GUIA 14T DE DISENO CONTROL DE ARENA.pdf

14 a n e r A e d l o r t n o C

Terminación

GUÍA GU ÍA PAR ARA A

Guía de Diseño para el Control de Arena

fotocopiada,


fotocopiada,


CONTENIDO Prefacio

1. OBJETIVO. 2. INTRODUCCIÓN. 3. CONCEPTOS BÁSICOS DE MECÁNICA DE ROCAS. 4. MECANISMO DE PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS. 5. MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA. 6. SELECCIÓN DEL MÉTODO CONTROL DE ARENA.

DE

ANEXO 1 Nomenclatura. ANEXO 2 Ejemplo de Empaque de grava. ANEXO 3 Ejemplo de Fracpack. ANEXO 4 Referencias. La producción de arena se dene como la producción de sólidos junto con el uido del yacimiento, la cantidad de éstos, puede variar desde unos gramos por tonelada de uido hasta cantidades catastrócas que naliza por llenar el pozo hasta su pérdida. La producción de arena se inicia como consecuencia de los esfuerzos que actúan sobre las rocas de las formaciones provocando rupturas por esfuerzo de corte (cizalladura), seguido por el ujo de los uidos producidos, que transportan la arena fragmentada hasta el pozo y uya hacia la supercie, o se deposita en cualquier parte del sistema del pozo.


1. OBJETIVO El presente documento tiene como objetivo esquematizar los factores que causan la migración de sólidos de formación hacia el pozo y la problemática asociada a ellos, haciendo una breve descripción de los métodos que se tienen para el control de sólidos; así como también, el disponer de una metodología de diseño con el propósito de establecer los criterios para la selección de las técnicas de control que apliquen, la evaluación técnica – económica del método o técnica seleccionada.

2. INTRODUCCIÓN Como resultado natural en la explotación de pozos en los diferentes yacimientos, existe una gran variedad de problemáticas asociadas a la fase productiva de los mismos, lo que origina a implementar análisis más detallados encaminados a reducir el impacto sobre la misma. Uno de los problemas asociados en la vida productiva del pozo es la producción de sólidos (arena), siendo este uno de los más antiguos que enfrenta la industria petrolera y el causante de diversas afectaciones, entre las principales se tienen: a. Reducción o pérdida de producción. b. Acumulación de sólidos (arena) en líneas superciales y equipo. c. Erosión en los componentes del

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sistema de producción. d. Fuga en conexiones, lo que genera riesgos potenciales y derrames peligrosos. e. Intervenciones periódicas. f. Abandono prematuros de pozos. Este problema ocurre principalmente en pozos que están produciendo en yacimientos geológicamente jóvenes, los cuales están débilmente consolidados debido a la falta de material cementante, bajos esfuerzos en la roca, reducción en las fuerzas capilares y en algunos casos debido a los gastos de producción que incrementan las fuerzas de arrastre transportando la arena hacia el sistema de recolección. En el momento que la formación comienza a producir, si las fuerzas de arrastre inducidas por el movimiento del uido superan a las fuerzas de cohesión de la formación, se inducirá el aporte de arena dentro del pozo y esta puede taponarlo o ser producida hacia la supercie. La producción de sólidos (arena) es un problema crítico a nivel internacional, el cual genera un severo trastorno en la producción de hidrocarburos y graves consecuencias. Muchas corporaciones han dedicado vastos recursos buscando la solución a este problema. La detección de pozos potenciales al arenamiento es la clave para combatir problemas de producción de sólidos,


pues permite la planeación anticipada de la técnica óptima de terminación, evitando producción descontrolada y catastróca de arena durante la vida productiva del pozo. En México, se han realizado operaciones de control de arena en campos del Terciario, ubicados principalmente en el Activo Integral Samaria-Luna de la Región Sur, en los cuales se ha utilizado la técnica de empaque de grava. Igualmente, en campos del Activo Integral Veracruz de la Región Norte, se han realizado tratamientos empleando la técnica del Fracpack sin la utilización de cedazos, esto en formaciones con producción de aceite; cuando se trata de pozos de gas, se han introducido cedazos expandibles. En la gura 1 se esquematiza el estado de esfuerzos al que esta sometido la formación (parte izquierda), al momento en que se pone en producción el pozo, este estado cambia por el efecto de la caída de presión entre la presión de formación y la presión de fondo uyendo (Pdrawdown), si ésta es mayor a la resistencia compresiva de la roca, se iniciará a producir sólidos de la formación hacia el pozo (parte derecha). La presión drawdown se representa por la siguiente ecuación: Pd = Py – Pwf

(1)

’h Wf Q>0

Py

Py Pwf Pwf

Yacimiento

’h P

Pozo

Yacimiento

Pozo

Figura 1. Representación esquemática de la caída de presión en la vecindad del pozo (Pdrawdown).

3. CONCEPTOS BÁSICOS DE MECÁNICA DE ROCAS El fenómeno de producción de arena o arenamiento tiene su origen cuando los esfuerzos desestabilizadores (esfuerzos de arrastre y gradientes de presión) son mayores que la resistencia mecánica de la roca que conforma la formación productora, si esto ocurre, la inestabilidad de los granos en la matriz de la roca, causa un desprendimiento de material en forma de granos de arena o pedazos enteros de la misma y se producen continuamente. El término producción de arena envuelve un amplio espectro de fenómenos, derivado de las observaciones de campo, se ha desarrollado una clasicación que permite una mejor comprensión e interpretación de los eventos de arenamiento: Transiente: se reere al caso en el cual la concentración de arena declina con el tiempo bajo condiciones de producción constantes.

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Continua: en muchas ocasiones, se observa en campo niveles continuos de producción de arena. La concentración de arena adecuada depende de las condiciones operacionales requeridas para el correcto funcionamiento de los equipos relacionados con los procesos de erosión de la roca (capacidad del separador, acumulador de arena, etc.). Catastróca: se reere a eventos donde un caudal elevado de ujo de arena produce un choque repentino o la muerte del pozo. Es de hacer notar que la producción de arena continua y catastróca puede corresponder a un mismo fenómeno. Para comprender el fenómeno de producción de arena, es necesario apoyarse en aspectos de mecánica de rocas, y de la interacción de los esfuerzos con el sistema roca-uido.

