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CONTROL DE ARENAS

1. INTRODUCCIÓN. La mayoría de los pozos petrolíferos y gasíferos producen de formaciones arenosas que han sido resultado de depósitos marinos o de erosiones. En depósitos marinos los granos de arena están cementados generalmente con materiales calcáreos o silicios que los consolidan de una forma tan fuerte que adquieren gran dureza. Las arenas depositadas por erosión, en cambio, se presentan a menudo bastante inconsolidadas o parcialmente adheridas por medio de arcilla y sedimentos. Algunas formaciones productoras son débiles estructuralmente y no pueden resistir las fuerzas creadas por los fluidos que se mueven a través de ellas, en esos casos los granos de arena se aflojan y salen en dirección al pozo a de esa manera se empieza a producir arena junto con hidrocarburos, y a veces en cantidades grandes que hacen que el pozo se taponee, se bloquee. Una formación puede ser débil porque le falta el mineral cementador o porque este no es suficientemente fuerte (arcilla, asfaltos, sedimentos). La ausencia del cemento se explica por medio de procesos geológicos que ocurrieron antes y después de que la formación fuera enterrada. En el primer caso las arenas se formaron por medio de un proceso que les quito todo el cemento, como ser arenas de playa que han sido lavadas y relavadas hasta eliminar todo el rastro de arcillas o restos calcáreos. En el segundo caso, las aguas del subsuelo podrían haberles quitado el material adherente, y a veces las impurezas como las arcillas peuden debilitar los cementos buenos como la sílice o la calcita. Siendo la producción de arena el mayor problema en la explotación de hidrocarburos traducido en el elevado costo que involucra, dentro la industria UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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petrolera se crearon métodos de control, los que con el transcurso de los años obtuvieron mejoras unas en relación de otras.

2. DEFINICIÓN DE ARENAMIENTO. La recuperación de gas y o petróleo de formaciones arenosas no consolidadas, es uno de los problemas más serios que enfrenta la industria petrolera en su fase de explotación. Estas areniscas por lo general no presentan grandes inconvenientes durante la perforación del pozo, sin embargo una vez que el pozo ha sido terminado y se procede a la producción del mismo, se establece una presión diferencial a través de la pared del agujero del pozo o por la invasión de agua, se produce un movimiento de los granos de arena conjuntamente con los fluidos de formación hacia el pozo y posteriormente a la superficie; este fenómeno es conocido con el nombre de "arenamiento".

3. CAUSAS QUE ORIGINAN PROBLEMAS DE ARENAMIENTO. -

3.1.

FORMACIONES DE BAJA CONSOLIDACIÓN O NO CONSOLIDADAS. -

Algunas formaciones de baja consolidación se consideran como si estuvieran en un estado de fluido. Cualquier intento para producir fluidos de este tipo de formaciones puede resultar en producción de grandes cantidades de arena juntamente con los fluidos producidos. 3.1.1. Irrupción de producción de agua. -

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En algunas formaciones los materiales cementantes son los minerales arcillosos y finos, los cuales pueden ser seriamente afectados por el agua. Cuando se inicia la producción de agua, los enlaces son debilitados o destrozados y la formación puede producir arena. 3.1.2. Altos Caudales de producción. Algunos pozos producirán arena si los caudales de producción son muy altos. Estos pozos producirán arena libre si la producción no es restringida. Por muchos años la restricción de la producción fue un primer intento para el control de arena. 3.1.3. Incremento de la relación agua-petróleo (RAP). Generalmente para mantener la máxima producción de hidrocarburos se incrementa la producción de agua, en consecuencia existe un incremento en la producción total del fluido. Este incremento en el caudal de producción produce esfuerzos sobre las formaciones débilmente consolidadas y puede exceder la capacidad de tensión de los materiales cementantes que se encuentran ligando la arenisca. 3.1.4. Practicas inadecuadas de terminación. El abuso del ácido para la estimulación, puede remover la pequeña cantidad del material enlazante calcáreo en ciertas formaciones débilmente consolidadas y puede resultar en producción de arena. En algunos casos la limpieza de un pozo demasiado difícil, o tratar de llevar al pozo a la altura de la capacidad de producción deseada muy rápidamente, puede causar esfuerzos excesivos ejercidos sobre las formaciones pobremente consolidadas. Las prácticas de terminación de pozos tales que estos pueden causar producciones prematuras de arena, permitirán la producción de arena libre en dichos pozos por años.

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3.1.5. Agotamiento del reservorio. En algunos casos se cree que la presión del reservorio ayuda a soportar el peso de los estratos supra yacentes. La reducción de la presión del reservorio puede causar que dichos estratos aplasten la formación pobremente consolidada y ocasionan serios daños a la cañería de revestimiento.

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3.2.

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EFECTO DE LAS OPERACIONES DE EXPLOTACIÓN. -

En campos petroleros o gasíferos los pozos tienes dos tipos de producción de arena: -

Pozos que producen solamente cantidades pequeñas de arena, creando problemas al mantenimiento de las instalaciones superficiales.

-

Pozos que producen cantidades suficientes como para taponar el agujero y/o la tubería durante la producción de gas y/o petróleo.

La producción de arena puede ser controlada manteniendo el caudal debajo de la velocidad crítica del fluido del yacimiento. El régimen del flujo crítico es bastante difícil determinarlo, ya que, este depende de la resistencia de la roca y los materiales cementantes que son precisamente la ligazón entre los granos de arena, y de la viscosidad del fluido contenido. Usualmente los testigos de formaciones inconsolidadas son difíciles de recuperar y la velocidad crítica deberá ser determinada por tanteo y error durante las pruebas de producción. Si la velocidad crítica es relativamente baja será necesario atacar el problema para obtener volúmenes comerciales de hidrocarburos y no arriesgar la recuperación final del yacimiento. Algunos pozos producirán arena si los caudales de producción son muy altos. Estos pozos producirán arena libre si la producción es restringida. Por muchos años la restricción de producción fue el primer intento para el control de arena.

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3.3.

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PROBLEMAS OCASIONADOS POR LA PRODUCCIÓN DE ARENAS. -

El movimiento de la arena en formaciones no consolidadas y la ulterior producción junto al gas y el petróleo, genera un número de problemas potencialmente peligrosos y caros, de tal forma que si la producción de arena no es controlada, ocasionará una serie de inconvenientes, entre los más comunes se tienen:

Producción interrumpida debido a arenamientos en la cañería de revestimiento, tubería de producción o líneas de superficie, produciéndose una decantación seleccionada de acuerdo a los diferentes tamaños de los granos de arena, dentro de las diferentes columnas (Ley de Stokes), con el consiguiente peligro de taponarla al extremo de que la operación y producción se tornen antieconómicas.

4. EFECTOS DE LAS ARENAS EN LOS EQUIPOS DE PRODUCCIÓN.Entro los efectos, tenemos la erosión del arreglo de fondo, líneas y estranguladores que pueden dar lugar a la pérdida de tiempo y pérdidas de petróleo. Casi todos los equipos de producción tanto de superficie como de fondo están expuestos a la abrasión y la erosión causada por la arena. El cambio de las partes que van dentro del pozo normalmente involucra costosas reparaciones y a menudo se debe cambiar la sarta de producción completa. En algunos casos, el poder abrasivo de la arena es capaz de perforar los aceros más resistentes. Es muy importante considerar este aspecto en terminaciones múltiples donde existen una o más líneas de producción frente a los niveles productores superiores. Para solucionar este problema se han ubicado protectores de diversos materiales frente a zonas de flujo correspondientes a los niveles superiores productores de arena. Entre estos materiales utilizados tenemos: aleaciones duras, grafito, plásticos, cerámica y compuestos de goma sintética. Estos materiales tienen UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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diverso grado de resistencia a la abrasión, pero en las pruebas de laboratorio y la experiencia de campo han indicado que ninguno es realmente efectivo cuando la abrasión es demasiado severa. El equipo que puede erosionarse es el siguiente:

Equipo de fondo  Juntas  Equipo de inyección de gas  Válvulas de control  Bombas de profundidad  Válvulas de seguridad  Otros

Equipo superficial  Estranguladores  Conexiones  Reducciones  Válvulas  Sistemas de medición  Cabezal del pozo

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5. EFECTOS EN LA CAPACIDAD PRODUCTIVA DE POZOS. Si la producción de arena no es controlada, causará el desgaste prematuro de herramientas y material tubular instalado tanto dentro del pozo como en la superficie, debido al alto poder abrasivo de la arena; además se producirá una decantación seleccionada, de acuerdo a los tamaños diferentes de los granos de arena, dentro la columna de producción (Ley de Stokes), con el consiguiente peligro de taponarla al extremo de que la operación y producción del pozo se tornen antieconómicas. En algunos casos, el poder abrasivo de la arena es tan enérgico que bajo ciertas condicionas de flujo es capaz de perforar los aceros más resistentes. Este aspecto es muy importante considerarlo en las terminaciones múltiples, donde exista una o más líneas de producción frente a los niveles productores superiores. Para solucionar este problema se han ubicado protectores de diversos materiales frente a las zonas de flujo correspondientes a los niveles superiores productores de arena. Entre estos materiales utilizados tenemos: aleaciones duras, grafito, plásticos, cerámica, y compuestos de goma sintética. Estos materiales tienen diverso grado de resistencia a la abrasión, pero en las pruebas de laboratorio y la experiencia de campo han indicado que ninguno es realmente efectivo cuando la abrasión es muy severa. Otro inconveniente que ocasiona la invasión de arena es el posible taponamiento de la tubería de producción, restringiendo el flujo de petróleo o gas y en algunos casos la paralización temporal de la producción. Todos estos factores inciden negativamente sobre el costo de mantenimiento del pozo; en otras palabras, "Los costos de producción son directamente proporcionales a la cantidad de arena producida por el pozo".

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6. ESTUDIO DE LOS MÉTODOS Y TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA. A fin de reducir o prevenir el movimiento de las arenas de formación junto con los fluidos a producir la industria petrolera y gasífera ha desarrollado cuatro tipos generales de producción de arenas que son:

6.1.

CONTROL DE ARENA POR REDUCCIÓN DEL CAUDAL DE PRODUCCIÓN.-

La producción de arena puede ser controlada manteniendo el caudal de producción, por debajo de la velocidad critica del fluido del yacimiento, con lo cual los fluidos se mueven a una velocidad lo suficientemente baja como para desalojar las partículas.

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El régimen del flujo crítico es bastante difícil determinarlo, ya que esto depende de la resistencia de la roca y los materiales cementantes que son precisamente la ligazón entre los granos de arena y de la viscosidad del fluido contenido. Usualmente los testigos de las formaciones no consolidadas son difíciles de recuperarlos y la velocidad crítica deberá ser determinada por tanteo y error durante las pruebas de producción. Si la velocidad crítica es relativamente baja, será necesario atacar el problema para obtener volúmenes comerciales de hidrocarburos y no arriesgar la recuperación final del yacimiento. Este método es una aproximación simple, pero a veces antieconómica, ya que tal vez se pueda obtener una mayor producción reduciendo la producción del fluido y la caída de presión cerca de la pared del pozo, lo cual se logra con una mayor densidad de baleos y con cargas de diámetro mayor. Además el uso de fluidos de terminación limpios, que no dañen a la formación, disminuirá la caída de presión en el pozo. Para el control de arena en formaciones no consolidadas existen dos métodos de acuerdo a sus principios de proceso y aplicación: Mecánicos y Químicos.

6.2.

CONTROL DE ARENAS POR MÉTODOS MECÁNICOS.-

Estos métodos de control de arena usan una instalación de filtros mecánicos tales como:

 Filtros tubulares: ranurados, perforados, etc.  Filtros preempacados de arena o cáscara de nuez.  Empaques de grava o alta presión  Baleo tipo filtro (Perforaciones de diámetro pequeño)

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6.3.

CONTROL

DE

ARENAS

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POR

|MÉTODOS

QUÍMICOS

(CONSOLIDACIÓN).Los métodos químicos consisten en la inyección dentro de la formación de resinas que ligan los granos de arena entre si, pero dejan abiertos los poros. Una vez fraguada la resina sirve para consolidar los granos de arena y para aumentar la resistencia a la compresión o al aplastamiento de los mismos, ya que se forma una especie de almohadilla plástica en los puntos de contacto de manera tal que las tensiones se distribuyen sobre un área mayor. El resultado es que los granos de arena son capaces de soportar mayores esfuerzos resultantes de la declinación del reservorio o de un incremento en el caudal de producción. Los tipos de resinas o plásticos más comúnmente usados son los epóxidos, furanos, furanos - fenólicos y los formaldehídos de fenol. Los sistemas de consolidación química pueden ser los siguientes: Consolidación de la arena de formación " insitu" mediante plásticos o resinas sintéticas. Consolidación de arena con cáscara de nuez seleccionada e inyectada dentro del yacimiento. Consolidación de la arena por oxidación "insitu" del petróleo pasado de la formación o inyectando al reservorio.

6.4.

