ubicados en yacimientos no consolidados y que están tratados con Frac-
Packs, necesitan de menores caídas de presión para su producción.
91
Las principales razones para emplear esta técnica de frac-parking para controlar el
avenamiento son:
Sobrepasa “By Pass” la formación que presenta daño e invasión.
Reduce los cortes de agua y la conificación.
Controla la producción de arena.
Mejora la Productividad.
La alta perdida de fluido a causa de la alta permeabilidad de la formación puede que
disminuya la capacidad de conductividad de la fractura, en algunos casos, esto puede
resultar en aumento del daño “positive skins”. El proceso de Frac-Packing consta de
tres pasos principales; apuntalamiento “tip screenout”, en el cual la fractura inicial crece
y se detiene a unos cuantos pies de la pared del hueco, seguido de una expansión de la
fractura a causa de la continua presión ejercida sobre la fractura por el peso de la grava
y el fluido. Al final, debido la alta tasa de fuga, la fractura se empaca con grava o
apuntalante y a medida que ocurre la difusión y liberación de presión a la formación
deja un empaque “pack”.
Entre los parámetros a considerar en cuanto a la aplicación de esta técnica se tiene:
Recomendado en reservorios que están sobrepresurizados resultando la arena
pobremente consolidada.
Esta técnica puede ser aplicada en pozos con alto daño, que no sea removible con
tratamientos ácidos.
Se recomienda su aplicación en yacimientos sensibles a formar precipitados y
emulsiones por reacciones con fluidos y ácidos.
En yacimientos de alta permeabilidad (K>=50md) se utiliza para disminuir la producción
de arena y en yacimientos de baja permeabilidad (K<10md) para aumentar la
conductividad del yacimiento además de controlar arena.
Recomendado en arenas depletadas con historia de migración de finos ya que
disminuye arrastre por velocidades de flujo.
Esta técnica resulta aplicable en formaciones con laminaciones arena/lutíta, ya que
permite conectar y empacar todas las arenas a través de una fractura. Esto es posible si
las intercalaciones lutíticas no sobrepasan los 10’, ya que serían difíciles de fracturar.
92
3.14.6.- Cañoneo Orientado.
Las operaciones de cañoneo son una de las tareas más delicadas en las
operaciones de completación de pozos, su principal objetivo es proveer una
comunicación efectiva entre el pozo y el yacimiento. Para obtener un flujo efectivo
desde la formación hacia la superficie no sólo el equipo de cañoneo es importante,
también lo es la técnica de cañoneo apropiada para cada una de las diferentes
completaciones tomando en cuenta las condiciones del pozo. El no emplear las
combinaciones adecuadas de técnicas puede resultar en daño a la tubería de
revestimiento, al yacimiento o a la perforación en sí, con el consecuente daño a zonas
productoras o al pozo, lo cual involucrará gastos extras en reparaciones, estimulaciones
y otros.
El disparo es el único modo de establecer túneles de conducción que sirven de
enlace entre los yacimientos de petróleo y gas y los huecos revestidos con acero que
llegan hasta la superficie. Sin embargo, el disparo también daña la permeabilidad de la
formación alrededor de los túneles de los disparos. Tanto el daño como los parámetros
de los disparos (la penetración en la formación, el tamaño del orificio, el número de
disparos y el ángulo entre los orificios) tienen un impacto significativo sobre la caída de
presión en las cercanías del pozo y, por lo tanto, sobre la producción. La optimización
de estos parámetros y la disminución el daño inducido constituyen aspectos
importantes del disparo.
Tanto la productividad como la inyectividad del pozo dependen fundamentalmente
de la caída de presión en las cercanías del hoyo, la cual habitualmente se computa a
través del factor de daño. Este último depende del tipo de completación, del daño de la
formación y de los parámetros de los disparos.
Se han copilado datos sobre los esfuerzos presentes en la tierra a partir de una
diversidad de fuentes; la magnitud y orientación de los esfuerzos horizontales pueden
exhibirse en mapas de esfuerzos locales o globales. La fuente predominante de
información sobre los esfuerzos horizontales son los mecanismos focales sobre
terremotos –compresión, tracción o desplazamiento- determinados a partir de las ondas
sísmicas producidas por los terremotos.
Una pequeña cantidad de datos proviene de técnicas de relajación de esfuerzos y de
medición de esfuerzos, la información sobre los esfuerzos locales en áreas de
93
desarrollo de petróleo y gas a menudo proviene de los pozos e incluye datos de
registros sónicos, configuraciones de ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo,
direcciones de fracturas inducidas, y datos de fracturamiento y microfracturamiento
hidráulico.
Una fuente importante de datos direccionales sobre los esfuerzos presentes en la
tierra son las imágenes y mediciones adquiridas por herramientas operadas a cable y
obtenidas durante la perforación (LWD, por sus siglas en ingles), habitualmente el
mayor esfuerzo principal es vertical y se atribuye al peso de los estratos de sobrecarga.
Los datos sónicos, de densidad y de presión de poros se utilizan para generar un perfil
de esfuerzo vertical, los dispositivos de generación de imágenes de la pared del pozo,
tales como la herramienta de generación de Imágenes Micro eléctricas de Cobertura
Total FMI, la herramienta de generación de imágenes Micro eléctricas en Lodos Base
Aceite OBMI y las herramientas de resistividad geoVISION GVR, proveen la orientación
de las fracturas inducidas y las ovalizaciones por ruptura de la pared del pozo.
La dirección del esfuerzo principal mínimo es perpendicular a estas fracturas y se
encuentra alineada con la elongación del pozo causada por sus ovalizaciones. La
determinación precisa de las direcciones de los esfuerzos es crucial para el correcto
despliegue de los sistemas de pistolas de disparos orientados. Los disparos realizados
en la dirección del esfuerzo máximo hacen más eficaz el fracturamiento hidráulico
porque reduce los efectos de la tortuosidad durante el bombeo.
Para la prevención de la producción de arena, la ejecución de los disparos
orientados en la dirección de máxima estabilidad ha producido buenos resultados. Se
pueden lograr disparos orientados con herramientas operadas a cable, bajadas
mediante tubería flexible o con la tubería de producción, en pozos verticales, desviados
u horizontales. Independientemente del método utilizado, los disparos orientados han
ayudado a minimizar la producción de arena, especialmente cuando existe anisotropía
de los esfuerzos.
El modelo de la tendencia de un yacimiento a la producción de arena también
requiere el conocimiento de las magnitudes de los esfuerzos principales. Para medir
físicamente la magnitud de los esfuerzos horizontales en el fondo del pozo, a menudo
se utiliza una técnica de fracturamiento hidráulico denominado determinación de datos
de fracturamiento DataFRAC, en pozos que requieren tratamiento de estimulación por
fracturamiento hidráulico. Después de la iniciación de la fractura hidráulica, las
94
mediciones de la presión de cierre registran la presión de cierre de fractura, que este
relacionada con el esfuerzo local mínimo que actúa en sentido perpendicular a la
fractura.
La información sobre esfuerzos, en combinación con otros datos, se utiliza para
construir modelos del esfuerzo principal mínimo en función de la profundidad. Estos
modelos son importantes tanto para el diseño como para el análisis del tratamiento de
fracturamiento hidráulico.
Para predecir el desempeño de una terminación con manejo de la producción de
arena a lo largo de la vida productiva del yacimiento, también se necesita información
acerca del impacto del agotamiento sobre los esfuerzos presentes en el yacimiento,
esta información por lo general consiste en un solo numero denominado trayectoria de
esfuerzos del yacimiento, puede calcularse en forma aproximada a partir de las
propiedades elásticas del yacimiento y de la roca adyacente o en forma mas precisa
utilizando un modelo geomecánico de todo el campo, o puede ser examinando los
registros de fracturas hidráulicas de las distintas etapas de desarrollo del campo, si
dichos datos existen.
Las propiedades estáticas de la roca se obtienen a partir de pruebas de laboratorio.
En el laboratorio, el esfuerzo efectivo ejercido sobre la muestra de roca rige la falla pero
el tamaño, la forma, el contenido de humedad y los defectos de la muestra también
inciden falla; se construye una envolvente de falla utilizando datos de las diversas
pruebas compresionales, en la que habitualmente los puntos de esfuerzo axial máximo
se representa gráficamente en función de las diferentes presiones de confinamiento
utilizadas durante las pruebas.
El análisis de producción de arena difiere en que la presión de los túneles de los
disparos en menor que la presión del yacimiento, lo que permite el flujo de fluido, o en
el caso de terminaciones a agujero descubierto, la presión del pozo es menor que la
presión del yacimiento. Los cálculos de los esfuerzos se realizan con la orientación y la
distribución radial correcta de los disparos para determinar la caída de presión minima
que no promueva la ruptura por cizalladura, o la caída de presión máxima libre de
arena. Esta caída de presión se utiliza luego para calcular los regimenes de producción
estable si se logra los requisitos de producción mínimo; caso contrario se debe
modificas el diseño de la terminación.
95
3.14.6.1.- Manejo de la producción de arena.
Dependiendo de la resistencia de la formación, las tensiones de los disparos, la tasa
de flujo y el tipo de fluido, la arena se puede producir con el petróleo, el gas y el agua
cuando la tasa de flujo es suficientemente elevada y existen granos de la formación no
consolidados o sueltos en los disparos o alrededor de los mismos. Las causas
principales de la producción de arena son los cambios en la tasa de flujo relacionados
con la caída de presión, el aumento de la tensión efectiva debido al agotamiento de las
reservas y el aumento de la producción de agua con el transcurso del tiempo.
Para controlar la producción de arena se utilizan métodos mecánicos que la
excluyen de los fluidos producidos. Las técnicas de prevención tratan de minimizar o
eliminar la cantidad de arena producida, además de reducir su impacto sin utilizar
métodos de exclusión mecánicos. La selección entre estas opciones depende de la
estabilidad de los disparos y de la formación y además se tiene en cuenta si existe la
posibilidad de predecir el fracaso de la operación de disparo.
Figura 13. Disparos para el control de la producción de arena.
Fuente: Perforating-Oilfield, 2006.
Existen diversos métodos que permiten predecir la estabilidad del túnel de los
disparos a lo largo de la vida de un pozo. Los modelos teóricos de estabilidad del hueco
adaptados a los disparos resultan útiles a medida que se modifican las condiciones de
tensión debido a la caída de la presión y al agotamiento de las reservas. Los métodos
experimentales comprenden pruebas de núcleos del yacimiento o de rocas de
afloramientos con propiedades similares.
96
El disparo debe tener en cuenta el nivel de desbalance adecuado para minimizar la
caída de presión, y remover toda la arena suelta para limpiar los túneles de los disparos
y poder realizar un emplazamiento óptimo de la grava. Como sistema de prevención, el
diseño de los disparos tiende a evitar la producción de arena a lo largo de la vida de un
pozo. Una decisión correcta afecta tanto los costos iniciales como la tasa de producción
y la recuperación total del pozo.
3.14.6.2.- Requisitos del control de la producción de arena.
Habitualmente se cree que en las formaciones débiles y no consolidadas no existen
disparos abiertos en la formación, con lo cual la única abertura para emplazar la grava
sería el hueco que atraviesa el revestidor y el cemento. Esta teoría general sostiene
que sí las formaciones son débiles y se produce arena junto con hidrocarburos, existen
pocas posibilidades de que existan túneles abiertos. Sin embargo, tanto las pruebas de
un solo disparo como las de disparos múltiples demuestran que esa regla no se cumple
en todos los casos.
Por el contrario, las investigaciones indican que la definición de los disparos en las
arenas débiles depende fundamentalmente de la resistencia de la roca, pero también
de otros factores, como la tensión efectiva, el desbalance, la distancia entre los
disparos adyacentes y los fluidos en los espacios de los poros y en el hueco. Cuando
los túneles de los disparos no están definidos, el objetivo de disparar para realizar
operaciones convencionales con empaques de grava consiste en minimizar la caída de
presión en todo el hueco relleno de grava en el revestidor y el cemento. Esa caída de
presión está determinada por el área total abierta al flujo (el área de huecos individuales
multiplicada por el número total de disparos), la permeabilidad de la grava y la tasa de
flujo por disparo.
Antes de colocar el empaque de grava se debe eliminar el daño de los disparos, los
finos de la formación y los detritos de las cargas, para lo cual los mejores métodos
consisten en disparar con un desbalance de presión y activar el flujo. Para evitar el
colapso del orificio y una producción catastrófica de arena durante el disparo, se deberá
seleccionar el máximo desbalance de presión.
Si se dispara con el orificio de superficie abierto se garantiza que el flujo posterior al
disparo transporte los residuos hacia el hueco. Se deben tomar las precauciones
97
necesarias para manejar la producción transitoria de arena que se produce en la
superficie hasta que los disparos se limpian totalmente.
Cuando la caída de presión y la tasa de flujo por disparo son bajas, se pueden
utilizar cargas de penetración profunda. Este tipo de cargas causa menos daño
localizado y menor cantidad de residuos y proporcionan un radio efectivo del hueco más
grande, lo que reduce la caída de presión. Como ocurre en las aplicaciones de
fracturación, el diámetro de los disparos debe ser entre 8 y 10 veces superior que el
diámetro de la grava.
Además de los empaques de grava internos, los disparos desempeñan un papel
importante en las aplicaciones externas para el control de arena, como fracturas
empacadas y los empaques de grava sin mallas. Las exigencias de los disparos con
respecto a las fracturas empacadas son las mismas que para los empaques de grava
internos, ya que es más importante minimizar la caída de presión a través del empaque
y controlar la producción de arena que crear fracturas largas. Sin embargo, para crear
un empaque externo es importante lograr un emplazamiento correcto del agente de
sostén.
Los orificios grandes con alta densidad de disparo (12, 16, 18 ó 21 dpp) y ángulo de
orientación de 60° ó 45° maximizan el área de flujo e impiden el desborde del agente de
sostén, u obturación, en los disparos. En los empaques de grava sin mallas, la
formación se consolida con resinas y luego se fractura.
El agente de sostén inyectado en la fractura impide la producción de arena de la
formación. Debido a que el agente de sostén no rellena los disparos, los requisitos de la
operación de disparos es más parecido a los de las estimulaciones convencionales por
fracturación hidráulica: la longitud del intervalo agujereado debe ser limitada; los
disparos que no se comunican con la fractura pueden producir arena y deben ser
eliminados o minimizados; el diámetro del orificio debe ser de 8 a 10 veces más grande
que el diámetro del agente de sostén y los disparos con una fase comprendida entre 0 y
180° se deben orientar dentro de los 30° del PFP.
3.14.6.3.- Prevención de la producción de arena.
La producción de arena en las formaciones no consolidadas y en algunas
formaciones consolidadas pero débiles se origina en el colapso del túnel o en la falla de
98
la formación entre los disparos. Para evitar problemas subsiguientes que podrían
perjudicar la productividad y rentabilidad y limitar las opciones de intervención en los
pozos, las medidas de prevención de la producción de arena deben tener en cuenta los
cambios ocurridos en las tasas de producción, el estado de tensiones de la formación y
la producción de agua.
Una vez que se determinan la estabilidad de la formación y los umbrales de la falla
del disparo por medio de simulaciones, pruebas de laboratorio o análisis de datos
históricos, los métodos de disparo se utilizan para minimizar la producción de arena. El
uso de sistemas de prevención implica la aceptación de un riesgo relativamente bajo de
producción de arena. Las cargas de hueco grande más poderosas, el ángulo de fase y
un nivel excesivo de desbalance contribuyen al aumento del daño provocado por los
disparos y a que se produzcan fallas entre los mismos.
Para prevenir la producción de arena, el diseño de los disparos debe tratar de
minimizar el tamaño del orificio en la formación, la caída de presión en los intervalos
agujereados y la tasa de flujo por disparo. Por otra parte, los disparos deben
encontrarse a la mayor distancia posible entre sí. Cuando existe un gran contraste de
tensiones en la formación y se conocen las direcciones de los esfuerzos, los disparos
orientados utilizando diversos sistemas pueden incrementar la estabilidad de los túneles
aprovechando las direcciones de los esfuerzos mínimos.
El disparo selectivo puede evitar las zonas o las formaciones débiles por completo.
Debido a que los disparos de diámetro reducido son más estables que aquellos creados
por cargas de hueco grande, para la prevención de arena se recomienda utilizar las
cargas de penetración profunda. Esto también minimiza el daño ocasionado por el
disparo, otorga mayor estabilidad durante la caída de presión y el agotamiento, y
aumenta la distancia entre los disparos. Cuando se utilizan densidades de disparo más
elevadas, la caída de presión, la tasa de flujo y las fuerzas de arrastre de cada disparo
se mantienen por debajo del valor crítico y se minimiza la erosión de la formación.
El disparo con desbalance óptimo reduce el daño y evita el arenamiento provocado
por fallas catastróficas del túnel que podrían atascar los cañones. Las simulaciones de
estabilidad de los disparos permiten determinar los límites de desbalance que
mantienen la caída de presión por debajo del límite crítico de falla de la formación. Las
técnicas que utilizan un solo disparo y las pruebas de flujo efectuadas sobre los
núcleos, pueden confirmar cuáles son los valores de desbalance que permiten prevenir
99
el transporte de arena, cuantificar el impacto del incremento en la producción de agua y,
por lo general, verificar la estabilidad de la formación y del disparo.
Además de la inestabilidad del disparo individual, la vinculación entre las zonas de
falla alrededor de los disparos adyacentes, determinada por la distancia entre los
disparos, lleva al colapso de la formación y a la producción de arena. Cuando los
huecos son más pequeños y la densidad de disparo es menor aumenta el
espaciamiento de los disparos, pero se produce el efecto indeseado de que se
incrementa la tasa de flujo y la caída de presión por cada disparo, lo cual hace
aumentar el transporte de material proveniente de la falla de la formación y puede
provocar producción de arena.
3.14.6.4.- Disparo inteligente.
Todos los pozos revestidos deben tener orificios para poder producir hidrocarburos,
pero las distintas combinaciones de yacimientos y completaciones tienen diferentes
exigencias al respecto. Debido a que el disparo es un elemento tan crítico para la
productividad del pozo, los requerimientos de cada pozo deberían ser optimizados
sobre la base de las propiedades específicas de la formación. El mejor modo de
alcanzar esto es comprender de qué manera responden los yacimientos a las
completaciones naturales, estimuladas y las completaciones específicas para el manejo
de la arena.
Los factores que se deben tomar en cuenta son: la resistencia a la compresión y los
esfuerzos de la formación, la presión y la temperatura del yacimiento, el espesor y la
litología de la zona, la porosidad, la permeabilidad, la anisotropía, el daño y el tipo de
fluido (gas o petróleo).
Las formaciones duras, de alta resistencia, y los yacimientos dañados por los fluidos
de perforación son los que más se benefician de los disparos de penetración profunda
que atraviesan el daño de la formación y aumentan el radio efectivo del hueco. Los
yacimientos de baja permeabilidad, que necesitan estimulación por fracturación
hidráulica para producir en forma económica, requieren disparos espaciados y
orientados correctamente.
Las formaciones no consolidadas que pueden producir arena necesitan orificios
grandes, que permiten reducir la caída de presión y se pueden empacar con grava para
100
mantener las partículas de la formación fuera del disparo y del hueco. Los disparos
también se pueden diseñar a fin de prevenir la falla del túnel y de las formaciones
provocadas por la producción de arena.
Este enfoque de sistemas globales, denominado disparo inteligente, pone énfasis en
las técnicas que maximizan la productividad del pozo y ayudan a los operadores a
obtener los mayores beneficios a partir de las soluciones disponibles para superar los
dilemas asociados con las completaciones con disparos de los pozos.
Al adaptar los diseños de los disparos a los yacimientos específicos, la tecnología de
disparo se integra con la geología, la evaluación de las formaciones y las técnicas de
completación para determinar cuáles son los equipos, la carga hueca, el sistema de
transporte, el método de instalación y las condiciones de presión más adecuadas para
realizar operaciones de disparo eficientes y efectivas. Gracias a las simulaciones
computarizadas utilizadas para comparar el comportamiento real con respecto a las
expectativas del diseño, se podrán perfeccionar las herramientas y los métodos
existentes para hacerlos más efectivos. El objetivo final consiste en diseñar soluciones
específicas para maximizar la productividad de cada pozo.
3.14.7.- Empaque con grava:
En un empaque con grava, el anular entre la pared del hoyo y una rejilla se rellena
con grava de un tamaño determinado, de tal manera que cumpla la función de un filtro
que impida el paso de la arena del pozo al empaque. La grava puede ser pre-empacada
dentro de la rejilla o bombeada posteriormente en el anular después de la colocación de
la rejilla. Aunque las rejillas pre-empacadas presentan la ventaja de no necesitar
bombeo de la grava, son susceptibles a daños a causa de taponamiento con finos
durante la instalación.
La arena de formación se mantiene en sitio gracias a la acción de una arena de
empaque debidamente dimensionada, la cual se mantiene en su lugar con la ayuda de
una rejilla de medidas adecuadas. Para determinar que tamaño de arena de empaque
se requiere, se deben evaluar muestras de arena de formación con el fin de determinar
el diámetro de los granos de arena y la distribución de los mismos.
Ventajas:
101
El tratamiento no depende de reacciones químicas.
El daño a la productividad por lo general es pequeño.
Se emplea especialmente para controlar arenamiento en los intervalos productivos
prolongados.
Es más fácil de aplicar en las arenas compuestas.
Desventajas:
Los trabajos de mantenimiento, reparación y limpieza (workovers) son más
complicados.
El daño que pudiera sufrir la rejilla como consecuencia de la erosión y la corrosión son
motivo de bastante preocupación.
Pueden ser difíciles de emplear en pozos horizontales y con desviaciones.
3.14.7.1.- Tipos de empaques:
Existen dos tipos diferentes de empaque con grava, el empaque con grava interno y
el empaque con grava a hoyo desnudo.
Empaque con grava interno (En Hoyo Entubado)
La grava del empaque colocada en las perforaciones y en el anular del liner
revestidor filtra la arena de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del
empaque con grava; Con este tipo de empaque se obtiene la flexibilidad necesaria para
producir las arenas de manera selectiva, y facilita las operaciones de reparación del
pozo. Este tipo de empaque se utiliza en yacimientos con: Empujes muy activos de
agua o gas y arenas intermedias en contacto con productoras de agua o gas.
Existe una gran variedad de técnicas utilizadas para colocar la rejilla y él frente a las
perforaciones y controlar la colocación de la grava. La escogencia de la técnica más
adecuada dependerá de las características particulares del pozo tales como
profundidad, espesor del intervalo, presión de la formación, entre otros.
Durante la realización del empaque debe haber cierta pérdida de filtrado para
garantizar que la grava llene completamente los espacios, sin embargo la pérdida de
fluido durante el empaque con grava es un problema serio en las zonas de alta
permeabilidad. Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de
102
daño tales como, problemas de escama por la interacción del agua de la formación con
los fluidos perdidos durante la fase de completación, daño debido a la pérdida de fluidos
altamente viscosos (residuo), daño debido a la incapacidad de completar con fluidos
limpios libres de partículas sólidas como carbonato del calcio o sal usados como
aditivos para controlar perdidas de fluidos bombeados antes del empaque con grava,
que pueden crear problemas de taponamiento del medio poroso por sólidos.
Por otra parte el uso de fluidos viscosos crea otros problemas durante la realización
del trabajo de empaque, como por ejemplo, un puenteo de la grava y falsa indicación
del fin de la operación.
Figura 14. Corte esquemático de un empaque con grava
Fuente: Suárez y Arenas (2002).
Ventajas:
Puede ser selectivo en intervalos a ser empaquetados, esto es incomunicar o separar
intervalos de lutitas o agua.
No hay problemas de desprendimiento de la formación, ya que esta es contenida.
Las posibilidades de pescar la tubería ranurada o rejilla posteriormente son mayores,
así como el reacondicionamiento del pozo o terminación de otro intervalo.
El intervalo a ser empaquetado puede ser localizado o cualquier profundidad en el
pozo.
Desventajas:
Se debe asegurar que todas las perforaciones estén abiertas y limpias antes de
empaquetar.
Flu jo
Material deFormación
Inconsolidado
Invación de Grava enla Arena
Formación
Cemento
Reg ión Compactada
de Grava
Revestidor
Flu jo
Material deFormación
Inconsolidado
Invación de Grava enla Arena
Formación
Cemento
Reg ión Compactada
de Grava
Revestidor
103
Cualquier daño en el empaquetamiento resultante del mezclado de arena con grava y
cualquier otro material sólido presente, afectarán la productividad dada la cercanía de la
formación con el centro del pozo (Wellbore).
Menor productividad podrá esperarse comparándola con empaquetamiento en hoyo
abierto, ya que existe menor área de flujo en la formación.
Existirá mayor diferencial de presión (DP) por la menor área de flujo disponible (túneles
perforados).
Empaque con grava a hoyo desnudo (En hoyo abierto)
La aplicación de este empaque, se relaciona directamente a yacimientos en donde
no existen arenas intermedias productoras de agua o gas, en donde su principal
objetivo es colocar la grava compacta en el espacio anular entre el forro y la formación
productora. El empaque con grava en hoyos abiertos permite menos restricciones
debido a la falta de túneles de perforación, con reservorios levemente mayores que
pueden dar grandes cantidades de producción con un "drawdown" muy pequeño según
la Ley de Darcy, por ser el espacio anular grande la colocación de la grava es más fácil,
presenta una excelente longevidad y no existen gastos asociados con tubería de
revestimiento o cañoneo.
Ventajas:
Una envoltura con mayor espesor de grava será colocada alrededor de la malla, la cual
controlará la arena de formación a mayor distancia del centro del pozo (Wellbore). Si
ocurriera un mezclado de la arena más cerca al centro del pozo.
Se obtendrá una mayor productividad, ya que existe mayor área de flujo en la
formación.
No existe problema alguno con perforaciones abiertas o taponadas.
Menor diferencial de presión (DP), continuarán gracias a la mayor área de flujo
disponible.
104
Desventajas:
No pueden ser tratadas zonas separadas, ya que toda la sección del hueco abierto
debe ser empaquetado al mismo tiempo. Esto puede ser un problema cuando más
tarde se requiera aislar una zona de intervalo total.
Se debe remover todo el lodo y revoque de lodo antes de efectuar el empaquetamiento
de grava, ya que los sólidos del lodo quedaran incorporados con esté y restringirán la
productividad (pérdida de permeabilidad).
Desprendimiento de la formación puede prevenir el colocamiento de la rejilla o tubería
ranurada a través del intervalo completo, así mismo puede bloquear completamente o
reducir severamente la productividad de la zona baja.
El intervalo a ser empaquetado debe estar localizado al fondo del pozo.
En general, cuando se requiere control de arena, el empaque con grava es el
enfoque más común. Esta técnica puede aplicarse en completaciones a hoyo abierto y
revestido, en desviaciones de pozo de 0 a 100° y en longitudes de hasta unos pocos
miles de pies. Existen sistemas para casi cualquier temperatura, presión o ambiente de
pozo. A pesar de que el proceso de empaque con grava puede producir daños
significativos a la formación si no se realiza correctamente, apegarse a las prácticas
adecuadas, así como a técnicas de instalación avanzadas, puede reducir el daño a la
formación hasta niveles aceptables.
Empaques con bombeo de grava resinada:
La grava recubierta de resina, no es más que una arena de empaque con grava de
alta permeabilidad, la cual está recubierta por una capa delgada de resina. Esta puede
ser descrita como una técnica de filtrado mecánico en una sola etapa. Según
especificación API, la arena cubierta de resina se bombea dentro de las perforaciones y
seguidamente se llena la tubería de revestimiento. La temperatura de fondo de pozo, un
catalizador o la inyección de vapor hace que la resina se endurezca y forme un
empaque consolidado.
Después que se endurece y ha ganado resistencia a la compresión, la arena
consolidada del empaque con grava colocada en la tubería de revestimiento puede ser
extraída dejando las perforaciones llenas con la arena consolidada de alta
105
permeabilidad. Los tapones de grava consolidada que queda en las perforaciones
actúan como un filtro permeable que proporciona un medio para controlar la arena de la
formación durante la producción o inyección.
El procedimiento de trabajo es simple permitiendo tiempos cortos de operación y
bajo costo, no requiere recuperar el equipo de fondo, es decir, no hay pescado para
futuros trabajos de re-entrada o reparación, no es sensible a las restricciones de
diámetro interno, se ejecuta fácilmente bajo presión y no deja equipos en la boca del
pozo adyacente a las perforaciones al final del procedimiento minimizando los
problemas durante los trabajos de rehabilitación. El rango de temperatura va desde 70
hasta 500 °F.
3.14.7.2.- Aspectos generales del empaque con grava:
Los empaques con gravas son filtros de fondo para prevenir la producción no
deseada de arena de formación. Esta arena de formación se mantiene en su sitio
gracias a la acción de una arena de empaque debidamente dimensionada, la cual será
sostenida por una rejilla o liner ranurado.
