Perfil de Control de Arena en Pozo

 

 

1. INTRODUCCION El incremento de la demanda tanto del petróleo como del gas, obliga a buscar técnicas con las cuales sea posible recuperar mayor volumen del mismo. La propuesta que se presenta a continuación muestra un método ampliamente aceptado, con cuya aplicación es posible minimizar los daños ocasionados por la producción de arena junto al hidrocarburo y además permite incrementar la producción de crudo, condensado y gas natural. La producción de arena juntamente con el petróleo, gas y/o GLP constituye un serio problema en muchas empresas hidrocarburiferas de todo el mundo, que

afecta

drásticamente los regímenes de producción; puede dañar además los equipos de fondo del pozo, accesorios y las instalaciones de superficie, aumentando de esta manera el riesgo de fallas catastróficas; e implica para los productores un costo de decenas de miles de millones de dólares por año. En el pozo CFW-1 del Campo Carrasco - Footwall (CRC-FW) perteneciente al Bloque Chimoré, ubicado en la Región Tropical del Chapare del Departamento de Cochabamba, más específicamente en la provincia Carrasco, se pudo evidenciar mediante registros de producción, un serio problema de arenamiento. La empresa operadora encargada de realizar el control y manejo en este pozo es la subsidiaria de YPFB Corporación, YPFB Chaco S.A.  Al ser la producción de arena uno un o de los problemas más antiguos en la industria del petróleo se hace necesaria la realización de estudios cuyos resultados permitan identificar

técnicas

y

tecnologías

óptimas

de

completacióna 

y/o

reacondicionamientob  aplicables a escenarios con problemas de producción de a Completación

de Pozos: Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción. (7) b

 Reacondicionamiento: Referido a todos los trabajos efectuados en un pozo que involucran actividades en la zona productora después de su completacion original, con el objetivo principal de mejorar la producción en el pozo. (8)

1

 

 

arena (Pozo CFW-1). Esto, con el objetivo principal de reducir el daño y deterioro producido por la extracción de arena junta juntamente mente con el petróleo petróleo y/o gas natural, y por ende el ahorro millonario que llegaría a tener la empresa YPFB Chaco S.A. al lograr reducir los daños ocasionados por esta actividad. Del seno de este cuadro problemático, nace una propuesta altamente aceptada en estos últimos tiempos y de gran eficacia, cuya aplicación trae consigo un beneficio adicional, debido a que además de controlar la migración de finosc en yacimientos pobremente consolidados, produce un incremento en la producción sostenida del pozo mediante la reducción del daño a la formaciónd. Los tratamientos especializados de fracturamiento seguido de empaque de grava crean fracturas apuntaladas altamente conductivas que producen aumentos de producción sostenida y controlan la migración de finos en yacimientos débilmente compactados. Este método combinado de “fracturamiento y empaque” (Frac Packing) que gano popularidad en los últimos 10 años, sortea el daño de formación y evita muchos deterioros de la productividad que se producen con frecuencia en los empaques de grava tradicionales y convencionales.

c

 Migracion de Finos: Los finos son partículas de minerales sólidos que se adhieren a las paredes de los poros en las l as rocas. Dichas partículas se producen en sitio, o bien se introducen durante las operaciones de campo. La migración de finos tiene lugar cuando estas partículas se desprenden de la superficie del grano, se dispersan y fluyen hacia espacios porosos muy pequeños, donde se acumulan. Esto provoca un gran nivel de obstrucción y, como consecuencia, la reducción de la permeabilidad en el medio poroso. (11 p. 35) d

  Daño a la Formación: Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (k) y porosidad (Φ) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada, que se la conoce como  piel (skin), que puede tener unos pocos milímetros hasta varios centímetros de profundidad. El daño, es una causa artificial que reduce la producción hidrocarburifera de una capa productiva, la cual no es posible de evitar, por lo tanto debe ser minimizado. 2

 

 