CONTROL DE ARENA POR MÉTODOS COMBINADOS.-

En este sistema se realizan simultáneamente, tanto el empaque de grava como la consolidación química, a los cuales se los conoce con frecuencia como empaques consolidados. El sistema es una lechada consistente de un fluido de transporte, UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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resina, agente de acoplamiento y arena de empaque. Una variación de este método consiste en una arena precubierta parcialmente con resina fenólica, la cual puede colocarse igual que la grava y activada térmicamente en el lugar mismo de trabajo. La grava revestida con resina se coloca en el pozo y en los baleos, una vez que la resina se seca forma una malla sintética, permeable y fuerte. El éxito del tipo de tratamiento depende mucho de la ubicación uniforme de la mezcla y por lo general, se lo limita a intervalos de menos de veinte pies de espesor, debido a que se incrementan las dificultades en el tratamiento de intervalos grandes.

7. DISEÑO DE PROGRAMA DE CONTROL DE ARENAS.La preparación de un pozo para efectuar un tratamiento de control de arenas involucra varios aspectos, algunos de ellos son específicos para un pozo en particular y otros son comunes para todos. Las condiciones detalladas a continuación son algunas que deberán tomarse en cuenta antes de iniciar cualquier procedimiento, y si se las considera cuidadosamente pueden contribuir al éxito del control de arena.

8. LIMPIEZA DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN.La limpieza de la tubería de producción es muy importante en un trabajo de control de arena, idealmente se deberá trabajar con una tubería recubierta interiormente por una sustancia plástica a fin de prevenir la inyección de óxidos o incrustaciones dentro de la formación. 9. CALIDAD DEL CEMENTO.En todo trabajo de control de arena es necesario asegurarse de que exista un buen aislamiento en la zona a ser tratada, tanto entre el cemento y la cañería de UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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revestimiento, como entre el cemento y formación, por lo cual se deberá tener siempre un registro de cementación. Si existiera alguna indicación de mala adherencia se deberá efectuar una cementación forzada por encima y por debajo de la zona de interés antes de balear para efectuar el control respectivo de la producción de arenas. 10. DENSIDAD DE LOS BALEOS.La velocidad del fluido de formación crea fricción en los baleos y arrastrará dentro del pozo las partículas no consolidadas. La caída de presión dentro de los baleos pueden ser excesiva, aún en el caso de que estén llenos de arena de alta permeabilidad, por esta situación se vio que una mayor densidad de baleos disminuye la caída de presión a través de los túneles de los mismos. Disminuye al mismo tiempo la velocidad del fluido con lo que se alarga la vida del pozo. Otra ventaja de una alta densidad de baleos es que la posibilidad de inyectar todo el fluido de tratamiento sin peligro de exceder la presión de fractura es mayor. 10.1. LIMPIEZA DE LOS BALEOS. Debido a la gran velocidad de la bala (jet) que penetra hasta la formación y a la fuerza física que representa, empuja los metales compactando el área cercana al túnel de baleo, quedando este con restos de roca pulverizados, producto de la explosión, residuos de la cañería de revestimiento y del cemento. Estimaciones basadas en cálculos de flujo muestran que una zona compactada puede reducir la eficiencia de flujo en un 25% a 75%. Para remover este daño y restaurar la permeabilidad alrededor del baleo, lo ideal es una pequeña acidificación, pero antes de cualquier operación se debe eliminar la basura que quedará de los baleos y para ello se emplean los siguientes métodos:

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Poner el pozo en producción para limpiar los baleos. Este procedimiento no es muy efectivo resultando a veces en arenamientos y pérdidas de tiempo, además no se tiene la certeza si se limpian todos los baleos. Reducir la presión hidrostática antes de balear, de tal modo que en el momento en que la carga atraviesa la cañería de revestimiento y el cemento de la formación, fluya inmediatamente removiendo toda la basura generada. Esto es más efectivo que poner el pozo en producción y no se requieren más de 500 [psi] de presión diferencial a favor de la formación. Surgencia instantánea, la cual se basa en exponer momentáneamente la formación a la presión atmosférica. Este proceso corto e inmediatamente controlado limpiará toda la basura de los baleos. La técnica consiste en bajar una tubería con dos válvulas que mantienen una cámara de aire entre si, y un aislador (packer), el volumen de aire deberá ser por lo menos de un galón por orificio. El mecanismo de apertura de la válvula de fondo, con lo cual el baleo queda expuesto momentáneamente a la presión atmosférica, se logra anclando el packer y aplicando presión en el espacio anular ya que la válvula superior permanece cerrada. El método más efectivo para eliminar la basura y la arena de los orificios y detrás de la cañería de revestimiento, es el lavado de los baleos. Esta operación se lleva a cabo bajando una herramienta lavadora hasta el fondo de pozo donde se prueba el aislamiento de las copas de goma entre la cañería de revestimiento. Luego se levanta simplemente la herramienta hasta el orificio más profundo y se bombea con las bombas del equipo hacia abajo por la sarta de tubería, por los orificios y la arena, la basura recolectada subirá por los orificios superiores hasta la superficie. En base a los resultados de aplicación en otros campos se recomienda bombear uno o dos barriles por minuto de tres o cuatro minutos, sin excederse de los 1000 [psi] de presión cuando se haya establecido la circulación.

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11. CALIDAD DE LOS FLUIDOS DE TERMINACIÓN. El diseño de los fluidos de terminación para pozos con problemas potenciales de arena, es extremadamente importante debido a la necesidad crítica de estabilizar el pozo y prevenir la formación de cavernas, el desmoronamiento de formaciones no consolidadas y prevenir el daño permanente de la permeabilidad por el taponamiento de partículas y arcillas. Otra función importante de un buen diseño de fluido de terminación es el de transportar los sedimentos hacia la superficie y evitar la corrosión de la herramienta de intervención.

12. ACIDIFICACIÓN. Un tratamiento ácido anterior a las operaciones de control de arena es un método recomendado para limpiar y restaurar la permeabilidad de las formaciones. Una óptima aplicación de acidificación en formaciones no consolidadas es el de inyectar la solución acida a una presión menor a la de fractura y remover el daño desde el área critica alrededor del pozo. El revoque de lodo, limo y arcilla son los materiales típicos de daño que pueden ser removidos de la formación para restaurar la productividad del pozo.

13. DEFINICIÓN DE CONTROL DE ARENAS. El control de arenas puede ser definido de manera práctica como el conjunto de operaciones que sé efectúan con el fin de controlar, valga la redundancia, la producción no uniforme de granos de material rocoso pertenecientes a la estructura

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mecánica de la formación, la cual produce efectos indeseables en la .producción (declinación de esta), en los equipos (corrosión) y en las formaciones (daño a las mismas).2 Pero bien, como reza el concepto, se debe identificar previamente dos conceptos: los sólidos que soportan la carga y las partículas sólidas finas que no forman parte de la estructura mecánica de la formación. Seguramente en una situación normal de producción de un pozo, siempre se producirán algunos finos, lo cual es beneficioso, ya que de no ser así esas pequeñas partículas terminarían por taponar los canales de flujo. La producción de estos sólidos finos no ocasiona ningún problema ostensiblemente preocupante, que valga la pena ser considerado como de gravedad; sin embargo, cuando la producción de estos sólidos finos es desmesurada también requiere atención. Entonces, cuando se habla de control de arenas, se hace referencia al control de los "sólidos que soportan la carga".

14. EN POZOS PRODUCTORES Los análisis realizados por los expertos en materia petrolera a lo largo de muchos años de investigación han revelado diversas causas posibles para el origen de problemas de arañamiento. Para efectos de estadio de dichas causas en el presente trabajo, agrupamos a estas en tres grandes conjuntos los cuales describimos a continuación:

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14.1. EFECTOS DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS Podemos establecer, sin temor a equivocación, que algunas de las causas que originan-problemas de arenamíento responden a las características de las formaciones productoras, siendo estas muy difíciles de prevenir dada la naturaleza «impredecible de la naturaleza. Cabe hacer notar, sin embargo que contándose con buenos modelos de simulación e información geológica en laboratorio, es posible hasta cierto punto predecir el comportamiento estructural de una arena productora. Entre las causas que originan flujo de sólidos correspondientes a este grupo podemos citar:

14.1.1.

FORMACIONES

DE

BAJA

CONSOLIDACIÓN

O

NO

CONSOLIDADAS

Existen formaciones que por características propias de su proceso de sedimentación a través de las distintas edades geológicas de la tierra, presentan un grado de consolidación muy bajo. Puede haber formaciones de tan baja consolidación que se consideran estar en un estado fluido. Cualquier intento para producir fluidos de este tipo de formaciones puede resultar en producción de grandes cantidades de arena juntamente con los fluidos producidos.

14.1.2.

IRRUPCIÓN DE PRODUCCIÓN DE AGUA

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Los materiales cementantes de algunas formaciones son los minerales arcillosos y finos, los cuales pueden ser seriamente afectados por el agua. Cuando se inicia la producción de agua, los enlaces son debilitados o destrozados y la formación puede producir arena.

14.1.3.

AGOTAMIENTO DEL RESERVORIO

El estudio efe algunos casos reales ha demostrado que la presión del reservorio ayuda a soportar el peso de los estratos suprayacentes. Ante el agotamiento del reservorio, la reducción de la presión del reservorio. puede causar que dichos estratos aplasten la formación pobremente consolidada y .ocasionen serios daños a la cañería de revestimiento, así como deslizamiento de sólidos y el consiguiente flujo de arena. Esta causa, sin embargo, no solo compete a la naturaleza de las formaciones, sino también a prácticas inadecuadas en la producción de los campos.Aquí en nuestro país se dio un caso documentado: "En la década de los años 30, los ejecutivos de la Standard Oil, que por entonces explotaba el campo Camirí, al darse cuenta de la inminente, terminación política ole las concesiones de las cuates gozaban, ordenan a sus ingeníelos que abran la máximo las llaves de los árboles de producción, ocasionando una subida descontrolada del caudal de producción y el consecuente daño a la arena productora. Esta operación acarreo muchas operaciones de control de areno para el reacondicionamiento de los pozos

15. EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN Otro grupo de causas para el flujo de sólidos de la formación corresponde a las inadecuadas operaciones de producción en los pozos de los campos. El hecho de no contar con la suficiente información para la elaboración de planes racionales de UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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producción, o la mala planificación de la producción, incide directamente en las características mecánicas de la formación productora, pudiéndose dar el consiguiente flujo de arena, originando problemas de arenamiento en los pozos. Las.causas correspondientes a este grupo son responsabilidad exclusiva del personal encargado de la producción del campo, así que la incidencia en cualquiera de ellas es directamente un error humano. Podemos citar las siguientes causas:

Altos caudales de producción Si los caudales de producción son muy elevados, se corre el riesgo de que algunos pozos produzcan arena de formación indeseable; dado que como se expone en el punto 2 del presente trabajo, se llegará a tener un caudal crítico que puede producir el arrastre de los sólidos de la formación. Estos pozos producirán arena libre si la producción es restringida. Por muchos años la restricción de la producción fue un primer intento para el control de arena.

15.2. Incremento de la relación agua-petróleo (RAP) Generalmente para mantener la máxima producción de hidrocarburos se incrementa la producción de agua, en consecuencia, existe un incremento en la producción total del fluido. Este incremento en el caudal de producción produce esfuerzos sobre las formaciones débilmente consolidadas y puede exceder la capacidad de tensión de los materiales cementantes que se encuentran ligando la arenisca, liberando a los granos de la formación, y así pudiendo estos fluir.

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16. EFECTOS DE LA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS Los procesos de Perforación y Terminación de Pozos pueden también incidir en futuros problemas de arenamiento que dichos pozos vayan.a presentar. Estas causas corresponden también a errores humanos, pero tienen un atenuante: la falta de datos reales de producción del campo. Sin embargo, se debe insistir, con un adecuado manejo de las herramientas y una buena planificación estos problemas pueden ser evitados. Entre las causas que originan flujo de sólidos correspondientes a este grupo podemos citar

16.1. Efectos de los Fluidos de Perforación Los fluidos de perforación convencionales, son a menudo utilizados como . fluidos de terminación por razones económicas. Sin embargo, en la mayor parte de los casos, estos resultan inadecuados por sus propiedades. En algunas formaciones, los fluidos de perforación convencionales "lavan" ios materiales cementantes de la formación productora, ocasionando el deslizamiento de sólidos, cuando no el taponamiento de la formación. Otro factor a ser tomado en cuenta en este punto es la presión que se ejerce con el fluido de perforación o de terminación sobre la arena productora. Esta presión, si es muy elevada3, puede filtrarse en Ja formación, lavando los sólidos, taponando los espacios interporales o incluso llegando a fracturarla.

16.2. Prácticas inadecuadas de terminación El abuso del ácido para la estimulación, puede remover la pequeña cantidad dei material enlazante calcáreo en ciertas formaciones débilmente consolidadas y UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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puede resultar en producción de arena. En algunos casos, la limpieza de un pozo demasiado difícil o tratar de llevar al pozo a la altura de la capacidad de producción deseada muy rápidamente, puede causar esfuerzos excesivos ejercidos sobre las formaciones pobremente consolidadas. Las prácticas de terminación de pozos tales que éstos puedan causar producciones prematuras de arena, permitirán la producción de arena libre en dichos pozos por años.