Esfuerzo: Es la capacidad que posee un cuerpo para soportar una carga por unidad de área y se representa mediante la siguiente ecuación:

Esfuerzos de corte (t): Son los que actúan paralelamente al plano de aplicación. Esfuerzos in-situ: Son los esfuerzos que actúan en la vecindad del pozo de forma radial (sr ), tangencial (sq) y axial (sa), controlan las rupturas alrededor de la misma como fractura inducida y derrumbe. La magnitud y distribución de los esfuerzos “in-situ”, en la profundidad de la formación, depende de las condiciones de deposición y de eventos tectónicos, que al combinarse con esfuerzos normales y de corte forman un campo de esfuerzos, cuya resultante conforman tres esfuerzos principales perpendiculares entre si, generalmente de magnitudes diferentes. La gura 2, muestra el campo de esfuerzos que actúan insitu sobre la formación a una profundidad dada. Sv

SH

Sh st

Esfuerzo =

fuerza (lb) 2

área ( pg )

= psi

(2)

Dependiendo de la dirección en la cual se aplica la fuerza en relación a la supercie, se obtienen esfuerzos normales o de corte.

Esfuerzos normales (s): Son los que actúan perpendicularmente al plano de aplicación.

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sa

sr Esfuerzos Regionales:

Esfuerzos Insitu:

• Vertical (SV)

• Tangencial ( sV)

• Mínimo Horizontal (Sh)

• Mínimo Horizontal (sh)

• Máximo Horizontal (SH)

• Máximo Horizontal ( sH)

Figura 2. Representación del campo de esfuerzo.


Por otra parte, la deformación de un cuerpo ocurre cuando éste es sometido a un sistema de fuerzas externas, el cual experimenta cambios con relación a su conguración original. Con base a este planteamiento, podemos denir que la deformación (e) es el cambio en la longitud y espesor del material bajo la inuencia de un esfuerzo de tensión, compresión o corte. Cuando la fuerza es aplicada perpendicularmente al área de un sólido de longitud L y diámetro d , y hacia afuera del cuerpo donde ésta actúa, resulta en un esfuerzo de tensión, el cual provoca una elongación del sólido DL y una reducción en el diámetro Dd (Figura 3a), la cual es representada por la ecuación: L

=

D L

volumen. Este efecto es representado por la ecuación: C

=

D L L

(6)

= tan

Donde es el ángulo de deformación (gura 3c). F

d-Dd L

d

L+ DL

F

a) Sólido sometido a un esfuer zo de tensión F

d L- D L

L

d+Dd

F

b) Sólido sometido a un esfuer zo de compresión

(4)

F

L

DL

A q

Cuando la fuerza perpendicular actúa hacia dentro del cuerpo, resulta en un esfuerzo de compresión, originando una reducción en la longitud del sólido DL y un incremento Dd en el diámetro del mismo (gura 3b) y es representado por: T

=

Dd

L

F

c) Sólido sometido a un esfuer zo de corte

Figura 3. Representación de la deformación del material cuando es sometido a diferentes tipos de esfuerzos.

(5)

d

Ahora, si la fuerza se aplica tangencialmente a la sección transversal del cuerpo (gura 3c), resulta en un esfuerzo de corte, el cual induce una deformación por desplazamiento sin un cambio de

Constantes elásticas: Las constantes elásticas describen las propiedades elásticas del material para condiciones donde existe una relación lineal entre el esfuerzo aplicado y la deformación resultante.

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Módulo de Young (E): Es la relación entre el esfuerzo de tensión o compresión y la deformación correspondiente (Ley de Hooke). Esta constante elástica es una medida de la dureza de la roca y se representa mediante la ecuación: E

(7)

=

Módulo de corte (G): Describe la relación entre el esfuerzo de corte y la deformación de corte. G es una medida de la resistencia de la roca a una deformación de corte y se dene como: G=

(8)

C

Relación de Poisson (n): Es una medida del cambio lateral de un cuerpo con respecto a su respectivo cambio longitudinal, bajo la acción de un esfuerzo. =

(9)

T L

(a): Es

el parámetro que describe la relación entre la consistencia de la roca y la compresibilidad de la misma. Para nes prácticos se considera igual a uno, o se puede calcular con la siguiente ecuación: Coeciente

= 1−

K K s

6

de

Biot

(10)

Las propiedades elásticas de las rocas pueden determinarse en forma dinámica y estática. Las propiedades elásticas estáticas son medidas directamente de pruebas de laboratorio, mientras que las dinámicas son calculadas a partir de los valores de densidad de la roca (rb), tiempo de tránsito compresional (dtc ) y de corte (dts), medidos por el registro de densidad y sónico dipolar, respectivamente.

Criterio de falla o de ruptura de la roca: El criterio de ruptura más común en la industria petrolera, es el criterio de Mohr-Coulomb, el cual permite evaluar la resistencia de la roca durante la producción de sólidos del yacimiento en su etapa de explotación. Círculo de Mohr–Coulomb: El ingeniero alemán Otto Mohr, desarrolló una aproximación gráca para representar los esfuerzos normales (sn) y de corte (t) que actúan sobre un plano orientado con un ángulo b, resultado de los estados principales Sv y Sh. El círculo de Mohr es generalmente utilizado para representar un estado de esfuerzos de la roca sobre un plano, en cualquier ángulo desde la dirección del máximo esfuerzo. En la gura 4, se muestra en el eje X los esfuerzos normales y el eje Y los esfuerzos de corte que actúan en un plano de la roca. El círculo azul representa, para cualquier plano


orientado con un ángulo b los diferentes valores del esfuerzo normal y de corte, en función de los esfuerzos principales, Sv y Sh. La línea roja reere al limite máximo permisible antes de que la roca falle, a esta línea se le conoce como la envolvente de falla. v

h h

e t r o c e d

n

En algunos estudios relacionados con la migración de sólidos de formación, consideran un efecto adicional a los anteriormente mencionados, causado por: c. Desprendimiento de arena por cambios en la presión capilar. A continuación se describe brevemente cada uno de ellos:

b

a. Falla por esfuerzo de corte o cizallamiento

o z

r e u f s E

2b h

n

v

Esfuer zo Normal

Figura 4. Representación del estado de esfuerzos en el círculo de Mohr–Coulomb.

