CAPITULO I MARCO REFERENCIAL 1.1. INTRODUCCION En todo el mundo, la industria del petróleo debido a su creciente escasez y demanda de los combustibles, especialmente el petróleo y gas ha venido realizando investigaciones que tienden a perfeccionar las técnicas de explotación de los yacimientos para obtener el máximo factor de recobro, que depende en gran parte de la forma como se lleven a cabo las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos. Actualmente, en la totalidad de los campos petroleros, no solo en Bolivia, si no en el mundo entero, se deben realizar una serie de operaciones posteriores a la perforación con el fin de mantener estable la producción y un buen estado mecánico de los pozos para contrarrestar daños que causan el deterioro de los equipos de subsuelo tales como herramientas, tuberías, empaques, bombas, etc. En el campo Colpa, los pozos enfrentan varios problemas de deterioro, por intrusión de arena y agua, por lo que la producción se ve disminuida y las tareas de limpieza y remoción se realizan en forma periódica y con mucha frecuencia, lo que genera gastos adicionales de producción. El pozo CLP-3 que atravesó el reservorio Tarija Gas B, se ve afectado por el arenamiento y la intrusión de agua, inducido por fallo mecánico debido a los esfuerzos producidos a lo largo de su vida productiva. Por lo que es pertinente, realizar la presente propuesta de reacondicionamiento, de modo que la producción de gas y condensados mejore y se mantenga estable en el tiempo. 1
1.2. ANTECEDENTES 1.2.1. Antecedentes Generales La producción de arena y la intrusión de agua constituyen un problema serio que afecta a la mayoría de las compañías petroleras a nivel mundial obligándolas a incurrir en gastos muy altos asociados a su manejo y tratamiento.
El año 2001, una importante compañía petrolera en Estados Unidos, informo que un 60% de su producción mundial, provenía de campos que requerían un riguroso manejo de la producción de arena y presentaban trabajos de intervención (Bersas, 2004).1 En Bolivia la mayoría de los reservorios de gas producen bajo empuje de agua. Es decir, el hidrocarburo es llevado hacia la superficie por la acción de un acuífero lateral o subyacente que avanza conforme a la depletación resultado de la producción, por lo que se asocian problemas de arenamiento. Los tratamientos remediales para estos problemas se realizan desde hace más de cuatro décadas evolucionando conforme al paso del tiempo y requerimiento.
1.2.2. Antecedentes Específicos
El campo Colpa, es considerado un campo maduro, que forma parte del bloque Colpa-Caranda, fue descubierto por Bolivian Gulf Oil Company en el año 1962, habiendo sido desarrollado y explotado por esta compañía hasta octubre de 1969. Actualmente es operado por la empresa Petrobras Argentina S.A. Desde su descubrimiento hasta la fecha, se han perforado 61 pozos y en la actualidad están en producción 26, entre petrolíferos y gasíferos. Entre estos pozos se tiene el pozo Colpa 3 (CLP-3), que es un pozo productor del reservorio Tarija, 1
(Sistema integrado de limpieza de pozos, Oil field reviw). 2
que comenzó a producir desde 1967, siendo productor de gas y condensado y que alcanzo una profundidad de 3431 m. Este pozo se encuentra en estado subsuperficial de arreglo simple. El pozo producía 56 BPCD de petróleo y 36 MMPCD de gas y 2 BPD de agua, hasta el año 1972, actualmente su producción es de 12 BPCD de petróleo, 7MMPCD de gas y 10 BPD de agua, por lo que es muy notable su declinación. 2
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA El pozo CLP-3 ubicado en la zona Sud de la estructura del Campo Colpa, perteneciente al bloque Colpa-Caranda, actualmente cuenta con una deficiente producción de gas y condensado en el reservorio Tarija Gas B por encontrase arenado y ahogado. Esta conlleva una grave repercusión económica debido no solo a la disminución de la producción de hidrocarburos sino también al costo de manejo de importantes volúmenes de arena y agua que se continúa produciendo, motivo por el cual se podría proceder al cierre temporal o un abandono definitivo del pozo.
1.4. IDENTIFICACION DEL PROBLEMA
La declinación de la producción en el pozo CLP-3, es srcinado por la alta producción de agua y arena.
2
Revista de hidrocarburos, Petrobras Argentina SA, Campo Colpa Caranda, 2014 3
Grafica 1.1: Árbol De Problemas
E F E C T O S
Daños de consideración a los equipos superficiales y de fondo
Corrosión en el Casing
BAJOS NIVELES DE PRODUCCION DE HIDROCARBUROS EN EL POZO CLP-3.
PROBLEMA
C A U S A S
Erosión a las paredes del pozo
Caída de presión en el
Alta producción de
Alta producción de agua
reservorio
arena
filtrada de la formación
Pobre consolidación de las arenas productoras.
Fuente: Elaboración Propia.
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1.4.1. Formulación De Problema ¿Si se controla el arenamiento y la filtración de agua de formación en el pozo por medio del fracturamiento y empaque, se podrá mejorar la producción en el pozo CLP-3?
1.5. OBJETIVOS 1.5.1. Objetivo General Realizar un estudio técnico de reacondicionamiento del pozo CLP-3, para el mejoramiento de producción y control de arena con el método de fractura y empaque.
1.5.2. Objetivos Específicos
Evaluar las características de las formaciones productoras y el daño por causa del arenamiento y la intrusión de agua.
Diagnosticar la situación actual de la producción de hidrocarburos en el pozo CLP-3.
Realizar el diseño de la fractura y empaque según las características del pozo CLP-3.
Elaborar un programa de remediación adecuado para incrementar la producción del pozo CLP-3.
1.6. JUSTIFICACIÓN El conocimiento técnico en el área de reacondicionamiento de pozos petroleros, empleando nuevos métodos y equipos de última tecnología, en el pozo CLP-3, será beneficioso para el país y el campo Colpa, ya que se incrementara el recobro de producción en el pozo y por ende se tendrá mayor valor agregado por el incremento en la producción. 5
1.7. ALCANCES
1.7.1. Alcance Temático. El alcance temático abarcara problemas de intervención de pozos productores de gas y condensados; por lo que el presente estudio se avocara solo a proponer el mejor método de reacondicionamiento, capaz de incrementar la producción en el pozo CLP-3, Sin involucrar aspectos mecánicos ni aspectos económicos.
1.7.2. Alcance Geográfico. El pozo CLP-3 donde se plantea hacer la intervención para el reacondicionamiento se encuentra ubicado en la zona Sud de la estructura del campo colpa en el bloque Colpa-Caranda, en el departamento de santa cruz.
1.8. APORTE
El presente proyecto de grado, recopila los últimos y mejores logros en las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos, además contiene los métodos para llevar a cabo con el mayor éxito posible estas operaciones y presenta los conceptos fundamentales del manejo de los diferentes empaques utilizados en las operaciones de completamiento y reacondicionamiento de pozos, los cuales dotan a los estudiantes y personal que labora directamente con este tipo de herramienta de una guía que les facilite la manipulación de los mismos en el campo.
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CAPITULO II MARCO TEORICO 2.1. Reacondicionamiento De Pozos O Workover
El reacondicionamiento se refiere a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, con el fin de mantener la producción, mejorar la recuperación de hidrocarburos o cambiar maneras diferentes de producción aprovechando al máximo la energía propia del yacimiento. Estos trabajos modifican las condiciones de:
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.
Yacimiento: Entre estas actividades se encuentran las estimulaciones con inyección alternada de vapor, acidificación de zonas, bombeo de químicos, fracturamiento y recañoneo.
En la etapa productiva de un pozo se necesita una serie de operaciones que en realidad constituyen su terminación. Durante su vida productiva es necesario su reacondicionamiento para aprovechar de manera correcta la energía del yacimiento, así también eliminar problemas mecánicos que impidan su producción, o su inyección, en el caso recuperación secundaria o terciaria, hasta llegar a su taponamiento o cierre definitivo.
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2.2. Completación de Pozos [1] La completación de pozos envuelve un proceso que se extiende mucho más allá que la instalación de tubería y equipos en el pozo. Es el diseño, selección e instalación de tubulares, herramientas y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear y controlarla producción o inyección de fluidos. Basados en esta definición, instalar y cementar el casing de producción o liner, así como también registros, cañoneo y pruebas, son parte del proceso de completación sumado a esto, un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y requerimientos de almacenamiento afectan la producción de un pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la configuración de la completación. Existen muchas maneras de clasificar o categorizar los tipos de completaciones. Los criterios más comunes para la clasificación de completaciones incluyen lo siguiente:
Estructura del hoyo, interface del yacimiento, hueco abierto o entubado, completaciones horizontales.
Zonas productoras, zona sencilla o múltiples zonas productoras. Método de Producción, flujo natural o Levantamiento artificial.
2.2.1. Completaciones hueco abierto o descalzas [1] Ser posibles en yacimientos en formaciones fuertes como para prevenir derrumbamientos. En estas completaciones no hay manera de producir selectivamente o de aislar intervalos dentro del reservorio o de la sección hueco abierto. El casing o liner de producción se baja y cementa en el tope rocoso, dejando las paredes del hueco abiertas. El uso de completaciones hueco abierto se limita principalmente a ciertos tipos de pozos horizontales y a pozos donde los daños de formación por los fluidos de perforación son severos. Para prevenir que una formación inestable colapse y se tape. En las paredes del pozo, se pueden colocar rejillas ranuradas o liners perforados a lo largo de la sección hueco abierto (Grafica 2.1).
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Grafica 2.1: Completaciones Hueco Abierto
Fuente: Manual de completación de pozos (2003), Schlumberger.
2.2.2. Completaciones de flujo natural [1] Los pozos completados en yacimientos que son capaces de producir sin asistencia son generalmente más económicos de producir. En general, los pozos de flujo natural requieren de componentes y equipos de fondo menos complicados. Aún más, la confiabilidad durabilidad de los componentes de fondo, es generalmente mejor que en completaciones de bombeo. En muchos casos, el pozo puede fluir naturalmente durante la fase inicial de sus vidas, y posteriormente requieren de la ayuda de métodos artificiales de levantamiento a medida que el yacimiento es drenado. Tal consideración se debe revisar al momento del diseño de completación para evitar gastos innecesarios e interrupción de producción.
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2.2.3. Completaciones con métodos artificiales [1] Todas las completaciones que utilicen bombas o cualquier otro método artificial de levantamientos requieren de la instalación de componentes de fondo especiales. Estos elementos son operados eléctrica o mecánicamente, o son de aparatos de ingeniería de precisión y generalmente significa que la durabilidad y confiabilidad de las completaciones artificiales son limitadas. Aún más el mantenimiento o reparación generalmente es mayor que en aquellos pozos de flujo natural. Los métodos de producción por bombeo y levantamiento asistido más comunes y actualmente en uso incluyen los siguientes:
Gas lift (levantamiento por gas) Bombas electro sumergibles (electrice submersible pump) Plunger lift Bomba jet hidráulica (hydraulic or jet pump)
Bomba de cavidad variable ( variable cavity pump, vcp)
Bomba jet hidráulica (hydraulic or jet pump)
Bomba de cavidad progresiva (progressive cavity pump, pcp)
2.2.4. Completación con una Zona Productora [1] En completaciones con una zona, es relativamente directo para producir y controlar el intervalo de interés con un mínimo de equipo de subsuelo y superficie. Típicamente un conducto o sarta de tubería es utilizado, los objetivos de seguridad, instalación y producción son fáciles de alcanzar. Generalmente en las completaciones de una zona, empacadura (o método de aislamiento) y sarta de tubería es lo utilizado. Esto provee protección al casing o liner y permite el uso de herramientas de control de flujo para controlar producción. La complejidad de la completación es determinada por los requerimientos funcionales y las variables económicas. Algunos artículos de contingencia pueden
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ser instalados a costo menor al momento de la instalación inicial, por lo tanto se debe considerar tales opciones durante la fase inicial del diseño.
Grafica 2.2: Completaciones Sencilla con una Zona Productora
Fuente: Manual de completación de pozos (2003), Schlumberger.
2.2.5. Completaciones con Zonas Múltiples [1] Completaciones con múltiples zonas se diseñan para producir más de una zona de interés. Sin embargo, existen muchas configuraciones posibles de completaciones con zonas múltiples, algunas de las cuales permiten la selectividad envés de producción simultánea. Existen tres opciones de completación básicas para un yacimiento con múltiples zonas productoras. Se selecciona la opción más apropiada siguiendo un análisis cuidadoso de las condiciones específicas del pozo.
1. Producir las zonas secuencialmente a través de una sola tubería. 2. Producir varias zonas simultáneamente a través de múltiples tuberías. 3. Producir varias zonas mezclando producción en una sola tubería
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Grafica 2.3: Completación de Múltiples Zonas con una sola Tubería
Fuente: Manual de completación de pozos (2003), Schlumberger.
2.2.6. Fases de una Completación de Pozos [1] Un enfoque secuencial y lógico al diseño y ejecución del proceso es requerido. La eficiencia final de una completación está determinada por los procedimientos y las operaciones ejecutadas durante cada fase de la vida del pozo, se requiere un proceso de revisión y monitoreo continuo. Típicamente esto se puede resumir de la siguiente manera: 1. Defina objetivos y criterios de diseño. 2. Construya el esquema del pozo. 3. Instalación de componentes de completación. 4. Inicio de producción. 5. Evaluación y monitoreo de la producción.
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2.3. PROBLEMAS DE POZOS [2]
Durante la vida productiva de un pozo ocurren diversas situaciones que reducen su capacidad de producción, lo que obliga en un momento específico a declarar el pozo como económicamente no rentable. A esto se realizan trabajos adicionales con la finalidad de aumentar la producción de hidrocarburos mediante el uso de algunos dispositivos mecánicos o de estímulo a la formación que produzcan un incremento en la permeabilidad efectiva. Los problemas que comúnmente atraviesan los pozos son:
2.3.1. Tasa de Producción Limitada Los problemas de baja tasa de producción pueden ser consecuencia de varios factores, a nivel del yacimiento o del mismo pozo, que alteran la normal producción del sistema pozo-yacimiento. Estos factores son:
2.3.1.1. Baja Permeabilidad de la Formación Esta puede ser una característica común en toda el área de un yacimiento. Cuando se ha determinado que una de las causas de baja productividad es la baja permeabilidad, debe ser considerado siempre junto a otras posibles causas de baja productividad. La característica básica de un yacimiento de baja permeabilidad es que existe una rápida declinación de la producción. De no existir suficiente información petrofísica para definir la baja productividad, las pruebas de producción y presión pueden servir para diferenciar entre baja permeabilidad o daño de la formación.
2.3.1.2. Baja Presión del Yacimiento El nivel de presión de un yacimiento está directamente relacionado con los mecanismos de producción presentes en el yacimiento. Por el cual, se debe tener 13
un buen control de las mediciones de presión que permitan definir a tiempo el comportamiento de ésta y así ayudaría a definir los mecanismos dominantes de la producción. Cuando se ha definido la causa de la baja presión en el yacimiento, se debe buscar una solución que permita restituir ésta, por medio de recuperación adicional, por estimulación o utilizando métodos artificiales de producción.
2.3.1.3. Daño de la Formación El daño de la formación se puede describir como una disminución de la productividad o de un pozo, por efecto de las restricciones en la vecindad del pozo.
2.3.1.4. Taponamiento de la Tubería de Producción Cuando existe una baja en la productividad de un pozo, la primera opción es revisar el sistema de levantamiento artificial y, como segunda opción, verificar el posible taponamiento de la tubería, perforaciones. Para determinar las restricciones que pueden existir, para ello se toman muestras de petróleo y agua para analizar las causas de las mismas y aplicar los correctivos necesarios. El taponamiento puede ser causado por factores como: inadecuado empaque con grava, fracturamiento con arena, lodo, roca de la formación, tubería de producción o revestidor colapsado, etc.
2.3.1.5. Alta Viscosidad del Petróleo La tasa de producción es inversamente proporcional a la viscosidad, por lo tanto, cuando se aumenta la viscosidad, disminuye la tasa de producción. Es normal observar alta viscosidad del petróleo cuando se está produciendo un yacimiento bajo el mecanismo de empuje por gas en solución, ya que a medida que se libera gas, la viscosidad tiende a incrementarse. La solución para este tipo de problemas puede ser el levantamiento artificial.
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Si el problema de producción del pozo es por efecto de alta viscosidad debido a la presencia de una emulsión de agua en petróleo, la solución en este caso sería un tratamiento con surfactantes para romper o invertir la emulsión.