17. PROBLEMAS QUE LAS ARENAS CAUSAN EN LAS INSTALACIONES DE POZO. El flujo de la arena que forma parte de la estructura mecánica de las formaciones, y su posterior migración junto al gas y al petróleo, genera un número de problemas potencialmente peligrosos y caros, por lo tanto si la producción de arena no es controlada, causará una serie de inconvenientes.

Entre los problemas principales que causa el flujo de arena tenemos:

17.1. EFECTO EN LA CAPACIDAD PRODUCTIVA La producción se ve interrumpida debido a arenamientos en la cañería de revestimiento, tubería de producción o líneas de superficie, produciéndose una decantación seleccionada de acuerdo a los diferentes tamaños de los granos de arena, dentro de las diferentes columnas (Ley de Stokes)4, con el consiguiente peligro de taponarla a tal extremo que la operación y producción se tornen antieconómicas.

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18. DAÑOS EN LA INSTALACIÓN DE PRODUCCIÓN De manera general podemos decir que la presencia de arenas que fluyen por los componentes de la instalación de producción, ya sean estos superficiales o subsuperficiales, dañan sobremanera a los mismos, principalmente por efectos de la corrosión que su flujo origina, aunque también existe otro tipo de daño que merece ser citado por separado: el daño al casing o cañería de revestimiento, al cual nos referimos como primer punto dentro de los problemas causados a la instalación de producción. De esa manera tenemos lo siguiente:

18.1. Daños en las instalaciones Superficiales y Sub-superficiales Desgaste o erosión del arreglo de fondo, líneas superficiales, válvulas y entranguladores que puede dar lugar a la pérdida de tiempo y pérdidas de caudal de petróleo. Casi todos los equipos de producción tanto de superficie como de fondo están expuestos a la abrasión y la erosión causada por la arena, Él cambio de las partes que van dentro del pozo normalmente involucra costosas reparaciones y a menudo se debe cambiar la sarta de producción completa. Entiéndase: cambio de filtros, válvulas, tubing, etc. En algunos casos, el poder abrasivo de la arena es tan enérgico que bajo ciertas condiciones de flujo es capaz de perforar los aceros más resistentes. Este aspecto es muy importante considerarlo en terminaciones múltiples, donde existe una o más líneas de producción frente a ios niveles de producción superiores.

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Para solucionar este problema se ha tratado de ubicar protectores de diversos materiales frente a las zonas de flujo correspondientes a los niveles superiores productores de arena. Entre los materiales utilizados se tienen: aleaciones duras, grafito, plásticos, cerámica y compuestos de goma sintética. Estos materiales tienen diverso grado de resistencia a la abrasión, pero en las pruebas de laboratorio y la experiencia de campo han demostrado que ninguno es realmente efectivo cuando la abrasión es muy severa. Deterioro y Erosión de los equipos: a) Equipo de fondo.

b) Equipo superficial.

Juntas.

- Estranguladores.

Equipo de inyección de gas.

- Conexiones.

Válvulas de control.

- Reducciones.

Bombas de profundidad.

- Válvulas.

Válvulas de seguridad.

- Sistemas de medición.

Otros. .

- Cabezal de pozo.

18.2. Daño a la cañería de revestimiento Se puede dar un severo daño o colapso de la cañería de revestimiento (con eventual pérdida del pozo) debido al cambio de las fuerzas que actúan sobre la formación no consolidada. La cañería de revestimiento o casing se encuentra estructuralmeníe debilitada por la presencia de los baleos en su seno. Además es esta misma zona la que está expuesta a la formación, con lo cual se tendrán dos esfuerzos que coinciden y que se suman uno al otro.

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La progresión de sucesos de índole estructural en las formaciones, que se origina por el flujo de arena, hace que la sobrecarga litostática actúe directamente sobre la formación productora, deformándose esta y los estratos suprayacentes, sometiendo a! casing a esfuerzos axiales 19. PROBLEMAS EN LA PERFORACIÓN OFFSHORE En perforación marina, la producción de arena representa un problema grave, especialmente porque se debe separar anfss cíe bombear el petróleo a la costa para evitar arañamientos de las lineas. Por otro lado, la arena debe estar libre de petróleo antes de dejarla caer al mar para no contaminar el medio ambiente. Una producción dentro de los límites económicos aceptables más la necesidad actual de extraer petróleo al mayor caudal posible, han hecho enfatizar fa importancia de un sistema de control de: arenas durables y que no cause deterioro a la permeabilidad de la formación 20. COLAPSO Y ROTURA DEL CASING

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A medida que se producen fluidos de un reservorio, la presión del mismo disminuye, ya medida qué falte fluido el peso de la carga (overburden) se transmitirá progresivamente a los "sólidos que soportan la carga" dentro de la formación. Esto a su vez creara una tendencia a la destrucción de la adherencia éntrelos granos de arena y el pozo comenzara producirla El efecto asociado de la declinación y del asentamiento del peso de las rocas podrá ocasionarla deformación o la rotura de la cañería de revestimiento, éste efecto se lo puede observar en la

21. MÉTODOS DE DETECCIÓN DE PROBLEMAS DE ARENAMIENTO Tal como se definieron en los puntos anteriores las causas probables que originan problemas de avenamiento, y los distintos daños y/o problemas que el arenamiento puede causar; se hace necesario antes de analizar los métodos de solución, un breve resumen de los métodos más usuales a los que se recurre para la identificación de problemas de arenamiento. Estos métodos de idenfíicación son:

22. HISTORIA DE LA PRODUCCIÓN El principal método de detección, el mas seguro y el más barato es el de conocer el historial de producción del pozo. La importancia de este dato se manifiesta especialmente en lo referente a la cantidad total de arena producida antes de la intervención; es importante considerar este aspecto, ya que existen limitaciones en la aplicación de ciertos sistemas de control de arena cuando los volúmenes producidos de este material son excesivos.

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23. ANÁLISIS DEMUESTRAS DE FORMACIÓN Otro método muy importante para la detección de problemas de arenas es mediante el análisis de muestras de formación, el cual depende del tipo y clase déla muestra. Dependiendo de la clase de muestra que se obtenga de la formación, se tienen tos siguientes análisis: 23.1. Arena suelta de la Formación Es la arena producida por le pozo conjuntamente con los Huidos de la formación no consolidada. Es la muestra más representativa de ia arenisca suelta. A objeto de obtener la calidad y selección reales de la arena estudiada, será necesario conseguir una mezcla de la arena producida por la formación recuperada en superficie, y otra muestra de la arena del mismo origen pero que permanece depositada en el fondo del agujero (50 % en peso de cada una). Esta modalidad se adopta por los siguientes motivos: Los granos más grandes tienden a depositarse en el fondo del pozo, en cambio, los más pequeños, salen a la superficie conjuntamente con el gas y/o petróleo 23.2. 24. Testigos Pueden ser de dos tipos, los núcleos centrales obtenidos por una corona saca testigos, y las muestras de pared extraídas por un sistema combinado de cable y electricidad. Generalmente se recurre con más frecuencia al primer tipo de testigo mencionado por no estar susceptible a la alteración por parte de los fluidos de perforación como ocurre con las muestras de pared.

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24. MÉTODOS DE ANÁLISIS CUANTITATIVO Y CUALITATIVO Se puede citar el método de medición de tamaño de grano o granulometría: 24.1. Análisis Granulométrico Sirve para investigar y cuantifícar la distribución porcentual (en peso) de los diferentes tamaños de los granos de arena (curva de frecuencia) y además, graficar la curva de porcentaje de peso acumulado en los tamices vs. la abertura de la malla (curva acumulada). La primera gráfica, sirve para determinar la calidad de la arena estudiada referente al tamaño del grano predominante (arena de grano, grueso, mediano, fino, muy fino, etc.) en base a la escala de Wentworth6, además la determinación cuantitativa de los parámetros estadísticos Skewnes y Kurtosis. La segunda curva, la más importante, se la emplea para averiguar el tamaño de la arena de empaque, o la abertura de las ranuras y agujeros de los filtros a instalarse. El objetivo de este tipo de análisis, es determinar cualitativamente y cuantitativamente, la presencia de arcillas (clays) e incluso individualizarlas (montmorrillonita, iluta, caolinita, cloríta, etc.). En realidad, el fin específico que se persigue, es mencionar los porcentajes de arcilla hinchable y no hinchable presentes en la arena analizada. La aplicación práctica de los resultados obtenidos por la difracción de Rayos X, es sobre la operabilidad eficiente de los distintos sistemas convencionales de consolidación para el control de arena en formaciones no consolidadas. Esta conclusión estará entonces dada por las limitaciones del contenido de arcilla de la roca reservona para cada una de las técnicas desarrolladas actualmente. Los problemas más comunes que se presentan al consolidarse formaciones con alto contenido de arcillas son:

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Taponamiento de la formación por ei contacto de la arcilla con el agua u otros fluidos afines, resultando en una pérdida parcial o total, según el caso, de la permeabilidad original del yacimiento. Disminución apreciable del esfuerzo de compresión de la formación consolidada por el encogimiento de algunos tipos de arcilla presente en más de un 5% por peso. 25. MÉTODOS Y TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA Persiguiendo el fin de prevenir o reducir la invasión de los granos de arena de la formación al fondo de pozo y su consiguiente flujo a superficie junto con los fluidos de formación, los expertos de la Industria Petrolera han desarrollado varios métodos para el Control de Arenas. Para propósitos didácticos, en el presente trabajo se agrupa dichos métodos de Control-de Arenas. En cuatro grupos que serán analizados a continuación: 25.1. CONTROL DE ARENA POR REDUCCIÓN DEL CAUDAL DE PRODUCCIÓN En algunos casos se evita la producción de arena reduciendo simplemente el caudal de producción por debajo del caudal crítico, con lo cual los fluidos se mueven a una velocidad lo suficientemente baja como para desalojar las partículas. Esto es una aproximación simple pero a veces resulta antieconómica, ya que tal vez se pueda obtener una mayor producción reduciendo la velocidad del fluido y la caída de presión cerca de la pared del pozo, lo cual se logra con una mayor densidad de baleos y con cargas7 de diámetro mayor. Además el uso de fluidos de terminación limpios, que no dañen a la formación, disminuirán la caída de presión en el pozo. Un ejemplo de esta técnica sería reducir el diámetro de los estranguladores o chokes, los cuales van instalados en el Árbol de Navidad. Sin embargo, es necesario resaltar que esta medida va en desmedro del caudal de producción, el cual, dadas las condiciones económicas, debe ser el máximo posible. UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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25.2. CONTROL DE ARENA POR MÉTODOS MECÁNICOS Estos. métodos de control de arena usan una instalación de filtros mecánicos tales como: Tuberías ranuradas, perforadas, envueltas en alambre, etc. Perforaciones tipo filtro (perforaciones de diámetro pequeño). Filtros preempacados de arena o cascara de nuez. 25.2.1.

Empaques de grava.

Este último es uno de los métodos más antiguos y más sencillos de control de arena y tiene una amplia aplicación tanto en tierra como en el mar. La técnica (explicada grosso modo) consiste en ubicar grava que contenga a la arena de formación y filtros que retengan a su vez la grava. Los factores críticos en el diseño de un empaque de grava son la selección del tamaño de la misma, la selección de los filtros y ía técnica de colocación de la grava. Esta última puede ser de alta densidad, en la cual se circula una lechada de arena alrededor de los filtros. Este sistema se lo conoce como el empaque de grava convencional. El empaque de grava puede ser interno (inside) o extemo (outside). Cuando se habla de empaque externo se refiere a un intento deliberado de ubicar la grava fuera de la cañería de revestimiento, contra la formación, en tanto que se llama empaque interno a aquél en el que la grava se coloca entre la cañería de revestimiento y el filtro. Los mejores empaques son los combinados, externo-interno, ya ,que proporcionan la mejor posibilidad de empacar con grava los túneles de los baleos, que es donde se produce la mayor caída de presión. Si esos túneles quedaran con arena de formación (más fina) la productividad sería menor. El empaque de grava puede efectuarse en pozo entubado como en pozo abierto, este último se lo realiza cuando la producción de un pozo es muy elevada o en pozos inyectores. En este UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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caso para no tener que representar los baleos se baja el casing hasta un poco más arriba de la formación y se lo cementa. Luego se perfora y se ensancha frente a la zona productora y se baja la instalación final. Estos empaques por lo general llevan más grava y los filtros son también más largos que los comunes, pero el método aplicado será similar a los pozos entubados. Una alternativa de este método se tiene, cuando el pozo tiene revestimiento y se lo corta frente a la zona de interés. 25.2.2.

Métodos De Empaque De Grava

Existen por lo menos cuatro métodos para llevar a cabo un empaque de grava interno, y todos ellos pueden ser precedidos de un preempaque o empaque extemo. El tamaño de la grava tanto del empaque como del preempaque por lo general es el mismo, es decir que ambas operaciones pueden hacerse como si se tratase de una sola. Los cuatro métodos son: -

Lavado.

-

Circulación inversa.

-

Herramienta de entrecruzaniento (crossover).

-

Herramienta de agarre (clutch joint).