4. MECANISMO DE PRODUCCIÓN DE SÓLIDOS La selección del método o técnica mas apropiada para la contención de producción de arena, debe estar basada en el análisis de los mecanismos que gobiernan el proceso de la producción de sólidos. Considerando el criterio establecido por N. Morita, se tienen dos mecanismos principales que ocasionan la producción de arena: a. Falla por esfuerzo de corte o cizallamiento. b. Falla por tensión o por esfuerzos de arrastre.

Este mecanismo ocurre cuando el esfuerzo de corte se incrementa en algún plano alrededor de la vecindad del agujero, a un valor mayor al de la resistencia de la formación; es decir, cuando se genera una gran diferencial entre la presión de formación y la presión de fondo uyendo (drawdown) y este efecto se relaciona básicamente a la baja presión que presenta el pozo. Se dice que la falla por esfuerzo de corte, es el mecanismo que puede resultar en producciones catastrócas de arena en formaciones suaves (en el orden de toneladas).

b. Falla por tensión o por esfuerzos de arrastre Este mecanismo ocurre cuando ujos a altas velocidades (ujo no Darciano) inducen un esfuerzo sobre la formación. Este depende del gasto de producción, permeabilidad de la formación, viscosidad

del uido producido, etc.

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Este mecanismo se relaciona básicamente a un gasto demasiado alto de producción. La producción de arena esta relacionada a las fuerzas de arrastre del uido sobre los granos de la formación. Este es el mecanismo que inuye en la aportación de arena en pozos productores de gas.

Grano de formació formación

Material cementante

Fuerzas capilares

Fuerzas de arrastre

c. Desprendimiento de arena por disminución en la presión capilar Figura 5. Representación graca de las

Este fenómeno esta relacionado con la presión capilar en el medio poroso, la cual es reducida cuando la saturación de agua incrementa, pudiendo ocasionar la disolución del material cementante natural y con esto, debilitar la cohesión intergranular o modicar las fuerzas capilares. Entonces se puede decir que, conforme incrementa la producción de agua, las fuerzas capilares decrecen, tendiendo a desaparecer a una saturación de agua dada.

4.1. Factores que producción de arena

causan

la

El termino “Control de Arena”, se reere especícamente al control de aquellas partículas sólidas que se desprenden de la composición litológica de la roca. La gura 5 representa los parámetros de los que depende la consolidación de roca, que pudieran sufrir alguna alteración y desestabilizar la formación durante la vida productiva del pozo.

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variables asociadas a la consolidación de la formación.

Existe una gran variedad de factores que pueden iniciar o incrementar el aporte de arena de formación en un pozo, en algunos casos se presentan de manera combinada; a continuación se describen brevemente los principales:

4.1.1 Gasto de producción Cuando los uidos son producidos, los granos de arenas soportan fuerzas que tienden a moverlos hacia el pozo conjuntamente con los uidos aportados por el yacimiento, estas cargas pueden ser originadas por diferentes factores, tales como la carga litológica, la fricción que se genera por el paso de los uidos y la presión diferencial, al combinarse estos factores, provoca que se exceda la resistencia de la roca liberando partículas sólidas que se agregan al ujo de uidos y que son producidas al pozo.


4.1.2 Factores geológicos La producción de arena se presenta comúnmente en arenas del Terciario y poco profundas y moderadamente consolidados; normalmente la roca tiene una mayor consolidación en yacimientos más viejos, no obstante, las fuerzas de arrastre generadas durante la producción pueden ser lo sucientemente altas como para causar producción de arena en rocas de alta resistencia a la compresión.

a. La alta recuperación de reservas del yacimiento y la baja presión del mismo. b. La alta producción de agua puede debilitar la cohesión intergranular o cambiar las fuerzas capilares. c. La reducción de la permeabilidad de la formación debido a migración de nos, depósitos de paranas y/o asfáltenos, etc., puede incrementar las fuerzas de arrastre.

4.1.3 Grado de consolidación

4.1.5 Flujo Multifásico

Las fuerzas que actúan sobre los granos para mantenerlos juntos se originan en la cohesión intergranular, la fricción intergranular, la gravedad y la capilaridad, la presión poral ayuda a soportar la carga litológica.

Los yacimientos que comienzan a producir agua pueden inducir la producción de arena debido a:

El factor más importante de todos ellos, es la fuerza de cohesión, que es medida como la resistencia a la compresión (Cs), por lo que es muy importante determinar óptimamente la caída de presión en la vecindad del pozo (drawdown).

4.1.4 Dependencia del tiempo Muchos factores que afectan la tendencia del pozo a producir arena cambian con el tiempo, siendo algunos de ellos:

a. La disolución en parte del material cementante, esto sucede cuando una interfase se mueve a lo largo de un espacio poroso, se crea una onda de perturbación; con la cual el agua puede movilizar nos que causan taponamiento en las gargantas del poro. b. Los cambios en la saturación del agua reducen las presiones capilares (Fuerza interfacial) hasta el punto en que los granos de arena ya no pueden mantenerse cohesionados por estas fuerzas (cambio en la permeabilidad relativa de la roca).