2. ANTECEDENTES 2.1.

ANTECEDENTES GENERALES

La producción paralela de arena e hidrocarburos no es un problema nuevo; este tipo de problemas han causado numerosos inconvenientes a la industria de la producción del gas y del petróleo. La producción de arena en los pozos ubicados alrededor del mundo fue mencionada hace ya 50 años, cuando se pensaba que la única manera de controlar o reducir la producción de finos era la reducción de los regímenes de producción. Geográficamente, las arenas pobremente consolidadas son un problema en las Costas del Golfo en el área de Texas, Lousiana y California, también en Canadá, México, Venezuela, Trinidad, Mar del Norte, Nigeria. En si la mala consolidación de las formaciones es un tema problemático a escala mundial. (1 p. 43) En contrapartida al problema mencionado anteriormente, existen datos los cuales reflejan que el método Combinado de Fracturamiento y Empaque de grava trae consigo más de una década de augurios y éxitos en el ámbito de la producción de pozos a nivel mundo, esto prueba que dicha técnica mejora significativamente la productividad del pozo en comparación con el empaque de grava convencional. Los tratamientos de fracturamiento y empaque están creciendo en forma continua dentro del conjunto de técnicas de control de la producción de arena, así como también en términos de números de trabajos realizados. La utilización de esta técnica ha crecido diez veces: de menos de 100 trabajos efectuados por año a principios de la década de 1990, a un ritmo corriente de casi 1000 operaciones por año. En África Occidental, cerca del 5% de los tratamientos de control de la producción de arena son tratamientos de fracturamiento y empaque, y en América Latina, las empresas fracturan y empacan por lo menos 3% de los pozos. (2 p. 33) 3

 

 

2.2.

ANTECEDENTES ESPECIFICOS

En Bolivia la producción de arena en yacimientos de pet petróleo róleo y gas débilmente débilmente consolidados; no es un problema ajeno, puesto que una mayoría de los pozos perforados dentro del país sufren de arenamiento e, y por ende los caudales de producción se ven reducidos y afectados por efecto del problema mencionado. YPFB Chaco invirtió 8,5 millones de dólares en la perforación y la terminación del Pozo Carrasco Footwall  – –1 (CFW-1), ubicado en el bloque Chimoré, provincia Carrasco del trópico de Cochabamba. La excavación comenzó el 25 de octubre de 2005 y concluyó el 11 de diciembre del mismo año, entrando en producción a fines del mismo mes. Pruebas iniciales de producción en el mencionado campo indicaron que se trata de un yacimiento de gas condensado de alta riqueza (alrededor de 165 barriles por millón de pie cubico). (3) La profundidad del pozo mencionado es de 3.843 metros, y

extrae

hidrocarburos de la formación Yantara, que tiene un espesor de 30 metros. El pozo fue completado en agujero abierto y aplicando un empaque de grava convencional, puesto que el pozo sufre de arenamiento. El Campo Carrasco Footwall presenta

una producción media

de 1210 BPD de 54.8 o API de

Petróleo, 9.3 MMPCD de Gas Natural con alto contenido de Licuables que en este momento son necesarios para el País, 50 BPD de Gasolina, 52 MCD de GLP y 160 BPD de Agua de Formación. (4 p. 9)

e

Arenamiento: A pozo. medidaEsta que acumulación el yacimientopuede descarga hacia el pozo, con que el tiempo va acumulando arena y sedimento   Arenamiento:   A en el fondo del ser petróleo de tal magnitud y altura puedesedisminuir drásticamente o impedir completamente la producción del pozo. (12 p. 189)

4

 

 