El método de lavado consiste en bajar un filtro dentro de un revestimiento que ya ha sido previamente llenado con arena. Se va circulando por directa y la arena se afloja permitiendo que el filtro baje; una vez posicionado se detiene el bombeo y se deja decantar la arena alrededor del foso. Se fija luego un packer que aisla la parte superior del filtro y por ultimo se baja la instalación final con otro packer que asienta por encima del packer del filtro. La mayor ventaja es la facilidad operativa, pero presenta el inconveniente de que se afloja el empaque y la posibilidad de agregación de los granos de grava. UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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25.3. CONTROL DE ARENAS POR MÉTODOS QUÍMICOS Estos métodos consisten

en la inyección dentro de la formación de resinas que

ligan los granos de arena entre si, pero dejar abiertos los poros. Una vez fraguada la resina sirve para consolidar los granos de arena y para aumentar la resistencia a la compresión o al aplastamiento de los mismos, ya que se forma una especie de almohadilla elastica en los puntos de contacto de manera tal que las tensiones se distribuyen sobre un área mayor. El resultado es que los granos de arena son capaces de soportar mayores esfuerzos resultantes de la declinación del reservorios o de un incremento, en el caudal de producción. Los tipos de resinas o plásticos más comúnmente usados son los epóxidos, furanos, furanos-fenólicos y los formaldehidos de fenol. Los sistemas de consolidación química pueden ser del tipo: Consolidación de la arena de formación "in situ", mediante plástico o resina sintética. Consolidación

de

arena

o

cascara

de

nuez seleccionada e inyectada

dentro del yacimiento. Consolidación

de

la

arena

por oxidación "in situ" del petróleo pesado de la

formación o inyectado al reservorio. 25.4. CONTROL DE ARENA POR MÉTODOS COMBINADOS En este sistema se realizan simultáneamente, tanto el empaque de grava, como la consolidación química, á los cuales se los conoce con frecuencia como empaques consolidados. E! sistema usa una lechada (slurry) consistente de un fluido de transporte, resina, agente de acoplamiento y arena de empaque. La mezcla se la efectúa en superficie, donde la arena de empaque es cubierta con plástico.

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La arena así cubierta es bombeada a través de las perforaciones donde los plásticos actúan sobre las arenas de empaque. Una variación de este método consiste en una arena precubierta parcialmente con resina fenólica, la cual puede colocarse igual que la grava y activada térmicamente en el lugar mismo de trabajo.La grava revestida con resina se coloca en el pozo y en los baleos, una vez que la resina se seca forma una malla sintética, permeable y fuerte. El éxito del tipo de tratamiento depende mucho de la ubicación uniforme de la mezcla y por lo general, se lo limita a intervalos de menos de veinte pies de espesor, debido a que se incrementan las dificultades en el tratamiento de intervalos grandes. Es además necesario acotar que los métodos de Control de Arenas se han convertido en operaciones casi de rutina que son necesarias en la mayoría de los campos productores. En la figura de la página siguiente se ve con claridad cuan importante es la influencia del tratamiento de arenas en la producción de los campos, sin tener en cuanta los otros problemas (ya estudiados) que la falta de Control de Arenas puede acarrear. Un último apunto técnico-comercial que se debe hacer notar por su importancia es que las formaciones a tratar deberán tener una capacidad inicial de flujo por encima del mínimo comercial rentable para permitir alguna pérdida de productividad ocasionada por la migración de partículas de arcilla o sedimentos. La experiencia ha demostrado que los trabajos de control de arenas deben hacerse antes de que el reservorio se haya visto afectado por la producción.

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26. PROGRAMAS DE CONTROL DE ARENAS El primer paso en el diseño de un trabajo de control de arenas es determinar que método va a usarse en el pozo. Los cuatro métodos que fueron objeto de análisis en este trabajo y que son los más comunes son: filtros, empaques, consolidaciones y SandLock. Sin importar cual sea el método elegido, todo tratamiento debe estra debidamente preparado y diseñado para lograr un control de Arenas efectivo, sin pérdida ostensible de productividad. Cada vez que en algún pozo se presenten problemas de avenamiento, se debe tener en cuenta todos los métodos de Control de Arenas. Para la elección del método final se -tendrán en cuenta los siguientes factores determinantes: 26.1. Granulometría Los granos de arena grandes son difícilmente consolidados por resinas pero se los controla fácilmente con un filtro o un empaque, mientras que los granos pequeños aceptan mejor un tratamiento a base de resinas. 26.2. Contenido de arcillas y sedimentos Se ha encontrado que las formaciones cuyo contenido arcilloso es mayor del 75 % son difíciles de controlar. 26.3. Longitud del intervalo Las zonas de menos de 6 pies, por lo general responden bien a las combinaciones con resinas, mientras que en los que tienen mas de diez pies, la posibilidad de éxito se reduce. En cambio la longitud de intervalo no reduce mucho la efectividad de los filtros o de los empa ques de grava.

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La uniformidad y homogeneidad de los intervalos punzados determinan si los líquidos pueden ser distribuidos uniformemente; podrá tolerarse alguna variación de los mismos, pero si se presentan grandes diferencias, la consolidación tendrá muy poca chance de quedar bien. 27. Condiciones mecánicas Un pozo que ya hubiera sido terminado sin control de arenas, requiere que antes que se realice un empaque, sacar la instalación final; esto involucra un equipo de terminación, mientras que la consolidación puede hacerse sin necesidad de tubings. Esto es muy importante en operaciones OFFSHORE.

CONTROL DE PARAFINAS INTRODUCCIÓN. El proceso de producción de hidrocarburos (líquidos y gaseosos) es un fenómeno de flujo de fluidos de la función o arenisca productora a la superficie. Durante la producción de petróleo de base parafinica en forma particular, se presentan una serie de problemas debido a la formación de residuos cerosos comúnmente llamados parafinas que tienden a disminuir la producción o incluso a detenerla totalmente. El termino "PARAFINA" es aplicado en los campos petroleros para identificar el problema referido a la deposición de materiales carboníferos, formados por fracciones orgánicas pesadas contenidas en el petróleo crudo, las cuales pueden precipitar formando lodos, masas o depósitos, en los que también pueden encontrarse resinas, compuestos asfálticos y materia inorgánica. La formación de residuos cerosos mas propiamente llamada "DEPOSICIÓN DE PARFINAS" ocurre bajo determinadas condiciones como resultado de los cambios UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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de Temperatura y Presión fundamentalmente, los cuales alteran el equilibrio del fluido cuando este asciende desde la arena productora hasta la superficie, además influyen en la deposición factores como la rugosidad de las superficies en contacto con el petróleo y la presencia de materias extrañas como sedimentos, sales y otras. Los problemas originados por la deposición de parafmas presentan particularidades de acuerdo al sistema de producción empleado, la deposición de parafinas ocasiona problemas tales como la disminución en el rendimiento del equipo, instrumentos y otros accesorios utilizados en el proceso de producción, obstrucción del flujo a través de tuberías y cañerías, incremento en la posibilidad de fallas mecánicas u otros. Desafortunadamente las parafinas son químicamente inherentes y no reaccionan bajo las condiciones a las cuales se encuentran en los campos petroleros, razón por la cual los límites de tratamientos están restringidos a optar por el cambio físico. Estos problemas pueden controlarse aplicando métodos que permitan evitar la deposición o remoción de los depósitos, estos métodos pueden clasificarse en cuatro grandes grupos: . Mecánicos Térmicos Químicos Combinados Ei conocimiento del sistema al cual se aplican los métodos de control de la deposición es fundamental y puede ser complementado con un adecuado programa de tratamiento, una sistemática evaluación de los resultados obtenidos y otras características significativas.

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ORIGEN Y COMPOSICION QUIMICA. Los petróleos crudos extraídos de diferentes campos petrolíferos e incluso aquellos que son extraídos de distintas profundidades en un mismo campo, presentan una serie de características que permiten su identificación y clasificación. El carbono tiene la propiedad de unirse consigo mismo, dando lugar a la formación de hidrocarburos sucesivos llamados superiores, er» los cuales siempre se lleva acabo la saturación de sus valencias residuales por H2. Dada la amplía variación en la composición química y las propiedades físicas de los crudos, se la puede enmarcar dentro de los siguientes valores: Carbono

84-87%

H2

11-14%

S

0- 3%

02

0- 3%

N2

0- i%

Los hidrocarburos presentes en el petróleo crudo corresponden a las siguientes series: i PARAFINICA.- En esta serie están comprendidos los hidrocarburos saturado de cadena normal, que responden a la formula general Cn H2n-r2 son componentes relativamente estables, insoluoles n agua, los mas ligeros son solubles en alcohol y éter. Es la serie predominante en los petróleos. ii OLEFINAS.- Los miembros de esta serie son también conocidos con el nombre de clilcnos son compuestos no saturados (presentan doble ligadura entre los carbonos), su formula general es Cn H2n son capaces de admitir mas H2 o UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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combinarse con otros elementos. Las olefinas son prácticamente insolublcs cn agua pero solubles en alcohol. iii. NAFTENICA.- También llamados ciclo parafmas que comprenden a los hidrocarburos saturados que forman anillos cíclicos, su formula general es Cn H2n. Es la segunda serie abundante cn los petróleos. i v AROMÁTICA.- Corresponden los hidrocarburos cíclicos, su anillo carbónico es estable, es una serie químicamente activa, pero los petróleos contienen pocas cantidades de ellos, tales como benceno y tolueno. El petróleo crudo esta conformado por una mezcla de hidrocarburos, de acuerdo a la serie predominante de sus componentes, pueden clasificarse de la siguiente manera: Petróleo de base parafinica.- Compuesto principalmente por hidrocarburos parafinicos. Petróleo de base asfáltica.- Compuesto por hidrocarburos de la serie naflcnica. Petróleo de base mixta.- Es aquel que contiene hidrocarburos parafinicos como naftenicos. Los hidrocarburos parafínicas y/o asfálticos que contiene el crudo petróleo, pueden presentar problemas con la producción y el transporte, los cuales se clasifican en 3 clases: Crudos que contienen concentraciones relativamente bajas de hidrocarburos compuestos por un elevado número de carbones, los cuales tienen baja viscosidad a condiciones de reservorio y ocasionan la deposición de parafíhas debido al enfriamiento del petróleo.

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Crudos que contienen alta concentración de hidrocarburos parafinicos, cuya producción y transporte es dificultosa a menos que sean diluidos químicamente o se los caliente. Crudos que contienen alta concentración de hidrocarburos asfálticos, cuya producción y transporte es dificultosa. CAUSAS DE LA PRODUCCION DE ARENA 1. considerando el control de arena, o control de solidos de formacion, uno tiene que diferenciar entre arena solida y particulas finas ( finos) que no son considerados usualmente como una parte de la estructura mecanica de la formacion. algunos finos son probablemente producidos siempre con los fluidos del pozo, lo cual, de hecho, es beneficioso. si los finos se mueven libremente a traves del empaque con grava, ellos no taponaran este.

2. nuestro esfuerzo debe concentrarse en el control de las partes solidas de la formacion. flujo de fluidos. el mayor esfuerzo que tiende a causar produccion de arena usualmente resulta del flujo de fluidos, el cual es proporcional a la caida

de

presion

entre

el

pozo

(pwf)

y

el

yacimiento

(py).

la fuerza de arrastre impartida por el flujo de fluidos esta relacionada con el producto

de

velocidad

de

fluido

y

su

viscosidad.

3. factores geologicos y geograficos.

la produccion de arena ha sido xperimentada en casi todas las areas en el mundo donde ocurre produccion de petroleo y/o gas de yacimientos de areniscas. la produccion de arena es mas comun en yacimientos de arenas de edad terciaria. porque estos yacimientos son geologicamente jovenes y usualmente

estan

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localizados

a

profundidades

someras.

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4. tasa de produccion.

cuando los fluidos son producidos de yacimientos de areniscas, esfuerzos son impuestos sobre los granos de arena que tienden a moverse a lo largo del pozo con los fluidos producidos. estos esfuerzos son causados por diferentes presiones en la formacion, fuerzas de friccion del fluido, y el peso de los estratos superpuestos. cuando la suma de estos esfuerzos exceden el de

la

formacion

la

arena

sera

producida.

consolidacion

natural.

opuesto a las fuerzas de los fluidos son las fuerzas de restriccion que actuan para mantener los granos en sitio. estas fuerzas se levantan esde los cuerpos intergranulares (consolidacion natural), friccion intergranular, fuerzas de gravedad, y fuerzas capilares. la presion interna de los poros (presión del yacimiento) ayuda a soportar el peso de los estratos superpuestos y de esta manera

a

prevenir

la

produccion

de

arena.

flujo multifasico. en muchos casos, la produccion de arena se incrementa sustancialmente cuando los pozos comienzan a producir agua o gas con petroleo. algunas teorias que pueden explicar este comportamiento las mencionamos a continuacion:

1.- el agua producida puede disolver parte del material cementante y la arena es producida.

2.- el cambio en la saturacion de agua reduce la presion capilar (tensión interfacial) al punto que los granos de arena no se mantengan juntos por esas fuerzas, causando excesiva produccion de arena.