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c. En la mayoría de las formaciones las partículas nas son mojables al agua y se mueven con la fase acuosa causando taponamiento de las gargantas de poro por donde pasa el ujo, incremento del arrastre y de la caída de presión (drawdown), produciendo arena de formación.

cemento

Formació mació Formaci mación Productora uctora ductora

4.2 Problemas Asociados con la Producción de Arena Varios problemas operacionales pueden surgir de un pozo que produce arena, todos implican algún tipo de riesgo y son costosos, el grado de severidad varía ampliamente dependiendo de las condiciones del yacimiento, terminación y localización del pozo, entre los principales problemas se tienen: a. Reducción o pérdida total de la producción por taponamientos de arena, los cuales se originan cuando la velocidad del uido no es lo sucientemente alta para mantener la arena en suspensión y transportarla hacia la supercie, bajo estas condiciones la arena comienza a decantarse y depositarse en la tubería restringiendo el ujo En la gura 6 se hace una representación esquemáticamente el taponamiento de la tubería de producción por depositación de la arena producida.

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Figura 6. Representación esquemática del taponamiento de la tubería de producción por producción de arena.

b. Daño a los equipos de fondo (válvulas, sensores, tubería de producción), debido a la erosión producida por la mezcla del gas producido con la arena, la cual genera un efecto abrasivo en los equipos. c. Daño en los equipos de supercie debido a la erosión por la arena producida. d. Riesgo de colapso de la tubería de revestimiento debido: al desequilibrio de la carga lateral a medida que la roca se desconsolida y al aumento de la carga axial (Compresión); el esfuerzo de la sobrecarga soportada por la tubería ocasiona el colapso y/o rotura de la misma.


En la gura 7 se hace una representación esquemática del colapso de la tubería de revestimiento por la formación de zonas deslavadas, soportando cargas adicionales por ese efecto. cemento

Sobrecarga

Sobrecarga Sobrecarga

Formaci ón Productora

Figura 7. Representación esquemática del efecto de colapso de la tubería de revestimiento.

4.3 Predicción de la Producción de Arena Varios investigadores han propuesto diferentes tipos de metodologías para predecir la producción de arena, basándose principalmente en técnicas como: a. Observaciones de campo. b. Experimentos de laboratorio. c. Modelos teóricos.

A continuación se presenta una breve descripción de los aspectos básicos de estas técnicas:

a. Observaciones de campo Esta técnica se basa en la experiencia recolectada por fuentes de campo, siempre y cuando presenten un mínimo grado de conabilidad como para permitir el empleo de correlaciones entre los datos medidos en el pozo y los parámetros operacionales. Un tipo especial de recolección de datos de campo son las pruebas de ujo de arena (Sand Flow Test) y son efectuadas en pozos previamente diseñados para ello. Esta consiste en, incrementar progresivamente el gasto de producción hasta obtener una producción de arena continua. Esta prueba permite reproducir el patrón de la producción de arena de un pozo y establecer las condiciones bajo las cuales se dispara la misma. Los resultados adquiridos con esta herramienta son representativos; siempre y cuando se emplee en conjunto con otro tipo de correlaciones que midan la resistencia de la roca.

b. Pruebas de laboratorio Esta técnica de obtención de datos, es usada para observar y simular la producción de arena bajo ambientes controlados, ello ayuda a discernir entre los mecanismos de producción de arena

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y la inuencia de varios parámetros de campo y operacionales. Al emplear experimentos de laboratorio como técnicas predictivas se debe tener en cuenta que las características de la formación, pueden ser decisivas en el comportamiento del experimento. Por ejemplo, en las pruebas efectuadas sobre materiales no consolidados, generalmente dominan los efectos de la velocidad del uido y las fuerzas capilares; mientras que en muestras de arenas tipo friable gobierna las condiciones de borde de esfuerzos.

5. MÉTODOS DE CONTROL DE ARENA Para resolver o minimizar los problemas relacionados con la producción de arena del yacimiento hacia el sistema de producción, existen diversos métodos o técnicas, los cuales se dividen en dos grandes grupos: 1. Utilizando herramientas y cedazos. a. Empaque de arena (Gravel pack). b. Empacamiento Natural de Cedazos. c. Liners ranurados. d. Cedazos expansibles.

c. Modelos teóricos

2. No utilizando herramientas y cedazos.

El empleo de este tipo de herramientas, requiere el uso de formulaciones matemáticas de los diferentes tipos de mecanismo que gobiernan la producción de arena.

e. Restricción del gasto de producción. f. Consolidación química. g. Empaque de arena con resina. h. Fracpack.

i. Falla por esfuerzo de corte. ii. Falla por tensión. iii. Falla por disminución de la presión capilar (erosión).

A continuación se hará una breve descripción de los métodos o técnicas mencionados.

5.1 Empaque de Arena (Gravel Pack) De manera general, la predicción de la producción de arena en este tipo de modelos, suele ser limitado debido a la complejidad de la física. En estos casos, se preeren otro tipo de enfoques como los empíricos.

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Esta técnica consiste en la instalación de cedazos (tubería con ranuras milimétricas) centralizados en el pozo frente al o los intervalos disparados y colocar un empaque con apuntalante, este es diseñado de tal forma que evite el paso a la arena o sólidos del yacimiento hacia el pozo, a su vez el cedazo evita que el apuntalante sea producido.


A nivel mundial, de los diferentes métodos para control de arena, es el más utilizado por su eciencia y existen 3 maneras de efectuarlo dependiendo del método de bombeo. i. HRWP (High Rate Water Pack) El principal objetivo de este método es el crear un canal de alta conductividad desde la vecindad del pozo y a través del empaque de arena o apuntalante, inyectándolo a la formación a concentraciones bajas y con uidos de baja viscosidad, lo que permite crear una fractura muy corta con crecimiento en altura controlado. Este tipo de tratamiento es utilizado en yacimientos donde se tienen contactos de agua o casquetes de gas cercanos a los intervalos productores, zonas que no tengan barreras denidas o en formaciones de alta permeabilidad con daños someros. ii. Empaque de Arena Convencional Consiste en bombear una lechada con apuntalante a gasto matricial, de forma tal que no se fracture la formación y se coloca la apuntalante únicamente en el espacio anular existente entre el cedazo y la formación, así como también en los túneles de los disparos cuando se efectúa con pozo entubado. En la gura 8 se muestra de manera esquemática la terminación por este método.

