Control De Arenas Tiberio.docx

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ENSAYO RECUPERACION DE CONTROL DE PRODUCCION DE ARENA PRODUCCION DE ARENA EN POZOS DE PETROLEO, ANALISIS DE PROBLEMAS Y FALLAS OCACIONADOS POR LOS CEDAZOS (FILTROS)

MANTENIMIENTO DE POZOS II

Presentado por:

JOSE TIBERIO CALIXTO CODIGO 2015391066

INGENIERIA DE PETROLEOS AL

ING. JULIO VILLAMIZAR FUNDACION UNIVERSITARIA INTERNACIONAL DEL TROPICO AMERICANO UNITROPICO YOPAL-CASANARE 2019

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INTRODUCCION

Los yacimientos que tienen grandes producciones de arena, son ahora grandes reservas de hidrocarburos, los pozos están sobre explotados, según el plan diseñado en un principio, lo cual hace que las formaciones sean muy débiles. A lo cual las empresas operadoras están ideando nuevos métodos o herramientas para el control de arenas (Oilfield Review, 2007).

El origen, la naturaleza y las consecuencias de la producción de arena deben examinarse y evaluarse a fondo. Tienen un gran impacto en la naturaleza del sistema de producción si se producen. El sistema de recolección de la superficie, el equipo del sistema de separación y algún tipo de eliminación segura de la superficie también deben considerarse, debido a los gastos de limpieza y eliminación. También se cambia la estabilidad de la formación debido a la pérdida de material sólido. El problema se puede resolver utilizando una combinación de evaluación geomecánica, optimización de parámetros de pozo, perforación orientada y selectiva y optimización de la producción mediante el control de la extracción a lo largo del ciclo de vida del pozo (Oilfiel Team, 2019).

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DESARROLLO

El propósito principal de cualquier método de control de arena es mantener los sólidos que soportan carga en el lugar. Por lo tanto, es necesario determinar lo que de hecho se produce. Siempre se producen algunos finos, y eso puede ser beneficioso porque ayuda a limpiar el espacio de los poros. Los otros sólidos unos poco mayores en tamaño que son sólidos de carga real puede controlarse mediante la reducción de las fuerzas de arrastre, uniendo la arena mecánicamente o aumentando la resistencia de la formación. (Oilfield Review, 2007). Eso significa algún tipo de control de tasa de producción, perforación selectiva u orientada, fracturamiento y empaque de grava, consolidación química entre otros. En este documento se procura mostrar las herramientas de control de arena y los procedimientos diseñados para prolongar la vida útil del pozo al eliminar la producción de arena, ya sea atrapándola mecánicamente detrás de varios dispositivos de fondo de pozo o consolidando químicamente las formaciones no consolidadas propensas a producir arena. Se describen las instalaciones de orificios abiertos y revestidos, que incluyen revestimientos ranurados y terminaciones empacadas en grava (Oilfield Review, 2007).

A través del control de la arena de la tubería, también se presentan la finalización del método de fracturamiento y empaquetado y el completamiento doble en la zona. Todas estas terminaciones se componen de muchas herramientas, accesorios y dispositivos diferentes como empaques, conjuntos de sellos, herramientas de funcionamiento, tubería ranurada, juntas de seguridad y otros. Se presentan como una descripción general de las posibles combinaciones de herramientas en ciertas ocasiones (Oilfield Review, 2007).

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La terminación como tal pretende ser un enlace entre la perforación del pozo y la fase de producción. Sin completar el pozo, los hidrocarburos no pueden fluir por el orificio bajo control. La terminación involucra no solo las herramientas y los accesorios del pozo, sino también todas las operaciones designadas para obtener hidrocarburos a la superficie. Un control de arena eficiente y exitoso depende en gran medida del diseño y ejecución de la terminación del pozo (es decir, perforación, revestimiento de la cubierta, perforación, instalación de herramientas en el pozo, etc.) (Oilfiel Team, 2019).