2.3.1.6. Excesiva Contrapresión Sobre la Formación La excesiva contrapresión sobre la formación puede causar una apreciable reducción de la producción de petróleo o gas más aún, la inactividad del pozo. Este problema puede ser causado por: taponamiento de las perforaciones, reductores en fondo y en superficie, separadores gas-petróleo, taponamiento de líneas de flujo, tubería de producción o revestidor de baja medida, excesiva contrapresión en la línea de flujo.
2.3.1.7. Inadecuado Sistema de Levantamiento
Si el levantamiento artificial ya está instalado, puede existir un método inadecuado, o mal funcionamiento del equipo causa de la declinación de la producción. Según el método que se esté aplicando, se debe hacer el análisis del problema que está ocasionando la declinación de la producción.
2.3.2. Alta Producción De Agua La alta producción de agua en pozos de petróleo o gas, puede ser causada por el empuje natural debido al adedamiento y la conificación de agua. También por fuentes extrañas de agua, lo que incluye: roturas del revestidor, fallas del equipo de completación o de la cementación primaria, fracturamiento o acidificación de zonas de agua adyacentes a la zona de hidrocarburos.
2.3.2.1. Adedamiento De Agua
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El empuje de agua se hace presente en yacimientos estratificados más permeables, formando adedamientos. Para estos tipos de yacimientos, presentan varias alternativas para completar los pozos, (Grafica 2.4). Dándose el caso de completaciones con selectividad de producción para cada estrato, lo cual da flexibilidad de producción y hace menos costosa la operación de producción; pero complica operacionalmente las condiciones mecánicas del pozo.
Grafica 2.4: Adedamiento de Agua.
Fuente: (CIED). Completación y Reacondicionamiento de pozos. 2.3.2.2. Conificación De Agua Se define como el movimiento preferencialmente vertical, este problema que ha entrado a la zona productora. Se presenta en yacimientos con acuíferos asociados La conificación de agua no traspasa barreras de permeabilidad verticales, a menos que éstas sean rotas, bien sea por fracturas naturales o inducidas. Estos problemas son más severos en yacimientos con buena permeabilidad vertical, por lo cual se debe mantener un buen control de las diferencias de presión generadas con un pozo debido a las altas tasas de producción. La eliminación de
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un cono de agua requiere reducir la tasa de producción o el cierre temporal para aliviar por un tiempo la entrada de agua. Una recompletación puede aliviar el problema si la conificación es por mala cementación o a través de fracturas verticales.
Grafica 2.5: Conificación de Agua.
Fuente: (CIED). Completación y Reacondicionamiento de pozos.
2.3.3. Alta Producción De Gas El comportamiento de la relación gas-petróleo, para cada mecanismo de producción, debe tomarse en cuenta en el análisis de problemas. A continuación se describen las principales causas de la alta producción de gas.
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2.3.3.1. Gas Disuelto En El Petróleo
En yacimientos con empuje por gas disuelto, la saturación de gas se incrementa por la continua producción de petróleo y la declinación de presión del yacimiento. Cuando el gas en solución se libera y tiende a ser fluido principal de empuje del yacimiento.
2.3.3.2. Capas De Gas Primarias o Secundarias Si no existen barreras para flujo vertical en un yacimiento, se genera una expansión de la capa de gas, invadiendo el intervalo productor. Al haber altas caídas de presión en el pozo, el gas tiende a conificarse.
2.3.3.3. Flujo De Gas De Zona Infra o Suprayacentes En yacimientos estratificados, también puede ocurrir barridos preferenciales del gas con altas caídas de presión. Los adedamientos de gas ocurren por altas diferencias de permeabilidad entre zonas. En yacimientos lenticulares, puede ocurrir por: filtración del revestidor, falla del cemento, comunicación de fracturas con la zona de gas, acidificación de la zona de gas.
2.3.4. Problemas Mecánicos La mayoría de los tipos de fallas mecánicas pueden causar pérdidas de producción e incremento en los costos de operaciones de un pozo. Algunas de las fallas más comunes son.
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2.3.4.1. Falla En La Cementación Primaria Las
fallas
de
la
cementación
entre
revestidor-cemento-formación,
son
frecuentemente causadas por la aplicación de presiones de fracturas durante trabajos de acidificación y/o estimulación.
2.3.4.2. Filtración Del Revestidor Para la localización de filtración del revestidor los análisis de agua son de uso común para diferenciar si la producción del agua es por filtración o por empuje normal del agua de formación. Los registros de producción son útiles para este fin.
2.3.4.3. Equipo De Levantamiento Artificial Se deben a malos asentamientos o averías de las válvulas, etc.
2.3.4.4. Comunicación Por Terminaciones Múltiples A terminaciones de múltiples zonas, pueden ser detectadas por pruebas de filtración de empacaduras, por cambios abruptos en las características de producción, observando la presión de cierre en dos o más zonas completadas.
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2.4. Daño a la Formación [3] El daño es cualquier impedimento del flujo de fluidos dentro o fuera del pozo. Esta definición de daño incluye a las restricciones causadas por la reducción en la permeabilidad de las zonas cercanas al pozo, cambios en la permeabilidad relativa al aceite, y todas aquellas restricciones al flujo en la misma terminación. El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para evaluar el comportamiento de un pozo relativo a la producción ideal, a partir de una formación completamente abierta y sin restricciones. La magnitud del daño indica la necesidad de estimular un pozo o bien, establecer un programa de reacondicionamiento del pozo. El concepto de daño fue propuesto originalmente por Hurst (1953) y Van Everdingen (1953). Ellos propusieron que el factor de daño es una forma de cuantificar el flujo no ideal. En relación al IPR de un pozo, el factor de daño considera la diferencia entre el abatimiento de presión ideal y el abatimiento de presión real o actual. Comúnmente se representa la caída de presión adicional como daño adimensional S, es proporcional a
ps. El factor de
ps, y es definido como:
∆Pspsi = ,∗B∗μ∗B Sadim ∗h
Ec. 2.1
Dónde:
k = Permeabilidad, (md)
h = Espesor, (pie)
qo = Gasto de aceite, (bpd)
μo = Viscosidad del aceite, (cp)
Bo = Factor de volumen del aceite
Δps = Diferencia de Pwf ideal entre la Pwf actual, (psi)
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Dado que las pruebas de presión permiten obtener el efecto Skin o factor de daño total, S, este valor estará influenciado por el factor de daño verdadero a la formación y los otros pseudofactores, algunos de los cuales pueden tomar valores negativos, positivos o nulos. En la estimulación solo compete el factor de daño verdadero, y el pseudofactor por restricciones en los túneles de los disparos, por lo que es de extrema importancia cuantificar los componentes del efecto Skin y así estimar el efecto de la estimulación dirigida a la remoción del daño verdadero de la formación en la vecindad del pozo y la eliminación de las restricciones en los túneles de los disparos. Considerando un sistema típico de flujo de un pozo (Grafica 2.6), suponiendo que el pozo se encuentra terminado en agujero abierto y que los pseudofactores de daño son nulos, se tendría un factor de daño, S, debido exclusivamente al daño verdadero, por efecto de una zona alrededor del pozo con una permeabilidad, diferente a la de la zona virgen de la formación.
Grafica 2.6: Sistema típico de flujo de un pozo donde se observa la zona de permeabilidad alterada de un pozo.
Fuente: Ramírez, Lozano y Pérez, “Productividad de Pozos”. UNAM. 2007
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Considerando el flujo a través de la zona alterada de radio rx y presión px, se tiene:
a) Si
Kx = K;
q = πh− μ
Ec. 2.2
b) Si
Kx <> K;
q=
Ec. 2.3
h− μ
El daño de formación en pozos verticales por Hawkins se demuestra Combinando las ecuaciones 2.2 y 2.3, teniendo:
Sd = 1 ∗ Ln
Ec. 2.4
Dónde:
Sd= Factor Skin, derivado de prueba especiales de presión.
K = Permeabilidad Zona Virgen (md)
Kd = Permeabilidad Zona de Daño (md)
rd = Radio del daño (pulgs.)
rw = Radio del pozo (pulgs.)
2.4.1. Tipos de Daño [4] El tratamiento de estimulación pueda ser eficiente dependiendo de la remoción del daño que restringe la producción que se va presentando durante diferentes operaciones que se realicen en un pozo. A continuación se describen estos tipos de daño.
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2.4.1.1. Daño por Invasión de Fluidos Este tipo de daño se srcina por el contacto de fluidos extraños con la formación y el radio de invasión depende del volumen perdido, de la porosidad y de la permeabilidad de la formación y de su interacción con los fluidos contenidos en ella o con los componentes mineralógicos de la roca. La fuente de este tipo de daño es la perforación misma, ya que el lodo forma un enjarre debido a la filtración de fluidos a la formación y su penetración depende al tipo de lodo, tiempo de exposición y la presión diferencial. Generando daños como.
2.4.1.2. Daño por Arcillas Las arcillas de las formaciones se las considera potencialmente factores de daño por su alta sensibilidad a fluidos acuosos, lo que provoca su hinchamiento. Estas se conforman en el espacio poroso como resultado de reacciones de otros minerales con el agua de formación.
2.4.1.3. Daño por Bloqueo de Agua La invasión de fluidos acuosos ocasiona que se promueva una alta saturación de la misma, disminuyendo la permeabilidad relativa de los hidrocarburos.
2.4.1.4. Daño por Bloqueo de Aceite Todo fluido base aceite que invada la formación especialmente en zonas de baja permeabilidad causara una reducción de la permeabilidad relativa de los hidrocarburos.
2.4.1.5. Daño por Bloqueo de Emulsiones
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Sucede cuando los fluidos de invasión y los de la formación se mezclan logrando un alto Ph, provocando que estas emulsiones suelan tener alta viscosidad.
2.4.1.6. Daño por Invasión de Sólidos Es uno de los más comunes, se debe al obturamiento del sistema poroso causado por los componentes solidos de los fluidos de perforación, cementación, terminación, reparación y estimulación. Estos solidos son forzados por la presión de la formación a través del espacio poroso de la roca, provocando un obturamiento parcial o total al flujo de fluidos y dejando como resultado un daño severo en la permeabilidad de la roca. Por lo general se limita a unos centímetro de la pared del pozo y dependiendo del tamaño, comportamiento y tipo de sólidos, estos se pueden remover en contra lujos, sin embargo a través de cavernas, fisuras o fracturas inducidas provocan una invasión considerable de solidos a la formación y siempre son difíciles de removerlos.
2.4.1.7. Daño Asociado con la Producción La producción de pozos ocasiona cambios de presión y temperatura cerca al pozo, provocando un desequilibrio de los fluidos agua, petróleo y gas, depositando solidos que generan obturamientos en los canales porosos y por lo tanto daña la formación. La migración de los finos, generalmente presentados en formaciones poco consolidadas o mal cementadas, provoca también obturamiento en los canales porosos, causando una reducción en la producción.
2.5. Producción de Arena [5]
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Es el proceso mediante el cual parte de la formación migra desde el yacimiento hacia el pozo y la superficie conjuntamente con el fluido que se está produciendo. El material que migra es comúnmente denominado como arena o finos, y es definido como toda partícula con un rango de tamaño entre 2 y 0,0625 mm de diámetro. Las condiciones en las que puede ocurrir la producción de arena son por el estado en que se encuentra la formación detrás de la tubería de revestimiento, estos se determinan en base a varios factores para describir tanto la naturaleza del material de la formación, como las fuerzas que ocasionan la falla en la estructura de la misma.
2.5.1. Causas de la Producción de Arena [5] Los mecanismos a través de los cuales se srcina la producción de arena en formaciones productoras de hidrocarburos son: cohesión, tensión, corte y colapso de poros.
2.5.1.1. Cohesión [5] La cohesión se refiere a las fuerzas que mantienen unidos los granos de la formación y que impiden su flujo libre. La roca adquiere su cohesión a través de procesos diagenéticos (compactación, cementación, recristalización y solución de minerales). Mientras mayor sea el grado de diagénesis mayor será el grado de cohesión de la roca. Otro factor que contribuye a la cohesión de las rocas son las fuerzas capilares que se producen entre los granos de la roca y el fluido humectante, debido a la tensión interfacial presente entre los granos, la cual crea una fuerza cohesiva en la matriz de la roca. Esto sucede porque entre los puntos de contacto de los granos se encuentra agua, formándose un menisco que toca la superficie de los granos, donde se pone de manifiesto la tensión superficial, que generará una fuerza de adherencia entre los granos. Las fallas por cohesión ocurren cuando el esfuerzo normal es igual a cero, mientras que la producción de arena ocurre cuando las fuerzas de arrastre 25
causadas por los fluidos, exceden el esfuerzo de cohesión del material. Los granos de rocas son separados y arrastrados hacia los cañoneos y por ende al pozo.
2.5.1.2. Tensión [5] Las fallas por tensión ocurren cuando la envolvente de falla intercepte el eje de las abscisas en un valor de esfuerzos de corte igual a cero (0). Las fallas por tensión pueden ocurrir, si cumplen los esfuerzos por tensión y son mayores al diferencial de presión generado alrededor del pozo.
≥ + +
Ec.2.5
Dónde:
Pwf = Presión de fondo fluyente.
P = Presión de poro.
= Esfuerzo efectivo tangencial al hoyo. t = Esfuerzo de Tensión.
Esto sucede cuando la tasa de producción es tan alta que crea un gran diferencial de presión alrededor del pozo, produciéndose la rotura de la formación.
2.5.1.3. Colapso de Poro [5] La presión de sobrecarga a la cual está sometida la formación es soportada por los granos que constituyen el esqueleto mineral del sistema, así como también por los fluidos contenidos dentro del espacio poroso. El esfuerzo al cual es sometido el esqueleto mineral es una fracción del esfuerzo total aplicado. El esfuerzo efectivo a que está sometido el material se incrementa a medida que se reduce la presión de poro.
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El esfuerzo efectivo puede ser expresado analíticamente, de la siguiente manera:
′ = + ∗
Ec. 2.6
Dónde:
′ = Esfuerzo efectivo. = Esfuerzo total debido a la presión de sobrecarga. = Constante de Biot.
P = Presión de poro.
El coeficiente de Biot, describe la eficiencia de la presión de los fluidos para contrarrestar los esfuerzos totales aplicados. Este parámetro (Grafica 2.7) oscila entre 0 y 1. Representa la manera en cómo se manifiesta el esfuerzo en los poros producidos por los fluidos que estos contienen.
Grafica 2.7: Esfuerzo en los poros de la formación
Fuente: Martorano. (2014).Clases de pozos II. 2.5.1.4. Corte o Cizallamiento [5]
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El Corte o cizallamiento ocurre cuando la roca es sometida a un campo de esfuerzos de tal forma que se alcanza la resistencia al corte del material. Las fallas por corte ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la envolvente de ruptura. La resistencia de los materiales porosos es variable y aumenta con los esfuerzos compresionales. La figura 64 evidencia como son los esfuerzos de corte en la formación.
Grafica 2.8: Forma en que actúan los esfuerzos de corte en la formación.
Fuente: Martorano. (2014).Clases de pozos II.
2.5.1.5. Flujo de Fluidos [5] Las tensiones en su mayoría tienden a causar la producción de arena usualmente son las que derivan del flujo de fluido, que es proporcional a la caída de presión entre el pozo y el yacimiento. El arrastre relaciona la fuerza impartida por el flujo de fluido a la velocidad y a la viscosidad del fluido. Si la arena es mojada por agua o petróleo también se puede afectar su tendencia a ser producida. Las uniones intergranulares proporcionan restricciones entre los mayores esfuerzos y las
28
tensiones. Por esta razón, la tasa de un pozo y el grado de consolidación natural en la formación influyen en el arenamiento.
2.5.1.6. Factores Geográficos y Geológicos [5] La producción de arena ha sido experimentada en casi todas las áreas del mundo dónde la tasa de petróleo o de gas proviene de los yacimientos de areniscas; por lo tanto, el problema es mundial. La producción de arena es muy común en los yacimientos de la Edad Terciaria, debido a que estos yacimientos son geológicamente jóvenes y normalmente se localizan a profundidades relativamente bajas, no han logrado compactarse y tienen cementación intergranular muy pobre.
2.5.1.7. Grado de Consolidación [5] La cementación de la arenisca suele constituir un proceso geológico secundario y, por lo general, los sedimentos más antiguos tienden a estar más consolidados que los más recientes. Esto significa que la producción de arena constituye normalmente un problema cuando se srcina en formaciones sedimentarias que son superficiales y geológicamente más jóvenes. Las formaciones jóvenes suelen poseer poco material de matriz (material de cementación) que mantenga unidos los granos de arena, por lo que estas formaciones suelen calificarse de "poco consolidadas" o "no consolidadas". Una característica mecánica de la roca que se asocia al grado de consolidación es la resistencia a la compresión. Las formaciones de arenisca poco consolidadas suelen tener una resistencia a la compresión inferior a 1.000 libras por pulgada cuadrada.