Figura 8. Representación esquemática del empaque con arena convencional.

iii. StimPAC ó Frac and Pack El bombeo se efectúa con gastos de bombeo por encima del régimen matricial con uidos de alta viscosidad y altas concentraciones de apuntalante, inyectando la mezcla para crear una fractura apuntalada en la formación, este tipo de tratamiento es aplicado donde se tiene la certeza de que los contactos de agua o gas no están cerca de los intervalos productores y donde se cuente con buenas barreras entre los mismos. En la gura 9, se ilustra de manera esquemática la terminación de este método, donde se crea una fractura con geometría óptima en base a las características de la formación, añadiendo en la misma operación un empaque externo entre los cedazos y la tubería de revestimiento.

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el pozo es producido, estas partículas taponan parcialmente las ranuras y reduce la producción del pozo. Este tipo de terminaciones se usa cuando es difícil realizar un empaque de grava con una seguridad mínima de éxito, como por ejemplo en pozos horizontales, o cuando el espesor de la formación es muy grande. Figura 9. Representación esquemática de una terminación por el método de StimPAC ó Frac and Pack.

Como se mencionó anteriormente, esta técnica ha sido empleada en pozos de la Región Sur, en el Anexo 2, se muestran más detalles sobre la misma. 5.2 Empacamiento Natural de Cedazos

Esta técnica es una restricción mecánica para prevenir que la arena producida entre al pozo junto con el uido y consiste en colocar frente a los intervalos productores únicamente cedazos, y se busca empacarlo con la misma arena que aporta la formación. La problemática asociada en este tipo de terminaciones, consiste en que el pozo usualmente no se limpia antes de posicionar los ltros o cedazo, esto para evitar un posible colapso del pozo. Debido a esto se encuentran partículas nas en la cara de la formación y cuando

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5.3 Liners ranurados Los liners ranurados son tuberías de revestimiento utilizadas en la zona de producción, con aberturas realizadas sobre la supercie del tubo que se establecen como medio conductivo de la formación hacia el pozo. Su vida es limitada y usualmente no es exitosa para detener la producción de arena. La excepción es cuando es utilizado en formaciones con grano relativamente grande, de alta permeabilidad. En estos casos se tolera una pequeña producción de arena. Este tipo de terminaciones presenta la misma problemática de los empaquetamientos naturales con cedazos.

5.4 Cedazos expandibles Esta tecnología para el control de arena es de nueva generación, la cual provee un área de ujo mucho mayor con respecto al liner ranurado, este


incremento de área se traduce en una reducción de caídas de presión y por ende en un incremento en la productividad del pozo, sin afectar la permeabilidad de la formación.

a los registros de manera selectiva en zonas de mayor resistencia. Este método es el menos aplicado, ya que implica baja productividad de los pozos.

Con esta tecnología se obtienen los siguientes benecios:

5.6 Consolidación Química I.

Mayor capacidad del medio ltrante. II. Mayor retención de la arena. III. Reducción del espacio anular. IV. Mayor área de ujo. V. Disminución de la caída de presión. VI. Estabilidad en la vecindad del agujero. VII. Incremento de la productividad del pozo. Métodos que no utilizan herramientas ni cedazos.

5.5 Restricción del Gasto Algunos yacimientos pueden soportar bajos gastos de producción sin arenarse, sin embargo, estos producen por debajo del gasto crítico.

Este método hace uso de las resinas químicas que ayudan a consolidar los granos de la roca y evita la producción de arena, lo que reduce la conductividad original de la formación. En esta técnica las resinas son utilizadas como material cementante de los granos de la formación hasta varios pies en la vecindad del pozo, de tal manera que los uidos puedan ser producidos libres de arena. En la mayoría de los casos, se realiza un tratamiento de estimulación previo a la inyección de las resinas. En la gura 10 se esquematiza el efecto de la inyección de resinas en la vecindad del pozo.

En este método para minimizar la producción de arena se utilizan varias técnicas, tales como: a. Producir el pozo a un gasto inferior al gasto crítico de producción de arena, conlleva a una baja o nula rentabilidad del pozo. b. Otra forma de minimizar la entrada de arena al pozo, es disparar con base

Figura 10. Representación esquemática de la inyección de resinas en la vecindad del pozo.

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5.7 Empaque de Arena Resinada Este método es una combinación de empaque de arena y la consolidación química, es conocida como “Terminación sin ltro o Screen-less”. El objetivo es consolidar el empaque de arena luego de que es colocado sin el uso de un ltro o un liner ranurado. La resina usada en estos casos es una resina epoxy y el uido de acarreo es una gelatina base agua. En la aplicación de este método no se utilizan cedazos ni accesorios adicionales en el aparejo de producción.

una mayor supercie de ujo, lo que resulta en una menor velocidad de los uidos del yacimiento en la etapa de producción. Los valores de conductividad adimensional (FDC) son muy bajos en este tipo de fractura debido a la alta permeabilidad de la formación, generándose con esto fracturas de corta longitud y valores altos en ancho de la misma. Para los diseños de este tipo de tratamientos, se deben considerar los siguientes factores: a. Propiedades del yacimiento.

Formación Granos de formación

Arena con resina

Tubería de revestimiento

b. Proximidad a un contacto aguaaceite, una zona de agua o casquete de gas. c. Las limitaciones de presión en la boca del pozo. d. Tope de liners.

Figura 11. Representación esquemática

e. Análisis económico.

del empaque con arena resinada.

f. Facilidad operacional, geometría del pozo, longitud horizontal, etc.

5.8 Fracturamiento Hidráulico con sustentante (Frac pack) La fractura creada y apuntalada provee un canal de alta conductividad, lo que permite minimizar las fuerzas de arrastre asociadas con la caída de presión (draw-down) debido a

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Para la aplicación de este método, no se necesitan accesorios adicionales en el aparejo de producción. En la gura 12 se muestra como se genera una fractura y como es el ujo de los uidos de la formación hacia la fractura y de esta al pozo.


FLUJO BI-LINEAL

FLUJO LINEAL

contactos A/A, registros eléctricos (resistividad, porosidad, densidad). La secuencia que se debe seguir para determinar el método: 1. Determinar el mecanismo de producción de sólidos.

