UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA: INGENIERÍA DE PETRÓLEOS CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA CON EMPAQUES DE GRAVA
Cátedra: Reacondicionamiento de Pozos
Alumnos:
Carlos Carrillo Iván Martínez Augusto Riofrío Marcelo Rivadeneira Fernanda Robalino
Fecha: 2012 – 04 – 20
Introducción Uno de los problemas más frecuentes y con consecuencias verdaderamente lamentables durante la producción de hidrocarburos es la producción de arena. Controlar de manera eficiente la producción de arena va a depender de los diseños y estimaciones que realicemos durante la fase de Completación y la base de cualquier control que se aplique para controlar o mitigar la producción masiva de arena se basa en la Filtración. La producción arena causa diversos problemas que van desde el tratamiento y la eliminación del relleno acumulado dentro de la tubería de revestimiento o en el equipo de superficie, hasta la provocación de fallas graves de terminación. Estos problemas a menudo se agravan, poniendo en riesgo las futuras intervenciones de los pozos y la capacidad de los mismos en el largo plazo. Si la arena erosiona los componentes de la terminación, los tubulares o los equipos de superficie pueden producirse demoras en la producción y obtenerse bajos factores de recuperación, o hasta perderse el control del pozo. Por ellos este trabajo está destinado a mostrar un conjunto de técnicas que se utilizan en la actualidad en los procesos que regulan la producción de arena en los pozos productores de hidrocarburos.
Empaque con grava El principio del empaque con grava es el de colocar arena gruesa o grava de un tamaño apropiado, en frente de una formación no consolidada, para evitar el movimiento de los granos de arena y permitir el flujo de petróleo libre de arena en el hoyo. El empaque con gravas es la técnica de control de arenas más comúnmente utilizada por la industria petrolera actualmente. Este método de control de arena utiliza una combinación de rejilla y grava para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arenas es colocada alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el espacio anular de las rejillas revestidor filtra la arena de la formación mientras la rejilla filtra la arena del empaque con grava. El éxito de un empaquetamiento de grava depende de la selección correcta del tamaño de grava y su colocación adecuada alrededor de la rejilla o tubería ranurada. Si el tamaño de la grava a emplearse no es seleccionado correctamente, la arena de formación no será controlada y migrara al empacamiento de grava, por lo cual la reducirá la permeabilidad efectiva y restringirá la producción. Ventajas:
Es efectivo en intervalos largos Generalmente inefectivo para altos contenidos de arcilla o finos. Utiliza materiales no tóxicos y simples No sufre degradación química Más fácil de aplicar en zonas con permeabilidad variante Bajo riesgo Alta productividad
Desventajas:
· Se restringe la boca del pozo debido a la necesidad de dejar la rejilla en el hoyo. Taponamiento debido a la formación de escamas cuando el agua de inyección se mezcla con el fluido de completación a base calcio usado durante el empaque con grava. El uso de un taladro requiere que el pozo sea matado con la salmuera para equilibrar la presión de formación. Subsecuentes perdidas de fluido al usar una salmuera de alto peso para matar el pozo. Requiere una inversión sustancial para el taladro, fluido de completación, el equipo de fondo de pozo, el equipo de superficie, bombeo y materiales. Perdida de fluidos durante la completación podría causar daños a la formación. Erosión-corrosión de la rejilla debido a la arena que choca contra cualquier superficie expuesta. Dificultad de colocar fluidos de estimulación a través del intervalo empacado con grava.