2.5.1.8. Reducción de la presión de poro [5]
29
La presión del yacimiento sustenta parte del peso de la roca supra-yacente, a medida que se agota la presión del yacimiento a lo largo de la vida productiva de un pozo, se pierde parte del soporte que poseía la roca supra-yacente. La disminución de la presión del yacimiento genera una cantidad creciente de esfuerzo en la arena de formación. En un momento determinado, los granos de arena de formación podrían separarse de la matriz o triturarse, lo cual generaría finos que se producen conjuntamente con los fluidos del pozo. La compactación de la roca yacimiento por reducción de la presión de poro puede ocasionar el fenómeno de subsidencia de la superficie.
2.5.1.9. Tasa de Producción [5] La producción de fluidos de yacimiento genera un diferencial de presión y fuerzas de arrastre fraccional que pueden combinarse pare vencer la resistencia a la compresión de la formación. Esto significa que existe una tasa de flujo crítica para la mayoría de los pozos por debajo de la cual el diferencial de presión y las fuerzas de arrastre friccional no son lo suficientemente grandes como para exceder la resistencia a la compresión de la formación y ocasionar la producción de arena. La tasa de flujo crítica de un pozo podría determinarse aumentando lentamente la tasa de producción hasta que se detecte producción de arena. Una técnica que se emplea para minimizar la producción de la misma consiste en reducir la tasa de flujo hasta llegar a la tasa de flujo crítica a la cual no se produce arena o el nivel de producción es aceptable.
2.5.1.10. Viscosidad del Fluido del Yac imiento [5]
La fuerza de arrastre friccional que se ejerce sobre los granos de arena de la formación es creada por el flujo de fluido del yacimiento. Dicha fuerza es directamente proporcional a la velocidad del flujo de fluido y la viscosidad del fluido de yacimiento que se está produciendo. La fuerza de arrastre friccional sobre los 30
granos de arena de la formación es mayor en el caso de fluidos de yacimientos de alta viscosidad, en comparación con los de viscosidad baja.
2.5.1.11. Aumento de la Producción de Agua [5] La producción de arena podría incrementarse o iniciarse cuando comience a producirse agua o aumente el corte de agua debido, posiblemente, a dos razones. En primer lugar, en el caso de una formación de arenisca mojada en agua, parte de la cohesión existente entre los granos se deriva de la tensión superficial del agua de formación que rodea a cada grano inicio de la producción de agua, el agua de formación tiende a adherirse al agua producida, lo que disminuye las fuerzas de tensión superficial y, por ende, la cohesión intergranular. Se ha demostrado que la producción de agua restringe severamente la estabilidad del arco de arena que rodea una perforación, lo que a su vez da inicio a la producción de arena. El segundo mecanismo mediante el cual la producción de agua afecta la producción de arena está asociado a los efectos de la permeabilidad relativa. A medida que aumenta el corte de agua, disminuye la permeabilidad relativa al crudo, por lo cual se requiere un diferencial de presión mayor para producir crudo a la misma velocidad. Todo aumento del diferencial de presión en la zona cercana a la cara de la formación genera una fuerza de cizallamiento mayor en los granos de arena de la formación. También en este caso, el aumento de los esfuerzos puede desestabilizar el arco de arena alrededor de cada perforación y, por ende, iniciar el proceso de producción de arena.
2.5.2. Efectos de la producción de arena [5]
Los efectos de la producción de arena son casi siempre perjudiciales para la productividad a corto y/o a largo plazo del pozo. Si bien algunos experimentan una producción de arena dentro de límites "manejables", estos pozos constituyen la excepción y no la regla. En la mayoría de los casos, tratar de manejar los efectos 31
de una producción severa de arena a lo largo de la vida del pozo no representa una opción operativa económicamente.
2.5.2.1. Acumulación en los Equipos de Superficie [5] Cuando la velocidad de producción es lo suficientemente rápida para transportar arena hacia arriba por la tubería de producción, esta arena se queda atrapada en el separador, la caldera o la tubería de producción. Si el volumen de arena que permanece atrapada en alguna de estas áreas es suficientemente grande, será necesario efectuar una limpieza para que el pozo pueda producir eficazmente. Con el fin de restablecer la producción, cerrar el pozo, abrir el equipo de superficie y extraer manualmente la arena. En este caso, no solo deberán considerarse los costos de limpieza, sino también aquellos que genera el diferimiento de la producción.
2.5.2.2. Acumulación en el fondo [5] Cuando la velocidad de producción no es suficientemente elevada como para arrastrar arena hasta la superficie, ésta queda bloqueada en la tubería de producción o cae y empieza a llenar el interior de la tubería de revestimiento. Tarde o temprano, el intervalo productor podría quedar totalmente cubierto de arena. Cualquiera que sea el caso, la tasa de producción disminuirá hasta que el pozo este totalmente arenado y la producción se detengan. En situaciones como ésta, se requiere adoptar medidas correctivas para limpiar el pozo y restablecer la producción.
2.5.2.3. Erosión del equipo de fondo y de superficie [5]
32
En pozos altamente productivos, los fluidos que circulan a gran velocidad y transportan arena pueden erosionar excesivamente tanto el equipo de fondo como el de superficie, lo que implica la necesidad de efectuar trabajos frecuentes de mantenimiento para reemplazar los equipos dañados.
2.5.2.4. Colapso de la Formación [5] Los fluidos producidos podrían arrastrar consigo grandes volúmenes de arena hacia el pozo. Si la velocidad de producción de arena es suficientemente elevada y el proceso se extiende por un lapso largo de tiempo, se desarrollará un vacío detrás de la tubería de revestimiento, el cual continuará ampliándose a medida que se produzca más arena. Cuando el vacío se toma lo suficientemente grande, la lutita suprayacente o la arena de formación que se encuentra por encima de dicho vacío podría colapsar hacia él, debido a la falta de material que proporcione soporte. Cuando se produce este colapso, los granos de arena se reordenan hasta crear un nivel de permeabilidad inferior al que srcinalmente existía. Esto resulta especialmente cierto en el caso de una arena de formación que posea un contenido elevado de arcillas o una amplia variedad de tamaños de grano. En una arena de formación que tenga una distribución reducida de tamaños de grano y/o muy poco contenido de arcilla, el reordenamiento de los granos modificará la permeabilidad de una forma que podría resultar menos evidente.
33
2.6. Empaque con Grava [6,7] El objetivo principal de la ejecución de un trabajo de empaque es restringir la producción de arena que proviene de la formación sin reducir excesivamente la productividad para esto lo más importante es un buen diseño del empaque con grava que se va a realizar y hacerlo de la mejor manera. Durante el proceso de diseño se deben tomar en cuenta la selección de la arena de empaque, la formación que va a ser empacada, los fluidos de tratamiento que van a ser utilizados, el dispositivo de rejilla y la técnica de colocación.
2.6.1. Análisis de la Formación El primer paso en el trabajo de diseño es analizar la formación. Esto incluye determinar la compatibilidad de la formación con varios ácidos y fluidos de empaque con grava así como seleccionar el tamaño correcto de grava a usar.
2.6.1.1. Análisis Granulométrico El análisis granulométrico determina la distribución del tamaño a través de separación mecánica de las partículas. Requiere de 20 a 30 gr de muestra. Puede medir tamaño de partículas solo por debajo de 40
m. Subestimación de las
partículas no esféricas. Relativamente fácil de realizar y con bajos costos iniciales de instrumentación. Es conocido también como el Análisis con Tamices. Para todos los análisis comparativos la industria ha adoptado las series “US MESH” que consisten en una serie de doce tamices y un plato recolector al final por donde se pasa la muestra limpia y seca. En esta serie cada tamiz tiene el doble del área transversal que el tamiz de abajo. La (Tabla 2.1), muestra el número de tamices estándar y su respectivo tamaño.
34
Tabla 2.1: Selección Del Tamaño De US Mesh Series.
Mesh
Pulgadas
Milímetro
(pulg)
(mm)
Micrones
Tipo de Arena
4
0,1870
4,760
4,760
5
0,1570
4,000
4,000
Granulo
6
0,1320
3,360
3,360
Muy grueso
7 8
0,1110 0,0940
2,830 2,380
2,830 2,360
10
0,0790
2,000
2,000
12
0,0660
1,680
1,680
Arena
14
0,0560
1,410
1,410
Muy gruesa
15
0,0470
1,190
1,190
18
0,0390
1,000
1,000
20
0,0330
0,840
840
25
0,0280
0,710
710
Arena
30
0,0230
0,590
590
Gruesa
35
0,0200
0,500
500
40
0,0170
0,420
420
45
0,0140
0,350
350
Arena mediana
50
0,0120
0,300
300
60
0,0098
0,250
250
70
0,0083
0,210
210
80
0,0070
0,117
177
Arena
100
0,0059
0,149
149
fina
120
0,0049
0,125
125
140
0,0041
0,105
105
170
0,0035
0,088
88
Arena
200
0,0029
0,074
74
Muy fina
230
0,0025
0,063
63
270
0,0021
0,053
53
325
0,0017
0,044
44
Limo
400
0,0015
0,037
37
grueso
Fuente: British Petroleum (BP), 2005
35
2.6.2. Selección de los Fluidos de Tratamiento En los inicios de la aplicación del empaque con grava, las características migratorias y de hinchamiento que exhibe la arcilla cuando está expuesta al agua, dictaron el uso de materiales base aceite como fluido de acarreo en el empaque con grava. Con el avance de la tecnología de control de arcilla, el agua puede ser tratada para ser compatible con las arcillas. La hidratación de la arcilla puede ser prevenida usando salmueras sintéticas, como cloruro de calcio o cloruro de amonio, o añadiendo estabilizadores químicos de arcillas, a un sistema acuoso.
2.6.3. Métodos de Selección del Tamaño de la Grava La selección del tamaño de grava ha cambiado a lo largo de los años, para hacer esta selección existen distintos métodos, actualmente el método más utilizado es el método de Saucier el cual considera que el tamaño de grava debe ser seis veces más grandes que el tamaño medio de los granos de la arena de formación. La determinación del tamaño de grava debe ser realizada tomando en cuenta las mejores muestras tomadas y analizadas de la misma forma. El método de Saucier dará las primeras consideraciones para la selección del tamaño de grava, a menos que exista una regla local que la provea dichos resultados.
2.6.3.1. Método de Saucier Saucier desarrollo el método de selección de grava mayormente utilizado en la actualidad y parte del principio básico que el control óptimo de la arena se logra cuando el tamaño medio de la arena de empaque (D50p) es entre cinco a seis veces mayor que el tamaño medio de los granos de la arena de formación (D50f), esto hace que el método sea aplicable solo para arenas uniformes aunque años de experiencia en campo han demostrado que una relación D50p/ D50f entre cinco y seis ayuda a compensar posibles errores de muestreo. 36
Sí la relación D50p/D50f es mayor a seis se corre el riesgo de sobre-diseñar el tamaño lo que permitiría la entrada de arena de formación al empaque, quedándose atascada, provocando una perdida en la productividad.
Sí la relación D50p/D50f es mucho mayor se sobre-diseña el empaque, la arena pasara libremente por el empaque y será producida.
Sí la relación D50p/D50f es menor a seis se sub-diseñará el empaque restringiendo totalmente el paso de la arena y comprometiendo la productividad del yacimiento.
Grafica 2.9: Efecto de las Relaciones de D50p/D50f en la Permeabilidad.
Fuente: Manual de Terminación y Mantenimiento de pozos; 2000 México.
37
2.6.4. Selección de la Rejilla Las rejillas son usadas a lo largo del mundo para evitar la producción de arena, pueden ser utilizadas con un empaque con grava o solas (standalone), para escogerse la rejilla que va a ser utilizada en un pozo con producción de arena es importante tener en cuenta las condiciones del yacimiento, y si se va a colocar con un empaque con grava debe conocerse el tamaño de la grava para poder ajustar el tamaño de la abertura de la malla.
2.6.4.1. Abertura de la Malla de la Rejilla La configuración de la ranura abierta en la malla es de gran importancia. Si las aberturas son paralelas el taponamiento ocurrirá cuando los granos pequeños de la arena formen especies de puentes en las aberturas (Grafica 2.10), es por esto que se recomienda la utilización de ranuras en forma de cuña.
Grafica 2.10: Diferencia entre ranuras paralelas y ranuras en forma de cuña.
Fuente: Sand Control Engineering Manual, SCHLUMBERGER.
38
Es importante destacar que en caso de la utilización de empaques con grava las ranuras deben ser suficientemente pequeñas para que la grava no pase a través de estas. Una regla aceptable para el cálculo de la abertura de la rejilla es que el espaciamiento entre el alambre debe ser aproximadamente un medio (1/2) a dos tercios (2/3) del grano más pequeño de la grava. La (Tabla 2.2) muestra la abertura recomendada para ciertos tamaños de grava.
Tabla 2.2: Gravas Comunes y Abertura de los Filtros.
Tamaño de
Rango de
Abertura
Espaciamiento de
Grava (Malla
Tamaño (pulg)
Recomendada
Agujero del Filtro
(pulg)
(Gauge)
U.S.) 6/10
0,1320 0,0787–
0,060
60
8/12
0,0937 0.0661–
0,050
50
10/20
0,0787 0,0331–
0,020
20
12/20
0,0661 0,0331–
0,020
20
16/30
0,0469 0,0232–
0,018
18
20/40
0,0331 0,0165–
0,012
12
40/60
0,0165 0,0098–
0,006
6
50/70
0,0117 0,0083–
0,006
6
Fuente: Baker Hughes, Arenamiento en Pozos.
39
2.6.4.2. Tipos de Rejillas A continuación serán explicadas los tres tipos de rejillas utilizados comúnmente en la actualidad:
Rejillas de Alambre Enrollado ( Wir e Wrap ) Estas rejillas consisten en una espiral de alambre de acero inoxidable alrededor de una estructura de soporte formando un tubo. Es posible controlar que tan apretada está la espiral para así regular el tamaño de las aberturas entre las vueltas. Usa como muchas rejillas, alambre de forma triangular (Grafica 2.11), lo cual reduce el taponamiento al permitir el paso de las partículas que se mueven a través del calibre de la rejilla exterior.
Grafica 2.11: Rejilla de Alambre Enrollado.
Fuente: Sand Control Engineering Manual, SCHLUMBERGER
40
Rejillas Premium Las rejillas Premium se caracterizan por tener varias capas de mallas de alambre en su superficie que forman un filtro sobre un tubo perforado. Las dos capas más internas son para proporcionarle mayor resistencia mecánica, la segunda capa más externa es la que realmente funciona como filtro y la última capa, la más externa, es una capa protectora necesaria para la protección de la malla. La ventaja principal de estas rejillas es que por su cantidad de capas provee un mayor rendimiento de la filtración de arenas poco uniformes, además tienen mayor área de drenaje lo que resulta en una mayor resistencia a la erosión. Son fabricadas con un material más resistente por lo cual son utilizadas en condiciones severas y en yacimientos de gas.
ALLFRAC Alternate Path Screens En su traducción en español, Rejillas de Trayectoria Alterna, son rejillas Premium utilizadas en la realización de trabajos de empaque con grava cuanto se tiene la presencia de dos o más arenas a completar. Estas rejillas poseen unos tubos desviadores (shunt tubes) al costado con orificios de salida (nozzles) cada 6 pies aproximadamente que permiten la entrada de la lechada por la parte superior y a medida que baja el fluido ir empacando la zona a través de los orificios de salida.
2.6.4.3. Diámetro de Rejilla Existen seis factores principales que deben ser tomados en cuenta para determinar el tamaño adecuado de la rejilla a utilizar.
1. Área Interna. 41
2. Espesor del empaque. 3. Posicionamiento de la grava. 4. Habilidad de sacar la rejilla fuera del hoyo. 5. Diámetro interno para la toma de registros. 6. Diámetro interno para la limpieza de la tubería.
2.6.4.4. Longitud de Rejilla
La longitud de la rejilla debe ser suficiente para que se extienda entre 5 a 10 pies por debajo de los cañoneados y un mínimo de 5 a 10 pies por encima. Esto asegura la cobertura con grava completa del intervalo cañoneado. Ocasionalmente es necesario hacer 2 completaciones en zonas que están muy cercas entre sí, manteniendo el uso de la longitud recomendada de tubería lisa por encima del intervalo cañoneado. En este caso, es normal correr una rejilla adicional por encima de los intervalos cañoneados. La rejilla es generalmente fabricada en longitudes de 30 pies con aproximadamente 24-26 pies, pero es posible tener longitudes hechas por encargo. Las rejillas deben ser fabricadas con un mínimo de tubo liso en los extremos para fines de manipulación y ajuste con las llaves.