La productividad del pozo se encuentra íntimamente relacionada con la selección de
la grava de empaque, ya que si pequeñas cantidades de arena de formación y grava
del empaque se mezclan, puede causar el bloqueo de la porosidad y al mismo tiempo
reducir la permeabilidad efectiva de la grava disminuyendo la productividad. El tamaño
de la grava debe ser seleccionado de tal forma que la arena de formación se puentee
con muy poco o ningún movimiento de la arena en el empaque de grava, lo más
recomendable es usar tamaños de grava menores de acuerdo a la experiencia
obtenida.
Selección del tamaño de la grava: el éxito de un empaque con grava depende,
en gran parte, de la selección correcta d la grava y de su colocación apropiada en el
forro ranurado rejilla. El empaque con grava debe cubrir completamente los alrededores
de la tubería ranurada o rejilla, ya que si quedan cavidades, éstas permitirían la
migración y producción de arena de la formación. Otro aspecto importante es que el
empaque debe ser colocado sin causar ningún daño a su permeabilidad, asegurando
así una mayor productividad.
Análisis granulométrico de la formación: la base de la selección de la grava es el
106
análisis granulométrico de la arena de formación. El tamaño de la grava debe ser
seleccionado a través de un método que suministre suficiente exactitud. El método
utilizado por la industria petrolera es “TYLER STANDARD SCREEN SCALE". El tamaño
de las partículas que compone la arena se determina por medio de tamices, los cuales
se colocan uno sobre otro en escala de mayor a menor.
Los tamices o mallas están numerados de acuerdo a la cantidad de ranuras por
pulgada cuadrada, en unidades TYLER MESH. La muestra a analizar se debe lavar y
secar con anterioridad, para eliminar todos los residuos de hidrocarburos y otras
impurezas presentes en ellas. Posteriormente se hace pasar a través de los tamices y
se pesa la cantidad de arena retenida en el tamiz.
Los datos obtenidos se grafican en papel semilogarítmico en porcentaje de peso
retenido acumulado en función del diámetro de la malla o tamiz, o en función del
tamaño del grano. Estas curvas presentan la distribución acumulada del tamaño de los
granos de arena de la formación. La inclinación de la curva es una medida de la
uniformidad de la arena, es decir, mientras más inclinada sea la curva a, más uniforme
será la arena estudiada. La posición de la curva en el gráfico indica el rango del tamaño
del grano; es decir, la curva más hacia la derecha indica granos más pequeños.
3.14.7.3.- Muestreo de la Arena de Formación
La utilización de técnicas inadecuadas de muestreo de arena de formación puede
traducirse en empaque con gravas que fallen debido al taponamiento de los mismos o
la producción de arena. Existen dos métodos básicos para la toma de muestras en
yacimientos de areniscas, extracción de núcleos del fondo del pozo y extracción de
muestras en la superficie. Las anteriores se pueden subdividir en:
Muestras Producidas:
En un pozo que produce arena, puede obtenerse fácilmente una muestra de arena
de formación en la superficie. Si bien dicha muestra puede analizarse y utilizarse para
determinar cuál debe ser el tamaño de la arena del empaque con grava, las muestras
producidas probablemente indicaran un tamaño medio de granos más pequeños que el
que realmente posee la arena de formación. En numerosos casos, los granos de arenas
mas grandes se asientan en el fondo, por lo que una muestra que se produce hacia la
107
superficie contienen una proporción mayor de los granos de arena de menor tamaño.
Esto significa que la muestra de superficie probablemente no constituya una adecuada
representación de los distintos tamaños de arena de formación existente.
De igual modo el transporte de una grano de arena a través de la tubería de
producción y de las líneas de flujos superficiales podría ocasionar la ruptura de las
pequeñas esquinas de los granos, lo que da lugar a mas finos y granos mas pequeños.
Esto es lo que se denomina fragmentación de los granos, la cual es también causa de
una reducción en la calidad de granos más grandes de arena de formación, por lo cual
se puede llegar a pensar que el tamaño medio de grano es más pequeño que de la
arena de formación posee.
Muestras obtenidas mediante achiques.
Las muestras que se toman del fondo del pozo utilizando achicadores enganchados
al cable de acero son también fáciles de obtener, pero probablemente estas tampoco
resulten representativas de la verdadera arena de formación. Las muestras obtenidas
mediante achiques generalmente están constituidas por los granos de arena de mayor
tamaño. Las muestras obtenidas por achiques pueden ser también engañosas en lo
que respecta a la distribución del tamaño de los granos.
Cuando se cierra el pozo para obtener una muestra, los granos de arena más
grandes serán los primeros que se asienten en el fondo, mientras que los más
pequeños caerán posteriormente encima de los primeros; Esto da lugar a una
organización de los granos de arena de formación en una muestra que no es
representativa de la arena de formación.
Muestras de Núcleos de Pared
Las muestras de núcleos de pared se obtienen disparando proyectiles huecos desde
un cañón que se hace descender por el pozo con un cable eléctrico hasta la
profundidad deseada. Los proyectiles permanecen unidos al cañón mediante cables de
acero, de manera tal, que cuando se extrae el cañón del pozo se recuperan los
proyectiles con una pequeña muestra de formación en su interior.
La toma de muestra de núcleo de pared es una práctica que suele incluirse en las
etapas de evaluación de pozos en formaciones no consolidadas y este es el tipo de
muestra más utilizada para diseñar arenas de empaque con grava. Si bien son más
108
representativas que las muestras producidas u obtenidas por achiques, las muestras de
núcleo de pared también pueden arrojar resultados engañosos. Cuando los proyectiles
chocan contra la cara de la formación, se produce una trituración localizada de los
granos de arena, lo que genera granos rotos y más partículas finas.
Muestras de Núcleos Convencionales.
La muestra de formación más representativa es la que se obtiene a partir de núcleos
convencionales. En el caso de formaciones no consolidadas podría ser necesario correr
toma-núcleo convencional de forro de goma para garantizar la recuperación de
muestras. Aunque los núcleos convencionales constituyen la muestra de formación más
deseable, no se encuentra fácilmente disponible debido al costo de las operaciones de
extracción de núcleos. De ser factible, pueden tomarse pequeños tapones en
condiciones controladas en distintas secciones del núcleo, con el fin de determinar de
manera absoluta y precisa el tamaño medio de los granos de la formación y distribución
del tamaño de los mismos.
Cualquiera sea el método utilizado, el número de muestras a tomar debe ser
representativo de los cambios importantes en la calidad y en las propiedades del
yacimiento. La extracción de núcleos convencionales es el método más confiable dado
que permite la obtención de los materiales más representativos.
El método de extracción de núcleos de pared presenta la posibilidad de
contaminación de muestras por los fluidos, ya que las muestras frecuentemente sufren
aplastamiento o fracturas por efecto de la naturaleza explosiva del proceso; las
muestras producidas o obtenidas mediante achiques son técnicas poco confiables a
causa de los efectos de la gravedad, segregación de partículas, y contaminación por
efecto de los productos de la corrosión y por los finos, todos estos pueden afectar la
calidad de la muestra y por lo tanto la contabilidad de la caracterización de la roca.
3.14.7.4.- Caracterización de la formación.
Una vez que se ha llevado a cabo un muestreo apropiado, el siguiente paso es la
caracterización de las partículas de la formación, para este proceso, la data más
importante para el diseño de completación es el tamaño y la característica de los
granos. Actualmente la norma API RP58 presenta las propiedades que deben cumplir
109
un empaque de grava. Siguiendo estas especificaciones se garantiza la longevidad de
la grava en condiciones típicas de producción y tratamiento.
Una grava 20-40 U.S. mesh debe ser utilizada para controlar cualquier arena de
formación sin restringir la tasa de producción. Se puede probar experimentalmente y
matemáticamente que una grava que posea 25 veces más permeabilidad que la arena
de formación no reducirá la capacidad de flujo del pozo. Para obtener una máxima
capacidad de flujo de pozo, el grano de arena más pequeño que contribuya fluido al
hoyo debe ser controlado completamente por la arena de formación. Son pocas las
gravas naturales que cumplen con las especificaciones API sin ser sometidas a ningún
proceso.
Las propiedades asociadas a los granos se pueden definir como: volumen, peso,
área de superficie, área proyectada y la tasa de arenamiento. El parámetro mas
empleado para describir a los granos es el tamaño. Sin embargo, dependiendo de la
forma del grano, el diámetro puede dar lugar a diferentes medidas: el tamaño del
cedazo, la longitud máxima y mínima, la longitud promedio, entre otros. La variación
entre estas medidas del diámetro se incrementa a medida que los granos divergen de la
forma esférica, por ende, la forma es un factor importante para el análisis de la
correlación de tamaños empleados en varios procesos. En algunos casos como estas
se emplean el concepto de “esferas equivalente”. Esto es que el grano puede tener el
mismo diámetro, volumen, área de superficie, como los que tienen una esfera
equivalente.
Las técnicas más comunes para medir el tamaño de los granos son: tamizado
“Sieving”, detección por electro-zonas (contador Coulter), microscopia, análisis de
imagen y difracción láser.
Tamizado “Sieving”
El proceso de tamizado consiste en hacer pasar una muestra a través de cedazos
de distintos tamaños y así llegar a determinar el porcentaje de granos con un tamaño
determinado. El mismo método separa los granos en dos fracciones: una fracción es la
que comprenden a los granos que no pudieron pasar por el cedazo y la otra es la que
comprenden a los que si atravesaron dicho cedazo.
Hay variantes del método de tamizado, tales como el tamizado húmedo o el seco.
Los principios que rigen los procedimientos pueden ser similares pero los detalles
110
pueden variar de manera significativa de acuerdo con el rango que realmente se
presente de acuerdo al tamaño predominante del grano y el propósito para el cual se
necesita los resultados. Los ensayos de tamices son estándar, se acepta que el
diámetro del tamiz para cedazos cuadrados es la longitud correspondiente al cuadrado
de menor tamaño a través del cual a de pasar el grano.
En la operación de tamizado es posible que un grano elongado no atraviese
necesariamente el cedazo, solo lo atravesara cuando el grano se presente de cara al
cedazo con una orientación determinada. Para granos con esta característica, el tiempo
empleado en el tamizado será cercano al infinito para que estos atraviesen el cedazo.
Hay un rango de tamaño de las aberturas en todos los cedazos y algunos granos solo
podrán atravesar por las aberturas más grandes, el procedimiento se hace más
complicado cuando se aplica a los granos sin forma esférica como es el caso de los
granos presentes en los derrumbes a consecuencias de los efectos de la perforación.
Normalmente, el proceso de tamizado se lleva a cabo en dos pasos: el primer paso
es eliminar los granos menores que el diámetro del cedazo. Luego se procede a
separar los granos que poseen un tamaño similar, este es un proceso gradual el cual
raramente llega a completarse totalmente. No existe un solo método específico de
análisis de tamizado que sea capaz de cubrir tantas aplicaciones. Los procedimientos
depende del tamaño predominante de los granos en la muestra y es reconocido el
hecho que alguno materiales son difíciles de tamizar y por lo tanto se necesita aplicar
técnicas especialmente desarrolladas para ello.
- Método de la “S”
Es el método más usado por sus buenos resultados y su sencillo procedimiento. El
único inconveniente que presenta, para gente de poca experiencia, es la dificultad de
detectar errores de muestras o de ensayos efectuados, a través de la curva en sí.
Consiste en colocar una muestra previamente pesada de arena sobre un conjunto de
tamices, donde el tamaño de la malla estará ubicado de mayor a menor, de arriba hacia
abajo, luego de colocarlo en un vibrador electrónico se pesará la muestra retenida por
cada tamiz para obtener así el porcentaje de peso retenido en cada uno.
Se calcula el porcentaje de peso acumulado para graficarlo versus el tamaño de las
mallas o el número de tamiz (código U.S.), en coordenadas semilogarítmicas
preferiblemente. La curva generalmente será similar a una “S” la cual representa la
111
distribución del tamaño de los granos presentes en la formación. En el caso de que se
tengan varias muestras tomadas a distintas profundidades de un mismo pozo, se
analizarán y graficarán por separado.
Luego de tener las diferentes muestras de arena graficadas, se usará la de tamaños
más finos para determinar la granulometría de la grava. La siguiente gráfica es la que
se obtiene después de la realización de los análisis granulométricos. A través de ella se
puede hallar por varios criterios la granulometría de la formación para así obtener el tipo
de grava.
Figura 15. Distribución Granulométrica de la Arena de Formación.
Fuente: Rincón (2005).
Contador Coulter
Esta técnica mide el cambio en la resistencia a través de un pequeño orificio a
medida que los granos en estado de suspensión atraviesan el mismo. El cambio en la
resistencia proporcional al volumen desplazado por el grano, y entonces es posible
contar directamente la cantidad de granos que caen entre los estrechos intervalos de
volúmenes. De acuerdo con el fabricante es posible aplicar esta técnica a granos con
tamaños entre 0.4 a 1.200 µm.
Análisis Láser.
Su nombre correcto es Dispersión de Luz Láser a Bajo Ángulo “Low Angle Laser
Ligth Scattering”, la drifacción se esta conviertiendo en el estándar preferido por
112
muchas industrias para llevar a cabo el control de calidad y caracterización. La misma
ofrece un rango amplio y dinámico y a la vez es muy flexible. Con ella es posible medir
de manera directa polvos y pólvoras secas, emulsiones y líquidos en suspensión a
través de una célula de recirculación.
Otros beneficios son: la rapidez con tiempo de respuesta inferiores al minuto;
reproducibilidad y por ende resultados confiables; y alta resolución. No hay necesidad
de hacer calibraciones contra un patrón ya que el desempeño del equipo es fácil de
verificar.
3.14.7.5.- Criterios para la selección de la grava:
La determinación del tamaño de la grava es un factor de importancia para
conformar un empaque de grava. Se han llevado muchos trabajos con el propósito de
evaluar el efecto del tamaño de la grava sobre la arena de la formación con varios
tamaños de grano y así impedir o restringir la invasión de sedimentos al empaque y
evitar el consecuente impacto en la producción.
La esfericidad y angularidad son propiedades importantes de los granos y las cuales
son necesarias para efectuar la selección óptima de la grava y en consecuencia del
equipo y del diseño de completación, se han publicado diversas técnicas que permiten
seleccionar el tamaño de arena de empaque con grava para controlar la producción de
arena de formación. La técnica que más se emplea en la actualidad fue desarrollada
por Saucier, sin embargo, existe una serie de criterios desarrollados por otros
investigadores para la selección del tamaño de la grava, como se muestra a
continuación:
Método de Saucier
Este es el método más usado, el trabajo de Saucier parte de la premisa básica de
que el control óptimo de la arena se logra cuando el tamaño medio de arena del
empaque no es más de seis (6) veces mayor que el tamaño medio de los granos de
arena de formación (D50); él se basó en una serie de experimentos con flujo a través
de núcleos, donde la mitad del núcleo estaba constituido por grava de empaque y la
otra mitad era arena de formación. Luego modificó el rango comprendido entre dos (2) y
diez (10), para determinar con exactitud cuál era el control óptimo de arena.
113
El procedimiento experimental consistió en establecer una tasa de flujo estabilizada
y una caída de presión iniciales a través del núcleo y calcular la permeabilidad inicial
efectiva (Ki). Se incrementó la tasa de flujo y se mantuvo así hasta que se estabilizó la
caída de presión, después de lo cual se produjo una disminución de la tasa de flujo para
regresar a su valor inicial. Una vez más, se permitió que la caída de presión se
estabilizara y se calculó la permeabilidad final efectiva (kf) del núcleo.
Si la permeabilidad final resultaba ser la misma que la inicial, se concluía que se
había logrado un control de arena eficaz sin menoscabo de la productividad. Por otra
parte, si la permeabilidad final era menor que la inicial, se establecía que la arena de
formación estaba invadiendo y taponando la arena de empaque con grava. En este
caso, podría lograrse el control de arena, pero a expensas de la productividad del pozo.
En la práctica, se selecciona el tamaño correcto de arena del empaque con grava
multiplicando el tamaño medio de los granos de la arena de formación por cuatro y por
ocho, con el fin de lograr un rango de tamaños de arena de empaque con grava cuyo
promedio sea seis (6) veces mayor que el tamaño medio de los granos de arena de
formación. Dicho rango calculado se compara con los grados comerciales disponibles
de arena de empaque con grava. Se escoge la arena disponible que corresponda al
rango calculado de tamaños de arena de empaque con grava.
En el caso que este rango calculado se ubique entre los rangos de tamaño de la
arena de empaque con grava disponible en el mercado, se seleccionará por lo general
la arena de empaque con grava más pequeña. La tabla 1 contiene información acerca
de los tamaños de arena de empaque con grava disponible en el mercado.
TAMAÑOS DE GRAVA
COMERCIALES
RANGO DE TAMAÑO
(PULG)
8/12 0.094 – 0.066
10/20 0.079 – 0.033
12/20 0.066 – 0.033
16/30 0.047 – 0.023
20/40 0.033 – 0.017
40/60 0.017 – 0.0098
Tabla 1 .Gravas Comerciales
Fuente: INTEVEP, 2005.
114
Método de Schwartz
Primero calcula si la arena de formación es uniforme o no; el coeficiente de
uniformidad “C” está definido como la relación del cuarenta (D40) percentil sobre el
noventa (D90) percentil (C = D40/D90), luego si el coeficiente (C) es menor de tres (3)
la arena será uniforme, pero si el factor C está entre cinco (5) y diez (10) no es arena
uniforme, y si es mayor o igual a diez (10) entonces es extremadamente no uniforme.
Schwartz recomienda un factor de seis (6) para un diseño óptimo y ocho (8) como una
consideración máxima, por el 10 percentil de la arena si esta es uniforme, por el 40
percentil para arenas no uniformes y por el D70 percentil si es demasiado no uniforme.
Método de Hill
Este autor recomienda la utilización de un diámetro de grava menor que un factor de
8 veces el diez (10) percentil (D10) de arena de formación, aunque antes había
presentado evidencias en contra del D10.
Método de Coberly
Demostró que el tamaño de grava debe ser menor que un diámetro comprendido
entre diez (10) veces y trece (13) veces el 10 percentil de la arena de formación.
Además recomienda este método para arenas uniformes porque los finos invadirían la
grava y restringirían la permeabilidad.
Método de Gumpertz
Inicialmente concluyó lo mismo que Coberly, luego sugirió utilizar una grava once
(11) veces el 10 percentil del diámetro de la arena.
Método de Karpoff
Trabajó en problemas de drenaje de aguas subterráneas en los cuales las tasas de
flujo y presiones diferenciales que utilizó lo hicieron aplicable a los problemas de la
industria petrolera. Al comienzo utilizó el 10 percentil de la arena de formación y
consideró que el cincuenta (50) percentil era mucho más descriptivo en la distribución
del tamaño de los granos.
Entonces recomendó utilizar una grava de un tamaño cinco (5) a diez (10) veces
mayor que cincuenta (50) percentil de arena (D50). También es recomendada esta
115
sugerencia, ya que específicos diámetros menores de la grava que los que se utilizaban
antes, controlando la arena de formación sin reducir la permeabilidad y manteniendo la
productividad.
Método de Stein
Esta es la mejor aplicación a formaciones con un tamaño de partículas uniforme.
Stein sugiere utilizar un diámetro menor a cuatro (4) veces el quince (15) percentil de la
arena de formación.
Método de Tiffin
Uno de los métodos más utilizados para controlar el avance del movimiento de
las arenas es el empaque con grava, el cual consiste en colocar una arena
cuidadosamente graduada y compactada (grava) en contacto con la formación, para
evitar avance de partículas hacia el hoyo. La forma en que se calcula el tamaño de
grava óptimo para “atrapar" la mayor cantidad de granos, ha sido estudiada por
numerosos autores, pero convencionalmente se basa en el diseño propuesto por R.J.
Saucier en 1974.
Saucier y otros, propusieron los criterios de diseño para empaque con grava en
los años 60 y 70’s. Según ellos, el tamaño de grava debería tomarse como 6 veces el
50% del tamaño de las partículas. La utilización de este criterio, ha probado ser efectiva
para detener el arenamiento en la mayoría de las formaciones; sin embargo, ha habido
numerosas publicaciones en la década de los 90 investigando el deterioro de la
productividad en las completaciones que controlan arenamiento, y particularmente en
los empaques de grava. En estas publicaciones, los valores promedio de daños para
las completaciones con empaques de grava, van desde +10 hasta +50, sin haberse
reportado problemas que tengan que ver con la completación en sí.
Aunque los fluidos de empaque han sido cuidadosamente estudiados, pocos
investigadores han visto en detalle la dimensión de la grava relativa a la formación, para
una gran variedad de muestras de arena. El objetivo del nuevo criterio no es
desaprobar el criterio de Saucier, sino añadir un parámetro de diseño importante que
pueda ser útil para los casos de completaciones con control de arena. El criterio de
Saucier se indica para las formaciones que no tiene una distribución de tamaños de
grano muy amplia. Otros autores, como Tiffin, King, Larese y Britt, han propuesto
116
considerar el orden de los granos de formación, es decir, la diversidad de tamaños de la
arena de yacimiento.
3.14.7.6.- Técnicas de Colocación de Grava.
Circulación en reversa “Reverse Circulation”
Se bombea la lechada de grava a través del anular y se deposita fuera de la rejilla,
de manera que el fluido de transporte circule a través de la rejilla para así poder
regresar a la superficie por la sarta de tubería “workstring”. La lechada se empaca y
rellena desde la base del hueco y a medida que el nivel de empaque de grava sube,
eventualmente llega hasta una rejilla detectora “tell-tale screen” situada a unos 45 pies
arriba de la rejilla principal. El aumento de la presión en la superficie indica la presencia
de la lechada en el detector señalando que el empaque de grava está en su sitio. En las
zonas revestidas y cañoneadas la grava se pre-empaca “squeeze-packed” en los
túneles antes de dar inicio a la circulación en reversa.
Este proceso simple y asistido por gravedad es razonablemente rápido y
económico. Las velocidades bajas en el anular son capaces de provocar segregación al
momento de la colocación, mientras que las velocidades altas a través del revestidor y
de la pared del pozo son capaces de recolectar el sucio o escama que disminuye la
productividad.
Colocación de grava por lavado “Washdown Technique”
En esta técnica se coloca la grava en el hueco hasta 15 pies sobre el intervalo de
producción y la rejilla se coloca encima. Se hace circular salmuera a través del
ensamblaje de la tubería de lavado al pie de la rejilla hasta que esta se introduce dentro
de la grava. En pozos de hoyo desnudo y en los revestido y cañoneados la grava se
empaca firmemente adentro de los túneles antes de comenzar el lavado. Este proceso
relativamente simple permite la instalación de las rejillas de pequeñas dimensiones en
los pozos existentes.
En los intervalos de producción con una longitud mayor de unos 30 a 40 pies, es
posible que la productividad de algunas zonas en particular se vea afectada
negativamente por la decantación diferencial de la grava de mayor tamaño en la
sección inferior. Adicionalmente, es posible que la grava no decante después del
117
“washdown” y permanezca suspendida en la parte superior del anular.
Técnica de circulación “Circulation Technique”
Es una de la mas comúnmente empleadas y usa una herramienta mecánica
conocida como “crossover tool” para hacer fluir la lechada de grava desde la sarta de
trabajo al espacio anular a empacar. El fluido que trasporta la grava se fuerza a través
de la rejilla y sale por el otro lado de la partición “crossover”. El detector superior de la
rejilla esta ubicado a unos 30 o 60 pies por encima de la rejilla principal para así definir
el nivel que la grava alcanzara durante las operaciones. Se minimiza el riesgo de
decantación diferencial ya que se mantienen caudales altos, aunque esto requiere
mayor presión en la tubería y podría dar lugar a cierta erosión causada por la grava.
3.14.7.7.- Criterios de Ordenamiento:
En investigaciones prácticas sobre fallas en rejillas en diversas partes del mundo, se
muestra que en muchos casos la presión en la rejilla inmediatamente después de que
ésta falla, decae bruscamente, mientras que la presión en el yacimiento permanece
constante. Una explicación para esta conducta en las rejillas es que las mismas son
taponadas por finos (algunas veces ocurre en empaques con grava); esto produce que
algunas secciones de la tubería se taponen.
Cuando existen grandes cantidades de granos finos presentes en la formación
combinados con partículas de mediano y gran tamaño, crean un taponamiento potencial
similar a la tecnología de puente. Se necesita un criterio de selección para las
completaciones que tome en consideración el peligro de taponamiento que existe
cuando hay presencia de finos, al mismo tiempo que el daño que grandes cantidades
de finos puedan causar. Es importante recordar que el problema se hará presente
cuando exista un número importante de finos y un tamaño de partícula específico.
3.14.7.8.- Consideraciones sobre el Ordenamiento de la arena
Las relaciones de ordenamiento que se muestran en la Tabla 2 pueden obtenerse
de un análisis con los tamices. Este procedimiento es relativamente sencillo, se realiza
de igual manera que el análisis granulométrico de muestras consolidadas y no
118
consolidadas. “D” en la tabla se refieren a las distribuciones de tamaño de los granos
(% acumulativo corresponde a un punto de corte en la curva granulométrica). Por
ejemplo, la relación de D40/D90 representa la relación entre los puntos de corte de 40%
y 90% de la arena.
COMPARACIÓN CRITERIO
D50 Criterio de Saucier
D40/D90 Coeficiente de Uniformidad de Schwartz
D10/D95 Intervalo de tamaño entre el mínimo y
máximo tamaño de partícula.
Sub 325 mesh Cantidad de partículas por debajo de 44
micrones.
Tabla 2. Valores de Ordenamiento para la arena de formación.
Fuente, INTEVEP. 2008.
Dos formaciones pueden tener ordenamientos similares, pero diferentes tamaños de
arena. Este es un punto importante, porque el tamaño de los granos es lo que nos
permite saber si la formación favorece el efecto de puente o el taponamiento. En el
caso en el que dos formaciones presenten la misma relación de ordenamiento, el D50
nos indicará la diferencia entre ambas.
La relación de ordenamiento indica el intervalo entre las partículas más gruesas y las
más finas; mientras la relación sea alta, será mayor este intervalo y por lo tanto, existe
la posibilidad de que la arena forme puentes y se reduzca la permeabilidad. Si es baja,
la permeabilidad se preserva. Los diferentes valores que esta relación adopta también
tienen que ver con el procedimiento con el que deberían ser completadas las
formaciones. Por ejemplo, para valores de D40/D90 entre 1 y 3, se recomiendan
completaciones con rejilla desnuda, particularmente si la permeabilidad de la formación
es alta (1 a 2 darcies o mayor), a fin de prevenir las caídas de presión significativas a
través de las perforaciones.
El nivel de la relación de ordenamiento donde los problemas empiezan a aparecer
no se conoce con exactitud, pero se tiene rangos en los cuales se hace seguro utilizar
estas relaciones. Para D40/D90, un valor mayor a 5 indica una posibilidad de que el
119
tamaño de los finos tapone la rejilla.
La utilización de los percentiles D10/D95, se seleccionó porque permite visualizar las
variaciones entre el tamaño y los rangos de ordenamiento de las arenas. El D10 se
toma como indicador de que las partículas de mayor tamaño pueden contribuir a
construir una segunda matriz sobre la grava. La importancia de esta segunda matriz es
sólo evidente cuando se hace muy gruesa o cuando la permeabilidad de esta nueva
capa es mucho menor que la permeabilidad de la grava (<10%). Este último comentario
se hace sobre la base de que los 3 factores de peso en la productividad de un empaque
con grava son: la permeabilidad de la formación, de la grava, y de la capa que se
encuentra entre ellas.
Por definición, el mayor impacto está en preservar la permeabilidad de la capa que
actúa como interfase. El factor que más afecta esta permeabilidad es la presencia de
finos en la interfase, porque contribuye a cerrar los poros de la misma y reduce
considerablemente el paso de fluido. Para esta relación, niveles mayores de 10 son
altos.
3.14.7.9.- Control de calidad de gravas para empaques
Para asegurar la productividad del pozo es necesario revisar la calidad de la grava,
pues de ésta dependen muchos factores, como lo es la permeabilidad de la grava y su
capacidad de controlar el movimiento de la arena, para así permitir una productividad
total de la formación.
El material de grava para completación no debe desprender finos durante el proceso
de transporte y almacenamiento, ni degradarse por efecto de los tratamientos químicos
como la acidificación, ni producir finos en las operaciones de bombeo. La circonita y la
grava natural cumplen con estos criterios, siempre y cuando el fabricante cumpla
estrictamente con los controles de calidad establecidos. Otras gravas como la carbolita
han demostrado tener menor resistencia a los tratamientos químicos y en particular a
los ácidos. Por otro lado, se ha comprobado que las gravas de baja densidad dejan
vacíos en el espacio anular durante la completación con grava.
