Control De Arenas

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRÉS

FACULTAD DE INGENIERÍA

INGENIERÍA PETROLERA

PRODUCCIÓN PETROLERA III

PET - 210

CONTROL DE ARENAS

Nombre: Luis Rodolfo Durán Miranda

Docente: Ing. Raúl Maldonado

Fecha de entrega: 1 de abril de 2010

La Paz – Bolivia

CONTROL DE ARENAS

1. INTRODUCCIÓN

Un pozo productor de petróleo es sólo una parte de un sistema complejo que comprende un yacimiento, los pozos mismos y las instalaciones superficiales. Cada elemento del sistema afecta a los otros y para lograr una operación eficiente es necesario garantizar una compatibilidad mutua. En consecuencia, es necesario tener un conocimiento de la ingeniería de los yacimientos y los avances en los pozos petrolíferos, la tecnología del equipo superficial y los nuevos instrumentos en los equipos y herramientas sub superficiales.

Existen mas formas para producir, entre los que se tiene por Flujo Natural (Pozos Fluyentes), producción utilizando sistemas de elevación artificial y métodos de recuperación mejorada. Cada uno de estos métodos tiene sus propias variantes y existen combinaciones entre dichas formas. Los pozos fluyentes pueden tener terminaciones simples con flujo a través de la tubería de producción; con Packer instalado entre la cañería de revestimiento y la tubería de producción.

También, pueden colocarse estranguladores en la tubería de producción, en algunas líneas superficiales de flujo; y la terminación puede hacerse en agujero de diámetro pequeño y utilizar un controlador de intervalos (de inyección) para controlar la descarga o para obtener un caudal permisible, pero restringido.

El sistema de elevación artificial bombeo neumático, puede ser continuo e intermitente o una combinación de ambos. Es posible usar varios tipos de mandriles para bombeo neumático, la técnica puede combinarse con otros tipos de bombeo, por ejemplo con un embolo viajero. El bombeo mecánico tiene entre sus componentes comunes a: varillas de succión, bombeo de movimientos recíprocos y de movimiento centrífugo.

Dentro de cualquiera de los anteriores métodos se encuentran varias técnicas de producción intermitente, producción por medio de baches, que puede ser el resultado del uso de un embolo viajero, de la instalación de una cámara de acumulación, de la operación de bombeo neumático intermitente y otras técnicas.

Para seleccionar un método de producción para un pozo en particular o un grupo de ellos es necesario tomar en cuenta algunos aspectos, por ejemplo:

• Profundidad del Pozo

• Relaciones Gas/Liquido (RGL) actuales y previstos

• Problemas de Deposición de Arena y Parafina

• Desviación del Agujero

• Diámetro de la Cañería de Revestimiento

• Relación del Comportamiento de la Entrada de Flujo Actual y Futura (IP, índice de Productividad)

• Presión de la Formación y Declinación de Dicha Presión

• Planes de Recuperación Secundaria y Terciaria

• Vida Futura y Producción Acumulativa Estimada

• Disponibilidad de Alta Presión

• Dificultad de la Reparación (por ejemplo, en Terminaciones Marinas)

• Viscosidad del Petróleo

• Relaciones Agua/Petróleo

Algunos de los parámetros que debe tomarse en cuenta son los siguientes:

a) Permeabilidad

(1)

Donde:

qsc = Caudal a condiciones estándar

k = Permeabilidad

A = Área

p2 = Variación de presiones al cuadrado

Viscosidad

L = Longitud

La permeabilidad, es una medida de la facilidad con que el fluido pasa a través de una roca porosa, bajo condiciones de flujo no turbulento, y está en función del grado de interconexión entre los poros; por ejemplo, dos rocas con la misma porosidad pueden tener considerable diferencia entre sus permeabilidades.

Darcy realizó los trabajos iniciales sobre la permeabilidad cuando investigó el flujo de agua a través de filtros de arena y por esta razón, la unidad de permeabilidad se conoce como Darcy. La unidad práctica en la industria petrolera es el milidarcy (md) que es una milésima de un Darcy. La permeabilidad de las arenas productoras varia de 1 a 1000 md y algunas a veces un poco mayor.

b) Porosidad

(2)

(3)

Donde:

= Porosidad

= Porosidad efectiva

Vtr = Volumen total de la roca

Vp = Volumen poral

Vpi = Volumen poral interconectado

La porosidad (2) es la medida porcentual del espacio libre de una roca que puede ser ocupada por fluido, esta relación se la obtiene dividiendo el volumen de espacio vacío entre el volumen total de la roca. Se conocen 2 tipos de porosidades: La porosidad aislada, se refiere a los granos que tienen poros que no están conectados entre sí y la porosidad efectiva (3) se refiere a los granos que tienen poros y que éstos están conectados entre sí, éstos últimos son de importancia para la industria petrolera, ya que a través de esa conexión se puede lograr el flujo del hidrocarburo.

c) Eficiencia de la Terminación

Cuando el pozo se cierra, la situación se complica por el hecho de que el cierre del pozo ocurre en la superficie. Los fluidos siguen desplazándose hasta el pozo y este movimiento, se le conoce comúnmente con el nombre de postproducción que afecta la nueva distribución de la presión en el yacimiento. Después de cerrar el pozo durante algunas horas, la mayor parte del incremento de presión ha tenido lugar y a partir de entonces, la Presión de Fondo Pozo (BHP) se incrementará muy lentamente, de tal manera que el movimiento de fluido hacia el pozo es muy pequeño y no se toma en cuenta para cuestiones prácticas.

En otras palabras, después de unas horas, la forma de la curva de incremento de la presión se determina únicamente por la nueva forma en que se distribuye la presión de la formación y no afecta la post producción.

El hidrocarburo que fluye hacia el pozo durante el periodo de post producción viene de la zona inmediata al pozo. Si la formación cercana al pozo ha sido dañada en cualquier forma durante la perforación de aquel (por ejemplo, por restos de revoque de lodo pegado a las

...