42
2.7. Generalidades del Frac-Pack [8]
El fracturamiento hidráulico ha sido una técnica muy exitosa en la estimulación de pozos con baja permeabilidad. Los avances tecnológicos han podido proporcionar bastantes opciones de optimización de las fracturas y así obtener un mejor desempeño en la producción de los pozos. Dichos estudios han alcanzado, en los últimos años, tecnologías de diseño para poder aplicar el fracturamiento hidráulico en yacimientos de alta permeabilidad mediante la técnica de fracturamiento y empaque, también llamada frac-pack. A diferencia de un fracturamiento tradicional en bajas permeabilidades, en un tratamiento de fracturamiento y empaque (frac-pack) se crean fracturas muy anchas y de corta longitud. La longitud de la fractura usualmente es igual o menor de 50 pies, y el ancho de la fractura es de 1 a 2 pulgadas (Grafica 2.12). Las fracturas después de ser apuntaladas operan como canales conductivos que facilitan la recuperación de los fluidos del yacimiento y disminuyen las caídas de presión. En otras palabras, el control de arena, el incremento de la producción y la longevidad del yacimiento son el centro de todo tratamiento de frac-pack.
Grafica 2.12: Fractura típica de un tratamiento de frac-pack.
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad” 43
La técnica de frac-pack para crear una fractura, consiste en bombear un fluido de colchón”, fracturante libre de agentes sustentantes conocido como volumen “ seguido de un fluido conocido como l“echada” (este fluido contiene concentraciones
de apuntalante). El fluido de colchón eventualmente se filtrará hacia el yacimiento debido a la pérdida de fluido. Esta pérdida de fluido deshidratará a la lechada srcinando zonas de baja presión que restringirán la propagación de la fractura. Como resultado, la fractura será apuntalada gradualmente desde sus extremos hasta el pozo, y hasta que se logre obtener el ancho de fractura óptimo. Además del mejoramiento de la producción, existen muchas razones para realizar el fracturamiento en yacimientos de alta permeabilidad tales como:
Sobrepasar la zona dañada entre el pozo y la zona productora.
Controlar la des consolidación de arena.
Reducir la deposición de finos y asfáltenos durante la producción.
Evitar la conificación de agua.
Mejorar la comunicación entre el yacimiento y el pozo.
Igualar la distribución de flujo a lo largo de grandes intervalos productores
2.7.1. Fluidos Fracturantes del Frac-Pack [8]
La selección del fluido de fracturamiento es uno de los pasos de diseño más importantes para garantizar el éxito del tratamiento de frac-pack. El fluido adecuado para cada diseño normalmente se determina una vez que se han revisado los objetivos del tratamiento, así como la evaluación adecuada del sistema de fluidos y su control sobre su pérdida. Existen factores que se deben tomar en cuenta para la elección del fluido adecuado para una operación de fracturamiento, tales como disponibilidad, seguridad, facilidad para mezclar, compatibilidad con la formación, capacidad para transportar
44
el apuntalante, cantidad de fluido que se puede recuperar de la fractura, impacto ecológico y costos.
Los fluidos base Agua. Se clasifican en lineales o reticulados. Los fluidos lineales son aquellos que están constituidos principalmente por polímeros que son solubles en agua y moléculas de alto peso molecular, las cuales se adicionan para obtener una mezcla viscosa. Los reticuladores se usan para aumentar el peso molecular efectivo del polímero, que dan como resultado una viscosidad alta con respecto a una baja concentración de polímeros.
Los fluidos base Aceite. Se requieren cuando se necesita una mayor compatibilidad con los fluidos de la formación. Los hidrocarburos y la kerosina se mezclan con distintos aditivos para obtener las características requeridas del fluido fracturante.
Los fluidos Multifásicos. Son necesarios para formaciones con características especiales como son: - Formaciones sensibles al agua u otro tipo de fluido. - En calizas o dolomías. - Pozos con baja presión de fondo fluyendo.
En algunos casos es conveniente maximizar el crecimiento de la altura de la fractura del tratamiento de frac-pack para conectar verticalmente largos intervalos heterogéneos. Esto se logra más fácilmente conservando una alta viscosidad con el uso de sistemas reticulados. En otros casos, la presencia de agua o contactos de gas podrían hacer necesario minimizar el crecimiento de la altura de la fractura, esto se logra más fácilmente con una viscosidad baja con el uso de un gel lineal. En las operaciones de frac-pack se usan distintos sistemas de fluidos. En intervalos de baja a moderada permeabilidad o en yacimientos que tienen contactos de fluidos cercanos es común el uso de gel lineal de polímeros y surfactantes. Los fluidos de 45
borato reticulados son preferentemente usados en intervalos más largos, laminados y de moderada a alta permeabilidad.
2.7.1.1. Aditivos [8] Los aditivos son materiales que se usan para producir un efecto específico independientemente del tipo de fluido fracturante. Algunos de los aditivos usados comúnmente son:
Polímeros Son moléculas orgánicas formadas por una o más estructuras unitarias unidas químicamente. La goma de Guar, que es una goma derivada de la semilla de la planta de Guar, es un ejemplo de polímero usado en la industria, y se clasifica como polímero natural. Existen los polímeros modificados que son aquellos que requieren de distintos procesos para modificarlos y permitir su solubilidad en el agua o en el aceite, como la celulosa.
Bactericidas Estos aditivos controlan la contaminación por bacterias en el fluido. En los fluidos base agua se presenta un degradación de los polímeros debido a que estas bacterias se alimentan de ellos. La presencia de estas bacterias puede alterar la viscosidad.
Aditivos para pérdida de fluido Debido a que la presión de fractura es mucho mayor que la presión de poro, el fluido tiende a perderse en la formación. Los materiales que se usan para mitigar este problema son partículas de grano finas de 0.1 a 50 micras y los más utilizados son sílice y arena por su disponibilidad y bajo costo. Estos aditivos se deben considerar en gran medida en el tratamiento de frac-pack debido a que durante el proceso de fracturamiento las pérdidas de fluido son muy considerables.
46
Rompedores de gel Es un aditivo que se utiliza para reducir la viscosidad del fluido degradando el tamaño de los polímeros utilizados. Estos materiales también trabajan con el aumento de la temperatura del fluido, son materiales peligrosos y difíciles de manejar.
Surfactantes Son compuestos orgánicos formados por dos grupos, uno afín al agua y otro al aceite. Su empleo permite reducir las tensiones superficiales e interfaciales. Se requieren para prevenir emulsiones estables, crear emulsiones, espumas y principalmente para facilitar la recuperación del fluido dentro de la fractura.
Agentes espumantes Se requieren para mantener el gas en dispersión en fluidos espumantes, estos aditivos también actúan como surfactantes y emulsificadores. Una espuma estable no se puede preparar sin un agente surfactante.
Estabilizadores de arcillas Estos productos evitan el daño a la formación en contacto con el fluido fracturante base agua, previniendo el hinchamiento y dispersión de arcillas contenidas en la roca.
Estabilizadores Su función es prevenir la degradación de los polímeros a altas temperaturas. La selección de los aditivos depende de las características individuales de cada tratamiento, teniendo una gran variedad de ellos para cada tipo de problema que se presente en cada pozo en particular.
2.7.1.2. Selección del Fluido Fracturante [8]
47
Una apropiada selección del fluido fracturante requiere una revisión de los objetivos del tratamiento y de una comprensión del impacto sobre la perdida de fluidos en su ejecución, daño en la cara de la fractura, y el daño en la conductividad para un conjunto de condiciones que se presenten en cada pozo.
En muchas aplicaciones donde existen intervalos productores de espesores grandes y laminados, el gel de borato reticulado es muy eficiente, mientras que en zonas productoras pequeñas y uniformes, con contactos de agua cercanos, el gel lineal o surfactante es muy eficiente y atractivo para realizar la operación. Debido a que la selección del fluido afecta la geometría de la fractura, el modelado de la fractura ayudaría a determinar el fluido requerido para lograr el resultado deseado para condiciones específicas.
No existe un fluido ideal para el frac-pack, todos los fluidos presentan algún daño, una pérdida y cierta invasión a la formación. Por lo tanto, el sistema de fluidos seleccionado debe basarse en el comportamiento de la reología a ciertas temperaturas, comportamiento de la pérdida de fluido y el comportamiento de la reología dentro de la fractura.
Para tener un efecto adverso en la productividad del pozo, el daño provocado por la pérdida de los fluidos de frac-pack puede ser extremo. La información disponible indica que no es muy favorable usar fluidos reticulados órgano-metálicos para condiciones en las cuales se pueda tener una pérdida del fluido considerable debido a que este tipo de sistema crea obturaciones internas que pueden dañar extremadamente a la formación. Garantizar que el fluido de frac-pack es compatible con los fluidos del yacimiento evitará el desarrollo de emulsiones y problemas de precipitación que también pueden causar un daño severo.
2.7.2. Agente sustentante (apuntalante) del Frac-Pack [8]
48
El agente sustentante o apuntalante es un material sólido el cual es transportado por el fluido fracturante para ser colocado dentro de la fractura creada, se la bombea durante un tratamiento de frac-pack es una parte integral y vital del sistema de fractura debido a que proporciona la conexión hidráulica entre el yacimiento y el pozo. El flujo dentro de la fractura apuntalada pasa a través de una sección transversal relativamente pequeña. Por lo tanto, se debe tener mucha atención en el diseño de esta vía de flujo para optimizar la producción y recuperación de hidrocarburos y de igual manera proporcionar el control de arena necesario.
Tabla 3.10: Agentes de Sostén Comunes
Propante
Mesh Size
Stress, psi
% Fines
12/20
3,000
5,4
20/40
4,000
4,0
20/40
8,000
14,0
12/20
3,000
15,5
20/40
4,000
11,4
20/40
6,000
15,1
LWC
20/40
8,000
6,0
ISP
20/40
10,000
6,0
Bauxite
20/40
12,500
6,8
Ottawa Sand
Brady Sand
Fuente: Economides & Martin, 2007
2.7.2.1. Conductividad de la fractura El agente de sostén proporciona una trayectoria conductora que aumenta la capacidad de flujo y proporciona un beneficio económico cuando el pozo se pone a
49
producir. El producto entre la permeabilidad del apuntalante y el ancho de la fractura (kfw, md-pie) se utiliza para definir la conductividad de la fractura, que es un parámetro clave en el diseño. Debido a un análisis dimensional en que la permeabilidad es L2 y la dimensión del ancho de fractura es L, la conductividad de la fractura se puede considerar como la capacidad volumétrica de la fractura para transmitir fluidos del yacimiento al pozo.
2.7.2.2. Forma La redondez y esfericidad son propiedades importantes debido a que estos factores afectan la porosidad y el empacamiento del sustentante. La redondez del grano es una medida de la suavidad de las esquinas del grano, y la esfericidad de la partícula es una medida de que tanto se acerca la forma de una esfera. Después de que se aplica un esfuerzo y los granos comienzan a rotar, un empacamiento de granos con mayor redondez y esfericidad proporciona una mejora en la porosidad y en la permeabilidad comparada con agente sustentante sin estas características. El agente sustentante debe ser lo más redondo y esférico posible. Esta propiedad se mide a través de los factores de redondez y esfericidad, cuyos valores se asignan en las normas API, basándose en la comparación estadística de las partículas de sustentante con la gráfica propuesta por Krumbein. Los fabricantes de apuntalantes se refieren al factor de forma de Krumbein de redondez y esfericidad (Gráfica 2.13).
Gráfica 2.13: Redondez y Esfericidad del Apuntalante.
50
Fuente: Krumbein y Sloss.
2.7.2.3. Tamaño El tamaño de la partícula tiene un impacto considerable en la permeabilidad del apuntalante. La siguiente Grafica 2.14, muestra la conductividad para una variedad de tamaños de partículas de Carbolite y un apuntalante LWC de uso común. Normalmente un tamaño más grande de apuntalante proporciona una mayor permeabilidad pero solo cuando se tienen bajos esfuerzos de cierre. A medida de que el esfuerzo de cierre aumenta, el efecto del tamaño de la partícula en la conductividad se reduce debido al incremento del trituramiento de las partículas. En última instancia, como se observa en la figura, por encima de los 10,000 (psi), las partículas más pequeñas, como el apuntalante de tamaño 20/40 conservan una conductividad mayor que la que se observa en apuntalantes de tamaño 16/20 ó 12/18.
Gráfica 2.14: Conductividad para distintos tamaños de apuntalantes CarboLite.
51
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
2.7.2.4. Densidad Se necesita que el agente sustentante tenga una densidad adecuada para poder ser transportado por el fluido a través de la fractura evitando su asentamiento prematuro. La porosidad permitirá optimizar la permeabilidad del canal conductivo creado. Sin embargo, en todos los tratamientos la densidad del material afectara significativamente el ancho de la fractura creada.
2.7.2.5 Resistencia El apuntalante debe ser lo suficientemente fuerte para evitar que la fractura se colapse, ya que este sería aplastado y la permeabilidad del canal conductivo se reduciría enormemente. Los tratamientos de fracturamiento en formaciones con grandes profundidades requieren que el apuntalante usado sea muy resistente. La
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bauxita sinterizada, el primer apuntalante de cerámica, se puede utilizar en pozos muy profundos, ya que contiene corindón, uno de los materiales más resistentes conocidos. Otra de las ventajas de los agentes de sostén de cerámica es que cuando fallan, no se rompen de la misma manera que los apuntalantes de arena, si no que se rompen en pequeños fragmentos aún capaces de proporcionar una conductividad significativa. La (Grafica 2.15), compara los principales tipos de sustentantes tamaño 20/40: arena, RCS, LWC y apuntalantes de cerámica muy pesados.
Grafica 2.15: Comportamiento de la conductividad en función de la resistencia del sustentante.
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
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2.7.2.6. Esfuerzos Los datos de conductividad del apuntalante son comúnmente presentados en función del esfuerzo aplicado sobre el apuntalante. La siguiente figura muestra una típica presentación de los datos de conductividad para tres tipos de apuntalante (tamaño de malla 20/40) usados en tratamientos de frac-pack. La gráfica proporciona datos sobre la conductividad de la fractura de referencia para un tipo y tamaño determinado de apuntalante, a determinadas condiciones de esfuerzo del yacimiento y por una concentración particular de apuntalante en la fractura .
Grafica 2.16: Comparación de conductividad para distintos materiales a una concentración de 2 (lbm/pie2)
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
54
2.7.2.7. Selección del Apuntalante La selección del apuntalante es una parte integral del diseño de frac-pack. El potencial de producción, control de arena y la disponibilidad del apuntalante son las tres consideraciones clave dentro del proceso de diseño.
Potencial de producción La evaluación del apuntalante comenzaría con la identificación del potencial de producción para los diferentes tipos y tamaños de apuntalante que se llevan a cabo como parte del proceso del diseño de estimulación. Por lo general, los apuntalantes de gran tamaño (16/20 o 12/18) proveen grandes beneficios de producción. Existen muchos reportes de éxito de apuntalantes de cerámica con cubierta de resina en terminaciones sin cedazo donde la producción en formaciones de arena previamente ha tenido problemas. En algunos casos el flujo de retorno del apuntalante es alto y se requiere una consolidación con resina, cedazos u otros aditivos para controlar este fenómeno. Con el uso de apuntalantes más angulares se crea un bloqueo en el empacamiento, el cual es más resistente al flujo de retorno. Sin embargo, esto causa una pérdida de la conductividad efectiva que puede dar pauta a una reducción en la productividad, o bien, incrementando potencialmente el movimiento de finos en la formación. El estudio para seleccionar el tipo de apuntalante debe llevar una evaluación de las condiciones de producción sobre la vida del pozo incluyen cambios en la presión del yacimiento y del fondo de pozo que ocurren debido a los procesos del yacimiento o la actividad en los trabajos de pozo.
Control de arena de la formación Una solución ideal para el control de arena de la formación puede ser el aumento de la longitud de la fractura hasta que las velocidades de la matriz sean lo suficientemente bajas para prevenir el movimiento de finos de la 55
formación; sin embargo, la energía requerida para liberar estos finos y la longitud de fractura correspondiente siguen siendo una ciencia imprecisa. En casos en donde la migración de finos no puede ser eliminada, el tamaño máximo de la grava debe determinarse usando el tamaño de los finos que migran y un apropiado control de arena. Esto provee una cota para el rango más bajo del tamaño de apuntalante para ser seleccionados. Se debe tener en cuenta que la velocidad del fluido dentro de la formación se reduce mediante el diseño de frac-pack debido a que el área a la que está expuesto el flujo es mayor. A consecuencia, la fuerza de arrastre se reduce significativamente, con una disminución consecuente en la producción de arena.