Un buen material de empaque (grava) debe ser diseñado para controlar el
movimiento de la arena de formación y permitir una productividad total de la formación.
Durante décadas la selección de grava ha sido basada en los tamaños más grandes de
120
grava por su alta permeabilidad. Sin embargo, si la grava no tiene movimiento de arena,
el resultado puede ser una permeabilidad más baja de la grava y una restricción de la
producción. A continuación se mencionan las características que deben ser
consideradas para la evaluación de la calidad de la grava:
Esfericidad
La esfericidad no es una magnitud absoluta, pero se define como la razón del área
equivalente correspondiente a una esfera perfecta en relación con el tamaño real de la
partícula. El valor de una esfera perfecta es “1”. La esfericidad se determina mediante la
comparación visual de la grava con dibujos que van desde una esfera tridimensional
perfecta hasta partículas de menor esfericidad que poseen ratas de dicha esfera ideal
ya estandarizadas (ver figura 15). La esfericidad ideal debe ser de 0,6 ó más, si es
menor la grava tenderá a romperse al ser bombeada al hoyo, lo que creará un empaque
de menor permeabilidad.
Redondez
Es la medida de la uniformidad y la curvatura de la grava. El valor óptimo de
redondez de una grava de ser de 0,6 ó más, ya que si es más angular, tendrá más
bordes y puntas que se desgastan al ser bombeada al pozo. Al igual que la anterior se
mide por comparación visual con una tabla estándar de redondez (ver figura 16)
Figura. 16. Esfericidad y Redondez por Krumbein y Sloss
Fuente: Schlumberger, 2008.
121
Solubilidad en ácido
La solubilidad indica la cantidad de impurezas, tales como: carbonato, feldespato,
hierro, arcilla, entre otros; las cuales no son convenientes que estén presentes en la
grava. Debe ser determinada antes de su uso para mostrar el efecto que tendría un
tratamiento de ácido futuro en ella. No debe existir una solubilidad en ácido clorhídrico
mayor a 1%, ya que esto causaría un movimiento en el empaque de grava que
ocasionaría fallas del empaque. Además de indicar que la grava no es buena cuarcita y
que existen impurezas que reducirán la fuerza de la grava, creando finos al ser
bombeada al pozo.
Contenido de impurezas
Las impurezas indicarán que la grava puede ser más soluble en vapor y aún en
agua, lo cual puede ser una consideración importante si el empaque con grava es
utilizado en un pozo de agua o de inyección de vapor. La cantidad de impurezas se
mide determinando la turbidez en una suspensión de agua y grava de empaque, la cual
debería ser de 250 NTU o menos.
Resistencia a la trituración
Una muestra de grava sin finos sometida a la prueba de confinación no debería
producir más del 2% en peso de finos, ya que esto indicaría que la grava sería más
débil y podría romperse y triturarse con más facilidad. Si es una grava de tamaño
grande (Malla 12 - 20) no debería sobrepasar el 4% y el 8% para Mallas 8 - 12.
3.14.7.10.- Causas que ocasionan fallas en los empaques con grava interno:
La duración de un empaque con grava debe ser tal que permita amortizar todos
los costos de servicio y alquileres ocasionados por el trabajo requerido. Esta duración
no depende solamente de la calidad y tipo de grava usado, sino que está afectada por
122
factores mecánicos, los cuales pueden ser consecuencia de un mal diseño del forro
ranurado, de la tasa de bombeo de la mezcla grava-fuido, de las herramientas
utilizadas, así como de las propiedades de los fluidos producidos.
Diseño y calidad de grava inadecuados:
La finalidad de utilizar el empaque con grava es que actúe como filtro de la arena de
la formación, evitando que ésta sea producida conjuntamente con los fluidos. Un mal
diseño del tamaño de la grava representa una deficiencia del filtro formado por la
misma, lo cual permite que los granos de arena pasen al pozo. Si la grava es de mala
calidad, es decir, sino cumple con las especificaciones del API, puede degradarse
fácilmente por cualquier cambio de temperatura, pH o fricción ocurrida en la formación.
Estos generan finos que posteriormente pueden taponar el revestidor ranurado,
trayendo como consecuencia una restricción en la producción.
Formación de Puentes de Grava:
Los puentes de gravas son zonas inestables, que se forman por la filtración de la
mezcla grava-fluido a nivel de las perforaciones. Estos crean zonas de mayores
concentraciones de grava a lo largo del resvestidor ranurado, dejando por debajo
espacios vacíos o con poca completación. Bajo las condiciones de producción y con el
tiempo, estos puentes de gravas se rompen y el registro de la grava del revestidor
busca un equilibrio, dejando espacios vacíos por donde puede migrar fácilmente la
arena de formación.
La formación de los puentes de gravas esta íntimamente relacionados con la tasa de
bombeo de la grava y la densidad de la mezcla. Si se utiliza mezcla con altas
concentraciones de gravas en fluidos poco viscosos y bajas tasas de bombeo, se corre
el riesgo de que se forme un puente de grava. Es por esta razón que se debe tener
especial cuidado en la selección del fluido transportador de la grava y de la tasa a la
cual se ha de bombear grava.
Comunicación:
Esta es una de las fallas más comunes de los empaques con gravas. Se dice que
hay comunicación cuando la arena de formación pasa a través del espacio
123
comprendido entre la empacadura del forro ranurado y el revestidor durante la
producción del pozo. Esto puede ocurrir como consecuencia de un mal asentamiento de
la empacadura, deficiencia de los sellos o de una mala operación de cierre del porta
cuello.
El crudo producido por el pozo trata de fluir a través de toda el área disponible, no
solamente a través de las ranuras del revestidor, sino también a través de todos los
espacios libres arrastrando consigo la grava y la arena de formación. Si durante la
operación de empaque no se asienta bien la empacadura y no se asienta bien la
empacadura y no existe suficiente reserva de grava, la arena pasará a la tubería de
producción ocasionando un arenamiento prematuro del pozo. Estos aspectos son de
mucha importancia y por ello se debe tener mucho cuidado cuando se realiza tal
operación.
Corrosión del Revestidor Ranurado.
La corrosión es un fenómeno que ocurre frecuentemente en los pozos que
producen petróleo con alto corte de agua salada y gran contenido de sulfuro de
hidrógeno (H2S) y Dióxido de carbono (CO2). Estas soluciones son altamente
destructivas y ocasionan perforaciones de gran tamaño en el tubo revestidor-ranurado,
que permiten el paso de grava y arena hacia el pozo. Esto trae como consecuencia el
arenamiento prematuro del pozo. Por esta razón se debe dar un tratamiento especial a
las zonas donde existan problemas de corrosión.
3.14.8.- Liner ranurado:
Es una de las técnicas más antiguas para el control de arena, consiste en
secciones de tubería con una serie de ranuras verticales y/o horizontales cortadas a
través de las paredes la cual se coloca frente a la formación productora para controlar
los granos de arena y evitar el paso de los mismos; estos tubos generalmente son
tubulares API. El ancho de la ranura “slot” denominado calibre, esta diseñado para
generar un puente entre las partículas a lo largo de la ranura y originalmente se
considero que debería ser dos veces el tamaño del diámetro del 10% de los granos
mas grandes de la arena. Sin embargo, actualmente existe una visión más
124
conservadora y según esta, el tamaño debería ser mas o menos el mismo o quizás aun
menor.
Existen varios tipos de tubería ranuradas y de tuberías previamente agujeradas bien
con taladros o roscadas la cual a veces también se considera que es un revestimiento
con ranuras. La mayor limitación de las tuberías ranuradas es su área de flujo la cual se
tiene como un máximo de 6%; las áreas de flujos mayores de 6% van en detrimento de
la resistencia a la tracción de la tubería.
Existen varios criterios para diseñar las aberturas del liner ranurado, estas en
algunos casos se dimensionan de tal manera que su tamaño duplique el diámetro del
grano de la arena de formación en el percentil (D50), en otros casos, se diseñan para
que su tamaño triplique el percentil diez más pequeño de la arena (D10). Estos criterios
de dimensionamiento se derivan de varios estudios, en los cuales se determinó que un
grano de arena de formación forma un puente en la abertura de una ranura cuyo
tamaño sea dos o tres veces el diámetro del grano, siempre y cuando dos partículas
traten de entrar en la ranura al mismo tiempo. Evidentemente, la formación de estos
puentes requiere que haya una concentración suficiente de arena de Formación que
trate de penetrar la rejilla o liner al mismo tiempo.
Uno de las limitaciones más rápidamente identificables del liner ranurado, es la
corrosión de las ranuras antes de que ocurra el puenteo y la posibilidad de ruptura del
mismo. 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 reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de
la rejilla. Por tanto, cuando se utilice esta técnica para controlar arena de Formación, el
diámetro del 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 un liner ranurado sea
efectivo 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.
Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de
granos pequeños, son normalmente formaciones no uniforme. 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
125
invasión de las partículas más pequeñas en las aberturas de las rejillas de alambre
enrollado.
Las ranuras horizontales son de poco uso, hoy en día debido a que reducen la
resistencia a la tensión de los tubos. Las ranuras verticales son cortadas de forma
sesgada, de manera que los granos más finos que atraviesen las ranuras pueden ser
producidos. Esto evita el acuñamiento de la arena y por consiguiente el taponamiento.
La mayor desventaja de la tubería ranurada es que dispone de poca área de flujo, lo
que limita la poca producción de fluido.
Las ranuras en forma de trapecio son más estrechas en la cara exterior del tubo,
en comparación con la parte interior. Este tipo de ranura posee un área de sección
transversal en forma de “V” invertida y presenta una tendencia menor a taponarse, pues
las partículas que pasan a través de la ranura en el diámetro exterior de la tubería sigue
influyendo y no se quedan alojadas dentro de las ranuras.
Figura 17.Tipos de ranuras de Liners.
Fuente: Gesto, 2006
3.14.9.- Definición de Rejillas.
Las rejillas consisten en un elemento filtrante de calibre especifico colocado sobre un
tubo base con una cantidad determinada de orificios por pie; su finalidad es controlar la
producción de arena y finos de formación sin afectar la productividad del pozo. La
selección correcta del tipo rejilla a ser utilizado en un pozo puede contribuir al
incremento de la producción, por lo que unas de las tareas más complicadas en el
diseño de completación es la elección de la misma.
126
Es importante destacar que no existen normas internacionales que regulen la
propiedades mecánicas de las rejillas se trata de un productos terminado cuya
evaluaciones deben ser funcionales, es decir se debe tomar en cuenta el producto
completo.
Los factores que se deben tomar en cuenta en el momento de la selección de rejillas
son:
Costo de la rejilla vs. Confiabilidad esperada.
Efectos sobre la producción.
Costo de las reparaciones.
Distribución de granos (granulometría).
Presencia de múltiples arenas productoras delgadas.
Exclusión de los estratos internos de agua o gas.
Nivel de agotamiento de la presión del yacimiento.
Historial de la producción de arena.
Presencia de vetas de lutitas indeseables.
Para el diseño de las rejillas se debe tomar en cuenta lo siguiente:
Distribución de los tamaños de las partículas del yacimiento
(PSD=Granulometría).
Metodología empírica para medición de las ranuras y/o micrones de apertura en
la malla metálica.
Fluidos de terminación del pozo y Drill- in (anti-taponamiento).
Limitaciones en prácticas de la instalación.
o Largo de la completación Peso de la rejilla.
o Diámetro OD de la rejilla Diámetro efectivo del hoyo.
Integridad mecánica de la rejilla a correr en el pozo.
La ocurrencia de incidentes ha conducido a la elaboración de diseños especializados
por parte de distintos fabricantes, en consecuencia ahora se comercializa un gran
número de productos de este tipo. Por lo general los sistemas de rejillas se evalúan
sobre la base de la capacidad para impedir la producción de sedimento o arena, su
127
resistencia mecánica (en tensión, compresión y en torsión) y por su potencial para
afectar adversamente al flujo debido al área o de generar taponamiento. Las
consideraciones a tomar en cuenta para el uso de rejillas son las siguientes:
Carga Mecánica.
Aunque la mayoría de los sistemas de rejillas poseen resistencias comparables
desde el punto de vista de carga mecánica, se hace necesario definir límites para la
tensión, la carga de colapso y de torsión durante su instalación y subsiguiente
producción. Es posible que las rejillas sufran daños significativos durante el proceso de
instalación, lo cual no se evidenciara sino mas adelante, durante la vida útil del pozo.
Resistencia a la tensión.
La carga en tensión de las rejillas se mide con respecto al limite de fluencia del tubo
base que ocurre principalmente durante su instalación y en secciones del pozo con
desviaciones o en las secciones horizontales, pero la preocupación principal en todos
los diseños de completación es de garantizar que el ensamblaje de la rejilla alcance la
profundidad seleccionada sin sufrir daño. La tubería base es la única pieza con
resistencia estructural en la rejilla, ya que la chaqueta y las camisas protectoras no
soportan resistencia mecánica al ensamblaje, ese valor es la máxima carga en tensión
que la rejilla puede soportar, bien sea cuando es removida del pozo o bajo compresión
cuando se esta descendiendo para su instalación.
Resistencia al colapso.
Es la mayor diferencia de presión que puede existir entre ambas caras (interior y
exterior), siendo la cara interior la que soporte la menor presión y considerando la rejilla
como un tubo liso. Se mide en libras por pulgada cuadrada (psi).
Resistencia a la torsión.
Representa el par de torsión en libras por pie (lb.ft) que puede soportar la estructura
sin alcanzar la fluencia. La temperatura durante los ensayos es de 70 a 80 °F, al igual
que en el caso de la resistencia a la tensión. También se mide con respecto al tubo
base.
128
Es importante acotar que algunas de estas características no están disponibles para
todas las rejillas, y que algunos fabricantes tienen conceptos diferentes de la misma
propiedad y/o de la forma como se prueba en laboratorio. Finalmente, los criterios para
seleccionar la capacidad de filtración (tamaño de ranura, poro promedio, entre otros)
son distintos para cada uno de los fabricantes. A continuación se tiene una tabla
comparativa de las propiedades de las rejillas más comunes:
PROPIEDADES DE LAS REJILLAS
REJILLAS
Resist.
Tensión
(lbs)
Resist.
Torsión
(lbs.ft)
Resist.
Colapso
(Psi)
Porcentaj
e
Integridad
(%)
Max.
DLS
(°/100ft)
OD
(in)
Área
Abierta
(%)
EXCLUDER 207200 * 6900* 6000 60 - 4,52 30
JOHNSON 200000 12000 8540 - 37 4,045 17
STRATAPAC 145300 6300 8500 60 - 4,11 30
POROPLUS 180000 10000 6000 - - 4,09 30
MESH RITE 150000 - 5000 - 60 4,05 17
* Los valores de resistencia corresponden a los límites de fluencia de las rejillas.
Tabla 3. Propiedades de las rejillas
Fuente: INTEVEP, 2008
Severidad de construcción de ángulo (Dog Leg Severity) máximo permitido.
Representa la máxima curvatura de un hoyo en grados por 100 pies (Grados/100 ft),
por la cual puede hacerse pasar la rejilla sin peligro de que la flexión en la misma
produzca daños en la integridad del tejido o ranuras, incluso del tubo base.
Prueba de Integridad (Crush Test).
Expresa la reducción de diámetro máxima que puede alcanzarse sin que la rejilla
pierda sus propiedades filtrantes. Se mide en diámetro efectivo conservado, es decir, un
valor de 70% implica que se redujo el diámetro original en un 30%.
Materiales y Metalurgia
Las consideraciones en cuanto a selección de materiales para las rejillas no son
distintas de aquellas relativas a otros componentes empleados en trabajo de
129
completación, como “tubing”, DSV, etc. Las condiciones en el pozo, del yacimiento y del
probable ambiente operacional son los factores dominantes. La tendencia del metal a
corroerse en presencia de dióxido de carbono (CO2) es función de la presión parcial de
los fluidos en el yacimiento y de su temperatura.
Taponamiento “Plugging”
El taponamiento de las rejillas ocurre cuando los residuos generados durante la
completación y producción bloquean los espacios libres en la trayectoria de flujo en el
medio filtrante.
Estos residuos se describen a continuación:
o Los sólidos en los fluidos de perforación y para completación constituyen una
fuente importante de taponamiento: la barita, polímeros, sales y fluidos viscosos son
comúnmente identificado como responsables de los problemas de taponamiento.
Los residuos genéricos como el oxido, partículas mecánicas y grasas también
contribuyen con el problema.
Dado que las rejillas están específicamente diseñadas para impedir o minimizar el
ingreso de arena de la formación junto a los hidrocarburos, entonces son las partículas
de la formación y los minerales los que deben ser tomados en cuentas y en mayor
detalle para el proceso de diseño.
Erosión.
El desgaste por erosión/abrasión es el resultado de dos procesos distintos y
ocurre tanto en el medio filtrante como en el ensamblaje de la tubería base, rejillas,
soldaduras, entre otras. Los procesos son:
o El impacto “Schock” o la deformación plástica ocasionada por la componente
normal de la fuerza de impacto de la partícula sobre la superficie en donde ocurre el
cambio de la dirección de flujo.
o El desgaste por fricción o por efecto de corte ocasionado por la componente
paralela de la fuerza de la partícula a medida que esta fluye a lo largo de los tubos sin
cambio en la dirección del flujo.
La erosión se estima para el caso de diseño de completación de pozos,
calculando la velocidad critica de los fluidos de producción/inyección, lo cual es
particularmente importante en la inyección de pozos en donde las restricciones como
130
los orificios como los árboles de navidad, los niples, las colas de las tuberías y de las
válvulas, ya que pueden sufrir daños severos. Un segundo criterio toma en cuenta el
nivel de sólidos en los fluidos de producción y la perdida de metal que estos ocasionan
a medida que impactan la superficie del metal, dichos criterios permiten determinar la
velocidad de corrosión para un determinado numero de condiciones operacionales y
tipos de sólidos.
Comportamiento del flujo.
El comportamiento del flujo en pozos con rejillas normalmente esta relacionado con
las perdidas de presión a lo largo de la tubería. Para secciones cortas y caudales bajos
están perdidas son casi despreciables (<10psi). Si embargo, para pozos en producción
con secciones horizontales largas y con altos caudales es importante determinar los
componentes que causan la perdida de presión en el pozo. Tales pérdidas de presión
impactan sobre:
o La caída de presión y por ende en la productividad a lo largo de la longitud total
del intervalo de producción.
o La contribución al flujo por sección en los pozos fracturados.
o La estabilidad del hoyo a causa de la fluctuaciones de presión o de la alta caída
de presión.
o La excesiva generación de gas en las interfaces de la cara del pozo.
Distribución de las cargas (Presión).
El concepto de distribución de las cargas se tipifica a través de la integración del
yacimiento y del desempeño del equipo de tal manera que sea posible maximizar la
productividad sin producción de arena. El yacimiento aporta la presión disponible y la
resistencia mecánica de la formación, y la parte correspondiente al equipo se
encuentran representada por la pérdida de presión a lo largo de la sección horizontal.
3.14.9.1.- Selección y dimensionamiento del equipo.
La selección del tamaño de la rejilla y sus dimensiones depende de varios aspectos
a tomar en cuenta:
131
El historial de los tamaños de los distintos tipos de rejillas instaladas con éxito
en el área.
Puenteo del anular “Annulus” debido a la capacidad de trasporta restringida
del flujo y a su baja velocidad.
Las caída de presión a través y a lo largo de la rejillas, particularmente en
pozos horizontales largos y con alto caudal.
El riesgo de erosión debido a las altas velocidades anuales resultantes del
taponamiento parcial de las rejillas.
3.14.9.1.1.- Diámetro y longitud.
Las operadoras y compañías de servicios toman 1,0 pulgadas como el valor limite
del diámetro externo, esto dependerá de las condiciones del pozo con respecto a su
diámetro o a la desviación y con el tipo de fluido a producir. Es posible reducir el
diámetro externo siempre y cuando se evalúe su impacto en la productividad del pozo.
La instalación de rejillas puede justificarse para secciones de yacimiento menores a
los 250 pies en donde las preocupaciones en cuanto a costo son menores, pero en
cuanto a intervalos más prolongados como en pozos horizontales, esto puede llegar a
ser bastante significativo en relación con los costos totales de completación. A menudo,
en casos de los pozos horizontales el operador tiene en mente una longitud específica y
la misma se fundamente solo en las operaciones del ingeniero de yacimiento.
3.14.9.1.3.- Área de Flujo “Inflow area”
En las rejillas se refieren al área abierta al porcentaje de flujo hacia el interior de la
misma, con respecto al área total expuesta al yacimiento. Es una característica que es
considerada como la más importante para algunos fabricantes. En términos generales y
a manera de guía, el área de flujo debe ser los mas extensa posible (en especial si
existe una expectativa de alta erosión o de corrosión, adicionalmente en los pozos con
problemas de escamas, la acumulación de escamas reducirá el área de la ranuras e
inducirá una contra presión y taponamiento.
132
Para las rejillas con un medio filtrante mas complejo como los BOT Excluders y
HRS Poroplus, se hace difícil determinar el área de flujo. Como resultado de lo anterior,
otros parámetros tales como la resistencia al flujo es difícil de determinar (la resistencia
al flujo equivale a la permeabilidad), y también emplean afines de efectuar
comparaciones.
3.14.9.1.4.- Equipo auxiliar
Dependiendo de los tipos de rejilla y de la filosofía del diseño de completación es
posible la incorporación de componentes adicionales al diseño. Dichos componentes se
seleccionan para desempeñar las principales funciones que a continuación se indican:
Posicionar y suspender el equipamiento en la trayectoria del pozo (empaques,
colgadores, entre otros)
Permitir la circulación del fluido y el aislamiento del pozo (camisas perforadas,
niples, empaques externos, zapatas, receptáculos pulidos).
Las principales características de algunos de los equipos auxiliares para la
completación a través de la sección del yacimiento se detallan a continuación:
Empaques mecánicos.
Los empaques mecánicos son esenciales para muchas completaciones de pozos, ya
sean simples o múltiples. Asilando físicamente el anular del revestimiento/tubing de la
zona de producción, contribuyen y aportan tanto seguridad del pozo como la estabilidad
del flujo. Los tipos más comunes de empaque son:
o Los que proporcionan protección al pozo al impedir el ingreso de los fluidos de la
formación al anular, a la vez protegen contra la corrosión y la abrasión al proporcionar
al casing y al cabezal de pozo protección contra estallido o golpe airete “burst”.
o Los que garantizan la estabilidad de la producción al aislar las paredes del
revestidor y evitan los ciclos repetitivos de cabeceo.
133
o Los que proporcionan aislamiento zonal al permitir la producción selectiva en
completaciones con tubing individual o completaciones múltiples para cada zona con
sarta cada uno. Los que también impiden el cruce de flujo entre zonas, las mezcla de
fluidos y la perdidas de fluidos de alta densidad en el yacimiento durante
mantenimiento, reparación, limpieza y cierre del pozo.
Los tres componentes distintos en un empaque mecánico son: El elemento aislante,
aísla y sella el anular, bien por compresión o al inflarse al colocar la herramienta.
Consiste en uno o más anillos de goma o con otro material elastomerito (es sólido para
herramientas en compresión o hoyo-flexible para las del tipo inflables); en ambientes
con H2S o CO2 se emplean elementos de vitón.
El sistema de fijación “slip system” consiste en un ensamblaje mecánico que brinda
soporte al empaque mientras este se coloca, en algunos casos también impiden la
reversión no programada del elemento durante el proceso de extrusión. Se pueden
instalar arriba y/o debajo de los elementos y se fuerza sobre la pared del revestidor al
principio del proceso de armado.
Mecanismos de activación y liberación son mecanismos o sistemas hidráulicos que
permiten armar o liberar el empaque a requerimiento. Típicamente involucran uno de
estas dos acciones: rotación de la tubería seguida de un ajuste por peso para la
extrusión o presurización de la superficie sellante o por una combinación de ambos.
Receptáculos pulidos y sistemas de sellos.
Los receptáculos pulidos proporcionan una superficie sellante aguas abajo en el
pozo en la cual es posible insertar con sellos apilados. La expansión y contracción
térmica durante las operaciones de producción o de inyección ocasiona el
desplazamiento del “seal-stack” a lo largo del receptáculo pulido manteniendo aun un
sello efectivo. Los sellos colocados en la parte exterior del stinger deben especificarse
de acuerdo con el diseño geométrico, composición química y longitud del sistema.
El diámetro interno y la longitud del sello dependen en alto grado de tanto el tipo de
empaque como del tamaño del revestidor en el cual se colocara. Sin embargo, se debe
maximizar su diámetro para evitar lo más posible una reducción del flujo. Una extensión
de los sellos con frecuencia esta asociada de manera conjunta con el receptáculo
134
pulido para así brindar un área sellante más extensa y disminuir la posibilidad de rotura
de sello.
Es posible emplear muchos otros componentes en la completación de pozos con
rejilla. Estos componentes típicamente incluyen zapatas, válvulas de aislamiento, (ECP)
y extensiones fresadas “mill-out”, especifica y particularmente en las secciones
horizontales largas. El tipo, dimensiones y características de dichos equipos van a
depender de los que ofrezca la compañía de servicios seleccionada.
3.14.9.2.- Aplicaciones de las Rejillas.
En la actualidad, las rejillas forman parte de los componentes de la terminación
mecánica de un pozo para controlar la producción de arena y evitar la erosión de los
equipos tanto de superficie como de subsuelo, sus aplicaciones más comunes son:
Rejillas Solas (Hoyo desnudo o entubado)
Combinados con empaques y fracturas con grava.
3.14.9.3.- Caracterización de las Rejillas.
Las rejillas pueden ser caracterizadas según su tipo de slot, malla y tamaño de poro.
Tipo de Slot.
o Slot Circular.
o Slot Alargado.
Tipo de malla.
o Malla Sinterizada Laminada.
o Malla Sinterizada Holandés.
o Malla Sinterizada Comprimida.
Tamaño de Poro
o Rango de 80 – 250 micrones.
135
3.14.9.4.- Permeabilidad de la Rejilla.
La estructura de las rejillas es aquella donde un elemento de filtración permeable
permite el paso de un fluido bajo ciertas condiciones hidráulicas, por lo tanto es de gran
importancia determinar la permeabilidad de estas. La permeabilidad de la rejilla es el
verdadero indicador de la capacidad de flujo (entrada) y del contacto con la formación.
Muchas veces esta se confunde con el área abierta que en definitiva es solamente una
parte de la estructura de la misma. La permeabilidad es tridimensional, mientras que el
área abierta es bidimensional es por ello que al comparar las rejillas, se debe
considerar su permeabilidad y no solamente su porcentaje de área abierta.
3.14.9.5.- Tipos de Rejillas.
3.14.9.5.1.- Rejillas Convencionales.
Las rejillas convencionales consisten en un espiral de alambre de acero inoxidable
grado 316L (las rejillas adquiridas por PDVSA deben ser de aleación de Acero
Inoxidable Austenitico AISI316), el cual se coloca alrededor de una estructura de
soporte formando un tubo. Es posible controlar qué tan comprimida esta la espiral para
así regular el tamaño de las aberturas entre las vueltas. Las rejillas originalmente
consistían de un alambre directamente enrollado en un tubo base, las cuales no eran
eficientes, pues el área de flujo estaba limitada a los espacios entre las vueltas.
Además el alambrado estaba unido a dicha base sólo en la parte superior e inferior, si
se reducía alguna falla en cualquiera de los puntos de unión, todo el alambre se
soltaba.
Se lograron mejoras en el diseño de este tipo de rejilla añadiendo alambres
longitudinales o nervaduras entre el alambrado exterior o camisa y la tubería base. Las
nervaduras permiten contar con una separación para que el fluido circule por la longitud
de la tubería base después de entrar en la camisa de alambre. Esta modificación
aumentó enormemente el área de flujo hacia la rejilla, otras mejoras posteriores
incluyeron la soldadura del alambre en cada punto de contacto con las nervaduras.
136
Unas características de muchas rejillas es el uso de alambre triangular. Al enrollar
este alambre con su punta hacia el interior, se forma una abertura de forma trapezoidal.
La tubería base utilizada para las rejillas son tubulares estándar para campos
petroleros. La ventaja principal de las rejillas, al compararlas con los forros ranurados es
de mayor arrea de flujo. El área de flujo de una rejilla será de 2 a 12 veces mayor que la
de un forro ranurado dependiendo del calibre.
Ventajas:
Ranuras Trapezoidales.
Alta eficiencia de manufactura
Puede ser fabricada en acero inoxidable.
Desventajas:
Presenta dificultad para controlar la producción de arena, se necesita realizar
empaque con grava.
Pueden ser dañadas con facilidad durante el paso a través del Dog-Leg y la sección
horizontal; dado a la orientación vertical del alambre embobinado y de las barras
soporte, además de la dirección de corrida dentro del pozo.
No se recomienda su uso en Pozos Horizontales.