Para poder diseñar adecuadamente la terminación del pozo, se deben considerar muchos datos importantes, como la presión del yacimiento, los perfiles de temperatura, el índice de productividad, los cortes de agua, los volúmenes de producción de arena, los daños en la formación, la permeabilidad de la formación, el espesor del yacimiento y otros. Todo lo mencionado tiene que ser investigado a fondo y afirmado tanto como sea posible (Oilfiel Team, 2019).

Se exponen tres tipos de explicaciones sobre las razones por las cuales hay grandes aportes de arena, por la rotura de la formación por agua.

1. Se proponen varias opciones para explicar la relación correcta que hay entre la entrada de agua y la fractura de la formación. En primer lugar, se expone que los yacimientos ricos en areniscas, en su mayoría, la fase mojante es agua conocido como wáter wet, cuando ingresa el agua se reduce la presión capilar, por incremento del agua mojante. Es esta misma presión capilar la que hace que los granos de arena se mantengan juntos, entonces se dice

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que la incursión de esta fase mojante (agua), hace que se eleve la producción de arena. En resumen, se puede decir que, a poca intrusión de agua en la formación, habrá una alta presión capilar, lo cual hará que los granos de arena se sostengan (Oilfield Review, 2007).

2. Otro postulado indica que cuando incursiona el agua en la formación, esto hace que reduzca la permeabilidad relativa del petróleo y el agua. Ante este evento la operadora toma la decisión de incrementar la caída de presión en la formación para mantener la producción de hidrocarburos, ocasionando así la producción de arenas y cortes finos. Así mismo el agua que aporta, hace que se aumente la viscosidad y aumenta la tasa de arrastre mayor en los granos de arena, ocasionando de esta forma producción de partículas finas de la formación (Oilfield Review, 2007)

3. Por último, gran parte de expertos concluyen que la dependencia de incursión de agua y la arena producida, no es fácil de entender, y sea el resultado de varios aspectos a observar (Oilfield Review, 2007).

Métodos y Técnicas Empaque de grava es una técnica de control de arena común que se usa en muchas formaciones con arenas no consolidadas o mal consolidadas. La producción en arena se puede lograr fácilmente mediante el dimensionamiento adecuado de la grava con respecto al tamaño de la arena de formación, utilizando reglas bien establecidas. A veces, las formaciones bien consolidadas pueden producir arena y, por lo tanto, se emplean paquetes de grava en dichas formaciones para el control de la arena. Existe un factor principal que

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influye en la producción de los pozos saturados. Es una restricción de flujo impuesta por las características del paquete de grava. Este factor afecta la permeabilidad y la reduce. Por lo tanto, el paquete de grava produce un exceso de skin que produce una caída de presión adicional como consecuencia del exceso de factor de skin. De hecho, la presión disminuye debido a la permeabilidad que cambia de la permeabilidad del yacimiento a la permeabilidad de la grava (Oilfield Review, 2007). A los operadores les interesa que sus finanzas no decaigan por hacer los trabajos de evitar producir arena, que le ocasión retrasos, daños en las herramientas y una caída en la producción de hidrocarburos. Si un pozo nuevo es perforado y si este es propenso a producción de arenas, posiblemente se plantee la idea de volver a perforar, cambiar la terminación del pozo, o hacer una reentrada. No obstante, en un pozo maduro o que este alcanzando su limite económico, tal vez es mejor no hacer nada y conformarse a solo producir a tasas tolerables o medianamente decentes, esto antes que el pozo se llene de arena y se detenga su producción (Oilfield Review, 2007). Ante estos condicionamientos, los profesionales deben diseñar una estrategia donde exista una coexistencia entre la rentabilidad optima, y los trabajos en tecnología que requiera el pozo y sean viables. Tarea nada fácil, ya que empiezan a jugar varios factores en esta toma de decisiones. Incluye en este “juego de ajedrez”, los aspectos naturales como es implementar medidas de remediación inmediatas, su posibilidad de gestionarlas, estado mecánico del pozo, la tecnología con la cual se cuente, la mecánica de la falla a intervenir, ubicación geográfica del pozo (Oilfield Review, 2007).