FLUJO PSEUDO-RADIAL

Figura 12. Representación esquemática de la generación de una fractura y el com portamiento del ujo a través del sistema.

Del análisis de la información, se determina el mecanismo de falla que gobierna el proceso de la producción de sólidos, pudiendo ser:

6. SELECCIÓN DEL MÉTODO DE CONTROL DE ARENA

a. Corte o cizallamiento. b. Tensión o esfuerzo de arrastre. c. Presión capilar.

Los criterios a tomar en cuenta para la selección del método a utilizar, va a depender de las:

2. Seleccionar las técnicas o métodos posibles que apliquen para la solución del problema.

a. Condiciones del pozo: gasto y presión de explotación, presión de drawdown, auencia de arena de formación, estado mecánico.

Con base al mecanismo de falla y las condiciones del pozo, plantear los diferentes métodos para el control de sólidos.

b. Características de la formación: permeabilidad, porosidad, presión de yacimiento, temperatura estática, presiones de fondo uyendo y estática, daño a la formación, longitud del intervalo, condiciones de ujo, litología y mineralogía de la formación, saturación y salinidad del agua, tamaño medio del grano de arena aportado, mecánica de rocas (módulo de Young, relación de Poisson, esfuerzo horizontal mínimo y máximo, esfuerzo vertical, esfuerzos insitu), proximidad de los

Métodos utilizando herramientas:

Empaque de arena (Gravel pack), Empacamiento Natural de Cedazos, Liners ranurados, Cedazos expansibles. Métodos sin utilizar herramientas:

Restricción del gasto de producción, Consolidación química, Empaque de arena con resina, Fracpack. 3. Realizar un análisis técnico económico a los métodos que apliquen para la selección de la tecnología denitiva, con base a:

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a. Análisis granulométrico de la arena aportada del yacimiento. b. Análisis nodal. c. Condiciones mecánicas del pozo.

En los anexos 2 y 3, se describirá de manera general el análisis realizado para determinar los parámetros utilizados en los empaques de grava y fracpack respectivamente.

4. Diseñar la aplicación del método seleccionado, con base a: a. Recopilación de información del yacimiento, estado mecánico del pozo, datos de producción, etc. b. Análisis granulométrico. c. Selección del tipo de arena o grava. d. Selección de uidos de tratamiento. e. Selección del tipo de cedazos, etc.

Pd

Presión Drawdown (psi)

Py

Presión de yacimiento (psi)

Pwf

Presión de fondo uyendo (psi)

s

Esfuerzo (psi)

t

Esfuerzo de corte (psi)

a. Cédula de bombeo. b. Aspectos operativos. a. Aspectos de seguridad.

sr

Esfuerzo radial (psi)

sq

Esfuerzo tangencial (psi)

6. Evaluar los resultados de la tecnología, con base a:

sa

Esfuerzo axial (psi)

e

Deformación

L

Longitud

d

Diámetro

DL

Elongación longitudinal

Dd

Elongación diametral

eL

Deformación longitudinal

eT

Deformación transversal

eC

Deformación de corte

5. Realizar el programa técnico-operativo del método seleccionado, incluyendo:

a. Aforos de producción: arena, agua e hidrocarburos. b. Análisis de muestras recuperadas en supercie. c. Análisis nodal. d. Rediseño tomando en cuenta la información registrada durante el tratamiento. Como se mencionó anteriormente, en México se han realizado operaciones de control de arena por medio de empaques de grava, fracpack (sin la utilización de cedazos) y cedazos expandibles.

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ANEXO 1. NOMENCLATURA


q

Ángulo de la deformación (°)

E

Módulo de Young (psi)

G

Módulo de Corte (psi)

u

Relación de Poisson (adimensional)

ANEXO 2. EJEMPLO DE EMPAQUE DE GRAVA Para determinar si los requerimientos del pozo son la utilización de empaques de grava o solamente cedazos para llevar acabo el control de arena, es necesario aplicar ciertos criterios para seleccionar el método correspondiente.

a

Constante de Biot (adimensional)

a. Criterio de Tifn (1998)

K

Módulo de volumen del material

K

Módulo de volumen de la matriz de la roca

El criterio de Tifn referencia un coeciente de clasicación y una fracción de masa de los nos, los cuales son obtenidos con las siguientes relaciones:

rb

Densidad de la roca

dtc

Tiempo de tránsito compresional

Coeciente de clasicación (Cc)

C C =

D10 D95

dts

Tiempo de transito de corte.

sn

Esfuerzo normal (psi).

Fracción de masa de los nos (Fm)

b

Ángulo del plano de referencia (°)

Sv

Esfuerzo vertical (psi)

Es la cantidad en peso de partículas menores a 44 micrones (0.00176 pg, 0.044 mm).

Sh

Esfuerzo horizontal mínimo (psi)

Cs

Resistencia a la compresión (psi)

FDC

Conductividad adimensional

Grava Arena utilizada en los empaques de grava A/A

Agua - Aceite

Con base a esos parámetros y el coeciente de uniformidad de los granos, se puede determina la utilización de cedazos, empaques o fracturamientos, bajo las siguientes condiciones: i. Cedazos sencillos de alambre: D10 D95

< 10

D40 D90

<3

F m

<

2%

19


b. Criterio de Gillespie (2000)

ii. Cedazos de diseño reciente: D10

< 10

D40

<5

D90

D95

F m < 5%

Este criterio toma como referencia el coeciente de uniformidad de los granos y el porcentaje del valor medio de los mismos.

iii. Empacamiento de grava: Coeciente de uniformidad (C) D10

< 20

D95

D40 D90

<5

F m < 5%

C =

iv. Empacamiento de grava y cedazo que permita pasar los nos: D10 D95

< 20

D40 D90

<5

F < 10% m

D40 D90

Percentil 50 (D50 )

De igual manera, la determinación de los parámetros involucrados en las relaciones descritas, son obtenidos del análisis de distribución de granos de formación.

v. Fracturamiento, pozos horizontales: D10 D95

> 20

D40 D90

>5

F m > 10%

Cabe hacer mención que los parámetros relacionados a las relaciones expuestas, son obtenidos de un análisis de la distribución de granos de la arena aportada del yacimiento (análisis granulométrico) gráca 2.