Presentan comúnmente daños durante las labores de rehabilitación.
3.14.9.5.2.- Rejillas Pre-empacadas:
Es una modificación de las rejillas convencionales, convertidas básicamente en un
filtro de dos etapas con las envolturas externas e internas de la rejilla que entrampan el
medio filtrante. El medio filtrante (típicamente arena de empaque) no deja pasar los
granos de formación más pequeños mientras que la envoltura externa de la rejilla filtra
los granos de formación más grandes.
Las rejillas pre-empacadas son diseñadas para aplicarlas en empaques con grava,
como un mecanismo de mayor seguridad en el caso de que falle tal empaque. La rejilla
es capaz de detener la producción de arena de formación gracias a la capa de grava
137
revestida con resina. Si bien esta arena ha sido diseñada para taponamiento localizado
aún permite que el pozo produzca libre de arena en secciones donde el empaque con
grava es bueno.
Las rejillas pre-empacadas pueden ser sencillas, dobles o Slim Pack. La rejilla pre-
empacada sencilla posea en primer lugar una rejilla estándar. En este caso, se instala
un tubo perforado en la camisa, este tubo esta envuelto en un papel especial para sellar
los orificios de salida y la región anular en la camisa y el tubo perforado se llena con
grava revestida con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se
saca el papel que esta alrededor del tubo exterior para permitir que la grava revestida
se consolide.
La rejilla pre-empacada doble consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional
sobre la primera camisa. El espacio anular entre las dos camisas se llena de grava
revestida con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se
caliente permitir que la grava revestida se consolide.
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 la 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 muy fina se llena con
arena de empaque con resina. Después se lleva la rejilla a un horno, para curar la grava
y obtener una capa muy fina de grava consolidada entre la rejilla y la tubería base.
La ventaja de la rejilla Slim Pack en comparación con las demás rejillas pre-
empacadas consiste en que la primera tiene las mismas dimensiones internas y
externas de la rejilla estándar y permite contar con mayor diámetro interno posible para
el flujo, en comparación con las pre-empacadas de rejilla doble o pre-empacadas de
rejilla sencilla de diámetro exterior similar.
3.14.9.5.3.- Rejillas Premium.
Las rejillas especiales (Premium), es un tipo de elemento filtrante para controlar la
producción de arena y finos de formación en pozos terminados en arenas poco
consolidadas, su medio filtrante esta compuesto por lo siguiente: un tubo base con
propiedades físicas y mecánicas según normas API, con una dimensión y densidad
especifica de huecos por pie, una malla de acero inoxidable sinterizada de tejido
138
holandés o laminado, la densidad de la misma se expresa en micrones según el diseño
de control de arena y finos de formación.
La malla envuelve el tubo base y por ultimo una chaqueta protectora con una
cantidad de orificios por pie para una mayor protección durante su instalación y para
reducir la erosión que puede ser causada por los granos de arena y finos de formación
que pueden impactar directamente en el filtro interno a altas velocidades, algunas de
estas rejillas tienen desviadores que pueden ser externos o internos con un área de
flujo especifica según su diámetro. Esta se diferencia de las rejillas convencionales por
su diseño y composición química de sus materiales tanto internos como externos, este
tipo de rejillas se recomiendan en pozos con altos ángulos de inclinación donde los
pozos pueden ser empacados o no con grava.
Ventajas.
Alta capacidad de control de arena con poros estables.
Buena capacidad anti corrosiva.
Tamaño de la apertura controlable conlleva a filtrar granos de arena finos.
Menos daño durante la instalación.
Resistencia a altas presiones.
Desventajas:
La técnica del vaciado conglomerado tiene un alto costo.
El número de mallas conglomeradas que forman al elemento filtrante eleva el
precio final de la rejilla.
3.14.9.5.4.- Rejillas de Malla Comprimida:
La rejilla de fibra de acero inoxidable altamente comprimida utiliza una tecnología
comprobada y patentada para el control de arena en los pozos de Petróleo, Gas y
pozos Térmicos, pueden ser utilizadas tanto a hoyo abierto (desnudo), entubado con o
sin empaque de grava y pozos que manejen altas Temperaturas (Pozos Térmicos).
139
Son sumamente duraderas y se pueden manejar en el área de la perforación y
completación del pozo sin la necesidad de equipos especiales, estas rejillas por su
amplia distribución de espacios porales, no se ven afectadas durante su manejo. Estas
rejillas controlan eficazmente una gama amplia de partículas de arena, y es por ello que
se evita el riesgo de seleccionar una malla incorrecta, es mas efectivo en yacimientos
donde los granos van de medio a fino, el D50 es mayor de 80 micrones y existe un
grado mediano de uniformidad (D40/D90 es menor a 5).
El elemento filtrante posee una altísima porosidad y permeabilidad de más de 700
Darcys, la porosidad crea una gran variedad de espacios porales (medida desde los 15
micrones hasta los 650 micrones) en una geometría singular, por definición es
completamente aleatoria. Es decir, que no se busca especificar un solo tipo de espacio
poral o ranura como en todos los demás medios de filtración.
Con esta fibra comprimida, las arenas del yacimiento se incrustan dentro de la
“esponjosa capa metálica”. El efecto es la creación de empaque natural que refleja con
gran precisión la misma granulometría de las arenas más cercanas a la producción.
Para mantener la compresión y proteger la capa de fibra metálica durante la instalación
de la rejilla en el pozo, se coloca una camisa externa, con un patrón de
estampado/troquelado que brinda un alto porcentaje de área abierta al flujo.
3.14.9.5.5.- Rejillas Expansibles.
El concepto de rejilla expansible para control de arena es que la rejilla se posiciona
dentro del hoyo, y luego se expande de manera tal que la camisa externa de la rejilla se
adapta al tamaño del hoyo. Actualmente se comercializan varios tipos de rejillas
expansibles, su preparación es el aspecto clave en relación con el tamaño del hoyo y el
empleo de la misma, ya que esta rejilla debe abrir de manera tal que conforme y se
adapte a la trayectoria de la pared del hoyo. El desempeño de una rejilla expansible es
efectivo en la medida que la misma mantenga y permanezca en contacto con las
paredes del hoyo, caso contrario, el incremento de la velocidad a lo largo del espacio
anular entre las paredes del hoyo y la rejilla, puede causar la erosión.
Entre los aspectos que se deben tener en cuenta para la selección de estas rejillas
es el área de flujo en el momento que expande, el área de flujo afecta de manera
significativa el desempeño del pozo, especialmente los de hoyo desnudo, ya que una
140
disminución del área de flujo constituye una restricción la cual resulta en un aumento
progresivo de la caída de presión a lo largo de la cara de la arena. Las consideraciones
que se deben tener presente en el momento de bajar una rejilla expansible son las
siguientes:
o Desviación de hoyo.
Al igual que los equipos de perforación, las rejillas expansibles para control de arena
están limitadas, hasta cierto punto, por su propiedades mecánicas; cuando se trata de
correr estas rejillas en pozos que presentan desviaciones, es importante verificar si
existen desviaciones severas, de manera de garantizar la integridad de la misma y
evitarle daño durante la corrida.
o Fluidos.
Una de las ventajas de las rejillas expansibles en relación con la completaciones con
empaque de grava, es que las rejillas se pueden correr en el pozo con un
acondicionamiento apropiado del lodo, esto ahorra un tiempo valioso en la operaciones
del taladro, ya que no hace falta desplazar la salmuera u otros fluidos de completación
antes de correr la rejilla, siempre y cuando se haya tratado debidamente el lodo.
Uno de los factores clave para tratar los lodos para correr estas rejillas es asegurar
que el tamaño de los sólidos en suspensión sea menor al del cedazo a fin de garantizar
el retorno de los sólidos a través de la torta-filtro a la rejilla, sin causar daños a la rejilla
ni a la formación y sin provocar una caída de presión excesiva. A tal efecto se han
desarrollado una serie de pruebas con el propósito de determinar la presión necesaria
para desprender el revoque adherido a las paredes del hoyo y hacerlo a través de la
rejilla expansible de la manera ya antes descrita.
Expansible en hoyo desnudo.
A partir del lanzamiento comercial de las rejillas expansibles en 1998, las mismas se
han utilizado en varias oportunidades en operaciones que van desde los 7000 pies en
hoyo abierto hasta a aplicaciones selectivas multizonas en hoyo con revestidor.
Sucesivamente se han mejorado las aplicaciones y esto ha generado un incremento de
la variedad y gama en rango de tamaño y cedazo, así como de las técnicas de
expansión dinámica y las oportunidades para aplicar los procesos de producción
selectiva.
141
Se ha demostrado que las rejillas expansibles en hoyo desnudo son más efectivas
desde el punto de vista económico con respecto a los empaques con grava, el tiempo
que ahorra esta rejilla en comparación con el empaque con grava compensa otro costo
adicional de ésta.
Expansible en hoyo con revestidor.
La abreviatura que identifica a la rejilla expansible de arena en hoyo con revestidor
es CHESS- Cased Hole Expandable Sand Screen-. El método de rejilla expansible
brinda algunas ventajas en relación con el empaque de grava para hoyo revestido.
Debido a que las completaciones a hoyo revestido no son por lo general tan productivas
como aquellas a hoyo abierto, casi siempre existe un propósito para instalar una rejilla
en hoyo revestido, tal razón puede ser controlar el flujo, aislar una zona, razones
basadas en el ordenamiento jurídico local así como muchas otras razones.
La completación de un hoyo con revestidor y rejilla expansible proporciona un mayor
diámetro interno, lo cual mejora el acceso a la formación y reduce las perdidas de
presión por fricción, el daño típico de un empaque de grava es de unos +20 y este daño
mecánico tiene un efecto sobre la productividad del pozo el cual se refleja en una caída
de presión física, esto se debe a taponamiento por los granos de la formación y a la
grava presente en el ambiente.
3.15.- ANÁLISIS NODAL
El análisis nodal de un sistema de producción, realizado en forma sistemática,
permite predecir el comportamiento actual y futuro de un pozo productor de
hidrocarburos, como resultado de este análisis, se puede obtener por lo general una
mejoría en la eficiencia de flujo, o bien un incremento en la producción cuando se trata
de un pozo productor, pero cuando se trata de un pozo nuevo, permite definir el
diámetro optimo de las tuberías de producción, del estrangulador, y línea de descarga
por el cual debe fluir dicho pozo, así como predecir su comportamiento de flujo (aporte
de hidrocarburos) y presión para diferentes condiciones de operación. Para pozos en
142
LAG permite definir el punto de inyección de gas y profundidad de asentamiento de la
bomba de subsuelo en los equipos de bombeo (BMC, BCP, BH o BES).
El procedimiento del análisis de sistemas o también conocido como análisis nodal,
es uno de los medios apropiados para el análisis, diseño y evaluación, tanto en pozos
fluyentes, intermitentes o con sistemas artificiales de producción.
El análisis nodal, evalúa un sistema de producción dividido en tres componentes:
Flujo a través de un medio poroso (Yacimiento), considerando el daño
ocasionado por los lodos de perforación, cemento, entre otros.
Flujo a través de tubería vertical o de producción (T.P.), considerando
cualquier posible restricción como empacamientos, válvulas de seguridad,
estranguladores de fondo, entre otros.
Flujo a través de la tubería horizontal o línea de descarga (L.D.),
considerando el manejo de estranguladores en superficie.
Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes, se obtiene
la caída de presión en cada uno de ellos. Para la obtención de las caídas de presión, se
deben de asignar nodos en diversos puntos importantes dentro del sistema de
producción por lo tanto, se varían los gastos de producción y empleando un método de
cálculo adecuado y correlación de flujo multifasico que se considere adecuado
dependiendo de las características de los fluidos, se calcula la caída de presión entre
dos nodos.
Después, se selecciona un nodo de solución y las caídas de presión son
adicionadas o sustraídas al punto de presión inicial o nodo de partida, hasta alcanzar el
nodo de solución o incógnita. En un sistema de producción se conocen siempre dos
presiones, siendo estas la presión estática del yacimiento (Ps) y su presión de fondo
fluyente (Pws). Por lo tanto teniendo la presión en alguno de estos dos nodos, se
pueden determinar las caídas de presión en algún punto intermedio
Los resultados del análisis del sistema, no solamente permiten la definición de la
capacidad de producción de un pozo, para una determinada serie de condiciones, sino
también muestran como los cambios en cualquier parámetro afectan su
comportamiento. Las curvas de capacidad de producción, son una función de los
143
principales componentes de un sistema, como son: Datos del yacimiento,
características del aparejo de producción, de la línea de descarga, presión en el nodo
inicial y final, producción de aceite, gas y agua, relación gas-liquido, temperatura,
composición del aceite y gas, topografía del terreno y forma de perforación del pozo, ya
sea vertical, direccional u horizontal.
Para un pozo de petróleo en la figura 18 se muestran los posibles componentes de
un análisis nodal: el yacimiento, las caras de las perforaciones, la tubería vertical, el
cabezal, la línea de flujo y el separador. También, se muestra en esta figura las posibles
ubicaciones de los nodos: en el yacimiento antes de las perforaciones, en el fondo del
pozo y en el cabezal antes o después del estrangulador. Adicionalmente, si existe un
estrangulador, una válvula de seguridad o un punto de inyección de gas en alguna
profundidad a lo largo de la tubería vertical, el nodo puede estar ubicado antes o
después de los mismos. En realidad, el nodo puede localizarse en cualquier punto
intermedio del sistema. La ubicación del nodo obedece al análisis de sensibilidad que
se desea realizar.
Figura 18. Diferentes Componentes y Ubicaciones del Nodo para un análisis sencillo de
Producción.
Fuente: PDVSA, 2008.
LocalizaciLocalizacióónn
Py
Pwf
Pwh
Separador1
2
4
3
NodoNodo LocalizaciLocalizacióónn
Py
Pwf
Pwh
Separador1
2
4
3
NodoNodo
YACIMIENTO
COMPLETACIÓN
LINEA DE FLUJO HORIZONTAL
O
P
O
Z
11
4433
22Separador
∆P 4 –3 Py-Pwf
∆P 2 –1 (Pwh–Psep)
∆P 3 –2 Pwf -Pwh
YACIMIENTO
COMPLETACIÓN
LINEA DE FLUJO HORIZONTAL
O
P
O
Z
O
P
O
Z
11
4433
22Separador
∆P 4 –3 Py-Pwf
∆P 2 –1 (Pwh–Psep)
∆P 3 –2 Pwf -Pwh
144
3.15.1.- Comportamiento de Afluencia (IPR)
El componente mas difícil de modelar de una manera real es sin duda el yacimiento,
esto se debe no tanto al grado de complejidad de las ecuaciones usadas, sino más bien
a la incertidumbre en los valores de las variables, tales como la permeabilidad, la
presión estática entre otras.
Históricamente el primer intento para construir una curva de comportamiento de
afluencia o IPR (Inflow Performance Relationship), resulto la suposición de que la IPR
era una línea recta, por lo tanto bajo esta suposición, el flujo de liquido en un pozo será
directamente proporcional a la caída de presión en el fondo del mismo. Posteriormente
después de diversas observaciones en campos productores de hidrocarburos se
comprobó de que esto solo se cumplía cuando la Pwf se encontraba por debajo de la
presión de burbuja, mientras que para la mayoría de los pozos, lo cuales su Pwf estaba
por debajo del punto de burbuja, la IPR graficaba una curva debido a que la fase
gaseosa presente en el crudo tenia un efecto en la producción.
3.15.2.- Ecuaciones de Flujo:
El uso de las leyes de Darcy debe considerarse siempre en la predicción de las
tasas de flujo desde el yacimiento hacia el borde interior del pozo. La siguiente
definición de dicha ley puede emplearse para predecir cualquier condición de flujo y es
perfectamente aplicable al petróleo y al gas.
Ecuación 9.
Ley de Darcy
Donde:
K: Permeabilidad absoluta.
h: Espesor de la zona.
pe
pwfs
dppfrwreLn
hKCq )(
/
145
re: Radio de drenaje.
F(p): Alguna función de presión.
rw : Radio del pozo.
Pe: Presión al limite exterior.
Pwfs: Presión de fondo fluyente.
c: Constante
Mediante la formulación de ciertas y simplificadas asunciones y el establecimiento de
ciertas condiciones de límites, podemos enunciar la ley de Darcy para condiciones
específicas:
Flujo liquido monofásico.
Para flujo de una sola fase la ley es la siguiente:
Ecuación 10.
Ley de Darcy. Flujo Monofásico.
Donde:
Ko: Permeabilidad efectiva al petróleo (md).
h: Espesor de la arena (pies).
Pr: Presión promedio del yacimiento (Lpc).
Pwfs: Presión de fondo fluyente a nivel de las perforaciones (Lpc).
qo: tasa de flujo de petróleo (Bn/d).
re : radio de drenaje (pie).
rw: radio de pozo (pies).
S Skin total.
aq: factor de turbulencia de flujo (este término normalmente es insignificante para pozos
de baja permeabilidad y con bajas tasas de flujo).
µo: Viscosidad a la presión promedio (Pr + pwfs/2) (cps)
ßo: Factor volumétrico de la formación a la presión promedio.
aqSrwreLnBoo
pwfshKoqo
75,0/
Pr1008,7 3
146
CAPITULO IV MARCO METOLOGICO
En toda investigación es necesario que tanto la población en estudio, como los
resultados obtenidos de la misma, tenga el nivel de confiabilidad y objetividad
necesarias para validar el proceso, por lo cual el procedimiento metodológico para la
consecución de la investigación debe estar bien definido y delimitado.
En función de los objetivos específicos planteados al inicio de la investigación, este
capítulo tiene como propósito fundamental, presentar el tipo de investigación, las
técnicas de recolección de información, la población y muestra en estudio y la
descripción del procedimiento requerido para la elaboración y desarrollo de los objetivos
planteados.
44..11.- TIPO DE INVESTIGACION.
Para todo investigador es sumamente importante definir como proceder en la
elaboración de la investigación; esta decisión dependerá del tipo de información que
necesite y del nivel de análisis que deberá realizar el investigador. De acuerdo a las
características que presenta esta investigación, la misma puede clasificarse según los
propósitos de aplicación inmediata de los resultados obtenidos en:
Investigación Documental.
Porque esta investigación está basada y soportada en informes técnicos,
documentos impresos, ilustraciones, artículos de la SPE, manuales del CIED y trabajos
especiales de grado hecho con anterioridad.
Según Zorrilla, 1993:43 la investigación documental es aquella que se realiza a
través de la consulta de documentos (libros, revistas, periódicos, memorias, registros,
códices, constituciones, entre otros).
Según el tipo de conocimiento que se desean o pueden obtener, la investigación se
puede clasificar en:
147
Investigación Descriptiva. Porque la información es recolectada tal cual como se presenta en la realidad,
describiendo hechos a partir de un criterio o modelo teórico e identificando
características propias del sistema de medición real.
Los estudios descriptivos buscan desarrollar una imagen o fiel representación
(descripción) del fenómeno estudiado a partir de sus características. Describir en este
caso es sinónimo de medir; miden variables o conceptos con el fin de especificar las
propiedades importantes de comunidades, personas, grupos o fenómenos bajo análisis.
El énfasis esta en el estudio independiente de cada característica, es posible que de
alguna manera se integre las mediciones de dos o mas características con el fin de
determinar cómo es o cómo se manifiesta el fenómeno. Pero en ningún momento se
pretende establecer la forma de relación entre estas características. En algunos casos
los resultados pueden ser usados para predecir. Dankhe (1989).
Investigación Aplicada. Ya que dentro del tiempo de ejecución de la investigación, las completaciones para
el control de la producción de arena propuestas aportarán soluciones al problema
planteado, optimizando la recuperación de las reservas, alargando la vida productiva de
los pozo, disminuyendo de esta manera los costos de mantenimiento de los mismos.
Sabino, Carlos (1991). “Cuando su propósito este mas o menos vinculado con la
resolución de un problema práctico; los conocimientos a obtener son insumos
necesarios para proceder luego a la opción, hablamos de una investigación Aplicada”.
De acuerdo a su estrategia esta investigación la podemos clasificar en:
Investigación de Campo.
De acuerdo a la procedencia de los datos la presente investigación es de campo, ya
que la información fue obtenida de la realidad, a través del estudio de muestras de
canal secas de los pozos pertenecientes a la zona afectada, ensayos de laboratorio,
tabulación de datos, entre otros.
148
Siguiendo con el criterio de Fidias Arias es una investigación de campo ya que
consiste en la recolección de datos directamente de la realidad donde ocurren los
hechos, sin manipular o controlar variable alguna. Este trabajo es de campo por cuanto
las variables consideradas fueron medidas directamente de los pozos objeto a estudio.
Es de campo, ya que la investigación se realiza en situ o área bajo estudio, lo que
permite indagar más acerca del problema por parte del investigador, lo cual se logra
manejar datos con mayor precisión y/o seguridad; debido a que no existe manipulación
de las variables, sino en trabajos que ocurrieron en la realidad.
4.2.- DISEÑO DE INVESTIGACIÓN.
En función del tipo de datos a ser recopilados para llevar a cabo una investigación
es posible categorizar a los diseños de investigación en dos grandes tipos: diseños
bibliográficos y diseños de campo. La investigación se orienta hacia la incorporación de
un estudio de campo, atendiendo los objetivos delimitados, de manera primaria, por
cuanto este diseño de investigación permitió observar y recolectar los datos
directamente de la realidad objeto de estudio (datos primarios), para posteriormente
analizar e interpretar los resultados de estas indagaciones.
Sabino, Carlos (1992) define el diseño de campo como “métodos a emplear cuando
los datos de interés se recogen en forma directa de la realidad mediante el trabajo del
investigador, y son usualmente llamados primarios debido ha que son datos de primera
mano, originales, producto de la investigación en curso, sin intermediación de ninguna
naturaleza”.
Población:
Para los efectos de esta investigación, se tomo una población formada por los 73
pozos pertenecientes al Yacimiento VLG-3676 de La Unidad de Explotación Ceuta,
Distrito Tomoporo.
Según Tamayo y Tamayo (2000), define una población esta determinada por sus
características definitorias, por tanto, el conjunto de elementos que posea esta
característica se denomina población: la cual es la totalidad del fenómeno a estudiar en
donde las unidades de población poseen una característica común, la cual se estudia y
da origen a los datos de la investigación. (p.114)
149
Muestra:
La muestra de esta investigación la conforman los pozos ubicados en la zona norte
del yacimiento, debido a que el mayor numero de pozos inactivos se ubican en esta
área, siendo la principal causa de su inactividad la producción de arena, en las zonas
centro y sur del yacimiento la situación se ha logrado controlar satisfactoriamente, por lo
que no serán tomadas en cuenta para esta investigación.
Para cumplir con las necesidades de la Unidad de Explotación Ceuta nos fue
suministrado por dicha unidad, las muestras de canal de los siguientes pozos:
POZOS UBICACION
VLG-3774 ZONA NORTE
VLG-3764 ZONA NORTE
VLG-3762 ZONA NORTE
VLG-3756 ZONA NORTE
VLG-3749 ZONA NORTE
VLG-3734 ZONA NORTE
VLG-3761 ZONA NORTE
Tabla 4. Pozos con Muestras.
Fuente: Ramirez.
De las muestras de canal de los siete (7) pozos anteriores, solo a las muestras de
los pozos VLG-3762 y VLG-3734 se le practicaran los ensayos granulométricos, por
contener la mayor cantidad de arena representativa de formación, el restos de las
muestras presentaban granos grandes de arena con alto contenido de arcilla y lutita,
dado que las mismas son de una zona consolidada, en el momento de disgregar las
muestras se requería aplicar una fuerza determinada que según los analistas del
laboratorio los granos se quebrarían y deformarían, obteniendo resultados no
representativos.
Para dar cumplimiento al primer objetivo específico serán tomados en cuenta todos
los pozos ubicados en la zona norte del yacimiento, el resto de los objetivos se basaran
en los resultados de los ensayos granulométricos realizados en esta investigación
Según Sabino, Carlos (1992), la muestra se puede definir como una parte del todo al
que denominamos universo y la cual sirve para representarlo. Cuando una muestra
150
cumple con esta condición, es decir, refleja en sus unidades lo que ocurre en el
universo los llamamos muestra representativa. Para la determinación de la muestra en
toda investigación se realizan procedimientos sencillos y científicos que permitan
calcular el tamaño de la muestra adecuado, todo depende de la amplitud del universo
finito o no, nivel de confianza adoptado, error de estimación y desviación típica, así
como del muestreo que se haya seleccionado.
4.3.- TÉCNICAS DE RECOLECCIÓN DE DATOS
Una vez seleccionado el diseño de investigación apropiado, se procedió de acuerdo
con el problema de estudio a la etapa de recolección de datos necesarios para el
desarrollo de la investigación. Cada característica de la investigación determinó las
técnicas a utilizar y para cada técnica se establecieron herramientas, instrumentos o
medios a emplear. Los datos según su procedencia se pueden clasificar en: datos
primarios y datos secundarios.
Según Sabino Carlos (2000), define que: Los datos primarios son aquellos que el
investigador obtiene directamente de la realidad, recolectándolos con sus propios
instrumentos. En otras palabras, son los que el investigador o sus auxiliares recogen
por sí mismos, en contacto con los hechos que se investigan. Los datos secundarios,
por otra parte, son registros escritos que proceden también de un contacto con la
practica, pero que ya han sido recogidos y muchas veces procesados por otros
investigadores. Las técnicas de recolección que se emplean en una y otra situación son
bien disímiles, como es fácil de comprender, puesto que en un caso nos enfrentamos a
la compleja y cambiante realidad y en el otro nos vemos ante un cúmulo de materiales
dentro de los cuales es preciso discernir con criterio los más pertinentes.
Los datos constituyen el fundamento esencial en el desarrollo metodológico de la
investigación. Es considerada como parte importante de este estudio la experiencia de
los operadores de producción y trabajadores del campo, quienes directamente
proporcionaron información general acerca de las condiciones operacionales existentes
que pudieran limitar el proceso de recolección de información, así como también
participaron activamente en el muestreo de los pozos seleccionados.
151
4.3.1.- Recolección De Datos Primarios:
Se puede considerar como la técnica de mayor importancia, por cuanto es la que
conecta al investigador con la realidad, es decir, al sujeto con el objeto o problema.
Dentro de estas técnicas mencionaremos:
La observación científica: puede definirse como el uso sistemático de nuestros
sentidos en la búsqueda de los datos que se necesitan para resolver un problema de
investigación. Dicho de otro modo, observar científicamente es percibir activamente la
realidad exterior con el propósito de obtener los datos que, previamente, han sido
definidos como de interés para la investigación.
La observación realizada en el proceso de investigación fue:
De tipo participante indirecta: porque se realiza la observación con el único
propósito de recoger la información necesaria para conocer el problema de la
producción de arena en el área, observando los procedimientos que se dan lugar en el
mismo, y captando realmente los cambios del proceso. En este sentido, se asistió a
trabajos de campo con la finalidad de visualizar los requerimientos necesarios para los
procedimientos de completación de control de arena (empaque con grava, liners
ranurado) y de esta manera obtener los conocimientos de los procesos de aplicación de
la técnica.
La entrevista: es una forma específica de interacción social que tiene por objeto
recolectar datos para una investigación. El investigador formula preguntas a las
personas capaces de aportarle datos de interés, estableciendo un diálogo peculiar,
asimétrico, donde una de las partes busca recoger información y la otra es la fuente de
esa información.
La entrevista para la recolección de datos fue de tipo:
No estructurada: porque no se siguió un cuestionario o modelo rígido, y hubo un
margen de libertad para formular las preguntas y las respuestas.
152
Informal: porque la entrevista se redujo a una simple conversación con los
Ingenieros de la Unidad de Explotación Ceuta, especialistas en control de arena
entre otros, para obtener a través de la entrevistas un amplio panorama de los
temas que resulten de importancia, abordando realidades pocas conocidas.
4.3.2.- Recolección De Datos Secundarios.
Los datos secundarios constituyen el fundamento esencial en el desarrollo
metodológico de la investigación. La técnica de recolección de datos secundarios
utilizada fue la observación documental o bibliográfica, que consisten en información
escrita que ha sido recopilada y transcrita por personas que han recibido tal información
a través de otras fuentes escritas o por un participante de un suceso o acontecimiento.
El material consultado se basó en:
Texto Bibliográfico.
Tesis de grado.
Boletines Técnicos suministrados por empresas.
Proyectos realizados actualmente.
Folletos suministrados por Empresas.
Articulos de la Society of Petroleum Engineers (SPE).
Internet.
Instrumentos Computarizados.
Entre los paquetes computarizados utilizados en el desarrollo de la investigación
tenemos:
OIL FIELD MANAGER (OFM):
Es una poderosa aplicación que desarrolla un eficiente método para visualizar,
relacionar y analizar datos de producción y yacimiento. Como un sistema integrado,
esta aplicación provee un poderoso conjunto de herramientas para automatizar tareas,
compartir datos y relacionar la información necesaria. Se puede usar para análisis de
pozos y campos; programas y operaciones de optimización del campo; administración
de reservas, planes de desarrollo, programas de mantenimiento, balance de materiales.