3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA En formaciones débilmente consolidadas, la producción de fluidos casi siempre es acompañada de arena. Entorno a este problema, el perjudicado y afectado es el pozo CFW-1, el cual sufre de arenamiento y por consiguiente la producción del mismo se ve estancado y reducido. A causa de este problema en mencionado pozo, la empresa encargada de su operación YPFB Chaco S.A desembolsa actualmente millonarios gastos por efecto de mantenimiento y estabilización. Las causas de la generación de extracción de arena junto al hidrocarburo son: la tasa de producción, la viscosidad del fluido producido, la producción de agua, pero principalmente la débil o poca consistencia que presenta la formación de la cual se explota el petróleo y/o gas natural; en este caso se hace referencia a la formación Yantata, de la cual se produce fluidos por medio del pozo CFW-1; luego, los fluidos producidos transportan la arena fragmentada hasta el pozo, desde donde esta fluye hacia la superficie, o se deposita en otra parte del sistema del pozo. Entre los efectos de la producción de arena están: perdida de producción del pozo, altos costos de mantenimiento, daño a los equipos de fondo y superficie, etc En este marco, es necesario la pronta intervención del pozo, puesto que desde hace más de un año, el mismo sufre de arenamiento, teniendo en cuenta que fallas producidas a escala de grano de arena, puede provocar problemas de estabilidad de pozos, colapso de la tubería de revestimiento, reducción de la producción y, en casos extremos, la perdida de pozos (cierre del pozo). Puesto que los granos de la arena sueltos son movilizados ante ciertos niveles de caída de presión, velocidades y viscosidades de fluido; una vez producidos en el interior del pozo, estas partículas pueden provocar estragos aguas abajo. Frente a este problema nace la propuesta de mejorar el control de arena en el pozo CFW-1 del bloque Chimore, aplicando el método de Fracturamiento y Empaque de grava, con cuya técnica no solo se brindara un optimo manejo de los finos (arena y limo), sino que también se sorteara f   el daño a formación y por lo tanto el régimen de producción en el pozo se incrementara. f  Sortear:

Evitar con maña o eludir un compromiso, conflicto, riesgo o dificultad. (13)

5

 

 

3.1.

IDENTIFICACION DEL PROBLEMA

Surge la necesidad de mejorar el manejo y el control de arena en el pozo CF CFWW1 mediante la técnica combinada de fracturamiento y empaque de grava, para que de esta manera se pueda lograr la reducción de la producción de arena y el aumento de la producción de hidrocarburos. Reducción de los

Manejo de

ingresos económicos

solidos en

para la empresa YPFB

superficie

CHACO

Emerge arena

Reduccion de la

Daño de equipos

Costo elevado de

a superficie

producción

de superficie y

Mantenimiento

con el fluido

hidrocarburífera

fondo

Cierre definitivo del pozo

Arenamiento en el pozo

Problema

CFW-1

Central

Roca

Producción de

Viscosidad del

Mal manejo del

El Empaque de

pobremente

agua

fluido producido

régimen de

Grava

producción de

convencional

Hidrocarburos

ineficiente

Cementada

Formacion Yantata  

“

”

debilmente consolidada

Mal manejo de la caída de Presión

Fuente: Elaboración Propia.

6

 

 

3.2.

FORMULACION DEL PROBLEMA

 A continuación se plantea el problema de la investigación: ¿Cómo se puede mejorar el control de arena en el pozo CFW - 1, de manera que se logre disminuir el arenamiento y adicionalmente, incrementar la producción de hidrocarburos?

El problema obliga a que se realicen investigaciones para mejorar y optimizar el control de arena en el pozo CFW-1, puesto que el arenamiento constituye un tema muy complicado que no puede ser visto mediante un enfoque de tipo unilateral, al contrario, el arenamiento debe de constituirse a través de un enfoque multifacético.

7

 

 

4. OBJETIVOS 4.1.

OBJETIVO GENERAL

Mejorar el control de arena mediante el método combinado de fracturamiento y empaque (Frac Packing) en el pozo CFW-1 del Bloque Chimoré.

4.2.

OBJETIVOS ESPECIFICOS   Realizar un diagnostico de la realidad situacional actual del control de



arena en el pozo CFW-1.    Analizar lla a implementación del método Co Combinado mbinado de Fracturamiento y



Empaque de Grava (Frac Packing) en el pozo CFW – 1.   Comparar los resultados obtenidos desde el punto de vvista ista técnico, entre



el método combinado y el empaque de grava convencional empleado actualmente en el pozo CFW  – 1.

8

 

 

5. JUSTIFICACION 5.1.

JUSTIFICACION ECONOMICA

Las acumulaciones de arena pueden obturar la producción en cualquier parte de la línea de flujo, reduciendo los ingresos asociados con la producción y costando significativas cantidades de tiempo y dinero en lo que respecta a limpieza. Las operaciones de remediación en los pozos resultan particularmente costosas. La arena producida que llega a las instalaciones de producción debe separarse de los fluidos producidos y eliminarse. Si bien el costo exacto es difícil de cuantificar, los especialistas coinciden en que la arena producida le cuesta a la industria decenas de miles de millones de dólares por año, por lo tanto el presente proyecto promovería el ahorro millonario de la empresa YPFB Chaco.