Disponibilidad del apuntalante Además de examinar que tipo y tamaño de apuntalante, se selecciona el sustentante para el frac-pack, se debe estar bien informado sobre qué productos se están utilizando y que se puedan manejar logísticamente. En ambientes costa afuera en donde se usan barcos para fracturar, por ejemplo, el espacio disponible está limitado, tanto en términos de volumen total y el almacenamiento de diferentes tipos de apuntalante.
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2.8. Fracturamiento Hidráulico Mediante Frac-Pack [8] Para llevar a cabo un diseño de fracturamiento en yacimientos de alta permeabilidad (frac-pack) es necesario tener conocimiento de las condiciones del yacimiento, registros, núcleos, etc. De igual manera se requieren propiedades petrofísicas (permeabilidad, porosidad y mineralogía) para estimar la producción de hidrocarburos así como el volumen de fluido para el tratamiento de frac-pack. Las propiedades mecánicas de la formación proveen datos para la estimación de los esfuerzos in-situ y de la geometría de la fractura. La resistencia del apuntalante debe soportar los esfuerzos confinados durante toda la vida productiva del yacimiento y el fluido de transporte debe ser lo suficientemente viscoso para acarrear al apuntalante y colocarlo en el lugar adecuado para evitar el regreso del apuntalante. La presión de bombeo estimada no puede exceder los límites dados por colapso o presión interna de los elementos utilizados tales como empacadores, válvulas, tuberías, etc. El fallo de cualquiera de estos dispositivos requiere de intervenciones muy costosas.
2.8.1. Modelos de Fracturamiento Hidráulico [8] Los modelos de fracturas hidráulicas se desarrollaron antes de que existiesen las computadoras, y pueden resolverse analíticamente. En esta sección se revisarán estos modelos para introducir los conceptos y parámetros usados para el diseño de la fractura.
Modelo KGD Kristianovitch y Zheltov (1955) asumen que una fractura vertical de altura fija se propaga en la zona productora de un pozo confinado. Asumen que el ancho de la fractura para cualquier distancia del pozo es independiente de la altura. Su solución incluye los aspectos mecánicos de la fractura y de sus extremos. Asumen que el gasto es constante, y la presión puede aproximarse
57
a una presión constante en la mayoría del cuerpo de la fractura, excepto para la región cercana a la punta sin una penetración de fluido y por consiguiente sin presión de fluido.
Grafica 2.17: Modelo de Fractura KGD.
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
El volumen de una fractura KGD es:
= ℎ ∗
Ec. 2.7
Modelo PKN Perkins y Kern (1961) también obtuvieron una solución para una fractura vertical de altura fija. Ellos usaron la solución de Sneddon y Elliot (1964), como en la solución del modelo KGD, pero reemplazando la longitud del ala de la fractura L por la mitad de la altura de la fractura, para obtener el ancho máximo en la sección transversal, b:
= ∗ ′
Ec.2.8
58
Grafica 2.18: Modelo de Fractura PKN.
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
Modelo de fractura radial Perkins, Kern, Geertsma y Klerk también consideraron fracturas radiales, que crecen sin confinamiento a partir de una fuente puntual. Esto ocurre cuando no existen barreras limitando el crecimiento de la altura o cuando se crea una fractura horizontal. Geertsma y de Klerk (1969) muestran que el ancho de la fractura está dado por:
= 2.56 [ ∗∗ ]
Ec. 2.9
2.8.2. Pérdida de Fluido [8] Un parámetro clave para el diseño del tratamiento es la tasa de pérdida de fluido hacia la formación. La pérdida de fluido generalmente se expresa como:
= √−
Ec. 2.10
59
Dónde:
Vl= es la velocidad de pérdida.
te = tiempo al cual la roca está expuesta a la pérdida.
Los tratamientos de minifractura se desarrollan para estimar el coeficiente de pérdida. La ecuación 2.10 fue usada por primera vez por Carter (1957), quien demostró que es aplicable para tres procesos distintos de pérdida de fluido: - La construcción del filtro-barrera externo. - La invasión de la formación por el filtrado. - Desplazamiento y compresibilidad del fluido del yacimiento.
2.8.3. Problemas Durante el Desarrollo de Fracturas
[8]
2.8.3.1. Comportamiento de la Punta de la Fractura
Uno de los temas más mal entendido en el modelado del tratamiento es el comportamiento de la punta, el cual controla la forma de la fractura. La punta de la fractura es la zona entre el fluido fracturante y la roca no perturbada delante de la fractura. En fracturas hidráulicas, dos de los efectos más importantes que se deben considerar son la plasticidad y el retraso de fluido.
2.8.3.2. Comportamiento en la Vecindad del Pozo Las fracturas tratadas hasta ahora han sido tratadas como fracturas de un solo plano extendiéndose desde el pozo hasta la punta; sin embargo, la iniciación de la fractura y su coalescencia con la formación puede ser muy compleja, ocasionando altas pérdidas por fricción en la vecindad del pozo. Estas pérdidas de fricción pueden derivarse de una pobre comunicación con el pozo, desalineamiento de las fases de
60
los disparos, y la tortuosidad. Estos efectos pueden provocar un aumento en la presión neta y pueden incrementar el riesgo de la formación de un arenamiento por el ancho reducido de la fractura en la vecindad del pozo o en el espacio anular.
Fricción por Disparos McClain (1963) encontró que las caídas de presión por disparo están dadas por:
∆ = 0.2369 ∗∗ ∗
Ec. 2.11
Dónde: -
q = gasto total de flujo.
-
n = número de disparos.
-
dp = diámetro de los disparos.
-
C = coeficiente de descarga.
El coeficiente de descarga representa los efectos de la forma de entrada de los disparos. La alta fricción por disparos puede ser erosionada por el apuntalante, lo cual suaviza el agujero del disparo, incrementando el coeficiente de descarga y el diámetro de los disparos.
Tortuosidad La tortuosidad puede reducirse incrementando la viscosidad del fluido, lo cual se ha demostrado que previene la formación de arenamientos en la vecindad del pozo. Añadiendo tiempo a la bomba antes de la introducción del apuntalante (incrementando el volumen de colchón) e incrementando la viscosidad se puede reducir la formación de arenamientos en la vecindad del pozo debido a que se crea un incremento en el ancho en la zona tortuosa.
Desalineamiento de fase de los disparos
61
Nolte (1988) señalo que si la fractura no se inicia en los disparos, el fluido puede comunicarse con la fractura a través de un canal estrecho de la tubería de revestimiento. A diferencia de la tortuosidad, sin embargo, la restricción del ancho causada por el desalineamiento de las fases puede ser erosionada por el apuntalante. El círculo en la figura 4.3 representa un pozo rígido (tubería y cemento), el fluido sale del pozo a través de los disparos, que debe atravesar el micro espacio anular y pasar la zona de restricción antes de entrar al cuerpo principal de la fractura.
Grafica 2.19: Disparos no alineados con el plano preferente de fractura provocando obstrucciones de flujo.
Fuente: URIOSTEGUI “Fracturamiento Hidráulico en Yacimientos de Alta Permeabilidad”
Iniciación de la Fractura y Efectos en la Vecindad del pozo. En pozos con agujero descubierto, la iniciación de la fractura se puede producir por un esfuerzo cortante. En este caso, una serie de fracturas escalonadas pueden desarrollarse, sin definir claramente la fractura dominante, resultando en altas presiones netas y la formación de arenamientos si son muy estrechas para permitir el paso del apuntalante.
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CAPITULO III INGENIERIA DE PROYECTO 3.1 DESCRIPCION DEL CAMPO COLPA
La estructura Colpa está conformada por un suave anticlinal alargado de 12 Km. de largo y 7 Km. de ancho con orientación Noroeste-Sureste, paralelo al frente de deformación andino. El campo Colpa al igual que Caranda es un campo maduro, que si bien no tiene la misma cantidad de pozos ni el mismo número de reservorios productores (61 y 11 respectivamente), se encuentra dentro de la misma categoría de campos donde el radio de drenaje deja de ser representativo. Sin embargo, para una visualización de los pozos que en algún periodo de la vida del campo hansido productores, se presenta el siguiente mapa (Grafico3.1).
Grafico 3.1: Mapa Ubicación – Campos Colpa y Caranda.
Fuente: Revista De YPFB Hidrocarburos S.A.
63
3.1.1. GEOLOGIA Y ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO COLPA La secuencia estratigráfica investigada por las diferentes perforaciones en el campo es prácticamente la misma y comprende sedimentos de las formaciones del Terciario al Silúrico Superior y del Terciario al Devónico respectivamente.
3.1.2. DESCRIPCION DE LOS ESTRATOS PRODUCTORES En el Campo Colpa los reservorios productores pertenecen a las Formaciones Chaco, Yecua, Petaca, San Telmo (Ichoa), Taiguati y Tarija.
3.1.2.1. Formación Chaco Su genética y posición estratigráfica similar a la del Campo Caranda, también se presenta con arenas finas muy friables y poco compactas con matrix moderado y regular contenido de feldespatos. La porosidad visual es alta Se tienen 7 niveles, denominados en forma ascendente, Chaco 1 a 7, todos ellos comprendidos en un intervalo aproximado de 800 metros. Los espesores de los cuerpos, así como las equidistancias entre los mismos son variables. El único reservorio que se comprobó producción de gas pero con muy poca acumulada debido a irrupción del acuífero fue el reservorio Chaco-4, el cual actualmente se encuentra improductivo.
3.1.2.2. Formación Yecua Conformada por arcillitas que intercalan con delgados niveles de areniscas muy calcáreas y bioturbadas. Ocasionalmente se observan delgados bancos de calizas claras micriticas y niveles de coquinas de bivalvos. Hacia el tope se presentan niveles de fangolitas arenosas. Ambientalmente se los interpreta como depósitos de llanura de inundación y lacustres someros. De abajo hacia arriba, los niveles han sido denominados como Yecua G y F. Los cursos arenosos de estos reservorios son erráticos y variables en
64
su espesor. De estos en actual producción es el reservorio “G”, el que muestra su
mayor desarrollo hacia la parte central del campo.
3.1.2.3. Formación Petaca Constituida por depósitos de llanura de inundación, lacustres y fluviales con una alternancia sílico-clástica y calcárea subdividida en tres secuencias sedimentarias claramente diferenciables entre sí, siendo la superior e inferior arenosa - calcárea y la intermedia, arcillosa. Las tres secuencias presentan reservorios productores de gas. El Miembro Superior, está representado por un potente paquete de areniscas blanquecinas cuarzosas, medias a finas, friables, buena clasificación y poco a moderado contenido de matrix. Las areniscas presentan buena porosidad visual. Se interpreta como un sistema fluvial entrelazado proximal de alta energía con elevada continuidad lateral y empaque vertical a gradacional de buen desarrollo. En el Petaca Superior se encuentran los reservorios, TG en el tope de la secuencia y algunos metros por debajo TJ-TK-TL. Ambos paquetes arenosos son grano y estrato decrecientes y los dos están en producción. En el Miembro Medio los reservorios TP y TQ fueron mapeados, definiendo el TP un curso sedimentario fluvial (canales) los que se presentan ocasionalmente en dos cuerpos aparentemente independizados. El TQ se presenta algo menos desarrollado, reflejándose en un pobre desarrollo arenoso el cual grada, en general, más hacia la fracción limosa. Ambos intervalos son productores. En el Miembro Inferior se encuentran en forma intercalada con arcillas y sedimentos calcáreos los reservorios, de arriba hacia abajo, TS, TT, TU y TV , correspondiendo a depósitos de areniscas fina a gruesa intercalada con caliza nodular en el tope gradando a areniscas calcáreas hacia abajo, según descripciones en testigos de fondo tomados en el intervalo, su coloración varía entre gris, verde y marrón rojiza Su porosidad es afectada por el contenido calcáreo, lo que ocasionaría un aspecto
65
mayormente
cerrado
(concordante
a
lo
observado
en
el
microperfil),
ambientalmente son interpretados cursos fluviales entrelazados.
3.1.2.4 Formación San Telmo (Ichoa) Conformada en su base por fangolitas conglomerádicas y areniscas blanquecinas de geometría irregular. En su parte media presenta potentes paquetes megaentrecruzados de areniscas marrones muy finas con abundante matrix arcillosa. El tope es transicional y está marcado por el cambio gradual de color rojizo a amarillo por pérdida del componente arcilloso e incremento en el tamaño del grano. La asociación de facies se interpreta como la evolución de un corto periodo fluvial intermitente en la base, a un ambiente persistente de dunas eólicas marginales. Los reservorios están concentrados en la base de la formación, son areniscas fluviales posiblemente meandrantes. Se trata de arenas medias a finas muy friables con buena clasificación y moderado matrix arcilloso. De las correlaciones estratigráficas realizadas en el campo, se individualizaron 6 niveles arenosos, los cuales en orden ascendente se denominan: IA, IB, II, IIA, III y IV. Producen actualmente los tres primeros.
3.1.2.5. Formación Taiguati Está conformada por diamictitas arcillosas masivas de color gris oscuro (semejantes a las de la formación Tarija) y rojizo. Se observan ocasionales dropstones y cuerpos aislados de arenas lenticulares métricas a decamétricas. Los reservorios están localizados en las facies de relleno de canales mayores (grandes incisiones), mas propiamente en la parte superior de los mismos y están representados por turbiditas arenosas de alta densidad. Son areniscas medias a finas, friables con buena selección y escasa matrix arcillosa y buena porosidad primaria intergranular. El ambiente de deposición se asume como proglacial distal lacustre con ocasionales depósitos de arenas generados por flujos de gravedad (underflows).
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Los reservorios mapeados de abajo hacia arriba son: Taiguati “M”, "G" y "D", los que
secuencialmente conforman una sucesión estrato decreciente hasta su culminación en facies arcillosas. Los niveles M y G se encuentran en producción.
3.1.2.6. Formación Tarija Al tope presenta un conjunto de areniscas claras gradadas en un empaque de canales amalgamados, con base erosiva. Los depósitos con características de reservorio están localizados en las facies de relleno de canales mayores (grandes incisiones), mas propiamente en la parte superior de los mismos y están representados por turbiditas arenosas de alta densidad. Son areniscas medias a finas, friables con buena selección y escaso matrix arcilloso y buena porosidad primaria intergranular. La asociación de facies sugiere un ambiente proglacial distal para las diamictitas y arcillitas inferiores y superiores y un ambiente de contacto a proglacial proximal Se individualizaron 5 reservorios, en orden ascendente se denominan: Tarija Petróleo, Tarija Gas, Tarija Gas A, Tarija Gas B y Tarija Gas C. En producción actual se encuentran Tarija Gas A y B.
Tabla 3.1: Niveles Productores Del Campo Colpa
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FORMACION
NIVELES
HIDROCARBURO
PRODUCTORES PETACA
SAN TELMO
TP, TQ,TS, TT, TU, TV
Gasífero
1B, II
Petrolífero y Gasífero
D
Petrolífero
D
Petrolífero
D
Petrolífero
G
Petrolífero y Gasífero
G Inferior
Petrolífero
M
Petrolífero
G-M Inferior
Petrolífero
Tarija Gas C
Gas y Condensado
Tarija Gas B
Gas y Condensado
Tarija Gas A
Gas y Condensado
Tarija Gas
Gas y Condensado
Tarija Petróleo
petrolífero
TAIGUATI
TARIJA
Fuente: Elaboración propia con datos de PESA.
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3.1.3. EVALUACION DEL DAÑO A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS. El daño a las formaciones productoras de hidrocarburos del pozo Colpa-3 es debido a las alteraciones, naturales e inducidas por las propiedades petrofísicas de la rocas de formación que caracterizan el flujo a través de la misma, lo cual ocasiona una caída de presión que debe tomarse en cuenta. Durante el proceso natural de producción del pozo, pudo srcinarse un daño, alterándose las características srcinales de los fluidos de la formación o de los minerales que constituyen la roca. Los mecanismos que srcinaron los daños a las formaciones productoras del pozo Colpa-3, son:
la reducción de la permeabilidad absoluta en la formación Tarija, específicamente en el reservorio Tarija gas, a ocasionado el daño que es inducido por la presencia de finos y arcillas que ocupan parcial o totalmente el espacio poroso de la formación.
Reducción de la permeabilidad relativa a los fluidos de la formación específicamente en el reservorio Tarija gas B, resultado de una alteración de la saturación del gas por un cambio de mojabilidad de la roca debido a la Reducción de la presión cerca al contacto agua-gas.