153
Permite trabajar con una amplia variedad de tipos de datos para identificar tendencias,
identificar anomalías y pronosticar producción. Se utilizó dicho programa para obtener
las curvas de producción observando los eventos más resaltantes de los pozos
(declinación, cierres entre otros), las curvas de producción de agua y la de producción
acumulada.
Figura 19. Programa OFM Fuente: OFM, 2005
CENTINELA:
(Centro de Información del Negocio Petrolero), es un software diseñado como
manejador de base de datos que soporta diversos parámetros del comportamiento
integral del pozo. Es el primer producto a escala mundial que tiene como objetivo
principal el incrementar y afirmar las fortalezas existentes en los distintos procesos de
petróleo y gas, con una alta capacidad de respuesta y así ser más flexible y compatible
operacionalmente para satisfacer las distintas necesidades que puedan presentarse en
el negocio petrolero.
El principal módulo de Centinela utilizado para la realización de las actividades fue
Pozo, el cual facilita el control y seguimiento diario de los parámetros del
comportamiento de producción de los pozos, y mantiene la actualización de los datos
históricos de sus pruebas y muestras. Además consolida los resultados contables del
resto de los módulos para realizar los balances oficiales de crudo y gas; adicionalmente
154
posee una herramienta para calcular y mostrar gráficamente la declinación de
producción total y/o energética para cada uno de los yacimientos y/o segregaciones,
durante un periodo determinado.
Se utilizo para validar los datos y para obtener información relacionada a los pozos
en cuanto a: la tasa actual de producción bruta y neta, corte de agua, estados de los
pozos, fechas de pruebas y trabajos de limpiezas,
Está conformado por 14 módulos, de ellos se utilizó el Módulo “Pozo”, el cual facilita
el control y seguimiento diario de los parámetros del comportamiento de producción de
los pozos y mantiene la actualización de los datos históricos de sus pruebas y
muestras.
Figura 20. Programa Centinela. Fuente: Centinela.
PIPESIM:
El programa de análisis del sistema de producción PIPESIM constituye una forma
minuciosa, rápida y eficiente de ayudar a incrementar la producción y conocer el
potencial del yacimiento. PIPESIM no sólo modela el flujo multifásico desde el
yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el desempeño
de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un análisis integral
del sistema de producción.
155
PIPESIM permite afectar análisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema
y que represente gráficamente el flujo de entrada/flujo de salida en cualquier nodo del
sistema, proporcionándole una manera de entender dónde pueden residir sus
oportunidades de mejoramiento de la producción. Además del análisis nodal, PIPESIM
incluye operaciones específicas para la generación de tablas de desempeño para los
simuladores de yacimientos y perfiles de presión/temperatura estándar.
La aplicación PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de terminación estándar
para pozos verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de
terminaciones complejas de varias capas, utilizando diferentes parámetros de
desempeño de yacimientos y descripciones de fluidos. PIPESIM incorpora todas las
correlaciones de flujo multifásico actuales, tanto empíricas como mecánicas que
constituyen el estándar industrial de hoy en día. Con el programa PIPESIM se efectuó
un análisis nodal integral de los puntos del sistema de completacion para control de
arena propuestos así como del sistema actual de producción de los pozos del área en
estudio para determinar en cuanto se vera afectada la producción de los pozos con la
implementación del sistema propuesto.
SISTEMA DE EVALUACIONES ECONOMICAS “SEE PLUS”
El Sistema de Evaluaciones Económicas SEE PLUS es una herramienta que permite
cuantificar la rentabilidad de un proyecto de Inversión a través de los siguientes
indicadores económicos: Valor Presente Neto (V.P.N.), Tasa Interna de Retorno (T.I.R.),
Tasa Interna de Retorno Modificada (T.I.R. Mod.), Eficiencia de la Inversión (E.I.) y
Tiempo de Pago Dinámico (T.P.D.).
Debido a que normalmente; las evaluaciones económicas se llevan a cabo
considerando periodos largos, los flujos de cajas futuros son estimados y por ello
sensibles a posibles variaciones durante las diferentes etapas de un proyecto, por esta
razón el sistema esta en capacidad de realizar un gráfico de sensibilidad con el
propósito de conocer cuan susceptible es el Valor Presente Neto (V.P.N.) del proyecto a
los cambios en los parámetros tales como: Inversión, Costos, Volúmenes y Precios.
Adicionalmente el sistema tiene la facilidad de poder evaluar varias alternativas de un
proyecto bajo diferentes escenarios económicos.
156
Una vez identificadas las soluciones técnicas, se realizó la evaluación económica
para confirmar la viabilidad del trabajo recomendado y seleccionar la mejor alternativa
desde un punto de vista técnico – económico. En esta fase se identificarán las
alternativas más factibles para la completación de los pozos tanto a nivel económico
como operacional tomando en cuenta las condiciones del yacimiento y a nivel de pozo.
Tomando en cuenta los pozos que se realizo análisis granulométricos.
Finalmente se determino si los diseños de completación propuestos son o no
rentables económicamente utilizando como soporte el programa SEEPLUS,
asociándole un ganancial de producción, un VPN y los costos de operación, es decir se
consideró si la producción esperada justificaba la inversión, consolidando de esta
manera los diseños de completación.
Figura 21. Ventana de Reporte de SEE PLUS
Fuente: SEE PLUS.
Microsoft Excel:
Es un programa que permite el trabajo con Hojas de Cálculo de manera sencilla y
práctica, diseñado para manejar gran cantidad de datos numéricos con la mayor
facilidad posible. El espacio de trabajo esta dividido en filas y columnas, en forma de
cuadricula que permite el, mantenimiento de registros, inclusión de gráficos, texto y
animaciones entre otras funciones. En esta investigación se utilizo para realizar las
157
operaciones con la data y organizarla de forma sistemática, para realizar los gráficos y
tablas.
MICROSOFT WORD:
Es un procesador de palabras, que además de crear documentos y archivarlos,
permite en cualquier parte del texto, agregar gráficos, ecuaciones matemáticas (simples
y complejas), tablas, ilustraciones, etc. A través de este procesador, se hace fácil la
elaboración de informes, justificaciones técnicas, resumen de historia de pozos. Se
utilizo como procesador de texto.
MICROSOFT POWER POINT:
Es un programa que permite la realización de presentaciones, portadas, gráficos,
etc., a través de él podemos integrar y vincular objetos no propios del Power Point. Se
utilizo para presentar la información y resultados de una manera grafica.
4.4.- PROCEDIMIENTO EMPLEADO PARA EL DESARROLLO DE LOS OBJETIVOS.
Antes de presentar el procedimiento empleado es necesario la descripción del
problema en el Yacimiento VLG-3676 perteneciente al Área 2 Sur del Bloque VII de la
Unidad de Explotación Ceuta, Distrito Tomoporo, la cual muestra gran prospectividad
petrofísica en las arenas Eoceno “C”, el yacimiento ha presentado problemas desde
Agosto de 1998 cuando tuvo una fuerte disminución de la producción, producto de la
declinación que presentaron los pozos debido a problemas de taponamiento por
floculación de asfáltenos y producción de arena.
A fin de cumplir con los objetivos planteados en esta investigación, se presenta a
continuación el procedimiento seguido para el desarrollo de este trabajo:
Analizar el historial de los pozos con antecedentes de arenamiento y trabajos
aplicados para el Control de Arena en el Yacimiento C/Superior VLG-3676.
Para el cumplimiento de este objetivo se asistió periódicamente al Edificio el Menito
específicamente a la Unidad de Explotación Ceuta; donde se recopilo información del
158
Yacimiento VLG-3676 y de los pozos con problemas de producción de arena, con la
finalidad de conocer la problemática del área afectada.
En esta fase se valido la información recopilada a través de centinela y OFM, se
analizo las historias de los pozos resaltando sus intervenciones, reacondicionamiento,
cierres y tasa de producción con el fin de conocer los eventos más resaltantes ocurridos
en la zona norte del yacimiento.
Categorizar la información de equipos y técnicas para control de arena y cañoneo
orientado basadas en las nuevas tecnologías existente en el mercado.
Se recibió asesoría por parte de las empresas de servicios Weatherford, Baker
Hughes y Schlumberger a través de presentaciones, charlas técnicas y visitas a sus
instalaciones, con el fin de conocer la tecnología en equipos de control de arena y
cañoneo orientado. En esta fase se realizo una revisión de los diferentes tipos de rejillas
existentes en el mercado en cuanto a su: configuración mecánica, características,
estructura de la malla, área de flujo, resistencia al colapso, estallido y torque entre otros,
con la finalidad de determinar el equipo adecuado para ser aplicado en la zona de
estudio. Para el cañoneo orientado se consulto informes, papers de la SPE y artículos
de estudios anteriores realizados en el área 2 Sur, para determinar las características
que deben cumplir el cañoneo para evitar que la roca falle.
Determinar la técnica de control de arena idónea para el Yacimiento VLG-3676, en
base a los resultados obtenidos de los Análisis Granulométricos de la arena de
formación.
Se realizaron los ensayos granulométricos a las muestras de canal de los pozos
VLG-3762 y VLG-3734, pertenecientes al Área 2 Sur, ubicados específicamente en la
zona con mayor problema de producción de arena (zona norte) en base a los resultados
de los ensayos se calculo el Coeficiente de Uniformidad (C.U. D40/D90), Coeficiente de
Sorting (DD10/D95) y el porcentaje de finos (tamiz 325mesh), con estos valores se
determino el tipo de grava y el tipo de filtro a usar para el control de arena de la zona
afectada, estos ensayos se realizaron mediante el siguiente procedimiento:
Se pesan 50 g de la arena en un envase previamente pesado y tarado.
Se pesan los tamices vacíos y la bandeja de fondo, se tomará nota de cada uno
159
de los pesos. Los tamices se ordenan de manera que el diámetro más grande de
la rejilla quede arriba y el más pequeño abajo, colocando de último la bandeja.
Los 50 g de arena se vierten sobre el tamiz superior y se introducen en un
vibrador eléctrico por 15 min.
Culminado el tiempo se pesan cada uno de los tamices y a cada valor se le
restará el peso del tamiz vacío respectivo, este valor es el peso retenido en cada
tamiz.
Para obtener el peso acumulado tomaremos el primer peso retenido como el
primer valor, luego le sumaremos el segundo peso retenido resultando el segundo
valor, al que le sumaremos el tercer peso retenido y así sucesivamente.
Luego se calcula el porcentaje en peso retenido sobre la base del total acumulado
y el porcentaje en peso acumulado.
Finalmente se gráfica la distribución de tamaños de partículas, con el porcentaje
acumulado en peso en el eje “Y” y el tamaño de las mallas de los tamices en el eje “X”,
en coordenadas semilogarítmicas. El diámetro medio de los granos corresponde al 50%
acumulado (D50), es uno de los parámetros más utilizado de la curva ya que nos ayuda
a determinar el tamaño de la grava a utilizar, así mismo, es importante identificar los
percentiles 10, 40 y 90, siendo estos dos últimos los necesarios para determinar el
coeficiente de uniformidad de la arena.
Determinar la perdida de producción en los pozos del Yacimiento C/Superior
VLG-3676 a través de cálculos de caída de presión.
Para el desarrollo de este objetivo, una vez detallados los diferentes parámetros
necesarios para determinar el tipo de completación para el control de arena y a través
de análisis nodal con el programa PIPESIM, para evaluar las restricciones que se
pueden ocasionar en el pozo con la completación planteada.
Elaborar propuestas de completación para control de arena en el área, que
optimice la productividad e integridad mecánica de los pozos y realizar un
análisis técnico-económico para cada una de estas.
160
Se determinaron los parámetros tanto técnicos como económicos para la
completación para el control de arena en la zona Norte del Área 2 Sur que minimice la
producción de arena y pueda prolongar la vida productiva de los pozos, y demostrar la
rentabilidad de la aplicación de esta tecnología.
En esta etapa se jerarquizaron las oportunidades analizadas en la fase anterior
dependiendo de su análisis económico correspondiente y se realizaron propuestas
completas aplicando metodología, considerando los recursos requeridos, planificación
de los trabajos a realizar, pronóstico de los resultados esperados y evaluación
económica, para cada caso estudiado.
161
CAPITULO V
ANALISIS DE RESULTADOS
Con el propósito de relacionar y analizar de manera objetiva los datos obtenidos a
través de las técnicas de recolección mencionadas y siguiendo la metodología expuesta
anteriormente para realizar la propuesta de completaciones para el control de arena en
el Área 2 Sur, se procederá a presentar el análisis y discusión de los resultados de
manera de dar respuestas al problema en estudio, y así exponer una serie de
conclusiones que permitirán dar recomendaciones prácticas que tengan su aplicación
para profundizar la manera de completar los pozos para el control de arena en esta
Área.
5.1. - Problemática de la producción de arena en la Zona Norte del Yacimiento
C/SUP VLG-3676.
El Yacimiento C/Sup VLG-3676 del Área 2 Sur de Ceuta ubicado en el Bloque VII,
muestra gran potencialidad en las arenas del Eoceno C/Superior (C-1, C-2, C-3)
perteneciente a la Formación Misoa, el principal problema que dificultad su optima
explotación es la producción de arena, la cual se ha manifestado desde el inicio de su
explotación específicamente cuando se comenzó a desarrollar la Zona Norte, este
problema pudiera estar directamente relacionado con la forma de puesta a producción
de los pozos, es decir la falta de controles necesarios para minimizar los problemas de
arena, por lo que fue imposible recuperarlos, dadas las situaciones críticas encontradas
en los mismos, una vez programados para RA/RC y limpiezas.
Su producción inicia en Diciembre de 1978, pero como se observa en el gráfico 3
las primeras medidas representativas se obtuvieron en Noviembre de 1979 con el pozo
VLG-3676 aporto tasas entre 1500 y 3600 BNPD; durante el periodo 1991-1993 se
perforaron solo ocho pozos los cuales producían a tasas promedios de 8000 BNPD, a
mediados de 1995 incrementan las actividades de perforación, donde su gran
productividad quedo plenamente destacada alcanzando una producción promedio de
15000 BNP.
162
197980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 090
4000
8000
12000
16000
20000
FECHA
YACIMIENTO: C-SUP VLG3676
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos YACIMIENTO:
C-SUP VLG3676
POZO:
197980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 090.00
0.25
0.50
0.75
1.00
1.25
0
750
1500
2250
3000
3750
FECHA
Axis 1
Corte de Agua YACIMIENTO: C-SUP VLG3676
Axis 2
Relacion Gas Petroleo YACIMIENTO: C-SUP VLG3676
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO:
197980 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99200001 02 03 04 05 06 07 08 090
3
6
9
12
15
FECHA
YACIMIENTO: C-SUP VLG3676
Productor(s) Activo(s)
Pozo(s) Categoria 3
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO:
Para el año 1998 se observa una fuerte declinación de la zona, producto de la
disminución de producción de los pozos ocasionado por problemas severos de arena,
además aumenta considerablemente el corte de agua y sedimentos; a partir de la fecha
se paralizan las actividades de perforación y de reparación. Para 1999 las actividades
en el campo se basaron en trabajos menores tales como: limpiezas mecánicas,
limpiezas químicas y estimulaciones.
Figura 22. Comportamiento del Yacimiento VLG-3676, Zona Norte.
Fuente: OFM.2005
5.2.- Revisión de las historias de los pozos de la Zona Norte del Yacimiento VLG-
3676.
Para dar repuesta al primer objetivo se reviso los corridos de información contentivos
en los programas CENTINELA y OFM con el fin de extraer la data pertinente a la
producción mensual de: agua, petróleo, relación gas petróleo (RGP), el petróleo
acumulado; así como también se reviso la historias de producción y reportes de
operaciones de los dieciocho(18) pozos ubicados en la zona norte del yacimiento VLG-
163
3676; destacando los eventos más resaltantes que se han presentado durante la vida
productiva de cada pozo y establecer de que manera está relacionada con la
producción de arena.
La información arrojada por el programa CENTINELA se envió a la aplicación
informática Excel, para diseñar la base de datos, la cual permite conocer la relación de
pozos inactivos/activos presente en la zona norte. A continuación se presenta el gráfico
4, en el cual se visualiza la distribución porcentual de los pozos por categorías.
Las categorías se representan de la siguiente manera:
- Categoría 1: Pozo activo.
- Categoría 2: Pozo inactivo para producción inmediata.
- Categoría 3: Pozo inactivo no disponible para producción.
- Categoría 5: No económico actualmente.
- Categoría 7: Pozo de gas.
- Categoría 8: Pozo de inyección.
- Categoría 9: Otros pozos (abandonado, suspendido, recompletado en otro
yacimiento, pozo de observación).
Figura 23. Categoría de Pozos Zona Norte.
Observando la figura 23, se determina que la mayoría de los pozos en esta zona se
encuentran inactivos (no disponible para producción) conformando el 63%, 5% no son
económicos, 11% fueron abandonados y el 21% se encuentran activos, lo que
CATEGORIA DE POZOS YAC: VLG-3676
CAT 1
21%
CAT2
0%
CAT3
63%
CAT5
5%
CAT9
11%
CAT 1
CAT2
CAT3
CAT5
CAT9
164
demuestra que la relación de pozos inactivos/activos es bastante alta, evidenciando el
problema que presenta la zona afectada.
A continuación se presenta un breve comentario de los pozos que se encuentran
activos:
Pozo VLG-3722A se encuentra activo, aportando aproximadamente 685 BNPD
de los cuales 674 son barriles netos, con un 0.2 % de AyS, su tasa se encuentra
restringido con un reductor ¾” de diámetro, para garantizar un valor de Pwf critica.
Pozo VLG-3762 sus intervalos se abrieron a producción mediante la técnica de
cañoneados orientado, se mantuvo en observación y se abrió a producción el 10 de
marzo de 2009, aportando 286 BBPD de los cuales solo 28 barriles son Netos, por lo
que presenta un 90% de agua y sedimentos según prueba de producción tomada el 12
de marzo del presente año.
Pozo VLG-3770A pozo gemelo del VLG-3770, los intervalos abiertos a
producción, fueron mediante la técnica de cañoneo orientado, según la última prueba
de producción mantiene una tasa de 890 BBPD con bajo porcentaje de agua y
sedimentos. No se tiene data disponible en el sistema.
Pozo VLG-3691, las arenas C-2 fueron abandonadas por problemas mecánicos
y se recompleto en las arenas B/ Superior, con una producción de 137 BBPD de los
cuales 133 son barriles netos según prueba de producción tomada el 20 de marzo de
2009. No han tomaron muestras para determinar el porcentaje de agua y sedimentos
desde diciembre de 2008.
A continuación se presentan las siguientes fichas de pozos (Ficha 1, 2 y 3) las
cuales están basadas en la data proveniente de OFM y las historias de producción,
presentando de manera breve los eventos más resaltantes (limpiezas,
reacondicionamientos, intervenciones, entre otros) durante su vida productiva.
165
VLG-3771
Ficha N°1, Pozo VLG-3771
Fuente: Ramírez. 2010.
Tal como se muestra en la ficha N°1 después de su completación el pozo quedo sin
producción en menos de seis meses por obstrucción (alta producción de arena y
piedras), en su primera reparación se completo con rejilla a hueco abierto quedando
nuevamente sin producción en menos de 5 meses presentando severo arenamiento,
actualmente presenta obstrucción en el brazo y línea de flujo.
La completación para el control de arena en el momento de la reparación del pozo,
consistió en colocar frente a las arenas productoras rejillas del tipo convencional Baker
Weld 140 de 3 ½”, con ranura 0.012pulg; además colocar tubos lisos frente a las lutitas
para no explotarlas en el momento que el pozo esté produciendo, evitando el derrumbe
de las mismas. El bajo rendimiento de la rejilla se debe a que no se hicieron los
Completado oficialmente en Marzo de 1995 como sencillo no selectivo en las arenas C-2, C-3 y C-4 teniendo una producción promedio de 1500 BNPD con 8 % de AYS, en Junio de 1995 se comenzó a recibir muestras con contenido de sólidos entre 10-26 lbs/MBLS declinando su producción por obstrucción de arena, hasta que el pozo queda finalmente sin producción, se realizan una serie de limpiezas con C/Tubing sin éxito, en Agosto del mismo año se suspende el pozo en espera de reparaciones mayores, en Diciembre se realizan limpieza con Snubbing Unit retornando del pozo arena y piedras por lo que la limpieza no tuvo éxito.
En Junio de 1996 se realiza el primer reacondicionamiento con el fin de realizar un Side Track para restablecer las condiciones mecánicas del pozo y eliminar la reducción severa en el revestidor, se completa en las arenas C-2, C-3 y C-4 colocando rejillas BakerWeld 140 de 3 ½”, frente los intervalos:15280´-15340´ (C2), 15530´-15650´ (C3), 15701´-15740´(C4) mostrando tasas de 500bls declinando rápidamente en 8 meses hasta que finalmente se cierra el pozo debido a obstrucción en el brazo y línea de flujo (fluían piedras).
APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR
1995 1996 1997
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
007WHVLG3771 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR
1995 1996 1997
0.00
0.25
0.50
0.75
1.00
1.25
600
1200
1800
2400
3000
3600
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3771 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3771 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
1995 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090.000
0.075
0.150
0.225
0.300
0.375
0
150
300
450
600
750
FECHA
Axis 1 007WHVLG3771 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3771 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
Obstrucción por Arena
Contenido de Arena
de 91.49lbs/MBLSObstrucción en Brazo
y línea de flujo
Limpieza con Snubbing
Reparación del Pozo
Reentrada
APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR
1995 1996 1997
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
007WHVLG3771 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN FEB MAR
1995 1996 1997
0.00
0.25
0.50
0.75
1.00
1.25
600
1200
1800
2400
3000
3600
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3771 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3771 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
1995 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090.000
0.075
0.150
0.225
0.300
0.375
0
150
300
450
600
750
FECHA
Axis 1 007WHVLG3771 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3771 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3771
Obstrucción por Arena
Contenido de Arena
de 91.49lbs/MBLSObstrucción en Brazo
y línea de flujo
Limpieza con Snubbing
Reparación del Pozo
Reentrada
POZO VLG-3771
166
estudios adecuados en el momento de seleccionar el tipo de rejilla, ya que la misma no
se adecua a las condiciones del fondo del pozo (profundidad, temperatura, Pwf, entre
otros) por ser una rejilla del tipo convencional, en el que su diseño no incluye una
chaqueta protectora con desviadores de flujo.
VLG-3734
Ficha N°2. Pozo VLG-3734
Fuente: Ramírez. 2009-2010.
El pozo fue completado mecánicamente como sencillo no selectivo en Marzo de 1989 en las arenas C-6 y C-7 con una
producción de 82 BBPD y 75% de AyS en estado PTL, se mantuvo abierto a producción por varios días sin que se alterara su producción, por lo cual se decide abandonar los intervalos abiertos y cañonear las arenas C-3, con una producción promedio de 1500 BBPD con 0.2 % de AyS, en Febrero de 1990 la producción declina a 1200 BBPD por restricción ocasiona por obstrucción de arena, se interviene el pozo con C/tubing sin éxito recurriendo a limpiar con Snubbing Unit, durante la limpieza se atasca la tubería sin poder recuperarla por lo que el pozo queda en espera de gabarra desde Mayo hasta Junio de 1990.
En Julio de 1990 se realiza un Side Track completando nuevamente la arenas C-3 con una tasa promedio de 1065
BBPD y 0,2% de AyS, en Agosto de 1991 la producción cae a 3 BNPD por lo que en Octubre se realiza limpieza con C/tubing recuperando su producción, se interviene nuevamente en Mayo de 1995 produciendo 800BNPD hasta que en Julio declina nuevamente su producción, se efectúa limpieza sin resultado y se detecta hueco en la tubería de producción, razón por la que se cierra el pozo en espera de trabajos menores. Su producción acumulada es de 2019660 BLS.
1989 90 91 92 93 94 950
750
1500
2250
3000
3750
FECHA
007WHVLG3734 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 950.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3734 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
300
600
900
1200
1500
FECHA
Axis 1 007WHVLG3734 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
Obstrucción de Arena
Falla en Equipos de Subsuelo Saco muestra de Arena
Cierre del Pozo
Estado ERL
Reacondicionamiento
1989 90 91 92 93 94 950
750
1500
2250
3000
3750
FECHA
007WHVLG3734 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 950.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3734 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
300
600
900
1200
1500
FECHA
Axis 1 007WHVLG3734 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
Obstrucción de Arena
Falla en Equipos de Subsuelo Saco muestra de Arena
Cierre del Pozo
1989 90 91 92 93 94 950
750
1500
2250
3000
3750
FECHA
007WHVLG3734 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 950.0
0.2
0.4
0.6
0.8
1.0
0
500
1000
1500
2000
2500
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3734 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
1989 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 2000 01 02 03 04 05 06 07 08 090.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
0
300
600
900
1200
1500
FECHA
Axis 1 007WHVLG3734 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3734 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676
POZO: VLG3734
Obstrucción de Arena
Falla en Equipos de Subsuelo Saco muestra de Arena
Cierre del Pozo
Estado ERL
Reacondicionamiento
POZO VLG-3734
167
VLG-3722A
Ficha N°3. VLG-3722A
Fuente: Ramírez. 2009-2010
Tal como se muestra en las fichas N°1, N°2, N°3 y en referencia al restos de los
pozos (véase anexos de fichas pag.) podemos deducir lo siguiente: las arenas
prospectivas son C-2 y C-3 debido a que las arenas C-4,C-5,C-6 y C-7 presentan altos
corte de agua; numerosas intervenciones a los pozos por limpieza con química o con
Coiled Tubing muchas veces sin éxito, por lo que se recorría al Snubbing Unit o
operaciones con taladro; cierre de pozos dadas las situaciones críticas ( Origen de pez,
colapso del revestidor, reducción de la tubería de producción, obstrucciones severas,
entre otras) encontradas cuando se entraban a realizar trabajos de limpiezas o RA/RC.
El pozo fue completado en Agosto de 2007 en las arenas C-5 abriendo los intervalos a producción, con cañones Enerjet 2-1/8" 6tpp, 60°f por tubería. El pozo fue colocado en medida registrando 1100bls, con 1700lpc en el THP y 190lpc en LF con reductor de 1/4", según análisis de laboratorio el crudo contenía alto corte de agua de 98%. Se corre un registro de producción indicando que el aporte de fluido proviene del intervalo 15511’-15518’ es decir un 90% de la tasa de producción contenía un corte de agua de 90% , el aporte proveniente del resto de los intervalos era minoritario, durante la corrida del registro de producción las herramientas salieron impregnadas de asfáltenos. En Septiembre de 2007 se decide colocar tapón de cemento con la finalidad de asilar los intervalos de C5 y adicionar intervalos en C-3 mostrando tasa de 1200BNPD con 0.5 AYS con reductor de ½”. En Diciembre de 2007 se observa una caída en la producción debida que existía una inyección por todas las válvulas de gas lift. Durante chequeo de fondo en trabajo anterior el pozo se encontró limpio por lo que se decide cambiar (Enero 2008) reductor de ½” a 5/8” aumentando su tasa a 900bls; en ese mismo mes se cambia válvula de gas lift persistiendo falla de la misma, por lo que se deja produciendo por flujo natural se cambiando nuevamente el reductor a mediados de enero de 2008 de 5/8” a ¾” y arroja 980bls. En marzo de 2008 se decide cambiar válvula de gas lift sin embargo se deja el pozo en flujo natural hasta Octubre de 2008 activando gas lift debido a una caída de producción en estado PTN.
NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2007 2008 2009
450
600
750
900
1050
1200
FECHA
007WHVLG3722A 1-1
Tasa Real de Petroleo
Tasa Real de Liquidos YACIMIENTO:
C-SUP VLG3676 POZO: VLG3722A
NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2007 2008 2009
0.00
0.25
0.50
0.75
1.00
1.25
150
300
450
600
750
FECHA
Axis 1
Corte de Agua 007WHVLG3722A 1-1
Axis 2
Relacion Gas Petroleo 007WHVLG3722A 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676 POZO: VLG3722A
NOV DEC JAN FEB MAR APR MAY JUN JUL AUG SEP OCT NOV DEC JAN
2007 2008 2009
0.000
0.075
0.150
0.225
0.300
0.375
0
30
60
90
120
150
FECHA
Axis 1 007WHVLG3722A 1-1
Petroleo Acumulado ( MM )
Agua Acumulada ( MM )
Axis 2
Gas Acumulado Finder ( MM ) 007WHVLG3722A 1-1
YACIMIENTO:C-SUP VLG3676 POZO: VLG3722A
POZO VLG-3722A
168
5.3.- Categorizar la información de equipos y técnicas para control de arena y
cañoneo orientado basadas en las nuevas tecnologías existente en el mercado.