Completación – Gravel Pack
Programa de Reacondicionamiento – Control de Arena 1. Preparar 1000 bls. de agua de matado de 8.6 lpg con KCL, tratada con surfactante aniónico a 2gal/100 bls., inhibidor de corrosión 2gal/100 bls y biocida a 2 gls/100 bls. En un tanque adicional preparar 200 bls de fluido con viscosidad entre 40 y 50 cp. 2. Circular en reversa agua de matado de 8.6 lpg enviando los retornos a la estación de EPF verificar retornos limpios. 3. Instalar checkvalve en tubinghanger, retirar cabezal. 4. Instalar y probar BOP solo funcionamiento. 5. Desasentar tubinghanger. 6. Cortar el empate bajo el hanger, tomar medidas eléctricas y reportar. 7. Instalar polea API de 60” y carrete vacío para recuperar cable. 8. Sacar quebrando la tubería de 4 1/2”, 12.6 #/ft, utilizando las normas recomendadas para desenroscar la tubería y equipo BES. 9. Desarmar equipo BES y reportar el estado del equipo. 10. Bajar tubería de 3 ½” drill pipe con SandBailer hasta el fondo del pozo PBTD a 9733’, limpiar arena y sólidos del pozo. 11. Armar y bajar tubería de 3 ½” drill pipe con broca de 6 1/8” y raspadores tube ría 9 5/8” y 7”. Remover escala, escombros y residuos de perforaciones. 12. Bajar y asentar CIBP a 8407’. 13. Bajar tubería de 3 ½” con RBP y asentar a 8239’ (100’ sobre las perforaciones). 14. Subir la tubería 30’ y realizar limpieza de casing, bombeando la siguiente
secuencia de fluidos: a. Bombear a 5-6 bpm y usar solo agua filtrada, monitorear retorno hasta NTU < 20. b. Prepararse para recibir el petróleo desde el pozo. Tanques y equipos apropiados para minimizar los potenciales riesgos en relación con derrames de petróleo y fugas de gas provenientes del petróleo desplazado. c. No iniciar el procedimiento de limpieza de casing hasta que exista suficiente capacidad para recibir el fluido desplazado ~900 bls. ( 600bls. Fluido del pozo más 200 bls. de procedimiento de limpieza de casing ). Asegurarse que exista la suficiente agua filtrada antes de empezar el procedimiento ~1000 bls. 30 bls. de cáustica al 4%. 30 bls. de agua de producción filtrada. 30 bls. de HCl al 15% mas aditivos 30 bls. de agua de producción filtrada. 30 bls. de cáustica al 4%. 30 bls. de agua de producción filtrada. 20 bls. de YF130, X-linked gel. Desplazar agua filtrada hasta que se observe limpio la línea de retorno (menos de 20 NTU), volumen del hueco +/- 550 bls. 15. Monitorear los fluidos de retorno y parar cuando la turbidez del agua sea menos de 20 NTU. Estar preparado para bombear fluido extra. 16. Bajar tubing de 3 ½” para enganchar al RBP, abriendo los puertos igualadores. Esperar por 10 minutos para que el nivel de fluido se iguale a la presión de reservorio. Desasentar RBP. 17. Sacar RBP. Nota: A partir de este punto todos los fluidos usados deben ser filtrados. Mantener un mínimo de 1000 bls. de agua filtrada almacenada en superficie todo tiempo y durante el resto de la operación.
18. Bajar con cable eléctrico y re-perforar la zona de interés. Perforar a 12 dpp con cargas (Powerflow 4621) los mismos intervalos originalmente perforados de la arenisca M- 1 (8339’ – 8357’; 8365’ – 8375’;
8390’’ – 8399’). Los cañones deben estar centralizados.