Daño asociado con la producción en la vecindad del pozo, que es producto de un largo periodo de explotación que propicio cambios de presión y temperatura. Estos cambios provocaron un desequilibrio de los fluidos aguagas, con la consecuente precipitación y depósitos de sólidos.
Daño por invasión de solidos srcinados en el reservorio Tarija gas B causado por los componentes solidos de cementación, terminación. Siendo forzadas a través del camino tortuoso de los poros de la roca, pudiendo puentearse en las restricciones causando un obsturamiento parcial al flujo del gas y en consecuencia, un severo daño a la permeabilidad de la roca. 69
3.2. SITUACION ACTUAL DE PRODUCCION
3.2.1. ANALISIS DE RESERVAS DEL CAMPO COLPA. El campo Colpa, cuenta con siete reservorios productores: dos reservorios gasíferos y cinco reservorios petrolíferos, habiéndose realizado el muestreo de acuerdo a su importancia y volumen de reserva. Los resultados son presentados en la (Grafico 3.2) siguiente.
Grafico 3.2: Reservas Probadas, Remanentes y Producción Acumulada del Campo Colpa
Fuente: PESA.
De acuerdo a las reservas remanentes y al pronóstico de producción, el campo Colpa tendría una producción de 4 años considerando un caudal de abandono por pozo de 5 bpd de petróleo y 330 Mpcd de gas.
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3.2.1.1. Formación Tarija Inferior Gas Este reservorio comenzó a producir en Marzo de 1962 con el pozo CLP-1 y cuenta con 10 pozos productores entre ellos se encuentra también el pozo CLP-3. En este nivel Se realizó balance de materiales para tener el volumen in situ, y cuyo comportamiento puede ser observado en la gráfica p/z normal (Grafico 3.3) Primeramente producen los niveles de mayor presión, luego los niveles de menor presión, que pueden estar posiblemente conectados en algún sector del reservorio, ya que los datos finales de presión son similares en ambos sectores.
Grafico 3.3: Balance de Materiales para la Formación Tarija
Fuente: PESA.
Por lo tanto este reservorio o nivel tiene dos sectores de comportamiento de presión comunicados, que dan un volumen in situ de 560 Bcf (Grafico 3.4).
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Grafico 3.4: Balance de Materiales Con Entrada de Agua Formación Tarija
Fuente: PESA.
Considerando un empuje de agua se tiene el comportamiento mostrado en la (Grafico 3.5). Con el método propuesto se muestra el volumen in situ determinado. Para cada nivel cuyos resultados son los siguientes: el volumen in situ 535 Bcf que deberá ajustarse mejor con la entrada de agua.
Grafico 3.5: Determinación del Volumen In Situ
Fuente: PESA.
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El análisis está dirigido a la representatividad del volumen de reserva presentada, con un factor de recuperación de un 80% de acuerdo a análisis nodal y a la presión de abandono realizado en algunos pozos, dando una reserva recuperable de 428 MMpcd y quedando un volumen remanente recuperable de 9920 MMpc.
3.2.2. ANALISIS DE PRODUCION DEL POZO CLP-3
El pozo CLP-3 comenzó a operar en el año 1967, fue considerado como productor de gas y condensado. Este pozo se encuentra en estado subsuperficial de arreglo simple, el mismo quedo terminado a 3431m. Correspondiente a la formación tarja, específicamente en el reservorio Tarija gas B Según el pronóstico de producción, el pozo CLP-3 desde sus inicios hasta el año 1972 producía 56 BPCD de petróleo y 36 MMPCD de gas y 2 BPD de agua, Actualmente el caudal de producción determina índices no comerciales de 12 BPCD de petróleo, 7MMPCD de gas y 10 BPD de agua.
73
3.3. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA DEL POZO CLP-3.
3.3.1. PREDICCIÓN DE LA ARENA DEL POZO
Cuando de un reservorio reconocemos, su granulometría y el probable comportamiento de la producción de arena, en base a una información adecuada se podría tomar decisiones acerca del mejor criterio a adoptar para optimizar las terminaciones de pozos y limitar algunos problemas como el impacto de la producción de arena. Existen diferentes análisis que nos ayudan no solo a identificar sino que también a prever problemas relacionados con la migración de arenas y finos en los pozos.
3.3.1.1. Mineralogía del Reservorio La mineralogía del reservorio nos permite de gran manera determinar el potencial de las incompatibilidades de los fluidos, mediante el conocimiento de los minerales que cementaron los granos de arena, también podemos reconocer la presencia de arcillas hinchables o dispersables.
3.3.2. PRODUCCIÓN DE ARENA ACTUAL EN EL POZO CLP-3.
En la etapa final de perforación del pozo CLP-3 fue terminado con un arreglo simple de terminación con filtro de arena, que fue instalada con el fin de controlar la producción de arena. Un análisis más completo de las formaciones productoras en el pozo señala que la consistencia y la cementación específicamente de la formación Tarija, se vieron afectadas de una manera alarmante donde la producción de arena se torna en un problema serio y aún más la elevada producción de agua registrada últimamente.
74
Sin embargo es muy importante mencionar que durante la vida productiva del pozo CLP-3, la producción de arena no se constituyó en un problema a gran escala, es decir el pozo no sufrió grandes producciones de arena a pesar de que el filtro de arena fue taponeado por finos que fueron removidos regularmente con limpiezas de fondo de pozo cuando se lo requería, sin que el problema no pasara a escenarios más complicados. Por lo tanto podría decirse que se logró controlar la producción de arena hasta un determinado punto donde el problema pasa a ser la baja tasa de producción de gas y condensado del pozo. Exactamente, la baja producción de arena en el pozo CLP-3 se fundamenta en la baja tasa de producción de gas y condensado, resultado de los años de explotación del pozo. Dicho de otra manera, de haber continuado un alto caudal de producción de hidrocarburos, hubiese ocasionado un alto nivel de flujo de arrastre, que traería consigo enormes cantidades de granos y finos de arena de la formación Tarija. Sin embargo para plantear un incremento de la producción de hidrocarburos del pozo CLP-3 se debe considerar al mismo tiempo un mecanismo con el cual sea posible el control de arena de formación.
3.3.3. SELECCIÓN APROPIADA DEL METODO DE CONTROL DE ARENA
Para realizar una selección adecuada del método de control de arena a emplearse en el reservorio Tarija gas B de la formación Tarija del pozo CLP-3 se tomara en cuenta las recomendaciones de Tiffin King, en base a los criterios: D10/D95, Volumen de finos menores a 44 micrones (µ), obtenidos de la gráfica semi-log de análisis Sieve (Análisis Granulométrico) de la formación y el Coeficiente de uniformidad (CU). Se realizó un análisis granulométrico (Sieve) en pozos colindantes al pozo CLP-3, es decir se utilizaron muestras de pozos vecinos pero pertenecientes también al mismo campo Colpa. Con los siguientes resultados.
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Tabla 3.2: Valores de Criterios Para El Pozo CLP-3
Relación (D40/90)
2,228
Relación (D10/D95)
6.567
D50
0,0058
<44µ
4,19 Fuente: Elaboración propia con datos de PESA.
Con los tres criterios bien identificados y añadiendo la permeabilidad de la formación (0,57mD), acudimos a la (Tabla3.3) para determinar el tipo de terminación más adecuada para el pozo clp-3.
Tabla 3.3: Criterios Para la Selección de Terminación – Tiffin King
76
Criterio
Valor
Valor
Valor
Valor
Valor
D10/D95
<10
<10
<20
<20
<20
Coeficiente De
<3
<5
<5
<5
>5
<2%
<5%
<5%
<10%
>10%
>0,5
<0,5
Bajo
De bajo a
Uniformidad D40/D90 Volumen de Finos (<44µ) Permeabilidad
<0,5
De La Formación (D)
Observación
Terminación Recomendada
Ordenamiento
Ordenamiento
Pobre ordenamiento
contenido
medio
medio y
medio, alto
de finos,
ordenamiento
contenido de
contenido de
excesivo
bien
y contenido
finos
finos
contenido de
ordenado
de finos
Conclusión
Filtro
con filtros
Premium 0
OHGP
Pack w/ 6 o 8x
solamente
HRWP
w/grava
grava
w/10xgrava
grande
finos
HRWP o
OHGP o Frack Frack Pack w/ 6 o 8x grava
Fuente: Ott W, 2001. Como resultado de la tabla anterior indica que la terminación más recomendada es aplicar un Fracturamiento y Empaque (Frack Pack) en el reservorio Tarija gas B del pozo CLP-3. 77
Con esta técnica se podrá controlar de una manera óptima la producción de arena en la formación y también incrementar la producción de hidrocarburos del pozo.
3.4. DISEÑO DE CONTROL DE ARENA El enfoque del empaquetamiento con grava es estabilizar la sección de las perforaciones del pozo CLP-3 con arena de alta permeabilidad, para prevenir el movimiento de la de la formación Tarija (arenamiento o migración de finos), y proteger las mallas de producción de los taponamientos y erosión, resultando así en un confiable y a largo plazo mejoramiento de la productividad y el drenaje del reservorio Tarija gas B.
3.4.1. DISEÑO DEL TAMAÑO DE GRAVA Para realizar una adecuada selección de grava que se empleara en el Fracturamiento y Empaque del pozo, necesitamos recurrir nuevamente en el análisis granulométrico (Sieve) con el fin de obtener el parámetro D 50 de la arena de la formación Tarija que es requerido para determinar un óptimo tamaño de grava Con la Técnica Saucier, método que presenta mejores resultados para determinar el tamaño de grava, sugiere que el tamaño de grava para controlar el flujo de arenas uniformes debe ser cinco a seis veces el diámetro del tamaño promedio del grano de arena de la formación (D50).
Tabla 3.4: Selección Del Tamaño De US Mesh
Mesh
Pulgadas
Milímetro
(pulg)
(mm)
Micrones
Tipo de Arena
78
4
0,1870
4,760
4,760
5
0,1570
4,000
4,000
Granulo Muy grueso
6
0,1320
3,360
3,360
7
0,1110
2,830
2,830
8
0,0940
2,380
2,360
10
0,0790
2,000
2,000
12
0,0660
1,680
1,680
Arena
14
0,0560
1,410
1,410
Muy gruesa
15 18
0,0470 0,0390
1,190 1,000
1,190 1,000
20
0,0330
0,840
840
25
0,0280
0,710
710
Arena
30
0,0230
0,590
590
Gruesa
35
0,0200
0,500
500
40
0,0170
0,420
420
45
0,0140
0,350
350
Arena
50
0,0120
0,300
300
mediana
60
0,0098
0,250
250
70
0,0083
0,210
210
80
0,0070
0,117
177
Arena
100
0,0059
0,149
149
fina
120
0,0049
0,125
125
140
0,0041
0,105
105
170
0,0035
0,088
88
Arena
200
0,0029
0,074
74
Muy fina
230
0,0025
0,063
63
270
0,0021
0,053
53
325
0,0017
0,044
44
Limo
400
0,0015
0,037
37
grueso
Fuente: British Petroleum (BP), 2005. Se requieren los siguientes pasos para seleccionar el tamaño adecuado de grava:
79
Multiplicamos el tamaño promedio del grano de arena (D 50) de la formación Tarija que en este caso es de 0,0058. Por los valores cinco y seis sugeridos por la Técnica Saucier.
50 ∗ = 0,0058 ∗ 5 = 0,029 0,0058 ∗ 6 = 0,0348
Con los valores obtenidos de (0,029Pulg. y 0,0348Pulg.), buscamos el tamaño de grava equivalente que más se acerque en la (tabla 3.4) de la selección de tamaño US Mesh según los valores obtenidos de la multiplicación.
En base al análisis el tamaño que deberíamos utilizar es de 18/25 Mesh, sin embargo este tamaño no es comerciable en la industria por lo tanto se debe elegir el tamaño de grava inmediato más pequeño.
Con esta nueva elección 20/40 Mesh como resultado del tamaño de grava inmediato más pequeño, es el tipo de grava optimo que se puede utilizar.
3.4.2. DISEÑO DE FILTRO
El presente proyecto que se plantea pretende diseñar una fractura y control de arena con empaque de grava y filtro. Por lo tanto debemos tomar en cuenta que el filtro debe ser de tipo enrollado con alambres y simplemente dimensionado para permitir que la grava sea completamente empacada alrededor del mismo filtro y de ese modo mantenerlo es su lugar durante la producción, así podrá evitarse que la grava penetre en la tubería de producción logrando que la grava detenga la invasión de arena y finos de la formación.
80
3.4.2.1. Diámetro de Filtro Para calcular el valor del diámetro del filtro debemos conocer el diámetro externo del Casing (OD). El pozo CLP-3 presenta una completación de arreglo simple convencional por lo cual utilizaremos el OD y el ID del Casing que tienen valores de 7pulg y 6,184pulg respectivamente. Co estos datos y la tabla de combinaciones comunes de tamaños para Casing, Liner y Filtros. Seleccionaremos el diámetro correcto de filtro.
Tabla 3.5: Combinaciones Comunes de Tamaños Para Casing/Liner Y Filtros.
Dimensiones Casing/Liner
Tamaño de filtros Premium poromax
Wt/pie
Nominal
OD (plg)
(lbs)
ID (plg)
(plg)
ID (plg)
OD (plg)
4 1/2 5½
113,6 15,5
4,00 4,95
1½ 2 3/8
1,610 1,995
2,200 2,880
7
29,0
6,18
2 7/8
2,441
3,500
7
29,0
6,18
3½
2,992
4,125
7
29,0
6,18
4
3,548
4,760
7 5/8
33,7
6,76
2 7/8
2,441
3,500
7 5/8
33,7
6,76
3½
2,992
4,250
7 5/8
33,7
6,76
4
3,548
4,760
9 5/8
43 a 53,5
8,68
5½
4,950
6,050
Fuente: British Petroleum (BP), 2005. En base a la tabla se eligió el filtro de diámetro externo (OD) de 4,125pulg y diámetro interno (ID) de 2,992pulg. Teniendo un espacio radial de dos o más pulgadas entre el OD del Casing y el OD del filtro permitiendo a la grava acomodarse de una manera
81
más apropiada en el espacio anular, además reduce el punteo de la grava permitiendo que decante alrededor del Filtro.
3.4.2.2. Espaciamiento de los alambres El espaciamiento de los alambres se refiere al tamaño de las aberturas que tendrá el filtro. Para realizar el diseño del espaciamiento seleccionaremos un ancho que no sobrepase el 75% del diámetro más pequeño de la grava elegida anteriormente bajo condiciones de fondo, ya que la grava sufre una reducción de tamaño por efecto de la erosión en el momento en el que esta es bombeada a través de la bomba hacia el fondo del pozo. Se requieren los siguientes pasos para calcular el tamaño de aberturas del filtro:
Para obtener el 75% del diámetro de la grava más pequeña. Ya se realizó el diseño del tamaño de grava del pozo CLP-3 cuyo resultado la más apropiada fue la grava 20/40 US Mesh. De esta relación la grava más pequeña es la de 40 Mesh.
Seguidamente obtenemos el diámetro promedio del tamaño 40 Mesh con ayuda de la (Tabla 3.4). Cuyo valor es de 0,017Pulg.
Calculamos el 75% del diámetro promedio (0,017Pulg.).
0,017.∗0.75 = 0,01275.
Con el resultado obtenido buscamos la abertura más recomendada para un tamaño de grava 20/40 Mesh con ayuda de la (Tabla 3.6)
82
Tabla 3.6: Gravas Comunes y Abertura de los Filtros Tamaño de
Rango de
Abertura
Espaciamiento de
Grava (Malla
Tamaño (pulg)
Recomendada
Agujero del Filtro
(pulg)
(Gauge)
U.S.) 6/10
0,1320 0,0787–
0,060
60
8/12
0,0937 0.0661–
0,050
50
10/20
0,0787 0,0331–
0,020
20
12/20
0,0661 0,0331–
0,020
20
16/30
0,0469 0,0232–
0,018
18
20/40
0,0331 0,0165–
0,012
12
40/60
0,0165 0,0098–
0,006
6
50/70
0,0117 0,0083–
0,006
6
Fuente: Baker Hughes, Arenamiento en Pozos.
Como resultado para este caso obtenemos que el espaciamiento del filtro debiera ser de 12 Gauge. También podemos observar que el valor de la abertura recomendada elegida de (0,012Pulg.) no sobrepasa el 75% del diámetro promedio de (0,01275Pulg.).