Para seleccionar las técnicas y/o equipos óptimos para el control de arena que
pueden ser aplicadas en el Área 2 Sur del campo Ceuta, se contó con el apoyo y la
asesoría técnica de los tutores así como también del personal especializado de las
empresas de servicio, quienes a través de reuniones y mesas de trabajo se expusieron
las características principales del yacimiento, condiciones de los pozos y antecedentes
en técnicas de control de arena aplicadas en el área. Posteriormente se analizo la
información suministrada por dichas empresas de servicio para garantizar la efectividad
de la técnica que puede ser aplicada según las condiciones del yacimiento, basándose
en la bibliografía consultada, distribución de grano (granulometría), propiedades
mecánicas de cada sistema y en la experiencia a nivel mundial en aplicaciones bajo
condiciones similares a las del área objeto de estudio.
Uso De Rejillas:
Las rejillas consisten en un elemento filtrante de calibre especifico colocado sobre un
tubo base con una cantidad determinada de orificios por pie; su finalidad es controlar la
producción de arena y finos de formación sin afectar la productividad del pozo. Es
común una disminución en la tasa de producción, sino se ha seleccionado
correctamente el tipo rejilla a ser utilizado en un pozo, por lo que unas de las tareas
más complicadas en el diseño de completación es la elección de la misma.
El uso de rejillas se visualizo como técnica para el control de arena que puede ser
efectiva, basada en los resultados de los análisis granulométricos de la arena de
formación, determinando el tamaño promedio de grano, coeficiente uniformidad de la
formación y porcentaje de finos, adicionalmente se tomo en cuenta las propiedades
mecánicas (resistencia a la tensión, colapso y estallido) y químicas de sus componentes
de manera que estas no se vean afectadas por la configuración del pozo y las
condiciones a las cuales serán sometidas en el fondo del pozo.
Analizando los diferentes tipos de rejillas basadas en las tecnologías que se
encuentran actualmente en el mercado que pueden ser aplicados en el área de estudio,
se identificaron las siguientes:
169
Las rejillas convencionales más conocidas según sus nombres comerciales son:
Empresa Weatherford:
Cuentan con una amplia gama de filtros para el control de la producción de arena, la
manufactura de la malla especial ofrece una mayor resistencia al taponamiento, a la
erosión. Una menor caída de presión y velocidad de flujo debido a sus altas
porosidades entre 56% a 61% además de poseen excelentes propiedades mecánicas
que la hacen resistente a las altas presiones, profundidades, temperaturas, entre otros.
Su medio filtrante no sufre ningún daño durante la corrida del pozo debido que está
protegido por una chaqueta protectora que hace a la rejilla más robusta. De esta
variedad de rejillas podemos mencionar las siguientes:
Dura Grip/Ultra Grip.
El proceso de manufactura patentado de ambos modelos se embobina el filtro
directamente sobre la tubería que provee un mayor y mejor resistencia a la tensión, al
colapso y al torque en comparación con otros filtros ensamblados de manera separada
del tipo “slip-on”.
Rejilla Tamaño
(in)
ID
(in)
OD
(in)
Peso
(lb/ft)
Resistencia
Tensión
(lb)
Resistencia
Estallido
(psi)
Resistencia
Colapso
(psi)
Dura-Grip 3 ½ 2992 3.85 11.9 176130 2810 7890
4 3548 4.35 12.2 182210 2570 4940
Ultra-Grip 3 ½ 2.995 3.97 12.6 88.890 4910 8245
4 3.548 4.47 12.9 182.210 4545 5185
Tabla 5. Especificaciones de las Rejillas Dura-Grip y Ultra-Grip.
Fuente Weatherford, 2008.
Su tolerancia en las ranuras de alta precisión y alambres preformados con precisión
para aplicaciones especificas, proveen una exclusión óptima de los materiales de la
formación, maximizando al mismo tiempo la producción de hidrocarburos. El alambre
preformado del tipo triangular (Keystone) evita la obstrucción, es auto-limpiante y
permite el libre flujo. El Alambre base del tipo “House” para una mayor resistencia a la
erosión.
170
Las rejillas Dura-Grip y Ultra-Grip son fácilmente recuperables, aun en las
condiciones más difíciles que puedan presentarse durante las operaciones de pesca.
Estas rejillas pueden ser utilizadas en completaciones con empaques de grava con
moderadas (DG) o altas ratas (UG) de bombeo y presión, en pozos marginales,
completaciones en hoyo entubado y hoyo abierto con arenas homogéneas, pozos
horizontales que pueden requerir rotación para alcanzar profundidad, pozos de
Inyección de vapor, entre otros.
Figura 24. Configuración de Rejillas Dura-Grip.
Fuente: Weatherford, 2008
Figura 25. Configuración de Rejillas Ultra-Grip.
Fuente: Weatherford, 2008.
o Superflo.
Posee mayor área abierta efectiva (11,2% para 150 m) se diferencia de las
anteriores por poseer una chaqueta protectora externa para mayor resistencia al daño,
mejor capacidad de retención directa de arena ya que las bajas velocidades en las
ranuras permiten la formación de puente que mejora el control de arena fina y menos
171
uniformes es decir tiene un control preciso y mejorado de sólidos. Disponible en versión
HD con alambre tipo “house” para mayor resistencia a la erosión. Estas rejillas pueden
ser utilizadas en pozos donde se requiera un control preciso de sólidos, en
completaciones en pozos horizontales, en pozos con altas presiones, pozos con altas
tasas de producción, pozos donde se requiera labores de reacondicionamiento, pozos
multilaterales y ventanas.
Figura 26. Diagrama de Retención de arena de Rejillas Superflo.
Fuente: Weatherford, 2008.
Rejilla Tamaño
(in)
ID
(in) OD (in)
Peso
(lb/ft)
Resistencia
Tensión (lb)
Resistencia
Estallido
(psi)
Resistencia
Colapso
(psi)
Superflo 3 ½ 2.992 3.90 12.5 176130 2220 1530
4 3.548 4.40 13.3 182210 1985 1365
Tabla 6. Especificaciones de Rejillas Superflo.
Fuente: Weatherford. 2008.
Existen en el mercado una gran variedad de rejillas especiales o premium las cuales
poseen mallas especiales que poseen altas permeabilidades, excelente capacidad de
retención de arena, alta resistencia mecánica (tensión, compresión y torsión) de
acuerdo a su fabricante pero con el mismo principio de control según las normas
técnicas, las cuales por su diseño pueden ser aplicadas en el área en estudio, entre
estas tenemos:
o Maxflo.
Esta rejilla se caracteriza por poseer una malla sinterizada de tejido holandés inverso
la cual le proporciona una estructura robusta, con tamaño de poros fijos de alta
172
resistencia y una retención ideal de la arena. Mayor área de flujo entre el elemento
filtrante y el tubo base perforado lo que contribuye al incremento de la producción,
reduciendo así la acumulación de presión y aumentando la resistencia a la erosión
hasta 50%. Estas rejillas pueden ser empleadas en yacimientos compactados, en pozos
de radio corto, pozos horizontales, en empaques con grava con alta tasa de bombeo,
completaciones con altas temperaturas y presiones, ventanas side-track entre otros.
Completaciones en pozos horizontales.
Figura 27. Configuración del elemento Filtrante con Tejido Holandés Inverso de Rejillas Maxflo
Fuente: Weatherford, 2008.
Tabla 7. Especificaciones de las Rejillas Maxflo
Fuente: Weatherford, 2008.
Rejill
a
Tam
año (in)
ID
(in)
OD
(in)
Pe
so
(lb/ft)
Resiste
ncia
Tensión.
(lbf)
MAX
FLO
3 ½
2.9
92
4.4
1
13
.95
176130
4
3.5
48
4.9
3
14
.4
182210
173
o Excelflo.
Posee una malla sinterizada laminada que le proporciona una mayor área de flujo
entre el elemento filtrante y el tubo base perforado lo que contribuye al incremento de la
producción reduciendo así la acumulación de presión y aumenta su resistencia a la
erosión, la capa de drenaje incrementa la resistencia al colapso y al estallido. La malla
sinterizada laminada de tamaños de poros fijos y la malla de drenaje, le proporciona
una óptima resistencia y retención ideal de arena, también garantiza una solución
óptima con una amplia selección de medios filtrantes en los tamaños de poro fijo;
reduciendo la pérdida por fricción en pozos de alto volumen.
Estas rejillas pueden ser utilizadas en completaciones “stand-alone” en pozos con
ellos entubados u hoyo abierto, en completaciones de pozos de radio corto, ventanas
side-track, completaciones con alta temperatura y presiones, se pueden emplear en
yacimientos compactados entre otros.
Figura 28. Configuración de Malla de las Rejillas Excelflo.
Fuente: Weatherford, 2008
Tabla 8. Especificaciones de las Rejillas Excelflo.
Fuente: Weatherford, 2008.
Rejilla Tama
ño (in)
Pe
so
(lbt)
ID
(in)
OD
(in)
Resistencia
(lbf)
EXCELFL
O
3 ½ 13
.5 2.992 4.25 176130
4 14
.4 3.548
182,2
10 182210
174
o Stratapac.
Esta rejilla posee capas de fibras metálicas sinterizadas superpuestas con una
estructura fija de poros, con un protector externo perforado y mallas de soporte exterior
e interior, la rejilla es fabricada y soldada en espiral de acero al carbono, inoxidable u
otra aleación, con tres (3) capas de fibra metálica y una tubería perforada. Se
recomienda para pozos de radios cortos, reentrados y multilaterales, pozos con alta
relación gas-petróleo y pozos de gas. Tiene una estructura robusta que se puede
instalar fácilmente debido a su bajo peso, un área de flujo de 30% y pueden tratarse
con ácidos inhibidos emplazados en el pozo, pueden tratarse con ácidos inhibidos
emplazados en el pozo, y los disolventes orgánicos no la afectan adversamente.
Figura 29. Estructura de Rejillas Stratapac
Fuente: Intevep, 2006.
o Expandable Sands Screen (ESS).
Esta rejilla tiene la ventaja de aislar varias zonas por largo tiempo sin necesidad de
realizar una cementación y cañoneos, brindando un excelente control de arena sin
necesidad de correr un empaque con grava convencional. Se obtiene la producción del
pozo abierto con la funcionalidad de un pozo entubado, logrando mayor rendimiento y
mayor economía ya que se elimina el espacio anular y brinda soporte y filtración
efectiva al pozo. La tecnología metal skin un aislamiento en cada zona segura ya que
expande dúctilmente el tubular.
Tubería base con densidad de huecos por pie
Drenaje de la Malla
Mallas
Drenaje de la Malla Chaqueta Protectora
175
Es un tipo de rejilla que se baja hasta el fondo del hoyo con un diámetro menor y son
expandidas hasta alcanzar su diámetro definitivo (preseleccionado), bien sea
empujándolo o tensionando un elemento expansor a lo largo del cuerpo de la rejilla. El
menor diámetro al momento de instalarla, reduce los costos de instalación y los riesgos
de daño en la estructura de la rejilla.
Esta rejilla se adapta a la geometría del hoyo haciendo contacto con las paredes del
mismo, eliminando el espacio anular. Esto disminuye las probabilidades de que el
revestidor colapse sobre la rejilla, ya que al no permitir el movimiento de los granos
hacia el pozo mantiene estable la formación productora, haciéndola capaz de soportar
los grandes esfuerzos de sobrecarga producto del agotamiento del yacimiento y las
fuerzas de arrastre a causa del flujo de fluidos. Debido a que puede alcanzar
prácticamente el diámetro del hoyo o de la tubería de revestimiento, provee mayor área
y genera menos restricciones al flujo. Incrementando así la productividad del pozo.
Esta tecnología es una combinación mallas rectangulares (filtros) unidas a la tubería
base perforada fabricada generalmente de acero, pero puede adaptarse a
requerimientos especiales según las condiciones del pozo y esta cubierta por una
chaqueta protectora con lamina preperforada y expandible para proteger el medio
filtrante de los posibles maltratos durante la fase de instalación y despliegue. Durante
la expansión el tubo base y la chaqueta protectora se abren mecánicamente hasta
exponer el área de flujo sobre las mallas, las cuales responden a la expansión
deslizándose unas sobre otras mientras se mantienen unidas entre si. Las aberturas de
la malla permanecen constantes y no son afectadas por el proceso de expansión como
se muestra a continuación:
176
Figura 30. Configuración Rejillas Expansibles.
Fuente: Expansible Catalogo, 2002
El sistema ESS se expande dúctilmente contra la cara de la formación para eliminar
el espacio anular y brindar soporte y filtración al pozo. La característica modular del
sistema de terminación expandible permite efectuar diseños optimizados de
completaciones de pozos, sin verse limitado por el número de capas productoras ni por
el nivel de concentración de arena.
La tecnología MetalSkin brinda un aislamiento en cada zona en forma segura, ya
que expande dúctilmente el tubular sólido contra la pared del pozo, lo que permite un
sello efectivo de la terminación sobre los estratos impermeables, mediante lo cual se
evitan flujos no deseados de producción a través del anular. La expansión flexible sobre
la geometría del pozo elimina los espacios vacíos anulares, lo que disminuye la
velocidad de entrada, mediante lo cual, además, se evita la erosión y se reduce el
potencial de taponamiento localizado en un punto (hot spotting). El contacto de las
mallas con la cara del yacimiento sostiene los granos de arena cercanos al pozo para
que formen un arco estable, lo que posibilita que la formación se soporte por sí misma,
y se obtenga un sistema de alta resistencia al colapso.
Sin Expandir
Expandida
Tubo base
Medio FiltranteChaqueta Protectora
Sin Expandir
Expandida
Tubo base
Medio FiltranteChaqueta Protectora
177
Figura 31. Proceso de Expansión, Expandable Sands Screen
Fuente: Weatherford, 2008.
Proporciona 36% más de filtración/ área del flujo que otras rejillas expansibles
existentes. Estabiliza formaciones débiles, permitiendo resistir agotamientos altos por
encima de 10.000 psi. Los filtros son disponibles en acero 316 L y Níquel Liga (825),
ofrece compatibilidad con ambientes corrosivos. Abertura nominal de la malla se puede
clasificar según las exigencias de las formaciones, este tamaño comprende desde 150
micrones a 270 micrones.
Schlumberger.
o Mesh Rite.
Esta rejilla posee mallas concéntricas protegida por una cubierta perforada y un tubo
base perforado, con espacios porales en la malla que van desde 15 micrones hasta 600
micrones; posee un área de flujo de 17%, controlan una gama amplia de partículas de
arena; y es por ello que se evita el riesgo de seleccionar una malla incorrecta. Esta
geometría tridimensional maximiza la porosidad y la permeabilidad dentro del medio
filtrante. Una camisa de acero con más del 40% de área abierta recubre y protege esta
capa de fibra comprimida. Por sus propiedades mecánicas se recomienda para pozos
de radio medio/corto, sin que pueda causar daños a su estructura.
178
La configuración de las rejillas de fibra comprimidas tipo Mesh Rite, comprende un
tubo base con propiedades físicas y mecánicas según normas API de una dimensión y
densidad de huecos por pie especifica, recubierto con un filtro o mallado de acero
inoxidable, de permeabilidad promedio de 250 micrones. También posee, una chaqueta
protectora de acero inoxidable 316L con una densidad especifica de huecos por pie
según el diámetro con conexiones sello metal-metal tipo Buttress.
Con esta fibra comprimida, las arenas del yacimiento se incrustan dentro de la
“esponjosa capa metálica”. El efecto es la creación de empaque natural que refleja con
gran precisión la misma granulometría de las arenas más cercanas a la producción.
Para mantener la compresión y proteger la capa de fibra metálica durante la instalación
de la rejilla en el pozo, se coloca una camisa externa, con un patrón de
estampado/troquelado que brinda un alto porcentaje de área abierta al flujo. La camisa
le brinda mayor resistencia estructural y mecánica al insertar e instalar las rejillas en el
pozo. Sin embargo, es importante destacar que las rejillas no dependen de una medida
singular del espacio poral, y por ello siguen funcionando a pesar del maltrato en la
instalación o el manejo de los mismos.
Figura 32. Estructura de Rejilla Mesh Rite.
Fuente: Schlumberger, 2008.
Malla De Acero Inoxidable Con Calibre Desde 60 Micrones Hasta 600 Micrones
Chaqueta Protectora
acero
Tubo Base Huecos por
pie
179
Halliburton.
o Poroplus.
Es una rejilla de capas de fibra metálica superpuestas una sobre otra, con una
chaqueta protectora y deflectores de flujo, para contribuir a la retención de los granos
de arena después de que pasan por la cubierta exterior de la rejilla. El calibre de estas
rejillas es completamente homogéneo y las rejillas se fabrican en tamaños estándar de
125 a 250 micrones, aunque se pueden fabricar en tamaños de aberturas de hasta 75
micrones.
Esta rejilla esta compuesta por los siguientes elementos: una tubería base
perforada, camisa protectora, deflector de flujo, malla filtrante y dos mallas de soporte.
Las dos mallas de soporte, están fusionadas entre sí, creando una malla filtrante de alta
resistencia, esta malla esta elaborada de alambres que son sometidos a temperaturas
cercanas al punto de fusión del acero (hasta 2000 °F), permitiendo la unión de los
alambres por atracción molecular del material y generando una estructura
completamente integrada. Esta rejilla es muy ventajosa en pozos con altos ángulos de
desviación (radio corto) pero presenta la desventaja de ser muy propensa al
taponamiento, puesto que en la capa deflectora se crean zonas que faciliten el
alojamiento de los granos de formación.
El área de flujo de la rejilla esta alrededor del 30%, lo que provee mayor vida útil ya
que genera pequeñas caídas de presión y bajo impacto en la productividad del pozo. El
medio filtrante se fabrica en acero inoxidable. Todos los componentes pueden ser de
acero inoxidable 316L Incoloy, Hasteloy, etc., resistentes a taponamientos según las
exigencias de las condiciones presentes. Todos van soldados a la tubería base
perforada (de cualquier grado)
180
Figura 33. Rejilla POROPLUS
Fuente: Intevep, 2000.
Tabla 9. Especificaciones de las Rejilla POROPLUS
Fuente: Intevep, 2000.
o Poromax.
Esta rejilla es similar a la rejilla Poroplus. La diferencia radica en el diseño de la
chaqueta exterior, cuyo diseño permite el flujo directo sobre el medio filtrante, ya que el
patrón de deflexión de flujo ha demostrado ser susceptible a taponamientos esta rejilla.
La malla de esta rejilla consta de tres capas, unida por a difusión a mas de 2100 °F,
Moléculas de Metal migran a través de los puntos de contacto de las capas de malla de
alambre, con presión Controlada (1T/ft2), y la recristalización se lleva a cabo para
formar una estructura de poro, No se utiliza material de aporte, esta es una rejilla
robusta. La Superficie del filtro posee de medios para una fácil limpieza. Micronaje de la
Rejilla
Tamaño
(in)
Resisten
cia a la
Tensión
(lbs).
Resisten
cia a la
Torsión
(lb/ft)
Resisten
cia al
Colapso
(psi)
POROPL
US 3 ½. 180000 10000 6000
181
malla va desde 60 a 400 micrones. Proporciona mayor resistencia, alta resistencia a la
erosión y al taponamiento.
El elemento filtrante de la malla fue seleccionado en base a su resistencia a la
erosión y su capacidad superior contra contaminantes. El medio filtrante Poroplate
retiene las partículas de formación deseadas en la superficie exterior de la malla. Las
partículas más finas pasan a través de las capas de malla inferiores. Estas mallas
proporcionan una superior resistencia al taponamiento, índices de producción más altos
y una vida útil mas larga. El diseño de la malla PoroMax proporciona un elemento
filtrante de poco espesor, aproximadamente 1⁄2" mayor al diámetro exterior del tubo
base. Esta característica permite un tubo base de diámetro más grande que el que
permiten las mallas pre-empacadas. Este diseño es preferido cuando se necesita una
relación máxima diámetro interior/diámetro exterior en el empaque de grava
Figura 34. Estructura de Rejilla POROMAX.
Fuente: PDVSA, 2008.
El material filtrante Poroplate tiene un área de flujo de entre el 30% y el 40%,
comparado con un área de flujo de la malla pre-empacada de sólo un 3%. Como
resultado, las mallas PoroMax proporcionan menores caídas de presión, índices de
producción mayores y una vida útil de producción más larga. El medio filtrante Poroplate
tiene una estructura de poro uniforme. Y debido a que es un filtro de superficie, la
eficiencia en la limpieza por backwash es excelente. La remoción de los depósitos de
sólidos se puede lograr a través de un único bombeo por directa a anular.
182
PetroGuard Advanced Mesh Screen.
El diseño de la rejillas ajustado para cada yacimiento, esta compuesta por una serie
de superficies de capas filtrantes (Filtro anisotrópico), estas capas tienen poros mas
grandes hacia el Tubo base, esto significa control preciso del tamaño del poro y no un
tortuoso camino de flujo, a fin de que las próximas regiones filtren las partículas más
grandes y cada vez más las regiones dístales eliminen las partículas más pequeñas,
resultando en un mayor flujo a través de una eficiente filtración, haciendo posible el flujo
en reverso para limpiar la rejilla la capa de filtración final únicamente retiene las
partículas mas pequeñas y todas las capas están soldadas por difusión para larga vida
útil y mayor precisión en control de arena en fluidos altamente viscosos.
Figura 35. Estructura de la Malla de Rejilla PetroGuard
Fuente: www.halliburton.com
Requiere cuidadosamente análisis PSD’s (capas) – Diseño especifico. Mientras mas
sólidos suspendidos, mayor el porcentaje de finos, mejor es el trabajo de la rejilla.
Características de Diseño Producción crudo pesado y Alta Concentración de finos,
tiene Control de Erosión para una vida Útil extendida. Esta tecnología permite el uso de
rejillas simple de técnicas de control de arena en completaciones donde típicamente las
soluciones de bombeo para control de arena son requeridas. Usando capas de filtración
graduadas, esta rejilla filtra progresivamente pequeñas partículas desde la línea de
183
producción a medida que el flujo se mueve a través del tubo base, desde el valor mayor
de filtración cambiando a las partículas sólidas de menor tamaño.
Tabla 10. Especificaciones Rejillas PetroGuard.
Fuente: www.halliburton.com
Rejillas Expansibles Poroflex,
Micronaje puede cambiar únicamente si el alambre (amarillo) o la onda (roja y azul)
diámetro de la guaya Cambia suficientemente, el diámetro de la onda de la guaya
controla primariamente el micronaje, esta orientada a lo largo del eje longitudinal del
tubo base, el tubo es expandido radialmente. El diámetro de la onda de la guaya (d) no
cambia, y el diámetro de la onda de la guaya disminuye (Deformación plástica) debido a
la soldadura de difusión. El espacio entre la onda de la guaya incrementa (s a S),
Incrementa las áreas de flujo.
Figura 36. Diagrama de Expansión de Rejilla Poroflex.
Fuente:www.Halliburton.com
.
Rejilla Tubo Base
(pulg)
Área Abierta
(Pulg2/pie)
Área Rejilla
(Pulg2/pie)
PetroGuard 3.5 8.6 137
4 9.9 156
184
Tabla 11. Especificaciones de Rejillas Poroflex
Fuente: www.halliburton.com.
Baker.
o Excluder 2000.
Esta rejilla está conformada por una camisa externa que protege el medio filtrante
contra el flujo de los fragmentos del hoyo durante su instalación además redirige el
influjo de producción minimizando de esta manera la erosión, adicional a la chaqueta
externa posee una chaqueta protectora interna la cual además de proteger el medio
filtrante de altas presiones diferenciales sin comprometer el área de flujo provee un
control de arena secundario. Su medio filtrante consta de una capa uniforme de
alambres de acero inoxidable (316 y 825) fuertemente tejidos con un área de flujo
comparable con el de la cara de la formación y sus poros son uniformes; disponibles en
rangos de 100-200 d10 micrones (fino), de 200-300 d10 micrones (medio) y mayor a 300
d10 micrones (grano grueso). Una tubería base perforada que proporciona rigidez al
conjunto, posee altas resistencia a la ruptura y colapso, mejor resistencia a la corrosión,
disponible en L80 con contenido de 13 cromo.
Durante la elaboración de la Excluder 2000 el entrelazamiento del tejido de
membranas de filtración es uniforme lo que mejora la resistencia al estallido, debido a
que hace posible la distribución equitativa de los esfuerzos a lo largos de todas ellas.
Estas rejillas están diseñadas para ser aplicadas en completaciones horizontales, pozos
de radio corto, side track, empaques con grava.
185
Size (in) 2-3/8 2-7/8 3-1/2 4 4-1/2 5-1/2 6-5/8 9-5/8
Join Yield Strength (lb) 58,430 92,774 127,399 139,337 157,530 262,020 325,890 712,600
Yield Torque (ft-lb) 3,000 5,000 6,900 7,500 9,900 10,800 13,800 48,000
Collapse Pressure (psi) 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 6,000 3,480 2,370
Burst Pressure (psi) 4,200 3,600 3,000 2,600 2,300 1,900 1,600 900
Shroud OD (in) 3,17 3,67 4,30 4,80 5,31 6,32 7,46 10,50
Base Pipe ID (in) 1,99 2,44 2,99 3,55 4,00 4,89 6,05 8,92
Tabla 12. Especificaciones de Rejillas Excluder2000
Fuente: Baker Hughes
Figura 37. Estructura Rejilla Excluder 2000.
Fuente: Baker Hughes, 2006
o Rejillas Expansibles Express.
Es un sistema de filtrado que mejora la capacidad de retención de partículas en la
rejilla, proporciona la función de una rejilla especial aunque no expanda. Tiene una
estructura robusta, mantiene el mismo diseño de las rejillas Excluder y se puede instalar
fácilmente con un equipo convencional. Provee exclusión de arena con un diámetro
interior más grande que es posible con una rejilla convencional; reduce en gran medida
el flujo anular alrededor de la rejilla, evitando la migración de arena y el desarrollo de
puntos calientes, los análisis de laboratorio han demostrado que este mecanismo en las
rejillas mejora a más del doble de la capacidad de retención de partícula.
Chaqueta Interna
Chaqueta Protectora
Membrana Vectora
186
Esta rejilla consta de cinco componentes básicos, un tubo base perforado, por
encima de este colocan una capa de drenaje optimizada para retención de arena
secundaria y con expansión del 25%, luego una capa de filtración una chaqueta
protectora. La expansión de esta rejilla elimina el espacio anular existente entre la
pared del hoyo o revestidor y la rejilla, minimizando el flujo anular y reduciendo la
formación de puntos calientes que aumentan el efecto erosivo sobre la rejilla. Aumentan
el diámetro interno de la rejilla, incrementando producción y facilitando las operaciones
de reentrada. El control de arena a través de esta rejilla puede lograrse
independientemente de que la rejilla expanda o no.
Durante el proceso de expansión el medio filtrante no pierde su capacidad retentiva,
lo que varia es el área abierta a flujo del medio filtrante, el tamaño de la abertura para la
cual se diseño la rejilla se mantiene constante. Estas rejillas pueden aplicarse en pozos
horizontales largos, pozos horizontales con arcillas problemáticas, completaciones en
hoyo abierto verticales, pozos inyectores, entre otros.
Figura 38. Proceso de Expansión de ola malla, Rejilla Express.
Fuente: Baker Hughes, 2006.
187
Figura 39. Estructura Rejilla Express.
Fuente: Baker Hughes, 2006
Para finalizar se realizo un cuadro resumen con las propiedades mecánicas de las
rejillas, con propósito de determinar cual de estas presenta mejores propiedades y por
consiguiente resistirán en mayor grado las condiciones de presión y temperaturas
presentes en los pozos.
REJILLAS RESISTENCIA
TENSIÓN (LBS)
RESISTENCIA
TORSIÓN (PSI)
RESISTENCIA
COLAPSO (PSI) OD (IN.)
ÁREA
ABIERTA (%)
DuraGrip 176130 2810 7890 3.85 6-18
UltraGrip 182210 2570 4940 3.97 6-18
Superflo 176130 2220 1530 3.90 5-10
MaxFlo 176130 - - 4.41 5-10
ExcelFlo 176130 - - 4.25 20
Stratapac 176130 6300 7890 4.11 30
Mesh RIte 133000 - 8800 4.05 17
PoroPlus 180000 10000 6000 4.09 30
Excluder 127399 6900 6000 4.3 30
Tabla 13. Cuadro Comparativo de las propiedades mecánicas de las rejillas.
Fuente: Ramírez.
Comparando estas propiedades entre los diferentes tipos de rejillas, se refleja que
las rejillas Premium presentan mejores características en cuanto al área de flujo y
Tubería base
Capa de Filtración
Capa de Mejora De Filtración
Chaqueta Protectora
Capa de Drenaje
188
resistencias mecánicas, que favorecerían la optimización de producción de
hidrocarburos ya que considerando las permeabilidades y altas presiones presentes en
el yacimiento, ya que se reducirían las probabilidades de taponamiento, al igual que
alarga la vida útil del sistema por ende la necesidad de realizar trabajos de
mantenimiento.