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3.- cuando una interfase a traves de un espacio poroso, se crea un disturbio de presion. el movimiento del agua puede tambien movilizar finos y causar taponamiento

de

los

poros

de

la

estructura.

• efectos termicos.- efectos termicos puden destruir los cuerpos intergranulares e influenciar en la produccion de arena. los efectos de altas temperaturas asociados con la inyeccion de vapor en proyectos de recuperacion de crudos pesados han demostrado que muchos pozos experimentan una alta produccion de arena.

El control de arena sin filtros para engravado ofrece nuevas oportunidades

Los métodos de control de arena sin filtros en las terminaciones variarán erceptiblemente de área en área, de reservorio en reservorio y de pozo en pozo debido a la variabilidad de campos y a las condiciones de pozos así como a la preferencia del operador y la confianza del mismo en un método particular. El uso creciente de engravados en los pozos de alta permeabilidad que son propensos a enarenar la producción, ha hecho a algunos operadores repensar su estrategia de terminación y ha abierto nuevas oportunidades con opciones engravados más eficaces

para

el

control

de

arena.

Actualmente, se realizan la mayoría de los tratamientos del paquete usando filtros para proporcionar ayuda mecánica al paquete y prevenir flujo detrás durante la producción. Esta configuración lleva a terminados de tratamientos más convencionales para el control de la arena. La estabilidad del paquete proporcionado por los filtros es una parte necesaria de la terminación y ayuda a asegurar la productividad del pozo a largo plazo.

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Muchos operadores, sin embargo, piensan que las ventajas significativas podrían ser observadas si los tratamientos pueden ser correctos en la prevención de la producción

de

la

arena

sin

el

uso

de

filtros.

Incluyen costos bajos de terminación, producción económica de los reservorios marginales y secundarios, perforaciones reducidas y costos de la construcción con el uso de pozos pequeños, y el acceso completo a pozos para su reacondicionamiento. Potenciales Ventajas y Desventajas para que los tratamientos de engravado controlen

la

Ventajas:

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producción

de

la

arena:

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 Reducción de tiempos del equipo para operaciones.  Mayor capacidad del equipo para acceso completo a los pozos.  Terminaciones con mantenimiento.  Reduce al mínimo la pérdida de líquidos de la terminación, flexibilidad mejorada de formación.

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 Planeamiento y programación de trabajo.  Más accesibilidad a las reservas.  Costos bajos de construcción utilizando terminación de pozos.  El coste total es mas bajo comparado a la terminación convencional.  El control de la arena sin filtros para engravados es compatible con coiled tubing u operaciones snubbing (limpieza bajo presión).

Desventajas:



Mayor riesgo en la falta de terminación, dando por resultado riesgos de producción



El costo de reacondicionamiento depende de la disponibilidad del equipo y del costo de producción



Dificultad para aplicar a los intervalos largos de producción y tratamientos varios del pozo.



Por el HF pueden debilitar el paquete de propulsión consolidado y la matriz de formación.

CONTROL DE ARENA SIN FILTROS PARA ENGRAVADO

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Este método puede superar los riesgos planteados por restricciones del pozo, durante el uso del tratamiento y la producción. Las terminaciones de consolidación de resina son también relativamente de bajo costo y simples de realizarse, y, en muchos casos, se pueden instalar con una unidad coiled tubing, eliminando la necesidad de un equipo de reacondicionamiento. Las formaciones de arena con ayuda de la resina no solamente inmovilizan los materiales de la formación, pueden también aumentar la fuerza mecánica de la formación, haciendo a esta mucho menos susceptible a la falta de tensión. Esto puede crear un pozo más estable que permita la libre producción de arena por períodos

de

tiempo

más

largos.

El éxito de la producción de arena que controla con métodos curables la resina requiere que el líquido de consolidación este colocado uniformemente a través del intervalo de la producción. Esta tarea se hace más difícil, especialmente en formaciones con capas que exhiben permeabilidad variable, porque las resinas tienen generalmente viscosidades mucho más altas que otros líquidos típicos inyectados en el pozo. Mientras más largo sea el intervalo de producción más difícil es asegurarse de que todas las partes del reservorio se traten completamente.

Los sistemas de resina de baja viscosidad han diseñado para mejorar alcanzar las extremidades del reservorio con certeza y han utilizado los catalizadores externos para iniciar endurecer el líquido de consolidación, planteando la aplicación adicional para ayudar a los alcances del catalizador y que todas las partes del reservorio estén cubiertas por la resina.

ESTABILIZACION DE LA FORMACION

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Halliburton ha desarrollado un nuevo sistema de consolidación de arena en la pared del pozo que permite a los productores aprovecharse de la economía y de las capacidades de la tubería y que además ofrece un excedente significativo en cuanto a mejoras con respecto a sistemas viejos de consolidación de arena. El Sistema tiene una resina de poca viscosidad, interno-catalizada que consolida el líquido uniforme en capas con permeabilidad variable, y puede penetrar más profundo en el pozo que las resinas convencionales. Las características del líquido de la consolidación atraen a los granos finos de la formación, que pueden permitir que cubra los granos con una película fina de tratamiento. En pruebas de laboratorio, pruebas de terreno y usos comerciales iniciales, este servicio demostró la capacidad de consolidar confiablemente la arena con el contenido de la arcilla mientras que alcanza alta permeabilidad y proporciona más resistencia a la falta de tensión. El tratamiento comienza con un preflush de salmuera seguido por un preflush solvente mutuo, que ayudan a preparar la formación para el tratamiento de la consolidación y a mejorar la retención de la permeabilidad del reservorio. Después, el líquido de la consolidación se bombea en el pozo y penetra en espacios porosos de la roca y cubre las superficies de grano. Finalmente, la salmuera limpia el líquido con un chorro de agua para ayudar a asegurar la permeabilidad de la formación que no es reducida y el líquido de la consolidación de los poros, dejando una película fina en granos de la formación pero conservando una concentración en los puntos de contacto del grano. Consecuentemente, la alta fuerza de la consolidación se puede lograr a través del intervalo sin la pérdida significativa de permeabilidad en el.

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El tratamiento se puede poner con coiled tubing o a través de tubulares de producción, el sistema de consolidación de arena puede ser aplicado a los pozos nuevos, a arenas existentes produciendo intervalos, o terminar zonas existentes. Eso significa que el operador puede tener acceso a las nuevas reservas sin el costo de

un

equipo

de

workover.

La capacidad del sistema de consolidar áreas cercanas a pozos enlazando los materiales de la formación que se podrían producir de otra manera, junto con su facilidad de dirección y la flexibilidad de la colocación, marca una opción excelente para las zonas de problema tales como formaciones que comienzan a producir la arena después de un período inicial de producción, o para iniciar la producción de intervalos

detrás

de

la

tubería.

METODO FRACTURADO Y ESTABILIZADO

La experiencia demuestra que las zonas pagas con permeabilidad baja o los contrastes altamente variables de la permeabilidad no son buenos candidatos para el control de la arena

usando

cercana

al

la

pozo.

estabilización Los

daños

cercanos al pozo pueden obstaculizar la colocación de los líquidos del tratamiento y causar

tarifas después de la producción, mientras que las perforaciones tapadas son capaces de aceptar solamente el material limitado del tratamiento de consolidación,

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resultando

una

formación

débil

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estabilizada

cercana

al

pozo.

Halliburton ha tratado estas ediciones desarrollando un servicio de estímulo de estabilización y de fractura que combina el servicio cercano al pozo con un tratamiento De engravado de arena que incorpora un servicio de agente de activación

(proppant)

del

sistema

(LRS).

TERMINACIONES RIG-LESS

Los recientes adelantos tecnológicos de control de arena en terminaciones con coiled tubing proporcionan a los operadores costos relativamente bajos en la producción. Usar coiled tubing durante la fase de terminación de pozos nuevos y procedimientos de reacondicionaminetos en pozos existentes le simplifica al equipo programar y lleva

una

tarifa

diaria

más

baja

para

las

operaciones

offshore.

El servicio tiene un paquete que incluye slickline, logging, coiled tubing, y los servicios del control de arena que pueden proporcionar todas las capacidades necesarias para un rig-less sand control completion. El equipo y las operaciones se pueden basar en una plataforma existente, o un barco de elevación que puede servir como plataforma

de

trabajo

cuando

se

requiere

el espacio

adicional.

Las terminaciones en pozos de zonas pagas se pueden configurar para aprovechar la intervención del rig-less . Diez o más reacondicionamientos se pueden realizar en un solo pozo sin requerir un equipo. La técnica implica tapar de la zona agotada existente, perforar el nuevo intervalo, y el realizar el tratamiento de control de arena sin filtros para engravados.

HISTORIAS DEL CASO

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El uso de este servicio permitió a los productores del Golfo de México aumentar la producción y recuperar las reservas, teniendo un beneficio neto de 2 o 3 veces del costo total de las terminaciones.

En California un operador tuvo éxito con el paquete de Screenless y en respuesta al desafío de este cliente Halliburton utilizó el servicio para estabilizar los pozos y luego estimulantes que seguían el tratamiento de consolidación usando el servicio de

LRS.

La producción mensual media de estos pozos aumentó el 28% mientras que la frecuencia media de los workovers causados por la producción de arena fue reducida

por

un

factor

de

más

de

20

El uso demostró que una combinación de la estabilización del pozo y de la simulación de fractura puede alcanzar y mantener tarifas económicas de producción y eliminar la producción de arena en un área donde otros métodos fallaron en pozos similares. RESUMEN La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia. Antes de conocer la teoría de completación de pozos, es importante conocer con detalle algunos conceptos fundamentales en el área a estudiar: 1.1 SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR[1]. Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexión API "NU" (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería "EUE" (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de alta presión. 1.2. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN[2]. Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:

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a. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección. b. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos. c. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples. d. En instalaciones de levantamiento artificial por gas. e. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción. 1.2.1. MECANISMO BÁSICO. Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son: a. Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.

b. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando

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se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente). c. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo. d. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables. e. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.

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f. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla hidráulica. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-4. Empacaduras. 1.2.2. TIPOS DE EMPACADURAS. Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables. Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas. 1.2.2.1. Empacaduras Recuperables. Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.

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Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección del diferencial de presión en: a. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-5. Empacaduras de Compresión. b. Empacaduras de recuperables compresión: Una empacadura de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio anular sobre la empacadura. Sus características particulares las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-6. Empacaduras de Tensión. c. Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de

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producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión. d. Empacaduras

recuperables

de

compresión

–

tensión:

Estas

empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de empacadura. e. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere producir una o más arenas. 1.2.2.2. Empacaduras Permanentes.

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Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.

Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes. 1.2.2.3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes. Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan en el orificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los

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niples sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de producción sea colgada bajo tensión. Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

1.2.3. SELECCIÓN DE EMPACADURAS. Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la selección de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensión son deseables en muchos casos. La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

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a. Tipo

de

empacadura

(Recuperable,

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Permanentes,

Permanentes

–

Recuperables). b. Tipo de completación. c. Dirección de la presión. d. Procedimiento de asentamiento de la empacadura. e. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura. La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho balance lo que genere mayor seguridad para el pozo. 1.3. EQUIPOS DE SUBSUELO[2]. Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo. 1.3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO. Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su función en la completación, lo cual se muestra en el esquema siguiente: Debido a que son demasiados equipos de subsuelo, solo se definirán los que son representativos para este trabajo, esto en busca de sintetizar la cantidad de conceptos presentes en esta sección. 1.3.1.1. Niples de Asiento. Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un

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dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son: a. Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en la comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de niple son: 

Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.



Permite probar la tubería de producción.



Permite colocar válvulas de seguridad.



Permite colocar reguladores en fondo.



Permite colocar un niple de parada.



Permite colocar empacaduras hidráulicas.

Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo: • Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida. • Niple de asiento selectivo por el mandril de localización. a. Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción. 1.3.1.2. Niples Pulidos.

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Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niple de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje. 1.3.1.3. Tapones Recuperables de Eductor. Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son capaces de soportar presión. a. Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido descendente. b. Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo. c. Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de operación. En la Tabla 1-4, se muestran en forma esquemática las aplicaciones recomendadas para taponar la tubería eductora. Se presenta en forma funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operación en el pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operación presentada. Tabla 1-4. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con Tapones.

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Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las operaciones con equipos de superficie. El tapón que soporta presión por debajo consiste en un ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un asiento metálico dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello también con un asiento de goma en adición con el metal. El tapón de circulación soporta presión solamente por encima y puede ser circulado a través de él. Su diseño varía de acuerdo a los requerimientos, teniendo así dispositivos de cierre con bola y asiento, válvula de sello o tipo válvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas direcciones el cual es comúnmente empleado para separación de zonas de completaciones del tipo selectivas. 1.3.1.4. Mangas Deslizantes. Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya fina. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos: a. Traer pozos a producción. b. Matar pozos. c. Lavar arena. d. Producción de pozos en múltiples zonas. Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos:

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a. Tubería de producción con orificios. b. Con receptáculos de asiento y ancla para mandril. c. Con una sección de sello. d. Con camisa recuperable con guaya. e. Con válvula recuperable con guaya. 1.3.1.5. Mandriles con Bolsillo Lateral. Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular. Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos: recuperables con guaya fina y no recuperables con guaya fina. Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo. 1.4. COMPLETACIÓN DE POZOS[3]. 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 el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

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1.4.1. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DE POZOS. La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como: a. Tasa de producción requerida. b. Reservas de zonas a completar. c. Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar. d. Necesidades futuras de estimulación. e. Requerimientos para el control de arena. f. Futuras reparaciones. g. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc. h. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo. i.