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Este documento quiere participar en la discusión y propuesta de las ideas de control de producción de arena, en pozos que llevan cierto tiempo produciendo hidrocarburos. En particular se exponen diferentes alternativas y herramientas para el control de la producción de arena, son tales los empaques de grava, instalados en la tubería de producción, los parches para cedazos, las limpiezas de los cedazos, los cedazos de arena expansibles y la colocación de cedazos nuevos dentro de cedazos defectuosos (Oilfield Review, 2007). Así mismo se involucran los procedimientos de ajuste de decisiones que hacen inclinarse por alguna alternativa anteriormente mencionada. Se analiza a continuación una medida de remediación en particular y su resultado. Un sistema debe ser diseñado para mantener la arena fuera del pozo, sino que permita máxima la producción de hidrocarburos a lo largo de la vida útil del pozo. Un sistema de control de arena en un pozo tiene juicios ambiguos, según sus resultados, según se pueda observar que es éxito y que es fracaso. Es decir, no hay nada absoluto respecto a este tema, hay situaciones muy relativas dependientes otros aspectos. En un caso particular puede ser cuando una operadora observa que se aumenta la producción de volumen y tiempo de arena en un pozo, el operador puede escoger “matar el pozo”, ocasionando que la caída de presión mientras se produce arena, puede asemejarse a las ofrecidas si se tuviera instalados cedazos o un empaque de grava, para algunas operadoras esta estrategia puede ser exitosa.

Como se expone en (Oilfield Review, 2007) “Con el inicio de la rotura de la formación y la evidencia de arena movilizada a través de la formación, los operadores pueden optar por reducir el flujo a regímenes incapaces de transportar sólidos, manejar la arena producida”, pero esto no es lo ideal para un buen ingeniero, ya que está obligándose a reducir

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los flujos, y esto podría ocasionar perdidas en los volúmenes de producción, se considera mejor aplicar ciertas técnicas para subsanar el daño y así producir a tasas rentables.

Según (Oilfield Review, 2007) “La detención, o al menos el retardo, del flujo de arena ejerciendo un impacto mínimo sobre la producción, requiere que el operador opte por alguna de las técnicas de exclusión mecánica”, estas son las mencionas regularmente como empaques de grava en un pozo entubado, altos regímenes de agua inyectada y empaques, fracturamiento y estabilización con fluido con apuntalante, filtros autónomos conocidos también como cedazos, tratamientos químicos, entre otros.

Fallas en los filtros

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Los errores en los filtros de un sistema de control en la producción de arena, tienen cinco categorías a identificar, tales son: fallas de diseño, fallas de aplicación, fallas tempranas, fallas de producción y fallas de subsidencia (Oilfield Review, 2007).

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El error en diseñar un sistema para controlar la producción de arena a una profundidad determinada, es un reflejo de lo complejo que es esta técnica, es decir, que se puede cometer errores al respecto. Son necesario conocer muchos parámetros tales como permeabilidad de la formación, la química del gel, los tipos de empaque que tiene el pozo, los tipos de fracturamiento, su inicio y progreso (Oilfield Review, 2007).

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Es recomendable que se tengan la mayor cantidad de datos y de buena calidad, porque esto puede ocasionar fallas en el diseño y aplicación de sistemas de fractura y empaque y con empaque de grava en hoyos descubiertos, no hay que terminar los procesos operacionales de instalación de los sistemas de manera anticipada, ni mucho menos hacer una planeación deficiente, y mucho menos fiarse de experiencias previas para prever riesgos en las próximas operaciones.

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Las conocidas fallas temprana, que son las que se dan en los primeros 30 días que se pone en marcha, son originadas generalmente por una mala implementación, un mal diseño o aplicación, que en un principio no se estimó. En el control de arenas, este sistema ha mostrado su funcionamiento óptimo, esto con la calidad demostrada en tiempos largos, es confiable para la producción de arena (Oilfield Review, 2007).

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Cuando ha pasado un tiempo prudente, y se pone en producción el pozo, y se presentan taponamientos o puntos calientes, se conocen como fallas de producción. El desconocer las características del yacimiento ocasiona que falla en el sistema de control de arenas, por un fenómeno llamado la subsidencia. No obstante, los ingenieros y operadores de los pozos, esperan que estas fallas se presenten, y para ello tiene un backup de una tubería flexible (coiled tubing) o una unidad de terminación de pozos.