3.4.3. VOLUMEN DE GRAVA El cálculo del volumen de grava necesario para empacar los espacios anulares entre el Filtro-Casing y Blank pipe-Casing se realizara mediante la ecuación 2.6 utilizando datos del pozo CLP-3. 83
Tabla 3.7: Diámetros y Longitudes Pozo CLP-3 Longitud
Diámetro (in)
(m)
(ft)
Casing ID
6,184
-
-
Blank Pipe OD
3,500
3,048
10
Filtro OD
4,125 18 59,05 Fuente: Elaboración Propia Con Datos De PESA.
Para el control de arena en el pozo CLP-3 se consideró que se utilizaran 2 filtros, cada uno con 9 metros de longitud haciendo un total de 18 metros de largo que supera los 16 metros de espesor baleado en el pozo.
Capacidad anular Filtro y Casing Es el cálculo de volumen entre los filtros y el Casing de la zona productora.
4,125 V1 = 6,184 144 ∗ 0,7854 = 0,1157 /
Capacidad anular Blank Pipe y Casing Es el cálculo de volumen entre el Blank Pipe y el Casing.
V2 = 6,184144 3,5 ∗ 0,7854 = 0,1417 /
Numero de sacos Filtro y Casing
∗ ∗ 0,7854 = 6,184 4,125∗ 59,05 ∗ 0,7854 = 6,836 1 144 144 84
Numero de sacos Blank Pipe y Casing
∗ ∗ 0,7854 = 6,184 3,5 ∗ 10 ∗ 0,7854 = 1,417 2 144 144
Numero de sacos en los Baleos y la Formación
∗ = 48,1 ∗ 15 = 7,22 3 100 100
Número total de sacos de grava requerida
= 1 + 2 + 3 = 6,836 + 1,417 +7,22 = 15,473 Para poder realizar el tratamiento en los espacios anulares entre FiltrosCasing y Blank Pipe-Casing del pozo CLP-3, se necesitaran aproximadamente 16 sacos de grava Carbolite 20/40.
Grava por barril de lechada
= ∗ ℎ = 0,74∗ 40,66 = 30,088
Volumen total de Lechada
∗100 ∗ 4,2 ℎ = + 42 85
∗100 + 15,473 ∗4,2 ℎ = 15,473 30,088 42 ℎ = 52,29 3.4.4. CÁLCULOS DE PRESIÓN DE EMPAQUE
Gradiente de Fractura mínimo
∗ = 13 1 + 2 Dónde:
Pr = Presión del Reservorio (psi) TVD = Profundidad vertical Verdadera (pies)
2 ∗ 2455 ) = 0,479 / = 13 (1 + 11256,56
Presión de Fractura (P frac)
= ∗ = 0,479 ∗11256,56 = 5391,89
Presión Hidrostática (P h) Es necesario conocer el valor de la densidad del fluido de fractura (flu) que
es (8,33 lb/gal US) para poder determinar el valor de la presión hidrostática.
86
ℎ = 0,052 ∗
∗
ℎ = 0,052 ∗ 8.33 ∗ 11256,56 = 4875,89
Presión de Fricción (Pfric)
40 Pfric = ∗ 1000 40 = 450.26 Pfric = 11256,56 ∗ 1000
Presión de Superficie (P s)
= + + ℎ = 5391,89 + 450,26 4875,89 = 966.26 3.4.5. POTENCIA HIDRÁULICA (HHP)
= 40,8∗ ∗2 = 966,26 40,8 = 47,36
3.5. DISEÑO DE FRACTURAMIENTO
87
3.5.1 SELECCIÓN DE FLUIDO FRACTURANTE El fluido fracturante a utilizar en el pozo CLP-3 creara la fractura y acarreara el material soportante dentro de ella. La selección de un apropiado fluido es uno de los principales factores para el éxito de la operación.
3.5.1.1. Criterio de Selección del Fluido Las propiedades más importantes que un fluido de fractura debe cumplir son:
Baja perdida de fluido.
Baja perdida de fricción.
Compatible con la formación.
Compatible con los productos.
Buena capacidad de transporte y sostén.
Daño mínimo a la formación.
Estable a temperatura de fondo de pozo.
Estable viscosidad durante el tratamiento.
Seguridad en la manipulación.
Algunas de esta propiedades no son fáciles de combinar en un mismo fluido, por esta razón se debe identificar la propiedades más esenciales para la fractura. Para ello, existen un número de sistemas de fluidos disponibles para el fracturamiento.
1. Se priorizara el fluido que cumpla con lo siguiente:
Compatible con la formación productora Tarija gas B.
Proporcione seguridad en la manipulación.
88
Según estos requerimientos seleccionamos un fluido con base acuosa, por su fácil adaptación a las condiciones de cada formación y no brindar riesgos accidentales por su fácil preparación.
2. Se requiere también que el fluido transporte de manera eficiente la grava al fondo del pozo. Para esto se adicionara al fluido base agua un producto gelificante (polímero). para
el presente diseño el Guar es el que
precisamente usaremos ya que es el más utilizado en la industria por sus buenas propiedades como agente de sostén.
3. El fluido debe tener una alta capacidad de sustentación evitando que la grava decante y se puntee. Para esto se necesita añadir un rectificador (crosslinker) al fluido acuoso gelificado.
4. Se requiere también que el fluido presente alta viscosidad cuando en fluido alcance la temperatura de fondo de pozo, y baja viscosidad en la superficie para facilitar la incorporación del agente sustentante. 5. A continuación en la (Tabla 3.8) se muestran los nombres de los fluidos fracturantes comercializados por la empresa BJ services y sus especificaciones respectivas para su selección.
89
Tabla 3.8: Fluidos Fracturantes de Base Acuosa
Fluidos Fracturantes BJ – Base Agua, Reticulados SPARTAN FRAC
MEDALLION FRAC
SPECTRA FRAC G
-
Base Guar
-
Base CMHPG
-
Base Guar
-
XL Boratos
-
XL Organometalico
-
XL: Organoborato
-
Hasta 250° F
-
Reticulacion
-
Reticulacion
-
Alternativa
Retardada económica
-
Medallion: Bajo PH
Retardada -
(Compatible con
Elevada Conductividad
CO2) -
-
Hasta 330° F
-
Muy Bajo Filtrado
HT: Hasta 400° F Reducida Fricción
Fuente: BJ Services, Manual de Fracturamiento Hidráulico.
6. Todos los requerimientos analizados anteriormente nos señala que la opción más adecuada la utilización de sistema denominado Spectra Frac G, base agua el cual es apto para trabajar en un rango de temperatura entre 60°F (15°C) hasta 300°F (149°C). Compuesto por Guar crosslinkeado a un
90
elevado pH por un Organoborato y un agente gelificante natural, pudiendo ser mezclado o también aditivado en forma continua.
3.5.1.2. Proporción de Aditivos La proporción de cada aditivo está realizado por cada 1,000 galones de fluido fracturante. Para el pozo CLP-3 el diseño de proporción de aditivos se realizara para un volumen de 9.941,4 (gal.) de fluido Spectra Frac G.
Agente Gelificante. La cantidad de Guar recomendable es de 40 lb/1.000 gal.
9941,4 ∗ 40 = 397,656 1000
Surfactantes. La cantidad recomendada es de 0,05 -10 gal/1.000 gal
9941,4 ∗5,025 = 49,96 1000
Control de Arcillas. La cantidad recomendada es de 1 -3%KCL
9941,4 ∗ 2% = 19,88 % 1000
Reductores de fricción. La cantidad recomendada es de 0,1 -1 gal/1.000 gal.
9941,4 ∗ 0,55 = 5,467 1000
Crosslinker. La cantidad recomendada se la realiza en laboratorios en función a la viscosidad que el tratamiento requiera.
3.5.2. SELECCIÓN DEL AGENTE SUSTENTANTE
91
La función principal del material de sostén es mantener la conductividad de la fractura durante la vida productiva de un pozo, por este motivo debe ser lo suficientemente resistente soportando los esfuerzos de cierre de fractura tanto al final del tratamiento y durante la producción del pozo. Ante los esfuerzos de cierres demasiado grandes, los soportantes se trituran y se incrustan en la cara de la fractura, también si los esfuerzos son demasiado bajos o la roca es débil. Para esto es necesario buscar un equilibrio ya que ambos efectos son fundamentales para la conductividad de la fractura. Además el agente de sostén debe proporcionar un contraste necesario con la permeabilidad de la formación para asegurar el incremento de la producción de hidrocarburos del pozo después de la fractura. Para la adecuada selección del agente de sostén haremos uso de algunas propiedades del pozo CLP-3 reflejadas en la (Tabla 3.9), realizando los siguientes pasos.
Tabla 3.9: Datos del Pozo CLP-3 Pozo CLP-3 Presión del Reservorio
2,455 psi
Presión de Fondo Fluyente
1,032 psi
Gradiente de Stress estimado
0,6 psi/ft
Profundidad de los Baleos
Top
3,086 m.
Base
3,102 m.
Constante de biot’s
0,69
Coeficiente de Poison (v)
0,25
Fuente: Elaboración Propia con datos de PESA.
Calculo de stress esperado
= ∗ . 92
= 0,6 ∗ 10177.16 1032 = 5074,3 En el caso de que el pozo se encuentre completamente depletado y la presión de fondo fluyente sea menor a 100 psi se podrá obtener el stress máximo.
= 0,6∗10177.16 100 = 6006,3
La presión de confinamiento es usualmente igual al stress para solo una formación. Por lo cual tenemos que la presión de confinamiento ≈ 6006,3 psi. La cual es la presión mínima requerida dentro de la factura con el propósito de mantener la fractura.
El agente de sostén fue seleccionado para que pueda soportar el valor de la presión de confinamiento del reservorio. La grava Carbolite que forma parte del Lighweigt Ceramic Proppant (LWC) que seleccionamos, es un cerámico de gravedad específica 2,71 con aplicación a presiones de confinamientos de hasta 8,000 psi (Tabla 3.10).
Tabla 3.10: Agentes de Sostén Comunes
Propante
Mesh Size
Stress, psi
% Fines
12/20
3,000
5,4
20/40
4,000
4,0
20/40
8,000
14,0
12/20
3,000
15,5
Brady Sand
20/40
4,000
11,4
LWC
20/40 20/40
6,000 8,000
15,1 6,0
ISP
20/40
10,000
6,0
Ottawa Sand
93
20/40
Bauxite
12,500
6,8
Fuente: Economides & Martin, 2007 El uso de gravas sintéticas de menor densidad evita riesgos de decantación y punteo de la misma y por ende arenamientos prematuros. Además la grava Carbolite 20/40 presenta una redondez de (0,9).
Para conocer mejor sus
propiedades y parámetros físicos la presentamos en la (Tabla 3.11)
Tabla 3.11: Propiedades Carbolite 20/40
/ ]
Bulk Density
103,07 [
Packed Porosity
0,397
Specific Gravity
2,71
Turbulence Coeff a Low Stress
1,10
Turbulence Coeff b Low Stress
0,10
Turbulence Coeff a Low High Stress 1,50 Turbulence Coeff b Low High Stress 1,43 Threshold Stress
7,611 (psi)
Diameter Width at 2 PSF
0,029 (in) 0,234 (in)
Width Correction a
3,70e→08 (in/psi)
Widt Correction b
0,00e→00 (in)
Stress Cycle Exponent
0,010
Propante Type
Low Densit Ceramic
Fuente: FracproPT 2007
3.5.3. Diseño de Fractura 3.5.3.1. Altura de la Fractura (h f) Es la proporción de un valor numérico en pies (ft) que refleja la altura de la fractura tomando en cuenta datos de diseño, en este caso será de h f =35 ft
94
3.5.3.2. Permeabilidad del Agente de Sostén (K f) Es también conocida como la permeabilidad de la fractura (K f) se la obtiene según el tipo de agente sustentante ya que está en función del stress máximo. Con datos del propante Carbolite 20/40 ( tabla 12), determinamos la permeabilidad del agente de sostén.
Tabla 3.12: Permeabilidad del Propante Carbolite 20/40 según el Stress
Effective Stress
Propant
Prop
Permeability
(psi)
(D)
1
0
540,000
2
2,000
507,600
3
4,000
406,761
4
6,000
332,621
5 6
8,000 10,000
196,022 112,061
7
12,000
77,546
8
14,000
53.662
9
16,000
37,134
10
18,000
25,697
11
20,000
17,782
Fuente: Software FracproPT 2007
Para un stress máximo de 6006,3 psi se calculó mediante interpolación resulta que la Kf = 332,19
95
3.5.3.3. Numero de Propante (N prop) Para determinar en número de propante (N prop), primeramente se necesita obtener los valores adimensionales de la conductividad de fractura (C fD) y la proporción de penetración (Ix).
conductividad de fractura (C fD)
∗ 1,7708− CfD = Kf0,57 ∗ ∗ 1,7708 CfD = 332.19 0,57∗ 562,3 = 1,83 −
Proporción de Penetración (Ix)
Ix = 2 ∗ 562,3 = 0,2868 Ix = 2∗3.919,95 Con estos valores podremos obtener número de propante (N prop).
Nprop = IxCfD Nprop = 0,2868 ∗ 1,83 = 0,150
96
3.5.3.4. Índice de Productividad Adimensional (J D) Mediante la siguiente ecuación podrá determinarse el índice de productividad óptimo.
JD = ln re 10,75 + = 0,502 rw 3.5.3.5. Daño de Fracturamiento (S f) Es el efecto del daño después del fracturamiento.
Sf = 1 + 0,75 lnre/rw 1 + 0,75 ln( 2211) = 6.01 Sf = 0,502 0,35 Después del tratamiento tenemos que el Daño de fractura ( Sf) es de (-6,01), es mucho menor al Daño de formación antes de la fractura y empaque. Lo que nos da entender que mediante el tratamiento se podrían mejorar las condiciones del pozo CLP-3.
3.5.3.6. Calculo de Presiones para el Fracturamiento
Gradiente de Fractura Máximo y Mínimo
= 1 (1 + ) 2455 2 ) = 12 ( 1 + 11256,56 = 0,609 / 97
∗ = 13 1 + 2 2 ∗ 2455 ) = 0,479 = 13 (1 + 11256.56
Presión de Fractura (P frac)
Pfrac = ∗ Pfrac = 0,609∗ 11256,56 = 6.855,24
Presión Hidrostática (Ph)
ℎ = 0,052 ∗ ∗ ℎ = 0,052 ∗8,33∗ 11256,56 = 4.875,89
Presión de cierre (Pc)
= ℎ = 6.855,24 4.875,89 = 1.979,35
Presión Neta (Pn)
= = 2455 1.979,35 = 475.65
Presión de Fricción (P fric)
750 = ∗ 1.000 98
750 = 8.442,42 = 11.256,56 ∗ 1.000
Presión de fracturamiento en superficie (P s) Es aquella presión que se necesita en superficie para que se pueda generar la fractura en la formación Tarija.
= + ℎ = 6.855,24 + 8.442,42 4.875,89 = 10.421,77
Potencia Hidráulica Demandada (HHP)
= 40,8∗ ∗ 15 = 10.421,77 40,8 = 3841,68
99
3.6. EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO DE FRAC –PACK
El tratamiento de fracturamiento hoy en día, se realiza en una sola operación para mejorar aún más la producción del pozo y reducir los costos operacionales, ya que al principio, se aplicaba la técnica de fracturamiento y empaque en varias etapas que comprendían un fracturamiento hidráulico seguido de la limpieza de pozo instalación de filtros y operaciones de empaque de grava separadas, etc. El tratamiento de fracturamiento ahora se ejecuta con filtros de grava ya instalados en el fondo del pozo. El empaque de grava en pozos con instalaciones de filtros de grava se logra al final del tratamiento. Los fluidos y el agente soportante son inyectados mediante la tubería de producción y un empacador de grava que incluye una herramienta de servicio configurada en modo de circulación o inyección forzada.
3.6.1. PROCEDIMIENTOS DEL TRATAMIENTO
El fluido fracturante (Spectra Frac G para el pozo CLP-3), se lo procede a combinar en un mezclador (blenders) con el propante (Carbolite 20/40) usado para mantener o apuntar la fractura abierta una vez que el tratamiento ha sido completado. La calidad de ambos fluidos necesarios deberán ser sujetos a adecuadas mediciones de control de calidad.
La lechada (slurry) propante/fluido, luego es pasado a una bomba de alta presión donde el fluido es incrementado a un valor tal que la fractura hidráulica puede ser creada en la zona productiva.
El fracturamiento hidráulico tiene que ser realizado en un proceso continuo, donde bombas de repuesto tienen que estar disponibles inmediatamente si es que por algún motivo la bomba principal se descompone.