Cañoneo Orientado:
El Cañoneo orientado tiene como objetivo aumentar la estabilidad de las cavidades
cañoneadas para minimizar el riesgo del arenamiento y de esta manera asegurar la
producción requerida a lo largo de la vida del pozo con un riesgo aceptable de
producción de arena.
Para la prevención de la producción de arena, la ejecución de cañoneo orientado en
la dirección de máxima estabilidad ha producido buenos resultados. La determinación
precisa de la magnitud y dirección de los principales esfuerzos en el área, es crucial
para el correcto despliegue de estos sistemas. El modelo de la tendencia de un
yacimiento a la producción de arena también requiere el conocimiento de las
magnitudes de los esfuerzos principales.
La determinación de los campos de esfuerzos comprende la definición de:
Esfuerzo Vertical o Esfuerzo de Sobrecarga (v).
Esfuerzo Horizontal Mínimo (h)
Esfuerzo Horizontal Máximo.
Esta tecnología fue aplicada en pozos de la zona a pesar que en algunos no dio los
resultados esperados, es la técnica que ha sido exitosa hasta los momentos para el
control de la producción de arena en la zona.
En los diferentes estudios realizados en el área se recomienda aplicar esta técnica
de cañoneo orientado TCP en la dirección de los máximos esfuerzos, con el fin de
ayudar a minimizar la producción de arena y el colapso de revestidor.
Perforación con PURE optimiza el sistema de explotación y dinámica bajo balance
transitorio justo después de la creación de la cavidad de la perforación. El programa
especifica un único sistema de perforación y terminación óptima del proceso. Esto
controla la óptima dinámica bajo balance en lugar de basarse en las estimaciones de
189
presión del yacimiento. Esta técnica se ha realizado con éxito en formaciones rocosas
duras y blandas, en yacimientos de petróleo y gas, y en areniscas y carbonatos.
Beneficios:
Minimizar o eliminar el daño de la perforación y aumenta la productividad
mejorar las acidificaciones y las operaciones de fracturamiento hidráulico y los
resultados del tratamiento.
Minimizar la ruptura del cemento / ligamiento hidráulico en la cara de la arena.
La técnica PURE minimiza o elimina el daño en la perforación y por lo tanto,
maximiza la productividad. El sistema Pure limpia perforaciones mucho más eficaz que
los métodos de perforación convencionales bajo balance, los pozos con perforaciones
limpias aportan mejor productividad o inyectividad. La herramienta se activa cuando la
presión se eleva por encima o cae por debajo de la presión estática de fondo, por un
importe preestablecido dentro de un período de tiempo especificado. Para la mayoría
de los trabajos de perforación con Pure, el recomendado ajustes son 2.068-kPa [300
psi] de presión y 35-ms de período de tiempo.
Cuando se activa, la alta velocidad manométrica registrará una explosión de datos
en la tasa de muestreo reestablecidos. Una ráfaga anchura de la ventana de 2,3 s, 4,5 s
o 9,1 s se recomienda para trabajos de perforación, lo que corresponde a 115.200,
57.600 y 28.800 muestras/s, respectivamente. Para cualquier trabajo de perforación,
toma de muestras tipo, siempre debe ser por lo menos 28.800 muestras/s. Hasta 8
ráfagas, cada una de ellas de 262.000 datos puntos, puede ser registrada antes que la
memoria flash se llene. Una representación gráfica programa se utiliza para
representar la presión frente al tiempo.
La calibración consiste en medir un amortiguador, un manómetro de alta velocidad,
un fondo centralizador, y un ancho porteador, que protege todos los componentes. Si es
necesario, varios calibres se pueden ejecutar en conjunto. Adaptadores Crossover
están diseñados para conectar el medidor transportistas entre PURE HSD (Alta
Densidad disparó del cañón).
190
Tabla 14. Especificaciones del Sistema PURE.
Fuente: www.schlumberger.com
Los tipos de Cañones Pueden ser:
Cañoneo 2TPP Con ángulo Fase de 180o como se muestra a continuación:
Figura 40. Diagrama de Cañoneo 2 TTP.
Fuente: Manual de Completación.
Cañoneo 6TPP con ángulo Fase de 60O como se muestra a continuación:
191
Figura 41. Diagrama de Cañoneo 6 TTP.
Fuente: Manual de Completación.
Factores De Efectividad:
Tipo de equipo usado.
Cantidad/tipo de carga.
Técnica usada en la completación.
Características tubería y del cemento.
Procedimiento usado para el cañoneo.
Clasificación De Tipo Cañones:
Las cargas huecas están colocadas en cañones y se bajan hacia el fondo del pozo
hasta alcanzar la profundidad correcta por medio de cables de acero, líneas de arrastre,
tuberías de producción, sartas de perforación y tubería flexible. Existen dos categorías
de cañones: los desechables y semi-desechables y los sistemas recuperables
entubados. Los cañones del primer grupo, tales como los sistemas Enerjet y Pivot Gun,
se utilizan en operaciones realizadas a través de las tuberías de producción y se bajan
con cable de acero eléctricos y línea de arrastre. En este tipo de cañones, las cargas
están expuestas a las condiciones del pozo y se deben encapsular en contenedores
separados y resistentes a la presión. Una vez efectuado el disparo, los residuos de
estos cañones descartables quedan en el pozo.
192
Los sistemas recuperables entubados son bajados con cable de acero o línea de
arrastre, tuberías de producción o sartas de perforación operadas por equipos de
perforación y reparación o unidades para entubar contra presión, o bien por tubería
flexible con o sin línea eléctrica. En estos cañones, las cargas y la mayor parte de los
detritos se encuentran contenidas dentro de transportadores huecos de acero que son
recuperados, o liberados y abandonados en el fondo una vez completada la operación.
El tamaño y la longitud de los cañones que operan a través de las tuberías o del
revestidor y los cañones HSD se encuentran limitados por el diseño de la completación
del pozo y el equipamiento de superficie para el control de la presión. El uso de
desbalance también está limitado cuando los cañones se corren con líneas eléctricas.
Los cañones bajados con las tuberías de producción ofrecen una amplia variedad de
opciones y permiten desbalance simultáneo para disparar en intervalos prolongados.
Métodos de cañoneo:
Mediante cañones de revestidor (Casing Gun).
Mediante cañones de tubería (Thru - Tubing).
Mediante cañones transportados por la tubería (T.C.P.).
Otros: cañones para hacer cementaciones forzadas, huecos en tubería, entre otros.
Figura 42. Métodos de Cañoneo.
Fuente: PDVSA.
Ventajas
Reducción del factor de daño
Aumento en tasa de producción
Por tubería Por revestidor Transportado
193
Estimulación homogénea de túneles de perforaciones
Perforaciones dirigidas hacia la zona de mayor esfuerzo de
La matriz.
5.4.- Determinar el método de control de arena más idóneo basándose en los
resultados de los ensayo granulométricos.
Un análisis granulométrico permite determinar el diámetro medio de los granos y la
distribución del tamaño de la arena de formación, esta información es de mucha
importancia para la selección del tamaño adecuado de la grava del empaque y para
determinar el tamaño de las ranuras que deben tener las rejillas. Para este análisis se
utilizaron muestras de canal, las mismas fueron previamente preparadas extrayendo los
finos presentes y posteriormente introduciéndola en un horno, con la finalidad de
obtener una muestra representativa de la formación.
Los análisis se realizaron en Laboratorios de Venezuela OMNI de la Empresa
Weatherford, el equipo utilizado consiste en un tamizado sónico en donde utilizaron
varios cedazos que varían desde 20 Mesh hasta 325 Mesh, el ensayo se inicio
colocando la muestra sobre el mayor tamiz (N°20), el sistema se activa empleando
vibración mecánica para ayudar a las partículas a moverse a través de los distintos
cedazos, finalmente se pesan los granos recolectados en cada recipiente y se grafica el
porcentaje de peso acumulado versus tamaño del grano, obteniendo la curva de
distribución del tamaño de la arena. En la siguiente tabla se muestran los diámetros en
pulgadas y sus equivalentes en milímetros de los diferentes tamices utilizados en los
ensayos granulométricos.
194
US Tamiz Nº Pulgadas Milímetros
20 0.0331 0.850
30 0.0234 0.595
40 0.0165 0.420
45 0.139 0.355
60 0.0098 0.250
70 0.0083 0.210
80 0.0070 0.177
100 0.0059 0.149
120 0.0049 0.125
170 0.0035 0.088
230 0.0024 0.062
270 0.0021 0.053
325 0.0017 0.044
Tabla 15. Diámetro de los Tamices.
Fuente: Laboratorios OMNI.
POZO VLG-3734
La muestra analizada pertenece a las arenas C-2 específicamente a los intervalos
14550’-14570’, durante la preparación de la misma se logro extraer gran cantidad de
arcilla, quedando 48 gramos como muestra representativa de la formación. Finalmente
en base a los resultados obtenidos de los ensayos granulométricos se construyo el
gráfico de distribución de tamaño de la siguiente manera:
195
Figura 43- Curva de distribución de tamaño de arena del pozo VLG-3734
Fuente: Ramirez. 2009.
00
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,0010,010,1
Mesh Pulg.P
orc
en
taje
Pa
sa
nte
20 30 40 60 70 80 100 120 140 170 230 270 325
0,0020,0040,0080,030,050,07 0,020,08 0,040,06 0,006
Tamices
DIAMETRO US PESO RET. PESO ACUM. %RETENIDO %RETENIDO
(in.) TAMIZ# (grs) (grs) PARCIAL ACUMULADO
0,0331 20 2.848 2.848 5.97 6.03
0,0234 30 12.075 14.923 25.32 31.30
0,0165 40 11.958 26.881 25.08 56.37
0,0098 60 9.352 36.233 19.61 75.99
0,0083 70 2.273 38.506 4.77 80.75
0,007 80 2.188 40.694 4.59 85.34
0,0059 100 2.101 42.795 4.41 89.75
0,0049 120 1.203 43.998 2.52 92.27
0,004 140 1.162 45.16 2.44 94.71
0,0035 170 0.675 45.835 1.42 96.12
0,0024 230 0.94 46.775 1.97 98.09
0,0021 270 0.183 46.958 0.38 98.48
0,0017 325 0.236 47.194 0.49 98.97
****** FONDO 0.49 47.684 1.03 100
****** TOTAL 48 *** ***
Peso Perdido: 0,1465%
RESULTADOS DEL ANALISIS GRANULOMETRICOS
FECHA DEL ANALISIS: 06/04/2009
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA: MUESTRA #1
POZO: VLG-3734
PROFUNDIDAD: 14550-14570
YACIMIENTO: VLG-3676
196
A través de la lectura del gráfico 5 se obtuvo los siguientes valores:
Tabla 16. Percentiles de Pozo VLG-3734
Fuente: Ramírez.
Para lograr determinar el método de control de arena a ser utilizado, se debe
calcular el coeficiente de uniformidad y el coeficiente de Sorting de las siguientes
ecuaciones:
Coeficiente de Uniformidad:
Coeficiente de Sorting:
Entrando al gráfico 6 con el coeficiente de Uniformidad 3,42 y el Coeficiente de
Sorting 8,0 calculados se recomienda realizar un empaque con grava como se
demuestra a continuación:
TAMICES PULGADAS
D50 0,019
D95 0,00401
D90 0,0059
D40 0,0202
D10 0,032
42,30059,0
0202,0
90
40
D
DCU
00,800401,0
032,0
95
10
D
DCS
197
Figura 44. Determinación del Método de Control de Arena
Fuente: Intevep
Saucier demostró que el mejor diseño para el tamaño de la grava a emplearse es
utilizando una grava 5.5 veces mayor que el diámetro medio de la formación, al
seleccionarse el tamaño correcto se evita que la arena de formación migre al
empaquetamiento de grava y cause reducción de la permeabilidad restringiendo la
producción. A partir de este criterio el tamaño medio de los granos (D50) calculado, se
ubica entre los rango de tamaño de grava comerciales (tabla 17) resultando una grava
8/12.
1045.05.5*019.05.5*50 DSeleccionG
5
3
5
3
198
TAMAÑO DE GRAVA
COMERCIALES
RANGO DE TAMAÑO
(PULG)
8/12 0.0937-0.0661
10/16 0.0787-0.0469
10/20 0.0787-0.0331
12/20 0.0661-0.0331
16/30 0.0469-0.0232
16/20 0.0469-0.0331
20/40 0.0331-0.0165
30/50 0.0232-0.0117
40/60 0.0165-0.0098
50/70 0.0117-0.0083
Tabla 17. Gravas Comerciales.
Fuente: Sand Control Halliburton 2001.
Entrando con el Coeficiente de Uniformidad y el tamaño medio de grano D50
(482.6micrones) a la tabla 18 podemos determinar el tipo de rejilla a utilizar:
Tabla 18. Criterio de Selección para el Tipo de Rejilla.
Fuente: Weatherford, 2008.
d50 > 250 micron
Gravel Pack or ESS
MEDIUM SANDS+
Metal Mesh
Wire Wrap
125 to 250 micron
Gravel Pack or ESS
FINE SAND (d50)
Metal Mesh
Wire Wrap
Hig
hly
Un
ifo
rmU
nif
or
m
No
n-
Un
ifo
rm
Hig
hly
N
on
U
nif
orm
>50µm 100 to 125µm>75µm
GravelPack ESS
Metal Mesh
VERY FINE SAND (d50)
3
5
10
UN
IFO
RM
ITY
d50 > 250 micron
Gravel Pack or ESS
MEDIUM SANDS+
Metal Mesh
Wire Wrap
125 to 250 micron
Gravel Pack or ESS
FINE SAND (d50)
Metal Mesh
Wire Wrap
Hig
hly
Un
ifo
rmU
nif
or
m
No
n-
Un
ifo
rm
Hig
hly
N
on
U
nif
orm
>50µm 100 to 125µm>75µm
GravelPack ESS
Metal Mesh
VERY FINE SAND VERY FINE SAND (d50)
33
55
1010
UN
IFO
RM
ITY
U
NIF
OR
MIT
Y
199
Correlacionando ambos resultados obtenidos en la tabla 18 se recomienda bajar
rejilla, la ranura de la misma en función al tamaño de grava debe ser de 0.055 pulgadas
(tabla 19), además de empacar el pozo con una grava comercial 8/12.
Gravel Mesh
Size (US Mesh)
Reference Screen Gauge
In. mm
8/12 0.055 1.397
10/16 0.040 1.016
10/20 0.025 0.635
12/20 0.25 0.25
16/30 0.016 0.406
16/20 0.020 0.508
20/40 0.012 0.305
30/50 0.008 0.203
40/60 0.006 0.152
50/70 0.005 0.127
Tabla 19. Selección de Grava.
Fuente: Halliburton 2008.
POZO VLG-3762.
Para este pozo se le analizaron cuatro muestras en el orden que se presentan a
continuación:
POZO ARENA INTERVALO
(pies)
PESO(gr.)
Muestra.TOTAL
PESO muestra (gr)
REPRESENTATIVA
VLG-3762
C-2 14530-14540 100 39,739
C-3 14770-14790 100 39,762
C-4 15060-15070 100 50,342
C-4 15070-15080 100 51,342
Tabla 20. Intervalos de las Muestras Obtenidas.
Fuente: Carrizo, Torres.
200
Finalmente en base a los resultados obtenidos de los ensayos granulométricos
partimos a construir los gráficos de distribución de tamaño correspondientes a los
diferentes intervalos:
VLG-3762 (14530 – 14540)
Figura 45- Curva de distribución de tamaño de arena del pozo VLG-3762 (14530-14540)
Fuente: Ramírez.
00
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,0010,010,1
Mesh Pulg.
Po
rce
nta
je P
as
an
te
20 30 40 60 70 80 100 120 140 170 230 270 325
0,0020,0040,0080,030,050,07 0,020,08 0,040,06 0,006
Tamices
DIAMETRO US PESO RET. PESO ACUM. %RETENIDO %RETENIDO
(in.) TAMIZ# (grs) (grs) PARCIAL ACUMULADO
0,0331 20 2,006 2,006 5,07 5,09
0,0234 30 4,802 6,808 12,15 17,22
0,0165 40 4,412 11,22 11,16 28,38
0,0098 60 5,435 16,655 13,75 42,13
0,0083 70 2,373 19,028 6 48,14
0,007 80 2,551 21,579 6,45 54,59
0,0059 100 3,413 24,992 8,63 63,23
0,0049 120 3,341 28,333 8,45 71,68
0,004 140 4,779 33,112 12,09 83,77
0,0035 170 3,845 36,957 9,73 93,5
0,0024 230 2,101 39,058 5,32 98,81
0,0021 270 0,198 39,256 0,5 99,31
0,0017 325 0,16 39,416 0,4 99,72
****** FONDO 0,112 39,528 0,28 100
****** TOTAL *** 40 *** ***
Peso Perdido: 0,1851%
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA: MUESTRA #1
POZO: VLG-3762
PROFUNDIDAD: 14530-14540
YACIMIENTO: VLG-3676
RESULTADOS DEL ANALISIS GRANULOMETRICOS
FECHA DEL ANALISIS: 06/04/2009
201
A través de la lectura del gráfico 7 se obtuvo los siguientes valores:
Tabla 21. Percentiles de Pozo VLG-3762 (14530 – 14540)
Fuente: Ramirez
Para lograr determinar el método de control de arena a ser utilizado, se debe
calcular el coeficiente de uniformidad y el coeficiente de Sorting de las siguientes
ecuaciones:
Coeficiente de Uniformidad:
Coeficiente de Sorting:
VLG-3762 (14770 -14790
Figura 46. Curva de distribución de tamaño de arena Del pozo VLG-3762 (14770-14790)
Fuente: Ramírez. 2010.
TAMICES PULGADAS
D50 0,008
D95 0,0031
D90 0,0035
D40 0,011
D10 0,029
00
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,0010,010,1
Mesh Pulg.
Po
rce
nta
je P
as
an
te
20 30 40 60 70 80 100 120 140 170 230 270 325
0,0020,0040,0080,030,050,07 0,020,08 0,040,06 0,006
Tamices
29,20035,0
008,0
90
40
D
DCU
4,90031,0
029,0
95
10
D
DCS
202
A través de la lectura del gráfico 8 se obtuvo los siguientes valores:
Tabla 22. Percentiles del Pozo VLG-3762 (14770-14790)
Fuente: Ramírez.
TAMICES PULGADAS
D50 0,0077
D95 0,0028
D90 0,0038
D40 0,0088
D10 0,0307
DIAMETRO US PESO RET. PESO ACUM. %RETENIDO %RETENIDO
(in.) TAMIZ# (grs) (grs) PARCIAL ACUMULADO
0,0331 20 3,105 3,105 7,93 7,98
0,0234 30 4,771 7,876 12,19 20,12
0,0165 40 4,188 12,064 10,7 30,81
0,0098 60 1,302 13,366 3,33 34,14
0,0083 70 4,009 17,375 10,24 44,38
0,007 80 4,198 21,573 10,72 55,1
0,0059 100 5,6 27,173 14,3 69,4
0,0049 120 3,695 30,868 9,44 78,84
0,004 140 2,625 33,493 6,7 85,54
0,0035 170 2,466 35,959 6,3 91,84
0,0024 230 2,019 37,978 5,16 97
0,0021 270 0,424 38,402 1,08 98,08
0,0017 325 0,516 38,918 1,32 99,4
****** FONDO 0,235 39,153 0,6 100
****** TOTAL *** 40 *** ***
Peso Perdido: 0,5342%
YACIMIENTO: VLG-3676
PROFUNDIDAD: 14770-14790
RESULTADOS DEL ANALISIS GRANULOMETRICOS
POZO: VLG-3762
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA: MUESTRA #2
FECHA DEL ANALISIS: 06/04/2009
203
Para lograr determinar el método de control de arena a ser utilizado, se debe
calcular el coeficiente de uniformidad y el coeficiente de Sorting de las siguientes
ecuaciones:
Coeficiente de Uniformidad:
Coeficiente de Sorting:
00,110028,0
0307,0
95
10
D
DCS
32,20038,0
0088,0
90
40
D
DCU
DIAMETRO US PESO RET. PESO ACUM. %RETENIDO %RETENIDO
(in.) TAMIZ# (grs) (grs) PARCIAL ACUMULADO
0,0331 20 1,835 1,835 3,66 3,7
0,0234 30 5,068 6,903 10,1 13,76
0,0165 40 4,219 11,122 8,41 22,17
0,0098 60 6,547 17,669 13,05 35,22
0,0083 70 4,573 22,242 9,11 44,33
0,007 80 5,688 27,93 11,34 55,67
0,0059 100 6,673 34,603 13,3 68,97
0,0049 120 5,602 40,205 11,17 80,13
0,004 140 5,044 45,249 10,05 90,19
0,0035 170 2,879 48,128 5,74 95,93
0,0024 230 1,196 49,324 2,38 98,31
0,0021 270 0,106 49,43 0,21 98,52
0,0017 325 0,151 49,581 0,3 98,82
****** FONDO 0,591 50,172 1,18 100
****** TOTAL *** 51 *** ****
Peso Perdido: 0,1491%
RESULTADOS DEL ANALISIS GRANULOMETRICOS
PROFUNDIDAD: 15060-15070
POZO: VLG-3762
YACIMIENTO: VLG-3676
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA: MUESTRA #3
FECHA DEL ANALISIS: 06/04/2009
204
VLG-3762 (15060 - 15070)
Figura 47. Curva de distribución de tamaño De arena del pozo VLG-3762 (15060-15070)
Fuente: Ramírez. 2010.
00
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,0010,010,1
Mesh Pulg.
Po
rce
nta
je P
as
an
te
20 30 40 60 70 80 100 120 140 170 230 270 325
0,0020,0040,0080,030,050,07 0,020,08 0,040,06 0,006
Tamices
DIAMETRO US PESO RET. PESO ACUM. %RETENIDO %RETENIDO
(in.) TAMIZ# (grs) (grs) PARCIAL ACUMULADO
0,0331 20 1,769 1,769 3,46 3,47
0,0234 30 4,504 6,273 8,8 12,26
0,0165 40 5,118 11,391 10,01 22,27
0,0098 60 8,325 19,716 16,27 38,54
0,0083 70 4,28 23,996 8,37 46,91
0,007 80 4,674 28,67 9,14 56,05
0,0059 100 5,656 34,326 11,06 67,1
0,0049 120 5,52 39,846 10,79 77,89
0,004 140 5,831 45,677 11,4 89,29
0,0035 170 3,812 49,489 7,45 96,75
0,0024 230 1,434 50,923 2,8 99,55
0,0021 270 0,054 50,977 0,11 99,65
0,0017 325 0,058 51,035 0,11 99,77
****** FONDO 0,119 51,154 0,23 100
****** TOTAL *** 52 *** ***
YACIMIENTO: VLG-3676
Peso Perdido: 0,1649%
RESULTADOS DEL ANALISIS GRANULOMETRICOS
FECHA DEL ANALISIS: 06/04/2009
PROFUNDIDAD: 15070-15080
POZO: VLG-3762
IDENTIFICACION DE LA MUESTRA: MUESTRA #4
205
00
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
0,0010,010,1
Mesh Pulg.
Po
rce
nta
je P
as
an
te
20 30 40 60 70 80 100 120 140 170 230 270 325
0,0020,0040,0080,030,050,07 0,020,08 0,040,06 0,006
Tamices
A través de la lectura del gráfico 9 se obtuvo los siguientes valores:
Tabla 23. Percentiles del Pozo VLG-3762 (15060-15070)
Fuente: Ramírez.
Para lograr determinar el método de control de arena a ser utilizado, se debe
calcular el coeficiente de uniformidad y el coeficiente de Sorting de las siguientes
ecuaciones:
Coeficiente de Uniformidad:
Coeficiente de Sorting:
VLG-3762 (15070 – 15080)
Figura 48. Curva de distribución de tamaño De arena del pozo VLG-3762 (15070-15080)
Fuente: Ramírez 2010.
TAMICES PULGADAS
D50 0,0075
D95 0,0033
D90 0,00403
D40 0,0085
D10 0,0230
11,200403,0
0085,0
90
40
D
DCU
00,70033,0
0230,0
95
10
D
DCS
206
A través de la lectura del gráfico 10 se obtuvo los siguientes valores:
Tabla 24. Percentiles del Pozo VLG-3762 (15070-15080)
Fuente: Ramírez
Para lograr determinar el método de control de arena a ser utilizado, se debe
calcular el coeficiente de uniformidad y el coeficiente de Sorting mediante las siguientes
formulas:
Coeficiente de Uniformidad:
Coeficiente de Sorting:
En la tabla 25 se muestran los diferentes coeficientes de Uniformidad y de Sorting
determinados en los ensayos granulométricos a distintas profundidades:
POZO INTERVALOS C.U C.S %FINOS D50 (micrones)
VLG-3762
14530 – 14540 2.29 9.4 0.3 203.20
14770 – 14790 2.32 11 0.6 195.58
15060 – 15070 2.11 7 1.2 190.50
15070 - 15080 2.3 6.8 0.2 266
Tabla 25. Resultados Pozo VLG-3762
Fuente: Ramírez
Según el criterio de Saucier tamaño de grano promedio (D50) se multiplica por 5,5
obteniendo finalmente el diámetro ideal, posteriormente lo ubico según los rangos de
tamaño de grava comerciales más cercano, resultando una grava de tamaño 16/20.
TAMICES PULGADAS
D50 0,0079
D95 0,0037
D90 0,004
D40 0,0092
D10 0,025
3,2004,0
0092,0
90
40
D
DCU
8,60037,0
025,0
95
10
D
DCS
044.05.5*008.05.5*501454014530 DSeleccionG
207
Entrando al gráfico 11 con el coeficiente de Uniformidad y el Coeficiente de Sorting
calculado para cada profundidad recomienda realizar un empaque con grava como se
demuestra a continuación:
Figura 49. Determinación del Método de Control de Arena
Fuente: Intevep, 2009.
Determinado que se debe empacar con grava, se busca en la tabla 26 el tamaño
de grava comercial correspondiente:
5
2.5
5
2.5
042.05.5*0077.05.5*501479014770 DSeleccionG
041.05.5*0075.05.5*501507015060 DSeleccionG
043.05.5*0079.05.5*501508015070 DSeleccionG
208
Tabla 26. Grava Comerciales.
Fuente: Sand Control Halliburton 2001.
Entrando con el Coeficiente de Uniformidad y el tamaño de grano medio D50 de los
distintos intervalos a la tabla 27 podemos determinar el tipo de rejilla a utilizar
Resultando
Tabla 27. Criterio de selección para el Tipo de Rejilla.
Fuente: Weatherford, 2008.
TAMAÑO DE GRAVA
COMERCIALES
RANGO DE TAMAÑO
(PULG)
8/12 0.0937-0.0661
10/16 0.0787-0.0469
10/20 0.0787-0.0331
12/20 0.0661-0.0331
16/30 0.0469-0.0232
16/20 0.0469-0.0331
20/40 0.0331-0.0165
30/50 0.0232-0.0117
40/60 0.0165-0.0098
50/70 0.0117-0.0083
d50 > 250 micron
Gravel Pack or ESS
MEDIUM SANDS+
Metal Mesh
Wire Wrap
125 to 250 micron
Gravel Pack or ESS
FINE SAND (d50)
Metal Mesh
Wire Wrap
Hig
hly
Un
ifo
rmU
nif
or
m
No
n-
Un
ifo
rm
Hig
hly
N
on
U
nif
orm
>50µm 100 to 125µm>75µm
GravelPack ESS
Metal Mesh
VERY FINE SAND (d50)
3
5
10
UN
IFO
RM
ITY
d50 > 250 micron
Gravel Pack or ESS
MEDIUM SANDS+
Metal Mesh
Wire Wrap
125 to 250 micron
Gravel Pack or ESS
FINE SAND (d50)
Metal Mesh
Wire Wrap
Hig
hly
Un
ifo
rmU
nif
or
m
No
n-
Un
ifo
rm
Hig
hly
N
on
U
nif
orm
>50µm 100 to 125µm>75µm
GravelPack ESS
Metal Mesh
VERY FINE SAND VERY FINE SAND (d50)
33
55
1010
UN
IFO
RM
ITY
U
NIF
OR
MIT
Y
209
Correlacionando ambos resultado obtenidos en la tabla 27 se recomienda bajar
rejilla, la ranura de la misma en función al tamaño de grava debe ser de 0.020 pulgadas
(tabla 28) y empacar el pozo con una grava comercial tamaño 16/20 como se muestra a
continuación.
Tabla 28. Tamaño de Grava y Referencia De Rejilla.
Fuente: Ramírez, 2009-2010.