5.2.

JUSTIFICACION TECNICA

Los empaques de grava convencionales poseen típicamente algún grado de daño (factor de d daño año positivo) y raramente logran producir valores valores de factor de daño bajos en forma consistente. Las terminaciones y reacondicionamientos con tratamientos de fracturamiento y empaque, por otra parte, con frecuencia dan como resultado pozos con mayor productividad que la obtenida con empaque de grava. Además, la técnica combinada, permite controlar de forma paralela la migración de arena en aquellos yacimientos poco consolidados. Por lo tanto la utilización de esta técnica se torna conveniente y apropiada en pozos que sufran características de arenamiento con reducida producción de hidrocarburos. Con la colaboración apropiada de ingenieros expertos en el tema, el presente trabajo aportara información técnica útil, que ayudara a incrementar la tasa de producción y optimizar el control de arena.

9

 

 

5.3.

JUSTIFICACION INSTITUCIONAL

La implementación de la técnica combinada de Fracturamiento y Empaque de grava en el pozo CFW  –  1 del Campo CRC  –  FW perteneciente al bloque Chimoré, controlara de manera optima la producción de arena y traerá consigo mayor régimen de producción de hidrocarburos. Por lo tanto, la empresa operadora YPFB CHACO, encargada del pozo, adquirirá por efecto de dicha implementación

mayor reconocimiento y alto grado de manejo técnico-

operativo en procedimientos de arenamiento de pozos, reconocimientos que harán que la empresa ascienda un escalón más, en comparación con otras empresas operadoras.

10

 

 

6. ALCANCE 6.1.

ALCANCE TEMÁTICO

De acuerdo al problema, la solución planteada está enmarcada en el área de reacondicionamiento de pozos con

producción de arena y referido a la

formación Yantata.

6.2.

ALCANCE GEOGRÁFICO

La zona territorial donde se plantea la implementación de la propuesta del proyecto (Pozo CFW  –  1 del bloque Chimoré) se encuentra ubicada en Entre Rios, Provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba. Las coordinadas geográficas aproximadas se muestran a continuación: Latitud

: - 16.5

Longitud

: - 65.5

 Altura media : 216 m.s.n.m Figura # 1 : Imagen satelital del pozo CFW - 1

Fuente: Google earth 2010

11

 

 

6.3.

ALCANCE TEMPORAL

La investigación se desarrollara entre: fines del año 2010 y primer semestre del 2011, y podrá ser aplicada de forma inmediata tras su culminación. Las actividades a realizar durante este periodo de tiempo serán: Recabar información técnica sobre el arenamiento en el pozo CFW  – 1 mediante visitas programadas a la empresa YPFB Chaco S.A., indicar las propiedades de la Formación Productora Yantata, realizar los cálculos necesarios para la optima implementación del método Frac Packing, realizar el análisis de la producción de arena y el daño a la formación antes y después de la implementación del método Frac Packing y con estos parámetros realizar la comparación técnica entre la técnica de empaque de grava y el técnica de fracturamiento y empaque.

6.4.

ALCANCE INSTITUCIONAL

La aplicación de la investigación beneficiará a la empresa YPFB CHACO S.A., viéndose también favorecidas las empresas de servicios encargadas de trabajos de terminación y reacondicionamiento de pozos, además que el presente trabajo será de gran aporte bibliográfico para la

Universidad de Aquino Boli Bolivia via

(UDABOL).