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Es lamentable que los casos de este tipo, han sido poco documentados, porque no se ha hecho seguimiento a los datos, y permita hacer conclusiones precisas al respecto.

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Pero poco a poco se van avanzando en tecnologías que van permitiendo una optimización en la ejecución de los proyectos de este tipo.

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Unos de los principales problemas que pueden ocurrir en los cedazos es la corrosión, aunque estos estan fabricados en acero inoxidable, para soportar el riguroso ambiente químico en pozo. Pero puede que estas herramientas sean afectadas a ciertas condiciones, como en el caso de un pozo de Trinidad, que fue enviado a un laboratorio en Tulsa (USA), que tenía una irregularidad por fisuras de tensión, que es muy comun a los cedazos de acero inoxidable en ambientes ricos en cloruro (Oilfield Review, 2007).

El importante aporte de las Resinas

En las operaciones de salvamento, se considera muy efectivas las resinas. Cuando los granos de arena del yacimiento en la zona cercana al pozo están sueltos y propensos a la producción, se utilizan métodos de control de arena mecánicos o químicos. La consolidación química de los granos de arena parece ser un método muy exigente, pero bastante efectivo para el control de la arena. Para aplicar efectivamente los productos químicos para la consolidación (los sistemas de resina se utilizan con mayor frecuencia) se requiere una gran cantidad de experiencia de campo. Se describen dos tipos de resinas: termoestables y termoplásticos. También se presentan los aditivos en servicio de la aceleración y activación del ajuste del sistema, la eliminación de agua residual y otros. La ejecución del tratamiento de consolidación química se divide en pocas etapas: limpieza del yacimiento y eliminación de agua, tratamiento de bombeo y desbordamiento excesivo de materiales. La solución

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alternativa al bombeo del sistema de resina es arena recubierta con resina, incorporada en las operaciones de empaque de grava con los granos antes mencionados recubiertos con una capa de resina delgada que se funde y se consolida a temperaturas más altas (Oilfield Review, 2007).

En términos de composición química, las resinas son sólidas, duras a blandas, polímeros no cristalinos orgánicos, quebradizos en estado sólido. La distribución de masa molecular de la red de polímeros de resinas es muy estrecha. La naturaleza inflamable de las resinas requiere una precaución adicional al manipular y tratar. En general, las resinas son materias primas para los adhesivos y recubrimientos de composiciones de moldeo curables utilizados en la industria del petróleo como en muchos otros. Existen dos tipos de resinas: termoendurecibles y resinas termoplásticas.

Es un caso interesante las intervenciones que se hacen sin equipo en la terminación de pozo, donde se evita la migración de arena y finos sin necesidad de equipo. Se utilizan técnicas de disparos optimas, resinas y tratamiento de fracturamiento con control de crecimiento en la longitud de una fractura.

Un caso en el Golfo de Mexico, para remediar 6 pozos de Chevron, la resina trabaja con reacciones de polimerización, cuando se inyecta en formación poco consolidadas, en la matriz de la formación cercana al pozo.

Como se cita en (Oilfield Review, 2007) “la resina se cura convirtiéndose en un plástico duro que adhiere las partículas de arena no consolidadas. Los finos son peligrosos

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sólo si se vuelven móviles. Para estabilizar la región vecina al pozo en forma adicional fue necesario un tratamiento con inhibidor de finos”. Este inhibidor utiliza fluidos: un surfactante, un monómero y un iniciador (Oilfield Review, 2007). Está creado para poder bombearse tras un tratamiento acido, dejando una capa sobre los granos de arena, atrapándolos en una película delgada, inmovilizando efectivamente los finos mediante su fijación a la superficie de la roca.

Consolidación utilizando resinas.

De acuerdo con Bart Waltman, gerente global de productos para fluidos de control de arena para Halliburton, “la mayoría de los tratamientos de consolidación se están aplicando como aplicaciones correctivas en la consolidación de la formación y la reparación de paquetes de grava, paquetes de fracturas, pantallas independientes o ampliables”. Sin embargo, las recientes condiciones económicas de la industria han comenzado a hacer más atractiva la consolidación de la formación como principal (LANGLEY, 2019).