19. Mantener una reunión de seguridad. Revisar el manejo de la malla y el ensamblaje de Gravel Pack. 20. Armar y bajar el ensamblaje de Gravel Pack. Conejear mientras se baja la sarta. Nota: El equipo de Gravel Pack colapsa a una presión de 10,000 psi. Nota: Cuando se baje la tubería pasar drift. Evitar el exceso de grasa en las conexiones. Si es necesario colocar un mínimo al final del pin. 21. Bajar el ensamblaje a 1.5 minutos por parada. Chequear y mantener cuidado cuando se ingrese al liner de 7” a 7773’. Antes de topar el CIBP a 8407’
registrar levantamiento y pérdidas de pesos para el asentamiento de la malla. 22. Soltar bola de 1 3/8" y permitir que se asiente a 5 min/1000’. 23. Armar líneas en superficie y realizar reunión sobre el procedimiento del trabajo y consideraciones de seguridad durante el trabajo. Probar líneas en superficie con 5,000 psi y anular con 2000 psi. 24. Asentar Quantum Packer y realizar trabajo de limpieza en posición de reversa de acuerdo a lo siguiente: 200 gal. de YF130 en el tubing. 800 gal. de HCl 7.5% mas 2 gal.de A261y aditivos en el tubing. Bombear 2 bls. dentro de la herramienta de servicio. Conectar las válvulas para circular el acido en reversa hacia un tanque de retorno y neutralizar con 100 lbs. de soda ash. Bombear a 5 bpm. Con la herramienta en posición reversa, realizar prueba de circulación a través del tubing para establecer presión de fricción m ientras se desplaza el volumen de la sarta (61 bls.) con fluido de completación filtrado. Esto permitirá ingresar fluidos limpios a la sarta para inyectar a la formación. 25. Con herramienta en posición de circulación establecer tasas y presiones desde 5 a 10 bpm con fluido de completación filtrado. 26. Con herramienta en posición de forzamiento realizar prueba de inyección desde 1 a 10 bpm con fluido de completacion filtrado. 27. Empezar el Gravel Pack bombeando la siguiente secuencia de fluidos. Con herramienta en posición de forzamiento, asentar con 20,000 lbs de peso, cerrar hydrill y presurizar con 500 psi el anular.
PROGRAMA DE BOMBEO Nombre Etapa Tasa Bombeo
Nombre Fluido Volumen Fluido
(bls./min)
Posicion
Nombre
Volumen Mezcla
(gal)
Herramienta
Tecnico
(bls.)
PAD
10.0
2% KCL Agua
1000
Forzamiento
1.0 PPA
10.0
2% KCL Agua
5200
Forzamiento
FLUSH
10.0
2% KCL Agua
3143
Forzamiento
23.8 20/40 C-Lite
123.8 74.8
28. Desplazar el tratamiento hasta que se empaquete la malla. Cuando se haya empaquetado la malla, permitir que la presión en la sarta descienda a cero. 29. Reversar el exceso del tratamiento en forma rápida y segura, manteniendo 500 a 1,000 psi en el anular. 30. Comenzar a bombear tan pronto haya descendido la presión en el anular a la tasa mínima de 4-5 bpm, observar fluidos de retorno. Circular en reversa con dos volúmenes de la sarta hasta que el retorno este libre de proppant. 31. Desasentar la herramienta y colocar en posición de circulación, probar Gravel Pack con 1,000 psi sobre la presión de circulación. 32. Sacar herramienta de servicio y wash pipes.
31. Armar y bajar en tubería de 4 ½” el equipo BES seleccionado: Sensor de fondo Phoenix XT, Tipo 1 Motor Series 562, 330 hp, 1950 vol, 102 amp. Seal Series 540, LSBPB-HL, RA Seal Series 540, BPBSL-HL, RA Intake Series 540, ARZ, INC, Redalloy Bomba SN-3600, 87 etapas
3 ½” Discharge EUE, Series 540 Y-ToolBxB 2 3/8” NoGo Phoenix 2,75” 4-1/2” tubing SEC-ST, SD-70 Redalead cable # 1 (con capilar 3/8”).