Con apoyo de la gráca 1 y los valores obtenidos del coeciente de uniformidad (C) y del porcentaje del valor medio del grano (D50), se determina la solución de utilizar empaque de grava o cedazos para el control de arena de formación.

Gráca 1. Selección del tipo de cedazos o empaque de grava.

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Gráca 2. Análisis de la distribución de granos de la arena de formación (análisis granulométrico).

Gráca 3. Selección de cedazos o empaque de grava, utilizada por las compañías BP, Agip, Conoco, Chevron.

c. Criterio de Bennet (2000) Este criterio se basa en el coeciente de clasicación (Cc) “Sorting Coecient”, determinado por la siguiente relación: C C =

D10 D95

Así como también, el pronóstico de producción de arena de formación para el pozo en análisis.

Cuando los requerimientos del pozo es la colocación de un empaque de grava, los aspectos más importantes que se deben considerar son: el tamaño de la grava y la abertura de los cedazos. Para la selección del tamaño de la grava, se cuentan con los siguientes métodos: Schwartz o coeciente de

Con apoyo de la gráca 3 (utilizada por las compañías BP, Agip, Conoco, Chevron), el valor del coeciente de uniformidad (C) y del pronóstico de producción de arena, se determina la solución de utilizar empaque de grava o cedazos para el control de arena de formación.

uniformidad (1969) Este método referencia el coeciente de uniformidad, determinado con la siguiente relación: C =

D40 D90

21


El grado de uniformidad de los granos de la arena de formación, se denen bajo el siguiente esquema de valores: C<5 C>5

Arena uniforme Arena moderadamente uniforme C > 10 Arena no uniforme Para valores de C < 5, se considera el valor de D10, entonces el tamaño de la grava recomendable será igual a 6 x D10. Para valores de C > 5, se considera el valor de D40, entonces el tamaño de la grava recomendable será igual a 6 x D40. Para valores de C > 10, se considera el valor de D70, entonces el tamaño de la grava recomendable será igual a 6 x D70.

parcial de los conductos por el tamaño de la arena de formación. Relación 6 a 18 veces el tamaño medio de los granos (D50), la permeabilidad del empaque de grava es reducida debido a la invasión de la arena de formación dentro del empaque. Relación > 18 veces el tamaño medio de los granos (D50), no proporciona ningún control de arena, ya que permite el ujo de la arena de formación a través del empaque. Con base al tamaño de la grava establecido, se determina el tamaño de la malla del cedazo, el cual debe retener a la grava, por lo tanto, el tamaño del mismo, debe ser mas pequeño que el tamaño de la grava a utilizar.

Criterio de Saucier (1974) Este criterio es el más utilizado en la industria petrolera, toma como referencia el tamaño medio del grano. La siguiente relación:

Gravel Sizes (U.S. Mesh)

Grain Size Range (in)

Avg. Grain Size (in)

Screen Gauge (0.001 in)

8-12

0.0940.066

0.0800

50

Tamaño de la grava = 5 o 6 x D50

12-20

0.0660.033

0.0495

50

Si se utiliza una relación menor o mayor a este valor, se tienen los siguientes inconvenientes:

20-40

0.0330.017

0.0250

12

40-60

0.0170.0098

0.0134

8

50-70

0.00980.0083

0.0102

6

La Relación optima es de de 5 a 6 veces el tamaño medio de los granos (D50), la cual proporciona un buen control de arena.

Relación < 5 veces del tamaño medio de los granos (D50), existen restricciones de permeabilidad, debido al taponamiento

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La tabla 1 muestra los tamaños de grava más comunes utilizados por la industria, así como el tamaño de la malla del cedazo correspondiente.

Tabla 1. Rango de tamaños de grava y malla de cedazos más utilizados.


En la tabla 2, se muestran los tamaños de malla de la grava mas utilizada por la industria y su permeabilidad. Gravel Sizes (U.S. Mesh) 12-20 16-30 20-40 40-60 50-70

Permeability (Darcies) 520 400 120 45 20

Tabla 2. Tamaños de malla de grava y su

Figura 13. Diagrama de Krumbein.

Consideraciones que se deben tomarse en la selección de los uidos a utilizar en los empaques de grava.

permeabilidad.

La arena a utilizar en los empaques de grava y los cedazos seleccionados, deben someterse a pruebas de laboratorio. Para la arena del empaque de grava, debe cumplir con la Norma API RP 58, la cual establece que: i. El 96 % de la arena debe estar dentro del rango de mallas. ii. El porcentaje de nos de la arena bajo presión de 2000 psi debe ser menor al 2 %. iii. La esfericidad y redondez debe ser mayor a 0.6 del diagrama de Krumbein (gura 13). iv. La solubilidad de la arena en soluciones ácidas, debe ser menor al 1 %.

a. Poder de transporte de la arena o grava para manejar: i. Suspensión de la grava. ii. Concentración de Grava. iii. Viscosidad (en supercie y en fondo de pozo). iv. Gasto de bombeo. v. Temperatura. b. Manejo del daño a la formación: i. Compatible con el sistema roca uido del yacimiento y la composición del mismo. ii. Fluido limpio. iii. Filtrado eciente. c. Otras consideraciones: i. Costo. ii. Logística. iii. Tratamientos matriciales.

23


Existe una gran variedad de uidos que pueden ser utilizados en los empaques de grava, siendo los siguientes:

En el sitio de trabajo: a. Preparación para el bombeo del tratamiento

a. Agua. b. Salmueras. c. Diesel. d. Fluidos Viscosos a base de polímeros, tales como: i. Hidroxietilcelulosos (HEC). ii. Guar. iii. Hidroxipropilguar (HPG). iv. Viscoelásticos. En los empaques de grava donde se utilizan como uido las salmueras, se les conoce como Water packs, mientras los que emplean uidos viscosos, se les denomina slurry packs o gel packs.