Conociendo cada yacimiento las compañías operadoras determinan o proyectan la probabilidad de encontrar producción de arena, cada operadora debe tomar decisiones sobre base de información adoptada y el enfoque para optimizar terminaciones de pozos y limitar el fenómeno de producción de arena. El documento nos indica si es mejor controlar o evitar la producción de arenas, no obstante, cuando el producir arena en el pozo es inevitable, o el riesgo que se asocia a una producción no prevista de arena es alto, como podría ser en terminaciones de pozos submarinos, o en pozos de gas con regímenes de producción de arena

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sobresalientes, se deben usar métodos de exclusión de arenas. El autor de este documento, considera que los métodos la terminación de pozos, sin cedazos, y haciendo un disparo de la zona de interés, la inyección de resina para la consolidación de la arena ofrece una importante alternativa para evitar o limitar la producción de arena. No obstante, es importante mencionar que sin importar el método adoptado, el manejar de forma correcta la producción de arena es darle balance al control de arenas y la producción de hidrocarburos esperados, utilizando siempre terminaciones optimizadas.

Uso de Software ProCADE

A lo anterior complementa que para algunos pozos de años produciendo, fue eficiente el emplear el software de análisis de pozos llamado ProCADE, con el objeto de hacer un ajuste del historial de producción del pozo con un modelo que haga un balance de materiales para así determinar los parámetros del yacimiento, como son la permeabilidad, factor de daño total y el tamaño del reservorio (Oilfield Review, 2007). Para el suscrito, una terminación sin cedazo, según lo observado en el documento y el uso de un software como lo es ProCADE, es importante porque dinamiza y permite determinar el desempeño en las terminaciones, y así prever las reservas remanentes con una actividad económica en una operación de terminación de pozos. Este software y ausencia de cedazo en la terminación fue lo que dio mejor respuesta en los pozos terminados por Chevron en Golfo de México, acompañando con resinas Furano, dando mejores resultados operativos en pozos maduros o de alta producción de arenas, ya que lo anhelado es producir mejor y hasta lo último de cada pozo sin aumentar los cortes de agua que genere arenamientos. Según (Oilfield Review, 2007) “Este software permite que

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los responsables de la planeación utilicen los ajustes históricos de producción, además del análisis nodal, para determinar si pueden lograrse los regímenes de producción previstos en función de la limitación de la caída de presión”, caída de presión apenas natural ya en pozos de más tiempo en producción.

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Conclusiones

1. Cualquier equipo de control de arena tiene algunas características que sus variaciones afectarán tanto a su precio como a la magnitud del daño causada por ellos.

2. Un método con menos efecto de daño, no es esencialmente el mejor método de control de producción.

3. A una tasa de producción baja y para depósitos de índices bajos, la elección del método adecuado se ve influida por el precio global del petróleo y la tasa de interés de inversión. En otras palabras, la elección del método adecuado no se ve directamente afectada por el daño del pozo.

4. En los reservorios de alto índice de producción y para proyectos a largo plazo, el mejor método es el que tiene una mayor producción de petróleo. Por lo tanto, el valor del daño tiene un efecto intenso en la elección del método de producción de arena.

5. Un mecanismo de falla del filtro es cuando se taponan en toda su extensión, pero no generan puntos calientes, sino sobrecargas de presión inducida, tan altas como para producir un colapso, esto puede ser por un dimensionamiento incorrecto de los filtros y empacamiento de grava incorrecto.

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Referencias LANGLEY, D. (08 de marzo de 2019). Sand controlcase histories: Shape memorypolymers, resins, shunt tubes. Obtenido de https://www.slb.com/~/media/Files/sand_control/industry_articles/201104_dc_sand_con trol_frac_pack.pdf Oilfiel Team. (06 de marzo de 2019). Sand Control in Well Construction and Operation. Obtenido de https://oilfieldteam.com/static/uploads/uploaded_files/ba2cc5103d4644bc0eedfd11351c 7889.pdf Oilfield Review. (2007). Recuperación del control de la producción de arena. Oilfield Review, 4.