Inversiones requeridas.

1.4.2. CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO. Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo: a. Hueco Abierto. b. Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada. c. Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada). 1.4.2.1. Completación a Hueco Abierto.

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Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud. Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-8. Completación a Hueco Abierto. Entre las variantes de este tipo de completación encontramos: a. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no económico. b. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de producción: Ventajas: 

Se elimina el costo de cañoneo.



Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.



Es fácilmente profundizable.



Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.



Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.

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

La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.



Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas: 

Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.



No puede ser estimulado selectivamente.



Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas). 1.4.2.2. Completación con Forro o Tubería Ranurada. Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados. En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación: a. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-9. Completación con Forro No Cementado. Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de

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grandes espesores (100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc. Ventajas: o

Se reduce al mínimo el daño a la formación.

o

No existen costos por cañoneado.

o

La interpretación de los perfiles no es crítica.

o

Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.

o

El pozo puede ser fácilmente profundizable.

Desventajas: o

Dificulta las futuras reparaciones.

o

No se puede estimular selectivamente.

o

La producción de agua y gas es difícil de controlar.

o

Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

j.

Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-10. Completación con Forro Liso o Camisa Perforada. Ventajas: o o

La producción de agua / gas es fácilmente controlada.

o

La formación puede ser estimulada selectivamente.

o

El pozo puede ser fácilmente profundizable.

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o

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El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.

Desventajas: o

La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.

o

Requiere buenos trabajos de cementación.

o

Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)

o

El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.

o

Es más susceptible al daño la formación.

1.4.2.3. Completación con Revestidor Cañoneado. Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo. Ventajas: o

La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.

o

La formación puede ser estimulada selectivamente.

o

El pozo puede ser profundizable.

o

Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena.

o

El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.

o

Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

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Desventajas: o

Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.

o

Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo

o

Pueden presentarse trabajos de cementación.

o

Requiere buenos trabajos de cementación.

o

La interpretación de registros o perfiles es crítica.

1.4.3. CONFIGURACIÓN MECÁNICA DE LOS POZOS. De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede

clasificarse

en

Completación

Convencional

y

Completación

Permanente. Se entiende por "Completación Convencional" aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la "Completación Permanente" son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable. 1.4.4 FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIÓN MECÁNICA. ff. Tipo de pozo (productor, inyector, etc). gg. Número de zonas a completar. hh. Mecanismo de producción. ii. Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc). UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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jj. Grado de compactación de la formación. kk. Posibilidades de futuros reacondicionamientos. ll. Costos de los equipos. 1.4.5. TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN MECÁNICA. o

Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. 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 petrolífera 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:

o

Completación sencilla convencional: Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

o

Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-12. Completación Selectiva.

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o

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Completación múltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

Ventajas: o

Pueden obtenerse altas tasas de producción

o

Pueden producirse varios yacimientos a la vez

o

Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.

Desventajas: o

En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones

o

En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.

o

Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan: o

Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc..

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior

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Fig. 1-13. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción. Ventaja: o

Bajo Costo.

Desventajas: o

La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos que la zona inferior esté aislada.

o

El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos.

o

La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.

o

La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de producción

o

La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar

o

Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de producción: Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la tubería de producción. Esto se lleva a cabo a través de una herramienta de cruce (cross over chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de producción y la zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubería).

Ventajas: o

La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción.

o

La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior

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Desventajas: o

El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos

o

Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior.

o

No se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente.

o

Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-14. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción. Ventajas: o o

Se puede producir con levantamiento artificial por gas.

o

se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas

Desventajas: o

Alto costo inicial

o

Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas

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o

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Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.

o

Completación Triple: Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y empacaduras de producción

Ventaja: o

Permite obtener alta tasa de producción por pozo

Desventajas: o

Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.

o

Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.

1.5. MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL[4]. Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye "naturalmente". Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial. Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo

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Electrosumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidráulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG). A continuación se describen brevemente los Métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente: 1.5.1. BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL. Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba. Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos: uuu.

El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del

sistema. vvv.

La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de

velocidades. www.

El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de

transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.

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xxx.

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La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la

potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción[5]. yyy.

La Bomba de subsuelo.

1.5.1.1. La Unidad de Bombeo en Superficie. La Unidad de Bombeo en Superficie incluye en sus componentes los ítems a, b ya mencionados en la Sección 1.6.1. Según la geometría de la Unidad, éstas pueden clasificarse como: o

Clase I: comúnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancín, tal como se muestra en la Fig. 1-15.

Fig. 1-15. Sistema Clase I. Unidad de Bombeo Convencional[5]. o

Clase III: la geometría de este tipo de unidades se caracteriza por tener un punto de apoyo al final de la viga viajera, es decir, lejos de la cabeza del balancín. Dentro de esta clase se ubican las unidades

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balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II. Estas unidades están representadas en las Figuras 1-16 y 1-17. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-16. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Balanceada por Aire[5]. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-17. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Lufkin Mark II[5]. 1.5.1.2. La Sarta de Cabillas. La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energía desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta compuesta de diferentes diámetros de cabillas. Las cabillas de diámetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; asimismo las cabillas de mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operación. Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L [6]. 1.5.1.3. La Bomba de Subsuelo.

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La Bomba de Subsuelo está compuesta por los siguientes elementos: bbbb.

Cilindro o Barril.

cccc.

Pistón o Émbolo.

dddd.

Válvula fija o Válvula de entrada.

eeee.

Válvula viajera o Válvula de descarga.

La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie. Las bombas de subsuelo se clasifican en tres tipos: ffff. Bombas Tipo Tubería. gggg.

Bombas Tipo Inserta.

hhhh.

Bombas Tipo Casing (se consideran como una versión de las

bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamaño). La diferencia básica entre una bomba Tipo Tubería y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubería el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para luego ser introducido en el pozo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas. 1.5.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales. Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de

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este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso[7]. El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguientes elementos: iiii. jjjj. Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor. kkkk.

Tablero de control: su función es controlar las operaciones en

el pozo. llll. Variador de frecuencia: permite arrancar los motores a bajas velocidades reduciendo los esfuerzos en el eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas. mmmm. Caja de venteo: está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que llegue al tablero de control. Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes: nnnn. oooo.

Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el

movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones. pppp.

Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba,

permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Además absorbe

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las cargas axiales de la bomba y compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al motor. qqqq.

Sección de succión: está constituida por la válvula de

retención y la válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubería de producción o viceversa. rrrr.

Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba,

reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP). ssss.

Bomba electrosumergible: es de tipo centrífugo–multietapas,

cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento. tttt. Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad. Es posible la aplicación de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo,

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y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas. 1.6.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA. Las

bombas

de

Cavidad

Progresiva

son

máquinas

rotativas

de

desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas. Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. Los componentes básicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen: 99. Equipos de superficie: vvvv. wwww.

Cabezal giratorio: su función principal es la de soportar el peso

de la sarta de cabillas. Además, evita que ésta última retroceda cuando el sistema se apaga. xxxx.

Movimiento primario (motor): su función principal es la de

proveer la energía necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

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yyyy.

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Equipo de transmisión de potencia: a través de un conjunto

de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. También se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida. 2. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-18. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva[8]. El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además de ser función de la velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud "pitch" de la hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño del área de la cavidad. 3. Equipos de subsuelo: en este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro (menor) y del doble de longitud. El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma dirección, que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba. 4. Estator de la bomba: con respecto al elastómero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva[5], todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo. Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuación:

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o

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Nitrilo con concentración media de Acrilonitrilo: este tipo de elastómero puede ser aplicado en crudos de API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. Así mismo, el material posee excelentes propiedades mecánicas, teniendo como límite de temperatura de aplicación 200 grados Fahrenheit.

o

Nitrilo de alta concentración de Acrilonitrilo: este material posee alta resistencia a la presencia de aromáticos. Puede ser aplicado en crudos entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit.

o

Nitrilo

altamente

saturado

y

de

alta

concentración

de

Acrilonitrilo: este tipo de material no aplica ante la presencia de aromáticos. Sus propiedades mecánicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit. 1.5.4. BOMBEO HIDRÁULICO. Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo[9]. Los equipos de superficie comprenden: b. c. Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores: cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema

abierto,

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dicho

fluido

se

obtiene

de

tanques

de

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almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado,

el

cual

debe

disponer

de

su

propio

tanque

de

almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción. d. Bomba multiplex o triplex: son bombas de acción reciprocante y constan de un terminal de potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, con válvulas de retención a la entrada y a la descarga. e. Válvulas de control: en general se usan varios tipos de válvulas de control para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos. f. Múltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos. Una válvula de control de presión constante, regula la presión del flujo y la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante. g. Lubricador: es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo. 1.5.4.1. Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, el equipo de subsuelo está formado básicamente por los siguientes componentes:

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h. i.

Arreglo de tubería: permite clasificar los diferentes tipos de instalaciones del sistema, tales como: tipo insertable fijo, entubado fijo, bomba libre tipo paralelo y tipo entubado.

j.

Bomba hidráulica de succión: el principio de operación es similar al de las bombas del Bombeo Mecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las de doble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y cierre de las válvulas de succión y descarga del mismo[9].

1.5.4.2. Bombeo Hidráulico Tipo Jet. En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Jet, el Método de Levantamiento Artificial es similar al de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón en cuanto al principio de funcionamiento. En cuanto a las instalaciones y equipos de superficie para ambos Métodos de Levantamiento Artificial son iguales, la diferencia principal es la bomba de subsuelo. Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de este modo toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra conectada con la Formación. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de producción proveniente del pozo y la combinación de ambos

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fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se logra completamente en los límites de la garganta, debido a que su diámetro es siempre mayor al de la boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de energía al fluido de producción. La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de la columna de fluido de producción. Gran parte de ese potencial se mantiene constante como energía cinética, y es por eso que la mezcla se hace pasar por una sección final de operación, formada por un difusor diseñado para proporcionar un área de expansión y así convertir la energía cinética restante en una presión estática mayor que la presión de la columna de fluido de producción, permitiéndole a la mezcla, llegar hasta superficie[7]. Este tipo de Levantamiento Artificial (Bombeo Hidráulico Tipo Jet) puede manejar grandes cantidades de arena y partículas sólidas, además puede ser instalado a grandes profundidades (hasta 18000pies). También es capaz de manejar crudos de alta viscosidad, siempre que se esté utilizando crudo como fluido de potencia. 1.5.4.3. Fluido Motor o de Potencia. Los fluidos empleados con más frecuencia son agua o crudos livianos provenientes del pozo, pero todo depende de las condiciones del mismo. Por condiciones ambientales y de seguridad es preferible utilizar agua. Sin embargo, cuando se usan crudos livianos, es posible diluir los crudos pesados y extrapesados del fondo del pozo, disminuyendo su viscosidad. Cuando existe el riesgo de producirse problemas de corrosión, deposición de asfaltenos, parafinas y la formación de emulsiones, es posible añadir químicos para prevenir este tipo de problemas si el fluido de potencia es

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crudo. La inyección del fluido de potencia requiere de un sistema hidráulico instalado en superficie, que posee un equipo de tratamiento para eliminar el gas y los sólidos indeseados que se encuentren en el fluido a ser inyectado[5]. 1.5.5. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón[5]. Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de producción y el equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de producción consiste en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una válvula de levantamiento, a través de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de producción. El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las válvulas de LAG tienen como función permitir la inyección, a alta presión del UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operación existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de producción, las balanceadas y las no balanceadas[5]. El mandril es una sección tubular que permite colocar la válvula a la profundidad deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la válvula LAG. Se instala con la tubería de producción, puede ser de tipo convencional, donde la válvula va enroscada externamente con un protector superior, para recuperar dicha válvula es necesario sacar la sarta de producción. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empacadura y válvula fija de retención de líquido, las semicerradas poseen empacaduras, pero sin válvula fija; y las abiertas no utilizan empacaduras, ni válvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo por la tubería de producción o por el anular. Este tipo de Método de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volúmenes de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos. Además cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresión, y de recuperar las válvulas con guaya fina o tubería. b. Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción.

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1.6. REACONDICIONAMIENTO, RECOMPLETACIÓN (Ra/Rc) Y SERVICIOS A POZOS[3]. El reacondicionamiento y recompletación se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (producción de hidrocarburos e inyección de fluidos). Estos trabajos modifican las condiciones de: a. b. Pozo: entre estas actividades se encuentran el cañoneo, control de arena, gas y agua, apertura o cierre de arenas, perforación de ventanas horizontales ("Reentry") o verticales ("Redrill"), profundización, lavado de perforaciones, cambios de método de producción, conversión de productor a inyector y viceversa. c. Yacimiento: entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyección alternada de vapor, acidificación de zonas, bombeo de químicos, fracturamiento y recañoneo. Todas estas actividades antes mencionadas se pueden realizar con o sin taladro. Esto depende de si el trabajo necesita el manejo de la tubería o si solo se necesita hacer uso de una guaya fina. Los servicios se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos (producción de hidrocarburos e inyección de fluidos), sin modificar las condiciones físicas/ mecánicas del pozo y/o yacimiento. Entre estas actividades tenemos: sacar las varillas y tuberías de producción, reemplazar el equipo subterráneo, trabajo de limpieza de pozos, trabajos de inducción a producción, conexión del cabezal del pozo y los trabajos de guaya.