Procedimiento operativo 1. Reunión de Seguridad y Operaciones Realizar una pre-reunión operativoseguridad con todo el personal involucrado (PEMEX y Compañías de servicio), para ver lo relacionado a la operación y normatividad de seguridad. 2. Equipo y Material Requerido En este punto se establecerán todo el equipo y materiales a utilizar tanto del operador (PEMEX) como el de las compañías de servicios involucrados en el trabajo.

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i. Inspeccionar y asegurar que todo equipo y material a utilizar se encuentre en la localización. ii. Armar e introducir el aparejo de empaque de grava en el pozo. iii. Instalar los equipos a utilizar para el tratamiento. b. Junta de Seguridad Realizar la Reunión de Seguridad, donde se establecerán antes del inicio de la operación: i. Pasos operativos. ii. Plan de contingencias. iii. Asignación de los roles al personal involucrado en la operación. iv. Todo Personal deberá utilizar Equipo de Protección Personal Completo. v. Revisar el estado e integridad del árbol, líneas a presas y válvulas del pozo. vi. Enfatizar los peligros concernientes al manejo de alta presiones y bombeo de los diferentes uidos. vii. Acordonar el área de las líneas de alta presión. viii. Restringir las zonas de acceso que representen riesgo para el personal. ix. Denir las rutas de emergencia y el punto de reunión para el caso de una contingencia. c. Realización del trabajo.


En este punto debe ejecutarse el trabajo de acuerdo al programa y cédula de bombeo previamente establecidos.

ANEXO 3. EJEMPLO DE FRACPACK En el Activo Integral de Producción Veracruz, se realizaron varios trabajos de control de arena de formación, para evitar el colapso de la misma y suprimir la migración de sólidos al pozo. En estos tratamientos se utilizó el concepto de Fracpack sin la utilización de herramientas, ya que existe otro método donde se utiliza el concepto de fracturar y empacar, la diferencia entre ellos es el uso de un aparejo de empaque de grava. La metodología de diseño utilizada es similar a la empleada en los fracturamientos hidráulicos con apuntalante (ver guía de diseño), diferenciándose de estos en el alcance de los objetivos, ya que generalmente se realiza en formaciones de alta permeabilidad. Por lo que, se crean geometrías de fractura de: a. Longitudes cortas (30 a 40 m). b. Ancho altos (mayores a 0.20 pg). c. Conductividades altas. d. Alturas moderadas, dependiendo del campo de esfuerzos en la formación. La secuencia de manera general del diseño del fracpack, es la siguiente:

a. Recopilación de la información Durante la planeación del tratamiento se recopilo toda la información disponible del pozo y de los vecinos con la nalidad de diseñar un fracturamiento optimizado y acorde para la producción del pozo.

b. Prediseño del tratamiento Con la información recopilada, se introduce al simulador de fracturamiento (MFrac) para obtener un diseño preliminar para establecer los objetivos del trabajo, así como el volumen de apuntalante y de uido a utilizar. Además, se obtiene la geometría de fractura.

c. Pruebas de calibración Con base al diseño preliminar, se debe programar una prueba de minifrac con el objetivo de calibrar los parámetros críticos de la fractura, tales como: a. b. c. d. e.

Presión de cierre. Eciencia de los uidos. Presiones por fricción. Gradiente de fractura. Presión de yacimiento.

En la gráca 4, se muestra el comportamiento de la presión durante la primera fase de la prueba de calibración (minifrac), en la cual se establecen los gastos iniciales para observar el rompimiento de la formación

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y posteriormente alcanzar el gasto máximo para la propagación de la fractura.

Gráca 6. Análisis para la determinación de la presión de cierre de la fractura.

Graca 4. Comportamiento de la presión durante el bombeo de la minifrac.

Durante el minifrac, se establece la prueba escalonada de disminución de gastos con la nalidad de obtener las fricciones del sistema (graca 5). Gráca 7. Análisis Horner para determinar la presión de yacimiento y cierre en la supercie.

d. Diseño optimizado

Gráca 5. Comportamiento de la presión por efecto de la fricción.

En las gracas siguientes se muestran otros resultados importantes de la prueba de minifrac.

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Una ves realizado el análisis del comportamiento de presión, se ajustan las propiedades de la roca: modulo de Young, relación de Poisson, perl de esfuerzos y los valores de perdida de uido, mediante el macheo de la presión real obtenida en la prueba de minifrac, se optimiza el diseño de fractura con base a estos parámetros. (graca 8).


Graca 8. Representación del diseño optimizado de fracpack.

Graca 9. Comportamiento de la presión durante el bombeo principal.

e. Ejecución del fracpack f. Evaluación del fracpack Con la obtención del diseño optimizado, se procede a coordinar la logística de equipos y materiales al pozo. Así como de las operaciones previas a la operación, tales como: i. Instalación de los equipos. ii. Pruebas de Funcionamiento de los equipos (PEMEX y Cía.). iii. Revisar y efectuar las pruebas de las Conexiones Superciales. iv. Preparativos del uido de fractura (mezcla de aditivos). v. Pruebas del uido fracturante. vi. Pruebas del apuntalante. vii. Realizar junta de seguridad con la participación de todo el personal involucrado en la operación En la gráca 9, se muestra el comportamiento de la presión de bombeo durante la operación.

Para realizar la evaluación del fracpack, se dispone de la siguiente información: Datos del Tratamiento

Con el simulador se reproduce el comportamiento de presión real que se registro durante la operación, los parámetros que se ajustan son: perl de esfuerzos y factor de pérdida de uido. Con esto se obtiene la geometría de fractura generada (longitud, conductividad, etc). Pruebas de Presión Postfractura

Es la evaluación más conable para determinar las características efectivas de la fractura creada, del resultado de su análisis se determina: longitud, conductividad y daño en la fractura o en la cara de la misma.

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GUIA 14T DE DISENO CONTROL DE ARENA.pdf

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