12

 

 

7. MARCO TEORICO 7.1. GENERALIDADES DEL CAMPO CARRASCO FOOTWA FOOTWALL LL El Campo Carrasco Footwall (CRC - FW), es uno de los que fueron descubiertos recientemente. Este campo petrolero perteneciente al Bloque Chimoré, está ubicado en la provincia Carrasco del Departamento de Cochabamba, la empresa encargada de su operación es la nacionalizada YPFB Chaco S.A. Esta empresa durante el año 2005 lanzo un plan de exploración en la zzona ona del Chapare, la cual tuvo resultados importantes con la perforación exitosa de dos pozos exploratorios de la formación Yantata. Actualmente el

Campo CRC  –  FW

cuenta con 3 pozos perforados, completados y produciendo hidrocarburos, los cuales tienen el denominativo de CFW-1, CFW –2 y CFW –3. El pozo Carrasco Footwall - 1 (CFW -1), fue perforado entre octubre y diciembre de 2005, con una profundidad de 3.843 metros, el reservorio productor del cual se extrae el hidrocarburo es la formación Y Yantata, antata, la cual cuenta con un espesor aproximado de 30 metros y se presenta no consolidada en base a lo observado tanto en núcleosg, como en cálculos empíricos de registro de pozos, lo que hizo necesario implementar un empaque de grava (técnica de completación) para el control de arena. El pozo CFW  – 1 es un yacimiento de gas condensado de alta riqueza, de alrededor de 165 barriles de petróleo por millón de pies cúbicos de gas. Actualmente el Campo Carrasco Footwall produce Gas natural, Petróleo, Gasolina, Gas Licuado de Petróleo (GLP) y Agua en una proporción de: (4 p. 9)          

    

Gas Petróleo Gasolina GLP Agua

g Núcleos: Las muestras de núcleos son secciones de

= = = = =

7728 446 53 48.3 55

MMPCD BPD BPD MCD BPD

roca que se extraen del pozo, deteniendo los trabajos de perforación o en el

trascurso de los mencionados trabajos.

13

 

  Tabla # 1: Producción de Líquidos y GN. Campo CARRASCO FW

Campo Petroleo (BBLS) GN (MPC)

Enero

Feb

Marzo

Abril

Mayo

Junio

Julio

Agosto

Sept

Oct

35,325

29,383

32,320

30,340

29,378

25,772

26,667

25,937

24,257

23,772

342,435

300,482

330,830

316,265

325,832

293,837

306,101

304,168

287,489

281,739

Fuente: Informe Ejecutivo de Resultados de la Gestion 2009, Unidad de Hidrocarburos

Como ya se menciono anteriormente la empresa encargada de realizar el control y manejo de la producción es YPFB Chaco S.A, la cual fue creada el 21 de marzo del año 1994 y a la fecha, la compañía realiza operaciones en 19 campos petroleros, de los cuales 13 están en operación y el resto se encuentra en reserva, en proceso de desarrollo. Estos campos están ubicados en 4 departamentos del País. En Cochabamba se encuentran Bulo Bulo, Carrasco, Carrasco Footwall, Kanata y Kanata Norte; en Santa Cruz, Percheles, Humberto Suárez Roca, Los Cusis, Montecristo, Patujusal y Patujusal Oeste; en Chuquisaca, Vuelta Grande; y en Tarija, San Roque. (5 p. 20)

7.2. FORMACION YANTATA Las rocas de la formación Yantata son importantes reservorios productores de gas y condensado; algunos campos petroleros de Bolivia que explotan hidrocarburo de esta formación son: los campos Carrasco, Kanata, Carrasco Footwall ubicados en el Chapare Cochabambino; y los Campos Víbora, Yapacanì y Sirari situados en las colinas del Boomerang.   Esta formación petrolera pertenece al cretácico que comenzó hace unos 145,6 millones de años y finalizó hace unos 65 millones de años, este periodo fue el último de la Era mesozoica, la cual fue una de las grandes divisiones de la historia geológica, posterior al paleozoico y anterior al cenozoico y cabe caracterizarla como la era de los reptiles gigantes, ya que su apogeo se produjo en ella. 14

 

 

La formación Yantata presenta una predominancia de areniscas de granos gruesos a medios, subredondeados y de buena selección, friables h, porosos y permeables; con escaso matriz limoso, color amarillento. Datos complementarios de dicha formación en la zona del pozo CFW – 1 se muestra en la Tabla # 2. En la zona del Chapare se hallan expuestas rocas sedimentarias que corresponden a los Periodos: Cuaternario, Terciario y Cretacico. Esta sucesión se encuentra de acuerdo al esquema estratigráfico de la Figura # 2. Figura # 2 : Correlación Estratigráfica

Fuente: Aplicación del Sistema d de e Mezcla de Óxidos Metálicos D Drilplex* rilplex* en  America Latina, Benjamin Paiuk, M-I SWACO.