32. De acuerdo a la formas Standard de completación, chequear diámetros, número de series y longitudes de los equipos de fondo: BES (bombas, protectores y motores), cable eléctrico, entry guide, accesorios. Nota: a. Los motores deben ser probados en la locación, parte eléctrica y rotación adecuada, antes su envió. b. Las bombas deben ser probadas en locación, rotación, shaft y tolerancias. c. Instalar TubingHanger. 33. Armar lubricador de slick line. Bajar y asentar standing valve de 2.75” Phoenix en nipple, Probar tubería con 2000 psi. 34. Con slickline recuperar standing valve de 2.75”, bajar y asentar blankingplug. Sacar slickline. 35. Realizar splice BIW lowerpigtail con el cable de poder. 36. Bajar y asentar Tubinghanger en tubingspool. 37. Retirar BOP, conectar adapterflange (bonnet) y cabezal de producción. Probar cabezal con 2000 psi. 38. Realizar conexión de BIW upperpigtail con cable de poder de superficie. 39. Conectar cable de poder a la caja de venteo. Arrancar equipo BES a baja frecuencia hasta que se estabilice. Probar rotación de bomba. El flujo del pozo debe ser probado del manifold a los tanques de medición. 40. Dar por finalizadas operaciones, mover el equipo. 41. Redactar sumario de operaciones de WO y realizar diagrama de completación del pozo. 42. Realizar conciliación de materiales con bodegas
Extracto Programa de Reacondicionamiento – Control de Arena 1. Perforar hoyo de producción con fluido de perforación diseñado según las condiciones del yacimiento. 2. Realizar viaje corto y circular el fluido de perforación hasta obtener retornos limpios. 3. Desplazar el fluido de perforación por fluido limpio y que cumpla con los requerimientos hidrostáticos, de igual densidad al lodo utilizado durante la perforación de la sección horizontal de producción, hasta 200 pies por encima de la zapata del revestimiento intermedio. 4. Bajar ensamble de equipo de control de arena. 5. Bajar tubería lavadora dentro de las rejillas del equipo de control de arena y empotrarlo en el o´ringseal sub colocado en la última rejilla. 6. Terminar de bajar equipo de empaque hasta 5 pies por encima de la profundidad final de la sección horizontal del hoyo productor. 7. Proceder a asentar la empacadura hidráulica. 8. Desplazar lodo limpio dejado en el hoyo por el fluido a utilizar en el empaque, compatible con la formación y con el f luido de perforación utilizado. 9. Asentar y probar obturador, liberar herramienta de asentamiento y colocar en posición de circulación. 10. Realizar prueba de circulación para verificar condición del pozo, para determinar la tasa de bombeo de la grava y observar retorno de fluido para garantizar un mínimo del 70% de circulación para realizar el empaque. 11. Continuar con el proceso de empaque, bombeando la grava a una tasa determinada previamente para crear la onda alfa y al completar esta fase se inicia la onda beta alcanzando así la presión final de empaque. 12. Reversar el sistema hasta obtener retornos limpios. 13. Probar empaque y sacar tubería de trabajo del hoyo. 14. Completar pozo.
Glosario de Términos
Tapón CIBP
Quantum Packer
Gravel Pack
Tapón puente el mismo que además de ser diferente del retenedor en el mecanismo de funcionamiento, sirve para aislar zonas generalmente productoras de agua, cuando se coloca a una profundidad deseada del pozo este puede pasar mucho tiempo en dicha posición, hasta que no sea remolido mediante los trabajos de reacondicionamiento, cuando se requiere realizar estos trabajos en el pozo por debajo de la zona del CIBP. Esta herramienta se puede asentar en forma mecánica con la tubería o eléctricamente con cable. El Quantum Packer es el componente principal del sistema Quantum gravel-pack que está diseñado específicamente para la producción de grava en, es aplicable en pozos direccionales y horizontales. Estos packers se pueden asentar con wireline. Esta es una de las herramientas de fondo más utilizadas. Instaladas para aislar el anular de la tubería, permite establecer un control en la producción, además de requerirse en procesos de inyección y estimulación.