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

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Fallas en el equipo: Muchas veces las fallas mecánicas están asociadas con el equipo del pozo instalado, tales como: filtraciones en la tubería y la empacadura; fallas del revestimiento y la tubería y el mal funcionamiento del levantamiento artificial. Las indicaciones de la presión de superficie generalmente indicarán la fuente del problema, pero los estudios de presión y temperatura son útiles donde se puedan aplicar.

1. Pozos no problemáticos. Aunque la corrección de pozos problemáticos constituye una gran parte del programa de reacondicionamientos, hay muchas razones por las cuales se hacen reacondicionamientos. Los de mayor importancia son: (1) reterminación o terminación múltiple; (2) evaluación del yacimiento; (3) instalaciones de servicios. a. b. Reterminación, terminación múltiple: Estos reacondicionamientos son hechos para obtener producción adicional en zonas nuevas o para drenar más efectivamente un yacimiento desarrollado. La revisión periódica del comportamiento del yacimiento, mapas de subsuelo y las capacidades de producción del pozo, conducirán frecuentemente a reacondicionamientos económicamente atractivos en esta categoría. La selección del intervalo de producción debe ser considerada cuidadosamente, como se discute bajo la sección de selección del intervalo, para prevenir una producción prematura de gas o agua y para minimizar reacondicionamientos futuros. c. Evaluación del yacimiento: Un control geológico y del yacimiento, muchas veces requiere pruebas exploratorias para localizar contactos o probar arenas de contenidos desconocidos. El análisis cuidadoso de todos los datos disponibles es necesario para asegurar que el costo de este tipo de reacondicionamiento sea justificado.

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d. Instalaciones de servicios: Los pozos de inyección de gas y agua, pozos de eliminación y de fuentes de agua, están incluidos en este grupo. Asociado generalmente con proyectos adicionales de recuperación o requerido por otras razones, el análisis generalmente está limitado a la designación del pozo óptimo para lograr el resultado deseado. La disponibilidad del pozo, la localización estructural, desarrollo de arena y la selección del equipo, están entre las mayores consideraciones. 1.7. TÉCNICAS DE CONTROL DE ARENA. 1.7.1. REJILLAS O "LINERS" RANURADOS[10]. Las rejillas o "liners" ranurados sin empaques con grava, constituyen la manera más sencilla de controlar la producción de arena en pozos horizontales dependiendo lógicamente del grado de consolidación de la arena a producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y limpia, con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará taponándose. Las rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo, puesto que el material de la formación se puentea a la entrada del "liner". Las rejillas y los "liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho de las ranuras o aperturas para el flujo, denominado también calibre, creando así un filtro que permite la producción de petróleo. Existen varios criterios para diseñar las aberturas del "liner" ranurado, en algunos casos, se dimensionan de manera que su tamaño duplique el diámetro del grano de arena de formación en el percentil cincuenta de la arena (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,

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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. 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. En otras palabras funcionan como filtros de superficie, puesto que el material de la formación se puentea en su superficie. Las rejillas y "liners" ranurados previenen la producción de arena basados en el ancho de las ranuras[10]. La Fig. 1-25 presenta un "liners" ranurado típico. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-25. Rejilla o "Liner" Ranurado. 1.7.1.1. Limitaciones de las Rejillas o "Liners" Ranurados. Uno de las limitaciones más rápidamente identificables de las rejillas solas o "liner" ranurado como una técnica de control de arena, es la corrosión de las ranuras antes de que ocurra el puenteo. Si los puentes que se han formado no son estables, pueden romperse cuando cambie la tasa de producción o cuando se cierre el pozo. Ahora bien, debido a que los puentes pueden romperse, es posible que la arena de la Formación se reorganice, lo cual, con el tiempo, tiende a ocasionar la obstrucción de la rejilla o "liner". Por tanto, cuando se utilice esta técnica para controlar arena de Formación, el diámetro de la rejilla o "liner" debe ser lo más grande posible, con el fin de minimizar la magnitud de la reorganización de los granos que pueda ocurrir. Para que una rejilla o "liner" ranurado sean eficaces, deberán utilizarse exclusivamente en formaciones de permeabilidad relativamente elevada, que contengan poca o ninguna arcilla y cuyos granos de arena sean grandes y estén bien distribuidos. Si UNIV. POMA ALANOCA HAROLD D.

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la formación presenta suficiente arcilla, los puentes de arena que se forman en la rejilla o en el "liner" podrían obstruirse. Si el rango de tamaño de las partículas de arena es amplio y/o diverso, es posible que la rejilla o "liner" ranurado se obstruya con granos de arena. Los pozos de petróleo y/o gas con arenas bastantes sucias y con tamaños de granos pequeños, son normalmente formaciones no-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 invasión de las partículas más pequeñas en las aberturas de las rejillas de alambre enrollado. Esto en efecto limita el uso de rejilla sola o "liner" como una técnica para controlar la arena de la formación. Otro factor sería el tipo de formación (friable, parcialmente consolidada ó no consolidada). Las Formaciones friables posiblemente nunca colapsaran alrededor de la rejilla o "liner", pero producirán cantidades pequeñas de arena durante la producción del fluido. Las arenas parcialmente consolidadas y las arena no consolidadas se derrumbarán y llenaran las perforaciones y el espacio entre el revestidor y la rejilla con la subsecuente reducción de la permeabilidad en las perforaciones y en el espacio del revestimiento/rejilla. La experiencia indica que las completaciones con rejillas solas en hoyo abierto, la formación rara vez colapsa totalmente sobre la rejilla, lo que pueda permitir el transporte de material taponante a la superficie de la misma. La productividad inicial de las completaciones con rejillas solas es generalmente buena, pero la declinación de producción subsecuente es típica. Las rejillas suelen no ser muy exitosas en muchos pozos consecuencia del taponamiento de las ranuras de la rejilla y posterior declinación de la producción. La selección entre rejilla y "liner" ranurado se basa fundamentalmente en factores económicos. El "liner" ranurado es menos costoso, pero presenta limitaciones de anchura de las ranuras y, por lo general, tiene menos área de flujo disponible. Por

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su parte, las rejillas pueden tener aberturas mucho más grandes y un área de flujo mayor, pero resultan más costosas. Ventajas de las rejillas solas o "liners" ranurados. 

Fáciles de correr.



Pueden ofrecer un control de arena razonablemente bueno en condiciones adecuadas.

Desventajas de las rejillas solas o "liners" ranurados. 

Si el puente que se ha formado no es estable, y se rompe, el "liner" o rejilla puede obstruirse con el tiempo debido a la reorganización de la arena de Formación.



En pozos de alta tasa hay la posibilidad de que ocurra una falla del "liner" o rejilla por erosión antes de que se forme el puenteo.



Adecuados únicamente para formaciones de granos grandes y bien distribuidos, alta permeabilidad y poca o ninguna arcilla.

A continuación la Tabla 1-5presenta los diámetros máximos y óptimos de rejillas para los distintos tamaños de revestidor[11]: Tabla 1-5. Diámetros Recomendados de Rejillas para el Interior del Revestidor.

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1.7.2. REJILLAS PRE-EMPACADAS[12]. Las rejillas pre-empacadas son un filtro de dos-etapas con las envolturas externas e internas de la rejilla que entrampan el medio filtrante. El medio filtrante (típicamente grava) no deja pasar los granos de la Formación más pequeños, esta arena actúa como agente puenteante cuando se produce arena de Formación mientras que la envoltura exterior de la rejilla filtra los granos de la Formación más grandes, las rejillas pre-empacadas se aplican en zonas donde la utilización del empaque con grava es difícil (zonas largas, pozos muy desviados, pozos horizontales y Formaciones heterogéneas). Las ventajas y desventajas de usar rejillas pre–empacadas son: Ventajas del método: 

A pesar de ser pre-empacadas no se aumenta el radio externo de las rejillas.



En algunos casos son menos costosas que las tuberías ranuras de gran diámetro.



Poseen mayor capacidad de flujo por pie.

Desventajas del método: 

Es muy propensa a daños físicos durante su asentamiento en el pozo.

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

La grava consolidada es poco resistente a la erosión.



La grava consolidada al igual que los sistemas de consolidación plástica son poco resistentes a la acción de ácidos, vapor, etc.



Productividad de los pozos se reduce cuando las aberturas se taponan.

La utilización de las rejillas pre-empacadas implica tener presente dos posibles problemas: a. Taponamiento: si la rejilla no se encuentra protegida es muy probable que la misma se tapone con finos de la Formación durante el proceso de formación del puente arena. b. Daños de la grava pre-empacada: si el pozo es demasiado inclinado, o las rejillas se colocan en pozos horizontales de radio corto se generan fracturas en la grava consolidada que generarán un bajo desempeño de la misma. Las pautas a seguir para utilizar rejillas pre-empacadas son prácticamente las mismas que rigen el empleo de rejillas solas o "liners" ranurados, Formaciones altamente permeables de granos de arena grandes y bien distribuidos, con poco o ningún contenido de arcillas u otros finos. Debe considerarse la aplicabilidad de las rejillas pre-empacadas en pozos de radio corto, en los cuales, la grava recubierta de resina y consolidada podría agrietarse mientras se empuja a través de los grandes ángulos de inclinación del pozo. Este agrietamiento podría afectar la capacidad de filtración de arena que posee la rejilla, lo cual resulta particularmente cierto en el caso de la rejilla pre-empacada simple, donde el agrietamiento de la grava recubierta de resina y consolidada puede hacer que la grava se salga de la camisa perforada, exponiendo directamente la rejilla interior a la producción de arena de Formación.

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Existen diferentes diseños de rejillas pre-empacadas, los más comunes incluyen rejillas pre-empacadas de rejilla doble, rejillas pre-empacadas de rejilla sencilla y slim-pak. a. b. La rejilla doble: consiste en una rejilla estándar y una camisa adicional sobre la primera camisa. El espacio anular entre las dos camisas se rellena con grava revestida con resina. Todo el ensamblaje de la rejilla se coloca en un horno y se calienta para permitir que la grava revestida se consolide. c. La rejilla pre-empacada sencilla: posee, en primer lugar, una rejilla estándar. En este caso, se instala un tubo perforado especial sobre la camisa. Este tubo está envuelto en un papel especial para sellar los orificios de salida, y la región anular entre la camisa y el tubo perforado se llena con grava revestida con resina. El ensamblaje se cura en un horno y se saca el papel que está alrededor del tubo exterior. d. La rejilla Slim-Pak: es similar a la rejilla estándar, con dos excepciones importantes. En primer lugar, alrededor de la parte exterior de la base de tubería perforada se enrolla una rejilla de malla muy fina y se asegura antes de instalar la camisa. En segundo lugar, el espacio entre la camisa y la rejilla de malla fina se llena con arena de empaque revestida con resina. Después se lleva la rejilla a un horno, para curar la grava revestida y obtener una capa fina de grava consolidada entre la camisa de la rejilla y la tubería base. En la Fig. 1-26, se muestran los tres tipos de rejillas ya mencionadas. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-26. Tipos de Rejillas Pre-Empacadas. 1.7.3. COMPLETACIONES A HOYO REVESTIDO CON EMPAQUE CON GRAVA[10].

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El empaque con grava en "Hoyo Revestido" es una de las técnicas de control de arena más comúnmente utilizada por la industria petrolera. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava. La Fig. 1-27 muestra una completación típica a hoyo revestido con empaque con grava: Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-27. Esquema de un Empaque con Grava en Hoyo Revestido. Una variedad de técnicas son usadas para colocar la rejilla frente a las perforaciones y controlar la colocación de la grava. La elección de la técnica más adecuada dependerá de las características particulares del pozo tales como profundidad, espesor del intervalo, presión de la Formación, etc. Los numerosos sistemas de fluidos y herramientas están disponibles para mejorar la producción final del pozo empacado con grava. Las diferentes técnicas más conocidas se listan a continuación: a. o

Circulación en reverso.

o

Circulación Crossover.

o

Técnica de Washdown.

b. Sistemas convencionales – Empacados con agua. c. Sistemas de empaque por lechada de cemento. 

Técnica de Squeeze.

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

Técnica de un viaje.



Técnica de Washdown.

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Desafortunadamente, la eficiencia de una completación con empaque con grava, independientemente de la técnica que se utilice, genera daño al pozo en muchos casos. El daño cercano a la boca del pozo como un resultado de la completación con empaque con grava podría atribuirse a varios mecanismos o más probablemente, es el resultado acumulativo de una variedad de ellos. Estos podrían incluir el taponamiento del empaque y la pérdida del fluido durante la completación. El taponamiento del empaque ocurre principalmente por la migración de finos desde la formación, que invaden el empaque con grava cuando el pozo es colocado en producción. Asimismo, la pérdida de fluido durante el empaque con grava es un problema serio, sobre todo en zonas de alta permeabilidad. Esta pérdida de fluido puede producir una variedad de mecanismos de daños tales como: 

Problemas de depositación de escama por la interacción del agua de la Formación con los fluidos perdidos durante la fase de completación.