7.3. PROBLEMAS DE PRODUCC PRODUCCION ION EN POZOS Existen diversos factores que al afectar la producción normal de pozos o impedir la recuperación de reservas aun existentes hacen imperativa una acción de intervención de pozos con operaciones adicionales de tratamiento o mejoramiento de la producción. Se hace necesario diagnosticar los problemas h Friable:

Que se desmenuza fácilmente. (13)

15

 

 

que afectan al comportamiento normal del pozo, para determinar el tipo de intervención a ser aplicado. Los problemas en pozos se pueden categorizar en 6 grupos: (6 p. 2)  Se produce excesivos volúmenes de gas juntamente al petróleo.



 Se produce excesiva cantidad de agua con gas o petróleo.  Los hidrocarburos son producidos a muy bajos o restringidos regímenes.  Hay fallas en el arreglo superficial su perficial y/o subsuperficiali   Los reservorios productores muestran agotamiento  Arena de formación es producida juntamente con el petróleo y/o gas.

  

 

Tabla # 2: Datos del Reservorio Rese rvorio Yantata FORMACION YANTATA

TIPO POROSIDAD

ARENA MASIVA 20% 25%

SATURACION DE AGUA PERMEABILIDAD ESPESOR PROFUNDIDAD TIPO DE HIDROCARBUROS

50-100 MD. 30 MTS. 3500 MTS PETROLEO SUB SATURADO Y GAS CONDENSADO

Fuente: Informes Fiscalización Bloque Chimore y Mamore, Unidad de Hidrocarburos.

7.4. COMPLETACION Y REACONDICIONAMIENTO REACONDICIONAMIENTO DE POZOS 7.4.1. COMPLETACION DE POZOS Se definen como las actividades que se efectúan, posteriores a la perforación del hoyo principal, hast hasta a que se coloca el pozo en producción. Existen muchas maneras de clasificar o categorizar el tipo de completación. Los criterios más comunes para la clasificación de completación incluyen lo siguiente:

i

 Arreglo Superficial y Subsuperficial: Conjunto de accesorios y componentes instalados en la superficie y en el fondo del pozo, pozo , con el objetivo de lograr la produccion de hidrocarburo.

16

 

 

  Estructura del hoyo / interfase del yacimiento:   hueco abierto o



entubado, completaciones horizontales.   Zonas productoras: zona sencilla o múltiples zonas productoras.



  Método de Producción:  flujo natural o Levantamiento artificial



(Artificial Lift). (7 p. 4)

7.4.1.1. COMPLETACION DE ACUERDO A LA ESTRUCTURA DEL HOYO 7.4.1.1.1. COMPLETACIÓN A HOYO ENTUBADO O REVESTIDO La completación tipo hoyo entubado consta del revestidor de producción o de un forro tubular frente a la zona productora, el cual posteriormente se perfora a bala (cañoneado) j  con un dispositivo especial para permitir la entrada de los fluidos de la formación seleccionada hasta el pozo. (8 p. 66) 

7.4.1.1.2. COMPLETACIÓN A HOYO DESNUDO O ABIERTO El proceso de completación consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona objetivo, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se efectúa en yacimientos donde no se espera producción de agua y/o gas. (8 p. 72)

 j

  Cañoneo: Es el proceso de crear aberturas a través de la tubería de revestimiento y del cemento, para establecer comunicación

entre el hoyo, el pozo y las formaciones seleccionadas, todo mediante balas o cargas fulminantes especiales y detonadores eléctricos (cañones).

17

 

 

7.4.1.2.

COMPLETACION DE ACUERDO ACUERDO A LAS COND CONDICIONES ICIONES MECANICAS Y GEOLOGICAS

Existen varios tipos de completación de pozos. Cada tipo se elige para responder a condiciones mecánicas y geológicas impuestas por la naturaleza del yacimiento. Completación vertical sencilla, completación vertical doble, completación vertical triple, etc.

7.4.1.3.