100
La cabeza de pozo debe tener una capacidad de alta presión, esta puede ser temporalmente incrementada por la instalación de un “tree saver” en la
cabeza del pozo. Específicamente es un tubing de una corta longitud, pequeño diámetro y de pared ancha, instalado dentro del árbol de navidad. Este equipo tiene sellos instalados en el tope y en el fondo para asegurarse que los componentes en la cabeza con una baja capacidad de presión estén protegidos de las altas presiones experimentadas durante el tratamiento de fracturamiento.
El tubing de producción estará sujeto a fuerzas de explosión debido a las altas presiones requeridas para el fracturamiento. Esto puede ser reducido de alguna manera presurizando el anillo entre el Casing/Tubing durante el tratamiento. El valor de diseño para la resistencia del tubing debería ser reducido apropiadamente, para considerar cualquier corrosión ya que el pozo CLP-3 ha estado en producción muchos años.
3.6.2. EQUIPOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO
Equipos de Superficie -
Equipos de bombeo
-
Transporte de arena
-
Equipos de medición y control
-
Mescladores (blenders)
-
Líneas de alta presión
-
Tanques de almacenaje para fluidos
-
Conexiones de superficie y de boca de pozo
Herramientas de Fondo de Pozo -
Packers
-
Tapones
101
3.6.3. EQUIPOS PARA EMPAQUETAMIENTO DE GRAVA
Herramienta de Fondo de Pozo -
Tubería de lavado (wash pipe)
-
Filtros
-
Unidad de bombeo
-
Centralizadores
-
Válvulas de aislamiento
-
Junta de seguridad
-
Herramienta de asentamiento (crossover)
-
Extensiones
3.6.4. HERRAMIENTA DEL TRATAMIENTO DE FRAC –PACK Para el óptimo desarrollo del tratamiento de Frac Pack en el pozo CLP-3 se recomienda la herramienta de servicio, Packer/MPA tool de la empresa Halliburton denominada. Herramienta Multi.Posicional para fractura y empaque (MPA). La técnica Frac Pack generalmente comienza con la herramienta configurada en modo de inyección forzada (Grafico3.6). Una vez que se detiene el crecimiento del largo de la fractura, se cambia a modo de circulación para asegurar el empaque completo de los filtros de grava y el contacto entre los granos del agente de sostén. La herramienta luego se utiliza para limpiar el exceso de lechada, bombeando fluido dentro del espacio anular y hacia la tubería de producción.
102
Grafico3.6: Packer/Multi-Position Tool Systems
.
Fuente: Sand Control Solutions, Halliburton 103
3.6.5. POSICIONES DE TRABAJO DE LA HERRAMIENTA PACKER/MPA. Con el fin de realizar un óptimo tratamiento, esta herramienta de fondo esta provista de diferentes posiciones de trabajo, que las detallamos a continuación.
Posición de Bajada Este es el modo en el cual la herramienta de trabajo (empacador de grava screens, tubería de lavado, etc.) es bajada hasta una profundidad determinada por dentro del Casing.
Posición de Asentamiento del Packer Una vez alcanzada la profundidad final de la herramienta, se lanza una esfera de bronce de aproximadamente 1.75 pulg de diámetro, la que se asienta en el Hydroplug (asiento ubicado inmediatamente por debajo del Crossover Weldment) se aplica presión directa anclando el Packer.
Posición de Inyección Forzada (Sqeeze) La ejecución de esta técnica empieza con la herramienta configurada en modo de inyección forzada, etapa en la cual el fluido de relleno es inyectado al pozo, el cual está en una presión suficiente para generar fracturas en la formación productora, una vez que se detiene el crecimiento del largo de la fractura, la herramienta es cambiada a modo o posición de circulación.
Posición de Circulación La configuración en modo de circulación genera una trayectoria para el retorno del fluido a la superficie a través del espacio anular. En esta posición es donde la herramienta va empacando el interior de la fractura y también los
104
espacios anulares. Esta posición es la misma que la anterior descrita, sin embargo, la diferencia radica en que el bombeo (de la lechada fluido/grava) se lo realiza corriendo en sentido contrario al flujo anteriormente descrito.
Posición de Reserva Una vez completado el bombeo de la grava, se debe proceder a reservar hasta superficie el exceso de grava que pudiera haber sido enviado como parte de la operación. Es importante reservar este exceso ya que se dejara caer este por gravedad se correría el riesgo de tener un aprisionamiento de la herramienta.
INDICE
105
CAPITULO I
...................................................................................................................................... 1
MARCO REFERENCIAL .................................................................................................................
1
1.1. INTRODUCCION ......................................................................................................................
1
1.2. ANTECEDENTES ....................................................................................................................
2
1.2.1. Antecedentes Generales..................................................................................................
2
1.2.2. Antecedentes Específicos................................................................................................
2
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA...................................................................................
3
1.4. IDENTIFICACION DEL PROBLEMA..................................................................................... 3 1.3.1. ARBOL DE PROBLEMAS ...............................................................................................
3
1.4.1. Formulación De Problema ...............................................................................................
5
1.5. OBJETIVOS
.............................................................................................................................. 5
1.5.1. Objetivo General ................................................................................................................
5
1.5.2. Objetivos Específicos .......................................................................................................
5
1.6. JUSTIFICACIÓN .......................................................................................................................
5
1.7. ALCANCES
............................................................................................................................... 6
1.7.1. Alcance Temático. .............................................................................................................
6
1.7.2. Alcance Geográfico. ..........................................................................................................
6
1.8. APORTE
.................................................................................................................................... 6
CAPITULO II
..................................................................................................................................... 7
MARCO TEORICO
.......................................................................................................................... 7
2.1. Reacondicionamiento De Pozos O Workover...................................................................... 7 2.2. Completación de Pozos[1]
....................................................................................................... 8
2.2.1. Completaciones hueco abierto o descalzas[1].............................................................. [1]
2.2.2. Completaciones de flujo natural
8
.................................................................................. 9
2.2.3. Completaciones con métodos artificiales[1]
................................................................ 10
[1]
................................................................. 10
2.2.4. Completación con una Zona Productora
2.2.5. Completaciones con Zonas Múltiples [1]..................................................................... 11 2.2.6. Fases de una Completación de Pozos[1] 2.3. PROBLEMAS DE POZOS
[2]
.................................................................... 12
................................................................................................ 13
2.3.1. Tasa de Producción Limitada........................................................................................
13
2.3.1.1. Baja Permeabilidad de la Formación.................................................................... 13 2.3.1.2. Baja Presión del Yacimiento..................................................................................
13
2.3.1.3. Daño de la Formación ........................................................................................... 14
106
2.3.1.4. Taponamiento de la Tubería de Producción........................................................
14
2.3.1.5. Alta Viscosidad del Petróleo................................................................................... 14 2.3.1.6. Excesiva Contrapresión Sobre la Formación......................................................
15
2.3.1.7. Inadecuado Sistema de Levantamiento............................................................... 15 2.3.2. Alta Producción De Agua...............................................................................................
15
2.3.2.1. Adedamiento De Agua ............................................................................................
15
2.3.2.2. Conificación De Agua ..............................................................................................
16
2.3.3. Alta Producción De Gas .................................................................................................
17
2.3.3.1. Gas Disuelto En El
Petróleo................................................................................... 18
2.3.3.2. Capas De Gas Primarias o Secundarias..............................................................
18
2.3.3.3. Flujo De Gas De Zona Infra o Suprayacentes....................................................
18
2.3.4. Problemas Mecánicos ....................................................................................................
18
2.3.4.1. Falla En La Cementación Primaria........................................................................
19
2.3.4.2. Filtración Del Revestidor.........................................................................................
19
2.3.4.3. Equipo De Levantamiento Artificial.......................................................................
19
........................................................ 2.3.4.4. Comunicación Por Terminaciones Múltiples
19
2.4. Daño a la Formación[3] 2.4.1. Tipos de Daño [4]
.......................................................................................................... 20
.............................................................................................................. 22
2.4.1.1. Daño por Invasión de Fluidos................................................................................
23
2.4.1.2. Daño por Arcillas ......................................................................................................
23
2.4.1.3. Daño por Bloqueo de Agua....................................................................................
23
Aceite.................................................................................. 23
2.4.1.4. Daño por Bloqueo de
2.4.1.5. Daño por Bloqueo de Emulsiones......................................................................... 23 2.4.1.6. Daño por Invasión de Sólidos................................................................................
24
2.4.1.7. Daño Asociado con la Producción........................................................................
24
2.5. Producción de Arena[5]
.......................................................................................................... 24
2.5.1. Causas de la Producción de Arena[5] .......................................................................... 2.5.1.1. Cohesión [5] 2.5.1.2. Tensión [5]
25
............................................................................................................... 25
.................................................................................................................. 26
2.5.1.3. Colapso de Poro[5] ................................................................................................... [5]
2.5.1.4. Corte o Cizallamiento 2.5.1.5. Flujo de Fluidos
[5]
26
.......................................................................................... 27
.................................................................................................... 28
2.5.1.6. Factores Geográficos y Geológicos[5] ..................................................................
29
107
2.5.1.7. Grado de Consolidación[5]......................................................................................
29
2.5.1.8. Reducción de la presión de poro[5] ....................................................................... 29 2.5.1.9. Tasa de Producción[5]
............................................................................................. 30
2.5.1.10. Viscosidad del Fluido del Yacimiento[5] ............................................................. [5]
2.5.1.11. Aumento de la Producción de Agua [5]
2.5.2. Efectos de la producción de arena
30
............................................................... 31
........................................................................... 31
2.5.2.1. Acumulación en los Equipos de Superficie[5] ...................................................... 32 2.5.2.2. Acumulación en el fondo[5] ..................................................................................... 32 2.5.2.3. Erosión del equipo de fondo y de superficie[5] .................................................... 32 2.5.2.4. Colapso de la Formación[5] 2.6. Empaque con Grava
[6,7]
.................................................................................... 33
........................................................................................................ 34
2.6.1. Análisis de la Formación ................................................................................................
34
2.6.1.1. Análisis Granulométrico..........................................................................................
34
2.6.2. Selección de los Fluidos de Tratamiento.....................................................................
36
2.6.3. Métodos de Selección del Tamaño de la Grava........................................................
36
2.6.3.1. Método de Saucier ...................................................................................................
36
2.6.4. Selección de la Rejilla.....................................................................................................
38
2.6.4.1. Abertura de la Malla de la Rejilla........................................................................... 38 2.6.4.2. Tipos de Rejillas .......................................................................................................
40
2.6.4.3. Diámetro de Rejilla...................................................................................................
41
2.6.4.4. Longitud de Rejilla ...................................................................................................
42
[8]
2.7. Generalidades del Frac-Pack
........................................................................................... 43
2.7.1. Fluidos Fracturantes del Frac-Pack[8].......................................................................... 2.7.1.1. Aditivos
[8]
44
.................................................................................................................. 46
2.7.1.2. Selección del Fluido Fracturante[8]
....................................................................... 47
2.7.2. Agente sustentante (apuntalante) del Frac-Pack[8] ................................................... 48 2.7.2.1. Conductividad de la fractura................................................................................... 49 2.7.2.2. Forma .........................................................................................................................
50
2.7.2.3. Tamaño ......................................................................................................................
51
2.7.2.4. Densidad ...................................................................................................................
52
2.7.2.5 Resistencia .................................................................................................................
52
2.7.2.6. Esfuerzos .................................................................................................................. 2.7.2.7. Selección del Apuntalante......................................................................................
54 55
108
2.8. Fracturamiento Hidráulico Mediante Frac-Pack[8] 2.8.1. Modelos de Fracturamiento Hidráulico[8] 2.8.2. Pérdida de Fluido[8]
............................................................ 57
.................................................................... 57
........................................................................................................ 59
2.8.3. Problemas Durante el Desarrollo de Fracturas[8] ......................................................
60
2.8.3.1. Comportamiento de la Punta de la Fractura........................................................ 60 2.8.3.2. Comportamiento en la Vecindad del Pozo........................................................... 60 CAPITULO III
.................................................................................................................................. 63
INGENIERIA DE PROYECTO ..................................................................................................... 3.1 DESCRIPCION DEL CAMPO
63
COLPA................................................................................. 63
3.1.1. GEOLOGIA Y ESTRATIGRÁFICA DEL CAMPO COLPA........................................ 64 3.1.2. DESCRIPCION DE LOS ESTRATOS PRODUCTORES......................................... 64 3.1.2.1. Formación Chaco .....................................................................................................
64
3.1.2.2. Formación Yecua .....................................................................................................
64
3.1.2.3. Formación Petaca ....................................................................................................
65
3.1.2.4 Formación San Telmo (Ichoa)................................................................................. 66 3.1.2.5. Formación Taiguati ..................................................................................................
66
3.1.2.6. Formación Tarija ......................................................................................................
67
3.1.3.
EVALUACION DEL DAÑO A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS............ 69
3.2. SITUACION ACTUAL DE PRODUCCION.........................................................................
70
3.2.1. ANALISIS DE RESERVAS DEL CAMPO COLPA..................................................... 70 3.2.1.1. Formación Tarija Inferior Gas................................................................................ 3.2.2. ANALISIS DE PRODUCION DEL POZO
71
CLP-3........................................................ 73
3.3. ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA DEL POZO CLP-3................................. 74 3.3.1. PREDICCIÓN DE LA ARENA DEL POZO.................................................................. 74 3.3.1.1. Mineralogía del Reservorio..................................................................................... 74 3.3.2. PRODUCCIÓN DE ARENA ACTUAL EN EL POZO CLP-3.................................... 74 3.3.3. SELECCIÓN APROPIADA DEL METODO DE CONTROL DE ARENA................ 75 3.4. DISEÑO DE CONTROL DE ARENA...................................................................................
78
3.4.1. DISEÑO DEL TAMAÑO DE GRAVA...........................................................................
78
3.4.2. DISEÑO DE FILTRO ...................................................................................................... 3.4.2.1. Diámetro de Filtro.....................................................................................................
80 81
3.4.2.2. Espaciamiento de los alambres.............................................................................
82
3.4.3. VOLUMEN DE GRAVA ..................................................................................................
83
109
3.4.4. CÁLCULOS DE PRESIÓN DE EMPAQUE................................................................. 86 3.4.5. POTENCIA HIDRÁULICA (HHP).................................................................................. 87 3.5. DISEÑO DE FRACTURAMIENTO....................................................................................... 87 3.5.1 SELECCIÓN DE FLUIDO FRACTURANTE................................................................
88
3.5.1.1. Criterio de Selección del Fluido.............................................................................
88
3.5.1.2. Proporción de Aditivos ............................................................................................
91
3.5.2. SELECCIÓN DEL AGENTE SUSTENTANTE............................................................ 91 3.5.3. Diseño de Fractura .......................................................................................................... 3.5.3.1. Altura de la Fractura
94
(hf) ......................................................................................... 94
3.5.3.2. Permeabilidad del Agente de Sostén (Kf) 3.5.3.3. Numero de Propante (Nprop)
............................................................ 95
................................................................................... 96
3.5.3.4. Índice de Productividad Adimensional (JD) .......................................................... 3.5.3.5. Daño de Fracturamiento (Sf)
97
.................................................................................. 97
3.5.3.6. Calculo de Presiones para el Fracturamiento..................................................... 3.6. EJECUCIÓN DEL TRATAMIENTO DE FRAC –PACK .................................................
97
100
3.6.1. PROCEDIMIENTOS DEL TRATAMIENTO............................................................... 100 3.6.2. EQUIPOS PARA FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO........................................... 101 3.6.3. EQUIPOS PARA EMPAQUETAMIENTO DE GRAVA............................................ 102 3.6.4. HERRAMIENTA DEL TRATAMIENTO DE FRAC–PACK ..................................... 102 3.6.5. POSICIONES DE TRABAJO DE LA HERRAMIENTA PACKER/MPA................ 104
BIBLIOGRAFIA
110
[1]. Manual de completación de pozos (2003), Schlumberger. [2]. Centro Internacional de Educación y Desarrollo (CIED). “Completación y Reacondicionamiento de pozos”. Segunda versión.
Mayo, 1997. [3] Ramírez Sabag Jetzabeth, Lozano Villa Juana Gerardo y Pérez Tavares Rodolfo Carlos, “Productividad de Pozos Petroleros” 2007.
[4] Terminación y Mantenimiento de pozos; 2000. Unidad de perforación y mantenimiento de pozos México. [5] Díaz C. y Díaz Y. (2002) .Desarrollo de una metodología para la selección del método más adecuado para su control en el área mayor de socororo. Trabajo especial de grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas. [6] Schlumberger, (1992). “SAND CONTROL ENGINEERING MANUAL”. [7] Martorano P., “Clases: POZOS II”. [8] URIOSTEGUI COBOS “Fracturamiento Hidráulicoen Yacimientos De Alta Permeabilidad”
111