Daño debido a la alta viscosidad de los fluidos perdidos.



Daño debido a la presencia de partículas sólidas como carbonato de calcio o sal usados como aditivos para controlar pérdidas de fluidos, bombeados antes del empaque con grava, que pueden crear problemas de taponamiento del medio poroso por sólidos. Esto también crea otros problemas como potencial puenteo en el empaque.

Ventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava. 

Existen facilidades para completación selectiva y para reparaciones en los intervalos productores.



Mediante el cañoneo selectivo se puede controlar con efectividad la producción de gas y agua.

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

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La producción de fluidos de cada zona se puede controlar y observar con efectividad.



Es posible hacer completaciones múltiples.

Desventajas de una completación a hoyo revestido con empaque con grava. 

Se restringe las perforaciones del cañoneo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo.



Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base de calcio usado durante el empaque con grava.



Pérdida de fluidos durante la completación causa daño a la formación.



Erosión / corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta.

1.8.4. COMPLETACIONES A HOYO ABIERTO AMPLIADO CON EMPAQUE CON GRAVA[10]. El empaque con grava en "Hoyo Abierto Ampliado" implica perforar por debajo de la zapata o cortar el revestimiento de producción a la profundidad de interés, repasar la sección del hoyo abierto, ampliándolo al diámetro requerido, para luego colocar una rejilla frente al intervalo ampliad o, y posteriormente circular la grava al espacio entre la rejilla o "liner" ranurado y el hoyo ampliado, de tal forma que la rejilla o "liner" ranurado funcione como dispositivo de retención de la grava y el empaque con grava como filtro de la arena de la Formación[10]. La Fig. 1-28muestra un esquema genérico de una completación a Hoyo Abierto Ampliado. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-28. Completación a Hoyo Abierto Ampliado.

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La operación descrita, permite aumentar las dimensiones del hoyo. La razón fundamental que justifica esta operación en un hoyo abierto es la de remover el daño presente en la zona más cercana al pozo. El hoyo de mayor diámetro también aumenta ligeramente la productividad del pozo, pero esta mejora no es muy significativa en la mayoría de los casos. La ampliación del hoyo se puede llevar a cabo simplemente para lograr una mayor holgura entre la rejilla y el hoyo abierto. En cualquier caso, deberá realizarse con un fluido que no cause daño a la Formación. Los lodos de perforación tradicionales sólo deberían ser utilizados como última alternativa y se deberán planificar tratamientos para la remoción del daño antes de empacar con grava o poner el pozo a producir. Los problemas de la ampliación de hoyo tienen que ver más con problemas operacionales que con aspectos referentes al tiempo de realización, costos o productividad. Los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado permiten evitar todas las dificultades y preocupaciones asociadas con el empaque de las perforaciones en Hoyos Revestidos y reducen las operaciones de colocación de grava a una tarea relativamente simple, de empacar el espacio anular entre el "liner" y el hoyo ampliado. Debido a que estos empaques no tienen túneles de perforación, los fluidos de perforación pueden converger hacia y a través del empaque con grava radialmente (360º), eliminando la fuerte caída de presión relacionada con el flujo lineal a través de los túneles de perforación. La menor caída de presión que ocurre a través del empaque en un Hoyo Abierto Ampliado garantiza prácticamente una mayor productividad, en comparación con el empaque en Hoyo Revestido para la misma Formación y/o condiciones. Ventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado. 

Bajas caídas de presión en la cara de la arena y alta productividad.

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

Alta eficiencia.



No hay gastos asociados con tubería de revestimiento o cañoneo.



Menos restricciones debido a la falta de túneles de perforación.

Desventajas de los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado. 

Es difícil excluir fluidos no deseables como agua y/o gas.



No es fácil realizar la técnica en Formaciones no consolidadas.



Requiere fluidos especiales para perforar la sección de hoyo abierto.



Las rejillas pueden ser difíciles de remover para futuras re-completaciones.



La habilidad para controlar la colocación de tratamientos de estimulación es difícil.

La Fig. 1-29muestra las caídas de presión teóricas de los Empaques con Grava en Hoyo Revestido y Hoyo Abierto Ampliado, suponiendo los siguientes casos: completamente empacado (Pre-empacado), parcialmente empacado (Sin preempaque), perforaciones que se llenan con arena de formación y hoyo abierto ampliado con empaque con grava. Como la Fig. 1-29 indica, los empaques con grava en hoyos abiertos ampliados no originan prácticamente ninguna caída de presión adicional, y los fluidos de formación convergen en el pozo, mejorando la productividad en comparación con los casos de pozos revestidos con empaque[11].

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Fig. 1-29. Diferenciales de Presión Debido a los Diferentes Tipos de Empaque. 1.7.4.1. Pautas para la Selección de Pozos Candidatos al Empaque con Grava en Hoyo Abierto Ampliado[10]. A pesar de su potencial para lograr pozos de alta productividad, los empaques con grava en hoyo abierto ampliado no son apropiados para todos los yacimientos y Formaciones. La mayor desventaja de la completación en Hoyo Abierto Ampliado es la imposibilidad de aislar fácilmente la producción no deseada de agua y/o gas. A diferencia de las completaciones en Hoyo Revestido, las cuales pueden ser cañoneadas de manera precisa y selectiva sólo en las zonas de interés, las completaciones en Hoyo Abierto Ampliado ofrecen un control bastante menor sobre cuáles son los fluidos (agua, petróleo o gas) que están fluyendo del frente de la Formación. Además, en un pozo de Hoyo Revestido, las operaciones correctoras (como la cementación forzada, el taponamiento o empaques dobles) para aislar la producción no deseada de fluido, pueden llevarse a cabo con una probabilidad de éxito

razonablemente

buena.

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Estas

operaciones

correctoras,

descritas

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anteriormente, en un Hoyo Abierto Ampliado (con la posible excepción del taponamiento) son más arriesgadas y con mayores probabilidades de fracaso. Considerando esto, las completaciones en hoyo abierto ampliado son más apropiadas para formaciones que producirán un fluido monofásico (petróleo o gas) durante un período largo de tiempo, debido al bajo riesgo que representa el reacondicionamiento para eliminar la producción no deseada de algún fluido. Un requerimiento esencial de los empaques con grava en hoyo abierto ampliado es mantener la estabilidad del hoyo durante la fase de completación. La falta de estabilidad del hoyo es una razón principal por la cual se dificulta grandemente el procedimiento de empacar con grava un Hoyo Abierto Ampliado, con mayor frecuencia en Formaciones no consolidadas y que se dilatan fácilmente. Los hoyos inestables dificultan la corrida del ensamblaje para el empaque con grava y pueden evitar una colocación correcta de la grava si la Formación se derrumba alrededor de la rejilla. Es necesario evitar los empaques con grava en Hoyo Abierto Ampliado para las Formaciones con limitaciones de arena y lutitas, especialmente si las últimas tienden a hincharse y/o derrumbarse. Durante la colocación de la grava, la lutita podría mezclarse con la arena del empaque, lo cual reduce la permeabilidad de la grava y afecta el comportamiento del pozo. También en este caso, la escogencia del fluido de completación apropiado puede generar algunos de los problemas asociados con Formaciones que tienen limitaciones de arena y lutita. El fluido utilizado para la perforación del Hoyo Abierto es decisivo en el éxito de la completación. Los siguientes son los requerimientos generales de un fluido de perforación ideal: a. Compatible con la roca yacimiento (no dañino). b. Buenas propiedades de suspensión de sólidos. c. Baja pérdida de fricción. d. Baja pérdida de filtrado.

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e. Densidad fácilmente controlable. f. Fácilmente disponible. g. Bajo costo. h. No tóxico. i.

Removible fácilmente de la formación.

Si bien la mayoría de los fluidos de perforación no cumplen con todas esta propiedades, algunos de ellos, como los sistemas a base de agua y saturados con sal y los de carbonato de calcio, presentan buenos resultados durante la perforación. El aspecto decisivo es que el fluido de perforación debe causar un daño mínimo en la cara de la formación. Los fluidos de perforación cargados de sólidos deben formar rápidamente un revoque muy impermeable para así minimizar las pérdidas de filtrado. Es necesario que el revoque se remueva fácilmente antes y después del empaque con grava. En algunos casos, las salmueras limpias han demostrado ser excelentes fluidos de perforación no dañinos. Cuando el Hoyo Abierto vaya ser ampliado, se puede utilizar el lodo estándar como fluido de perforación, siempre y cuando la operación de ampliación remueva la porción de la Formación invadida por el lodo y dañada. En un Hoyo Abierto Ampliado, la rejilla ó "liner" se asienta, generalmente, a un pie o dos del fondo del pozo. Se debe evitar asentar la rejilla en condiciones de compresión, para evitar su pandeo, el cual sería perjudicial para la centralización. Si la rejilla no se asienta en el fondo, o si el fondo del pozo es "blando", las presiones hidráulicas creadas durante la colocación de la grava pueden generar fuerzas suficientes como para hacer que la rejilla se desplace hacia abajo. 1.8.5. EMPAQUE DE LAS PERFORACIONES. Llenar completamente los túneles de perforación con grava del empaque es un requisito esencial para una completación exitosa en hoyo revestido. Empacar las

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perforaciones asegura la longevidad de la completación, al evitar que la arena de formación entre y tapone los túneles y/o el empaque con grava en el espacio anular. Al empacar las perforaciones, el material de mayor permeabilidad se ubica en el área crítica de flujo lineal, a través del túnel de perforación, lo cual lleva a una caída de presión mínima. 1.8.6. EMPAQUES CON GRAVA "CORRECTORES". Con frecuencia se plantean dudas con relación al éxito de los empaques con grava, en formaciones que ya han producido arena de formación con empaques con grava colocados en la completación inicial. Estos empaques con grava "correctores" se llevan acabo, generalmente, en pozos que no fueron empacados originalmente, pero que han comenzado a producir arena de manera incontrolable. EJEMPLOS DE REPORTES DE DATOS DE POZOS QUE MUESTRAN ALGÚN TIPO DE COMPLETACIÓN Para ver los gráficos seleccione la opción "Descargar" del menú superior 2. ANÁLISIS DE DECLINACIÓN DE PRODUCCIÓN. . Ejemplo de Costo de Completaciones por Reacondicionamiento Tabla 2-20. Costo Asociado Para un Hoyo Revestido con Empaque con grava, Completación sencilla. Para ver la tabla seleccione la opción "Descargar" del menú superior Tabla 2-21. Costo Asociado Para un Hoyo Revestido con Rejilla Pre-Empacada, Completación selectiva. Para ver la tabla seleccione la opción "Descargar" del menú superior Ejemplo de Reporte Económico y Tipo de Completación

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Para ver la tabla seleccione la opción "Descargar" del menú superior Ejemplo de un Procedimiento de trabajo para completar un pozo (problema especifico): 1. Verificar presiones y condiciones de superficie. 2. Revisar cabezal y probar sellos primarios y secundarios, sin taladro. 3. Controlar el pozo con agua fresca de 8,33 lb/gal. 4. Desasentar empacaduras hidráulicas a 4084 y a 4158 pies. 5. Recuperar la completación existente y realizar limpieza del hoyo. 6. Aislar con cemento el intervalo cañoneado de 4220 – 4232 pies. 7. Realizar limpieza de los restos de cemento en el pozo. 8. Bajar tubería con fresa cónica para eliminar el tapón de hierro colocado a 4245 pies. 9. Aislar con cemento los intervalos cañoneados de 4422 - 4435, 4451 - 4454, 4459 - 4472 y 4475 - 4492 pies. 10. Realizar limpieza de los restos de cemento en el pozo. 11. Bajar tubería con fresa cónica para eliminar el tapón de hierro colocado a 4502 pies. 12. Aislar con cemento el intervalo cañoneado de 4511 - 4522 pies. 13. Realizar limpieza de los restos de cemento en el pozo. 14. Asentar tapón de hierro a 4530 pies. 15. Cañonear el intervalo 4507 – 4519 pies perteneciente a la arena U2U y el intervalo 4451 - 4491 pies perteneciente a la arena U1M,L. 16. Recompletar sencillo selectivo en las arenas U2U y U1M,L con tubing de 2 7/8" EUE y 6,5 Lb/pie, con intervalos de rejillas pre-empacadas sencillas (grava de YxZ" y ranuras de W") a 4446 – 4496 y 4502 - 4524 pies, con empacaduras hidráulicas Bkr "N" a 4446, 4496 y 4502 pies, con camisas deslizantes a 4464, 4476 y 4513 pies, y con equipo de levantamiento artificial de Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP). 17. Probar espacio anular con 300 lppc.

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18. Mantenimiento general y refacción del árbol del pozo. 19. Avisar al departamento o equipo de producción para realizar la conexión de la línea de flujo y dar comienzo a la producción.

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