COMPLETACION

DE

ACUERDO

AL

METODO

DE

PRODUCCION Las terminaciones mencionadas anteriormente corresponden a las de un pozo fluyendo por flujo natural. Para pozos que desde el mismo comienzo de su vida productiva no puedan fluir por flujo natural, se recurre entonces a la completación por levantamiento artificial (bombeo mecánico, bombeo hidráulico, levantamiento artificial por gas o bombeo mecánico asociado con inyección de vapor y otras), según las características del yacimiento e intervalos seleccionados para producir.

7.4.2. REACONDICIONAMIENTO DE POZOS El reacondicionamiento y recompletacion se refieren a todos aquellos trabajos que se realizan a los pozos activos o inactivos, cuyo objetivo principal es mejorar las condiciones productivas de los mismos. Estos trabajos modifican las condiciones de: a) El pozo: entre estas activ actividades idades se encuentran el cañoneo, control de arena, gas y agua, apertura o cierre de arenas, lavado de perforaciones, cambios de método de producción, etc. b) El

Yacimiento:

entre e ntre

estas

actividades

se

encuentran

las

estimulaciones con inyección alternada de vapor, acidificación, fracturamiento y recañoneo. (6 p. 13) 18

 

 

Existen 2 tipos de reacondicionamiento de pozos, los cuales se muestran a continuación:

7.4.2.1.

REACONDICIONAMIENTO PERMANENTE

Son aquellos trabajos adicionales efectuados al pozo que ocasionen cambios del horizonte productor o en el intervalo productor de dicho pozo; a este tipo de trabajo se le llama “Rehabilitación”.  

7.4.2.2. REACONDICIONAMIENTO TEMPORAL Son aquellos trabajos que se realizan en el pozo mediante dispositivos mecánicos que permiten la apertura o cierre de intervalos en un mismo horizonte productor o para cambiar de horizontes productores  

7.5. ARENAMIENTO Y PRODUCCION DE ARENA  A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se va acumulando arena y sedimento en el fondo del mismo. Esta acumulación puede ser de tal magnitud y alcanzar tal altura que puede disminuir drásticamente o impedir completamente la producción del pozo. Los casos de arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los estratos son deleznables. Cuando se tienen estratos de este tipo, la terminación del pozo se hace de manera que, desde el inicio de la producción, el flujo de arena y sedimentos sea lo más baja posible por el tiempo más largo posible. (6 p. 39) La producción de arena se define como la producción de pequeñas partículas de roca (arena) generalmente de características petrofísicas y geometría definidas y constantes, transportadas por fluidos producidos, tales como petróleo, gas y agua. El control de arena muestra las técnicas disponibles para ayudar a predecir, prevenir y vigilar rutinariamente la producción de arena.

19

 

 

7.5.1. CAUSAS Y EFECTOS DE LA PRODUCCION DE A ARENA RENA Entre las causas que g generan eneran la producción de arena podemos citar a: el grado de consolidación de la formación, viscosidad del fluido producido, tasa de producción, esfuerzos ejercidos sobre la formación, producción de agua, declinación de la presión del poro. Los efectos producidos por mencionada actividad son: daño a los equipos de fondo y de superficie, baja en la producción, alto costo de mantenimiento, y en casos extremos el cierre definitivo del pozo.

7.5.2. ANÁLISIS DE A ARENA RENA DE LA FORMACIÓN Se necesita una muestra de la arena de la formación como punto de inicio del diseño en cualquier método de control de arena. La misma puede obtenerse de la siguiente forma:   Lo mejor son los núcleos completos, obtenidos durante la perforación



del pozo.   La segunda opción son los núcleos laterales de pared (sidewall



samples). (8 p. 225)

7.5.3. MECANISMOS DE CONTROL DE A ARENA RENA Cuando se trata de controlar la producción de arena en los campos petroleros se tienen como alternativa tres mecanismos, los cuales se desarrollan a continuación:

7.5.3.1. REDUCCION DE LAS FUERZAS DE A ARRASTRE RRASTRE Este mecanismo es a menudo el más económico, debe ser considerado  junto con algún otro método de control. Las fuerzas de arrastre están relacionadas con la rata de flujo por unidad de área. El incremento del área de flujo es uno de los primeros factores que hay que considerar. Otro de los factores importantes dentro de este mecanismo de control es la 20