En la Tabla 29, se muestran el tamaño de grava y el slot de referencia para la rejilla
obtenido en los resultados de los análisis granulométricos correspondientes para cada
unos de los intervalos.
Tabla 29.Tamaño de Grava Obtenidos.
Fuente: Carrizo, Torres, 2009-2010.
Gravel Mesh
Size (US Mesh)
Reference Screen Gauge
In. mm
8/12 0.055 1.397
10/16 0.040 1.016
10/20 0.025 0.635
12/20 0.25 0.25
16/30 0.016 0.406
16/20 0.020 0.508
20/40 0.012 0.305
30/50 0.008 0.203
40/60 0.006 0.152
50/70 0.005 0.127
POZO INTERVALOS TAMAÑO DE
GRAVA
REFERENCE
SCREEN
GAUGE in.
VLG-3734 14550 - 14570 8/12 0,055
VLG-3762
14530 – 14540 16/20 0,020
14770 – 14790 16/20 0,020
15060 – 15070 16/20 0,020
15070 - 15080 16/20 0,020
210
En función de los resultados de los análisis granulométricos realizados a las
muestras de los pozos VLG-3762 y VLG-3734 ubicados en la Zona Norte del
Yacimiento VLG-3676, se determino como método efectivo para el control de la
producción de arena, el uso rejillas y empaque con grava.
5.5.- Determinar la tasa de producción de los pozos en la Zona Norte del
Yacimiento C/Superior VLG-3676 a través de cálculos de caída de presión.
Durante la historia de las terminaciones mecánicas de pozos para el control de
arena de formación, se han utilizado diversos accesorios y materiales para dicho
control, entre lo que destacan gravas naturales y sintéticas, como también los filtros
(tubería ranurada y rejillas); a través del tiempo se han desarrollado nuevos equipos y
tecnologías que ayudan a mejoras el control de la producción de arena.
Las completaciones para el control de la producción de arena tienen aplicaciones
muy particulares y cada diseño tiene patrones muy específicos según los resultados
arrojados por el estudio correspondiente, donde se incluyen datos tanto de las
condiciones del yacimiento como de las condiciones del pozo.
La efectividad de los métodos para el control de la producción de arena depende de
la aplicación de un plan estratégico que involucre: toma de información, estudio
integrado del área, asesoramiento técnico e identificación de los equipos aplicables al
área afectada, permitiendo de esta manera la estabilidad de los pozos, confiabilidad en
sus terminaciones y solución de los problemas relacionados a la producción de de
arena.
A continuación en la Figura 40 se muestra un diagrama de completación propuesto
para el control de arena para el área bajo estudio, basándose en los resultados de los
objetivos anteriores:
211
REV.PROD. 7”; 35 LB/PIE; P-110 @ 15205´( ID: 6.004”; DRIF: 5.879”)
REV. SUP. 13-3/8” ; 68 LB/PIE;J-55 @ 4500’
Cuello Flotador @ 15205´
1484014840´́ -- 1485714857´́
1515315153´́--1517515175´́
PRESIÓN YAC.7500
DATUM. °T: 320°F
REV. INTERM.. 9-5/8” ; 47LB/PIE; N-80 @ 14186’
CÑ 4 1/2” TCP, 6 TPP
+/- 22,5° F.
Rev.Prod.7”,35 lbs/pie P-110(ID:6.094,
MANDRILES L.A.G
NIPLE “X” 3-1/2”ID:(2,750”) @ 14670´
TUB. PROD. 3-1/2”,9.30 lb/pie; P-110.
ID- 2.992”
Pta. Tubería @ 14690’
Manga de Circ. 3-1/2” @ 14640´
Niple Niple ““XX”” 3 3 1/21/2”” @ 200@ 200´́. .
IDID--2,813.2,813.
Tubería Lisa 3 1/2”. 12,95 lb/pie, P-110 533 H Y D.
1482014820´́
Colgador de Asentamiento Hidráulico de 7” x 3 ½” @ 14760´, Presión diferencial 10000 psi.
4 Rejillas Premium 3 1/2”. 250 µm.
Empacadura Permanente 7”x 3 1/2”
Tubería Lisa 3 1/2”. 12,95 lb/pie, P-110 533 H Y D.
11
22
33
44
55
66
REV.PROD. 7”; 35 LB/PIE; P-110 @ 15205´( ID: 6.004”; DRIF: 5.879”)
REV. SUP. 13-3/8” ; 68 LB/PIE;J-55 @ 4500’
Cuello Flotador @ 15205´
1484014840´́ -- 1485714857´́
1515315153´́--1517515175´́
PRESIÓN YAC.7500
DATUM. °T: 320°F
PRESIÓN YAC.7500
DATUM. °T: 320°F
REV. INTERM.. 9-5/8” ; 47LB/PIE; N-80 @ 14186’
CÑ 4 1/2” TCP, 6 TPP
+/- 22,5° F.
CÑ 4 1/2” TCP, 6 TPP
+/- 22,5° F.
Rev.Prod.7”,35 lbs/pie P-110(ID:6.094,
MANDRILES L.A.G
NIPLE “X” 3-1/2”ID:(2,750”) @ 14670´
TUB. PROD. 3-1/2”,9.30 lb/pie; P-110.
ID- 2.992”
Pta. Tubería @ 14690’
Manga de Circ. 3-1/2” @ 14640´
Niple Niple ““XX”” 3 3 1/21/2”” @ 200@ 200´́. .
IDID--2,813.2,813.
Tubería Lisa 3 1/2”. 12,95 lb/pie, P-110 533 H Y D.
1482014820´́
Colgador de Asentamiento Hidráulico de 7” x 3 ½” @ 14760´, Presión diferencial 10000 psi.
4 Rejillas Premium 3 1/2”. 250 µm.
Empacadura Permanente 7”x 3 1/2”
Tubería Lisa 3 1/2”. 12,95 lb/pie, P-110 533 H Y D.
11
22
33
44
55
66
11
22
33
44
55
66
Figura 50. Diagrama de Completación Propuesto.
Fuente: Chavier
El objetivo principal de este diagrama de completación es dar a conocer las
consideraciones puntuales que se deben tener presente en el momento de realizar un
diseño de completación para una localización futura en la zona afectada, dichas
consideraciones se discutieron en mesas de trabajo, resultando las siguientes:
212
Considerar el tipo de rejilla óptimo que se adapte a las condiciones del yacimiento y
del pozo.
En el objetivo anterior se determino según los resultados de los ensayos
granulométricos una rejilla del tipo convencional; tomando en cuenta las condiciones del
yacimiento (profundidades superiores a 15000pies, altos diferenciales de presión,
temperaturas de 320°F, altas velocidades de flujo, entre otros) se recomienda una rejilla
tipo Premium en donde sus propiedades mecánicas y físicas toleren estas condiciones,
las rejillas convencionales no están diseñadas para tolerar dichas condiciones lo que le
ocasionarían un daño mecánico, perdiéndose de manera prematura el control de arena.
Estas rejillas deben cumplir con las siguientes especificaciones:
Elemento filtrante: rejilla especial Premium para control de arena en pozos
productores de hidrocarburos, malla de doble tamiz o sinterizada de acero
inoxidable AISI 316L (acero requerido por PDVSA), el calibre de malla debe ser
hasta 250 micrones.
Configuración interna: tubo base de 3-1/2” de diámetro sin costura, de peso 9,2
lbs/pie, grado N-80 o P-110, de longitud promedio 30 pies, con orificios por pie
perforado con área abierta entre 6 y 12%.
Espacio para llaves entre 2 pies y 1,5 pies mínimo.
Conexiones tipo buttress modificado.
Configuración externa: chaqueta protectora de acero inoxidable, norma y grado
AISI 316L con deflectores de flujo, espesor de lamina 2 milímetros +/- 0,1 mm.
con un área perimetral mínimo de chaqueta en el tubo base de un 85%, diámetro
máximo chaqueta 4,41”.
Resistente a altas temperatura de trabajo.
Colgador Hidráulico.
El colgador adecuado para la completación propuesta deber ser de asentamiento
hidráulico de 7” x 31/2” que soporte presiones diferenciales de 10000 psi.
213
Aplicar la técnica de Cañoneo Orientado.
Un diseño optimo de cañón para prevenir la producción de arena esta en función del
daño de formación, propiedades del yacimiento, esquema de completación y
desventajas dadas por (ángulo de perforación medido desde la dirección del esfuerzo
máximo) y min (mínima distancia entre perforación y perforación.). Controlando los
parámetros como son el ángulo de perforación permisible y las características del
yacimiento (condiciones en sitio y propiedades geomecánica) se puede obtener el
análisis de estabilidad del túnel perforado en el pozo. SPE 57954
Según la historia del campo se pudo apreciar que la técnica de cañoneo orientando
ha dado los mejores resultados, con respecto a esta técnica se han realizado estudios
anteriormente, de los cuales se debe considerar lo siguiente:
Utilizar Cargas HMX o HNS Pure debido a las altas temperaturas entre ellas
tenemos:
o 4 ½” Pure Gun, Power Jet 4512, HMX.
o 4 ½” Hight Shot Density, Power Jet 4512, HMX
o 4 ½” Pure Gun, Power Jet 4512, HNS.
Realizar cañoneo por TCP de 4 ½” con una densidad de 6TTP. SPE 57954
Determinar la magnitud y dirección de los esfuerzos en sitio alrededor de la
localización del pozo.
Máxima penetración Orientado en dirección de los máximos esfuerzos donde la
perforación del túnel sea estable. SPE 57954.
Realizar el cañoneo Bajo Balance. SPE. 57994
Realizar un Empaque Con Grava.
El empaque con grava en hoyo revestido combinado con rejilla ofrece ventajas
evidentes frente a una rejilla sin empaque; el empaque provee un soporte a la cara del
hoyo debido a que aplica un esfuerzo finito contra la formación, específicamente en la
interfaz grava/formación. Este método se determino en base al coeficiente de
214
uniformidad y el coeficiente de Sorting calculado en los ensayos granulométricos. De
las mesas de trabajos se llegaron a las siguientes consideraciones:
Determinar el tamaño de la arena de empaque por medio de los análisis
granulométricos de la arena de formación.
Los fluidos que se utilizan para el empaque con grava pueden ser base agua o
aceite, los fluidos base agua son por lo general los preferidos, y se consideran
mas flexibles que los sistemas base aceite. Hoy en día la salmuera es el fluido de
acarreo de grava que se considera como él más apropiado para este proceso.
Se debe bombear la grava a baja tasas de 3 a 4 bls/min con un retorno de 3.5
bls/min, debido a las altas profundidades.
Aumentar el diámetro o área de flujo del bombeo de grava para disminuir la
perdida de la grava por fricción.
Realizar una inyección de grava hacia la formación sin vencer el gradiente de
fractura, esto además de mejorar la permeabilidad reduce el riesgo que se
formen cavernas detrás del revestidor.
Utilizar grava sintética de alta resistencia.
Los tipos de Grava Comerciales aprobados por PDVSA son Carbolite y Sinterlite,
de las cuales se presentan sus principales características:
PROPIEDADES
FISICAS CARBOLITE SINTERLITE
Densidad (grs/cm3) 1,57 1,75
Gravedad Especifica 2,71 3,2
Esfericidad 0,9 0,9
Redondez 0,9 0,9
Solubilidad Acida HCL+HF 1,7 <6
Resistencia a 7500psi-%de finos 4,3 (20/40)
13,1 (16/30) 4,4
Tabla 30. Propiedades de las Gravas Sintéticas.
Fuente: Tecnología de Perforación.2010.
215
PRESIÓN DE
CONFINAMIENTO
(psi)
CARBOLITE SINTERLITE
Conductividad
(MD-FT)
Permeabilidad
Darcy)
Conductividad
(MD-FT)
Permeabilidad
Darcy)
20/40 16/20 20/40 16/20 20/40 16/30 20/40 16/30
2000 10700 18000 570 1000 11459 20838 601 1078
4000 8900 14500 480 830 8735 14573 478 777
6000 6000 8600 340 550 6152 9574 347 633
8000 3700 4800 210 290 4116 6179 245 376
10000 2000 2200 120 140 2470 3637 154 232
Tabla 31. Propiedades de las Gravas Sintéticas.
Fuente: Tecnología de Perforación.2010.
Cálculos de Sacos de grava Requeridos:
Casing-Rejilla:
Casing-Tubo Liso:
Perforaciones:
Hoyo de Rata:
Volumen:
Densidad:
Cantidad Requerida:
Cantidad de sacos:
322 45.15119)500.3004.6(005454.0 piespiesxx
322 02.41316)500.3004.6(005454.0 piespiesxx
33 85.539*/15.0 piespiespiepies
32 97.110)004.6(005454.0 piespiexx
33 29.64)97.185.502.4145.15( piespiesV
3/109 pieslbsavaDensidadGr
LbspielbsxpieqGrava 61.7007/10929.64.Re 33
cos07.70)/100/(61.7007cos SasacolbslbsSa
216
Durante la realización de este trabajo, resultaron ser adecuadas dos métodos
simultáneos para el control de la producción de arena las cuales se evaluaron
mediante el simulador PIPESIM que permitió determinar la tasa diferida de producción
de ambos métodos:
Análisis Nodal
La producción de arena esta asociada con la producción de petróleo o gas,
comúnmente en formaciones del mioceno. Aunque se pensaba que la producción de
arena no se presentaba a profundidades mayores a 10000 pies, en este caso se
presenta a profundidades superiores a los 15000 pies en arenas del Eoceno, como es
el caso del Área 2 Sur, Campo Ceuta como se ha presentado en esta investigación.
La eliminación de la producción admisible de arena, el desarrolló de mejores
técnicas de completación y la utilización de análisis de sistema nodal para la evaluación
de completaciones en los pozos, a incrementado la eficiencia del control de arena en
las completaciones.
Es necesario realizar la Simulación de la completación para el control de arena
propuesta para la zona, el análisis de este sistema se efectúo a través del programa
PIPESIM se evalúo el éxito en la retención y producción de arena y si permite el flujo de
los fluidos de formación a través de él. El diseño y el asentamiento de un empaque con
grava podrán extender la vida útil de los pozos así como también ayudara en la
retención de arena.
Los datos necesarios para realizar las simulaciones fueron:
Presión inicial y actual, gradiente de fractura, gradiente de poro, presión estática de
fondo medida, presión de yacimiento, presión de burbuja, profundidad promedio,
permeabilidad efectiva, horizontal y vertical; °API del petróleo, diámetro del revestidor,
diámetro de la mecha de perforación, gravedad especifica del agua y del gas, radio de
drenaje; propiedades del fluido de completación: diámetro de invasión y permeabilidad
de la invasión. Cañoneo: densidad, diámetro del cañón, longitud de la penetración,
orientación; daño, gas inyectado: cuanto gas se inyecta y gravedad especifica de este
gas. Grava: permeabilidad.
217
Consideraciones para obtener resultados en PIPESIM:
Para evaluar los efectos del empaque con grava se aislaron sus efectos, se analizo
el sistema bajo dos condiciones: Primero sin considerar la restricción del empaque y
luego tomándola en cuenta. Los resultados mostraron la verdadera tasa de
producción y la real caída de presión a través de la completación.
Para evaluar los efectos del cañoneo orientado y su capacidad de flujo se tomo en
cuenta la permeabilidad de la zona triturada o compactada, el espesor de la zona
triturada para evaluar las caídas de presión a través de los túneles.
A continuación se elaboró el análisis Nodal del pozo candidato con el fin de modelar
el comportamiento del mismo y realizar comparaciones con respecto a la producción
actual y la que se espera obtener con la aplicación de empaque con grava y rejilla, a
través del cual se determinara en cuanto se vería afectada la producción con la
aplicación del método planteado. Esta fue realizada mediante el programa PIPESIM.,
Como resultado de este análisis, se pudo obtener:
Figura 51 Diagrama de Componentes del Sistema.
Fuente: PIPESIM, 2009
Para la predicción del comportamiento en cada uno de los componentes del sistema
(Figura 52), se obtiene la caída de presión en cada uno de ellos. Para la obtención de
218
las caídas de presión, se asignaron nodos en diversos puntos importantes dentro del
sistema de producción. En el sistema de producción se considero la presión estática del
yacimiento (Pws) 5200 psi, teniendo la presión en este nodo, se determinaron las
caídas de presión en algún punto intermedio.
Los resultados del análisis del sistema, permiten la definición de la capacidad de
producción de los pozos para determinadas condiciones y muestran como los cambios
en cualquier parámetro afectan su comportamiento. Las curvas de capacidad de
producción, son función de los principales componentes de un sistema, como son:
Datos del yacimiento, presión en el nodo inicial y final, producción de petróleo, gas y
agua, temperatura, composición del petróleo y gas, forma de perforación del pozo, ya
sea vertical, direccional u horizontal.
Figura 52. Comportamiento de Producción del Pozo Sin Empaque.
Fuente: PIPESIM, 2009.
2758,905 Barriles
219
De los datos obtenidos se puede observar en la gráfico del análisis nodal sin
empaque con grava la curva del índice de productividad del yacimiento muestra que se
esperaría obtener una producción de aproximadamente 4800 barriles, y en la curva de
demanda se observa que se podría obtener de este sistema un total de 2758,905
barriles.
La producción calculada esta basada en datos reales obtenidos del yacimiento.
Cada uno de los puntos se evaluó para determinar si el empaque con grava causa
caídas en la presión ocasionando una disminución de la producción.
A continuación se describe el procedimiento y los resultados que se obtuvieron:
Las condiciones actuales son; inyección de gas 1.208 MMPCD, producción de agua
1%, temperatura 320 ºF, presión estática 5200 psia, calculo de IPR líquido usando
Vogel abajo del punto de burbuja. Se efectuó el ajuste con las condiciones actuales de
producción del pozo, en todos los pozos se tomo el modelo de terminación por el
modelo Pseudos Steady State. Se pudo observar que se tiene una producción
promedio representativa para el área, corroborando que los resultados obtenidos son
acertados.
Con la finalidad de conocer la tasa diferida de producción ocasionada por el método
de empaque con grava combinado con rejilla, se realiza la simulación al mismo sistema
adicionando las propiedades de la grava y de la rejilla.
Figura 53 Comportamiento de Producción del Pozo Con Empaque.
Fuente: PIPESIM, 2009.
2750,905 Barriles
2674,476 Barriles
220
En el cual se consideraron los siguientes datos: Permeabilidad de la grava 190
darcy, diámetro de la rejilla 3 ½”, diámetro interno del Casing 6.004. A través de esta
simulación se demostró que el método propuesto en esta investigación no causa mayor
restricción en la tasa de producción de crudo, el cual mostró una tasa diferida de 84,429
barriles, comprobando su aplicabilidad en la zona en estudio. Ya que la caída de
producción es mínima con respecto a la tasa esperada del pozo sin método de control
mecánico, la gran ventaja que ofrece este método es alagar la vida productiva de los
pozos del área disminuyendo en gran medida las intervenciones para realizar limpiezas,
reduciendo los costos por mantenimiento.
5.6.- Evaluación económica de la propuesta de completación para el control de
arena a través de la herramienta SEEPLUS
Cada oportunidad de inversión que se nos presenta, significa realizar un trabajo de
análisis exhaustivo, es por ello que debemos demostrar mediante el siguiente análisis
económico si la producción esperada en la completación propuesta justifica la inversión
de la misma. Estas evaluaciones se elaboraron en el Sistema de Evaluaciones
Económicas SEEPLUS, considerando las siguientes premisas como escenario de
evaluación:
En la tabla 32 se muestran los días y costo de un pozo tipo en la zona de
estudio, dicha información fue suministrada por la unidad de explotación
Ceuta.
Tabla 32. Datos Pozo Tipo
Fuente: Ramírez
En la tabla 33 se muestra los costos y días de gabarra que involucra la
inversión a la terminación del pozo con un equipo de control de arena que
consiste en trabajo de empaque con grava, rejillas especiales y
DATOS POZO TIPO ZONA NORTE
Total Días Pozo Tipo 100 Días
Costo Total Pozo Tipo 22.1 MMBsF
Costo Diario Gabarra 0.11 MMBsF
221
colgadores. Dicha información fue suministrada por empresas de
servicios.
DATOS COMPLETACION PROPUESTA
DATOS VALORES
DIAS ADICIONALES GABARRA 4dias
COSTO TOTAL SERV. GRAVA 163.515,60BsF
COSTO DE UNA REJILLA ESPECIAL 38.874,39BsF
COSTO DE UNA EMPACADURA 92.576,53BsF
Tabla 33. Datos Completación Propuesta
Fuente: Ramírez
Posteriormente se realizan los cálculos de manera de obtener el capital que se
necesita para la inversión que involucra el costo de 4 rejillas especiales y 4 días
adicionales de gabarra:
Obteniendo el monto final de la inversión para la completación propuesta en la
tabla 34.
COSTO FINAL PROPUESTA PRECIOS
COSTO TOTAL SERV.GRAVA 163.515,60BsF
COSTO TOTAL REJILLAS ESPECIALES 155.497,56Bsf
COSTO GABARRA ADICIONAL 440.000BsF
COSTO COLGADOR 92.576,53BsF
TOTAL 851.589,69BsF
Tabla 34. Monto de Inversión.
Fuente: Ramírez
En la tablas 35, 36 y 37 se muestran los datos de entrada para la evaluación
económica; en la tabla 37 y según el análisis nodal se determina 1500 Bls como el
potencial mas conservador con el fin de demostrar la rentabilidad económica del
método para el control de arena propuesta en esta investigación.
.56,497.155Re4*39,874.38Re BsFjillasjillasCostoTotal
.000.4404*000.110 BsFDiasBsFdicionalCostoGabaA
222
BALANCE FINAL DE TIEMPO DIAS
DIAS TOTA POZO TIPO 100dias
DIAS TOTAL PROPUESTA 4dias
DIAS TOTAL 104dias
Tabla 35. Balance Final Tiempo
Fuente: Ramírez
BALANCE FINAL DE COSTO COSTO
COSTO POZO TIPO 22.1MMBsF
COSTO TOTAL PROPUESTA 0.85MMBsF
COSTO TOTAL PROPUESTA 22.95MMBsF
Tabla 36. Balance Final de Costos.
Fuente: Ramírez
DATOS YAC. Y POZO
RGP 700PC/BL
°API DEL CRUDO 32°
PONTECIAL POZO 1500Bls
Tabla 37. Datos del Yacimiento y Pozo.
Fuente: Ramírez
La técnica optima para el control de la producción de arena en la zona Norte del
Yacimiento VLG-3676 que consiste en un empaque con grava combina con rejilla
premium, y un colgador que resista las condiciones de fondo del pozo, dieron como
resultados los siguientes indicadores económicos:
INDICADORES ECONOMICOS
Proyecto: LOC. ÁREA 2- CEUTA
Alternativa: LOC. ÁREA 2- CEUTA
Año Inicio: 2009 Año Base: 2009
Año a Someter 2009
Cantidad de Años. 20 Años
Resultados Económicos Escenario
Flujo Neto Descontado (VPN) 8.873,24 M$
Eficiencia de la Inversión Tradicional (EI) 1.58 $/$
Tasa Interna de Retorno (TIR) 27.46 %
Tiempo de Pago Dinámico (TPd) 3.74 Años
Tabla 38. Indicadores Económicos
Fuente: Ramírez
223
Estos valores (Tabla 38) indican la factibilidad económica del proyecto, en donde el
Valor Presente Neto es uno de los indicadores más importantes a la hora de evaluar
proyectos de inversión a largo plazo arrojando un valor positivo (8.873,24) lo que
significa que el beneficio recibido por el proyecto maximizara la inversión del mismo; la
Tasa Interna de Retorno (27,46%) es mayor a la tasa requerida por la corporación
(15%) y como la Eficiencia de Inversión es mayor a 1 (3,74) se garantiza el retorno de la
inversión en un tiempo de 3,74 años según lo que indica el Tiempo de Pago Dinámico
demostrando la rentabilidad del proyecto, ya que de los 20 años de aplicación a partir
de 3,74 años se empezara a generar ganancias para la corporación.
Figura 54. V.P.N vs. Desviaciones de las Variables
Fuente: SEEPLUS
Como se observa en la Figura 54 las variables más sensibles a cambios (mayor
inclinación) que me pueden arrojar un V.P.N negativo siendo no rentable el proyecto
para la corporación son la producción del pozo y el precio del crudo; en cuanto a la
variables de inversión y gastos del proyecto se observa que si las misma aumentan
hasta en un 80% el mismo sigue arrojando valores positivos de Valor Presente Neto lo
que me garantiza que el beneficio recibido por el proyecto maximizara aun la inversión
del mismo.
224
CONCLUSIONES
Una vez culminada la investigación, en donde se estudiaron las posibles
alternativas de completación para el Control de la Producción de arena para el
Yacimiento C/Superior Campo Ceuta, se llegó a las siguientes conclusiones:
La producción de arena y finos de formación en el Yacimiento VLG-3676 ha sido un
problema que se ha manifestado desde el inicio de su explotación, específicamente
cuando se comenzó a desarrollar la zona norte (zona descubridora)
Las arenas del Eoceno se caracterizan por ser consolidadas por lo que el
arenamiento prematuro en esta zona se atribuye a la concentración de altos
esfuerzos que sobrepasan la resistencia mecánica de la roca originando que la
misma falle mecánicamente.
La zona norte del yacimiento presenta el mayor número de pozos inactivos, siendo
la principal causa de su inactividad la producción de arena, en las zonas centro y sur
del yacimiento la situación se ha logrado controlar satisfactoriamente.
La actual política de completación dirigida a minimizar la problemática de producción
de arena en la zona norte consiste en el uso de reductor optimo y cañoneo
orientado.
El área es muy heterogénea por lo tanto se debe estudiar cada pozo de manera
puntual para determinar el método de control de arena apropiado.
Las frecuentes obstrucciones que se han presentado en los pozos del yacimiento,
demuestran que no se han implementado los controles necesarios para disminuir
esta problemática.
La falla en el control de la producción de arena en el pozo VLG-3771 no puede
atribuirse al uso de rejilla como técnica de control de arena en la zona; sino a la
selección inadecuada del tipo de rejilla las cuales no toleraron las condiciones de
presiones a la que fueron expuestas.
225
A partir de los análisis granulométricos del Pozo VLG-3762 se debe utilizar un
tamaño de grava 16/20 combinado con una rejilla Premium para un control optimo
de la producción de arena.
Las rejillas Premium presentaron las mejores propiedades mecánicas para tolerar
las condiciones del yacimiento VLG-3676.
El empaque con grava combinado con rejilla Premium se visualizo como la técnica
optima para el control de la producción de arena en la zona afectada; en cuanto a la
producción de finos los mismos serán manejados en superficie.
226
RECOMENDACIONES Caracterizar el tamaño de grano (granulometría) del Yacimiento mediante análisis de
muestras de arenas obtenidas en limpiezas, para determinar el tamaño de grava
apropiado para el empaque con grava y calibre del filtro o rejilla.
Realizar empaques con grava de tamaño 16/20, en conjunto con rejillas tipo
Premium con chaqueta protectora de calibre 0.020 pulgadas, en caso que el
mercado no disponga este tamaño de grava se puede aplicar una grava16/30.
Garantizar que el fluido de utilizados para la completación y empaque con grava sea
capaz de mantener la presión hidrostática del Yacimiento logrando un empaque
efectivo de la zona.
Realizar simulación de empaque con grava mediante Software, para determinar los
parámetros óptimos de bombeo de concentración, tasas y viscosidad del fluido para
mantener en suspensión los granos de grava.
Realizar cañoneo orientado mediante la geomecanica del yacimiento en dirección
del máximo esfuerzo horizontal, Fase 0-180º, para evitar que la roca falle y genere
arenamiento.
Realizar un estudio geomecánico 3D (esfuerzos, resistencia) tomando en cuenta los
datos del reciente modelo estático y dinámico desarrollado por Estudios Integrados,
PDVSA y Beicip Franlab, junto con el estudio de propiedades mecánicas elaborado
por Goetechnology.
Realizar un buen control de los reductores de producción en superficie una vez
completado el proceso de control de arena en los pozos del Yacimiento.
Optimizar la Presión de fondo fluyente Crítica en la zona.
Mantener la presión por encima de la presión de floculación de asfáltenos para
evitar que la rejilla se tapone.
Aplicar medidores de arena continuos (sensores).
Manejar los finos a nivel de superficie.
227
Colocar controlador automático marca CAMERON, a nivel de superficie con sensor
de fondo que resista altas temperaturas, los cuales serán controlados por una red
NET-DAS y computador con lógica programada para controlar la PWF, para
encontrar el diferencial de presión para el control de finos y arena.
Evaluación de equipos instrumentados con Caja Reductora Ajustable y la Aplicación
“ Control de Pwf” .
228
BIBLIOGRAFIA
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YACIMIENTO EOCENO C-VLG3676 DEL ÁREA 2 SUR CAMPO CEUTA”. La
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