Método de control de arena utilizado para prevenir la producción de arena de formación. En las operaciones de empaque de grava, una pantalla de acero se coloca en el pozo y el anillo que rodean llenos de grava preparada de un tamaño específico diseñado para impedir el paso de arena de formación. El objetivo principal es estabilizar la formación, mientras que causan un deterioro mínimo en la
productividad del pozo.
Forro Ranurado o Rejillas
Grava
Surfactantes Aniónicos
Constituyen la manera más sencilla de controlar la producción de arena en pozos dependiendo lógicamente del grado de consolidación de la arena a producir. Este mecanismo debe emplearse, sólo si se tiene una arena bien distribuida y limpia, con un tamaño de grano grande, porque de lo contrario la rejilla o forro terminará taponándose. Las rejillas y "liners" actúan como filtros de superficie entre la formación y el pozo, puesto que el material de la formación se puentea a la entrada del "liner". Es un medio de control de arena se corre junto con una rejilla, para establecer un proceso de filtración en el fondo del pozo. La rejilla es colocada a lo largo de las perforaciones y un empaque de grava con una distribución adecuada de arena es colocado alrededor de la rejilla y en las perforaciones. Después de esto, la arena del empaque de grava en las perforaciones y en el anular de la rejilla-revestidor filtra la arena y/o finos de la formación mientras que la rejilla filtra la arena del empaque con grava. Son aquellos que en solución acuosa, se disocian en un anión anfibillo y un catión metálico o amonio. En esta categoría entran más del 60% de la producción de surfactantes: jabones, detergentes en polvo y líquido.
Tubing Hanger
Elemento de sostén y de sello del tubing sobre el tubing spool. Al término de las operaciones de completación se enrosca en el extremo superior de la sarta del tubing; se baja a través del BOP hasta alcanzar sentarse dentro del tubing spool.
Slick Line
Comúnmente denominadas intervenciones, dentro de los pozos petroleros. Fundamentalmente el trabajo consiste en introducir herramientas y/o dispositivos en los pozos petroleros por medio de un alambre especialmente diseñado para soportar altas presiones, temperaturas y esfuerzos (tanto tensión, como torsión).
Standing Valve
Son necesarios en sistemas abiertos para crear el efecto U y prevenir que el líquido que está circulando regrese de nuevo al reservorio.
Blankingplug
Drift
Tapones usados en operaciones de reacondicionamiento y completación que permiten maniobrar con diferentes fluidos en la sarta y operar herramientas de presión. En perforación, el tamaño efectivo del agujero. En tuberías de revestimiento, el diámetro interior mínimo garantizado. El diámetro de trabajo es importante, porque indica si la tubería es lo suficientemente grande para permitir el paso de una barrena de un tamaño específico.
Lowerpigtail
Parte integrante del cabezal de pozo cando se emplea completaciones para bombeo electrosumergible el ingreso del cable eléctrico que provee de energía al motor de fondo y acciona la bomba.
Upperpigtail
Conexión superior e inmediata que conecta el cable eléctrico que proviene del fondo del pozo con el que proviene de los equipos de control de potencia y de generación eléctrica.
O´ringseal sub
Un sello parte integrante de la sarta para completar formaciones con empaque de grava que impide el flujo de las formaciones, y actúa a su vez como camisa deslizable.
Collar de asentamiento; Es un componente que se instala cerca de la tubería de revestimiento donde se Landing collar encuentra el tapón de cemento en la cementación primaria, los componentes internos de este collar están hechos de plástico o materiales perforables.
CONCLUSIÓN
Como hemos constatado los problemas operacionales asociados con el influjo de arena afectan negativamente al pozo y a la productividad del yacimiento, ponen en peligro la vida productiva del pozo, limitan las operaciones de reacondicionamiento e impactan en la rentabilidad del campo desfavorablemente.
Por lo anterior es importante una previa evaluación y caracterización de la formación para proponer las técnicas adecuadas y que posteriormente nos permitan controlar la producción de arena en el pozo. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un campo, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia.
