CONTROL DE ARENAS EN POZOS PETROLERO

CONTROL DE ARENAS EN POZOS PETROLERO

Terminaciones y avenamiento:

Los problemas operacionales relacionados con la producción de arena, incluyen desde, insignificantes inconvenientes hasta graves como la pérdida de la productividad e inclusive del control del pozo. Es por ello que, para contar con una terminación exitosa que evite los problemas de arenamiento, se requiere que cada uno de los procedimientos que se lleven a cabo, sean diseñados y ejecutados adecuadamente. Por supuesto, las operaciones de instalación de los equipos de control de arena, no deben excluirse de ello. Esto significa que se debe mantener la estabilidad del pozo y la formación, durante las operaciones de perforación y terminación, ya que estos son requerimientos necesarios para evitar futuros problemas que se pueden presentar. Antes de entender esto, se requiere primeramente definir unos términos para comprender mejor esta problemática.

¿Qué es una terminación?

Una terminación consiste en establecer en forma controlada y segura los procedimientos encaminados a explotar el yacimiento a través de las tuberías de producción permitiendo así, la comunicación entre el yacimiento y la superficie. Las operaciones de terminación, inician cuando se llega al objetivo de perforación y concluyen cuando el pozo entra en producción. Estas operaciones se caracterizan por una serie de actividades típicas (aunque no necesariamente aplicables en todos los casos)como son: limpieza del pozo, colocación de empaques con grava, acidificaciones de intervalos productores, fracturamientos, asentamientos de la tubería de producción y de los empacadores, todas enfocadas a explotar los hidrocarburos de los yacimientos.(Garaicochea P., 1983).El objetivo primordial de la terminación de un pozo, es la de explotar eficientemente el yacimiento al menor costo posible, cuidando también de las tuberías de revestimiento que lo componen, porque son estas las que representan la vida del pozo. El criterio de la productividad es un factor muy importante en pozos que requieren

sistemas adicionales como el de “control de arena”, debido

a que estas son extremadamente sensibles a errores que puedan ocurrir en algunas de las técnicas utilizadas en la terminación y ello verse reflejado como una baja e inclusive pérdida de la productividad del pozo.

¿Qué es un arenamiento?

Antes de abordar el tema de arenamiento se debe detallar, qué son las arenas y de quéestán formadas, para ello, se define que: las rocas detríticas o clásticas son resultados dela acumulación de elementos separados de rocas preexistentes por elementos externos,como la erosión y transportados a grandes distancias por el viento, ríos o glaciares ycementados o no después de su depositación (Guillemot, 1982). Entre estas rocas sepuede definir las arenas por la posición de sus granos en la escala de tamaños(presentados en la tabla 1.1), siendo la de Wentworth la más utilizada, reservando elnombre de arena a cuyos elementos tienen un tamaño comprendido entre los 2 y 0.063mm.Ahora, se puede ver la definición de arenamiento que es: la producción de pequeñas ograndes partículas de sólido junto con los fluidos que son producidos del yacimientodebido a la baja consolidación de la formación productora (Garaicochea P., 1983).

Comúnmente, es preferible utilizar el término “producción de sólidos” en lugar de“producción de arena” ya que, esto implica que solo las areniscas frágiles o poco

consolidadas son las que están susceptibles de ser producidas. A medida que elyacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se va acumulando arena ysedimento en el fondo del pozo. Esta acumulación puede ser de tal magnitud y altura quepuede disminuir drásticamente o impedir completamente la producción del pozo.Los casos de arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los estratos sondeleznables. Cuando se dan estratos de este tipo, la terminación del pozo se hace demanera que, desde el inicio de la producción, el flujo de arena y sedimentos sea lo másleve por el más largo tiempo posible. Para lograr esto, el tramo de la sarta derevestimiento y de producción que cubre el estrato productor es de tubos ranuradosespecialmente. Las ranuras, cortadas de afuera hacia adentro y de apariencia cuneiforme,tienen una abertura lo suficiente estrecha, según análisis granulométrico de la arena, pararetener la arena y lograr que el apilamiento de los granos sea compacto y estable y, porende, no fluyan junto con el petróleo hacia el pozo.

El arenamiento de los pozos es de ocurrencia muy común. Y para mantener los pozos enproducción plena se recurre a desarenarlos y limpiarlos utilizando fluidos debidamenteacondicionados que se bombean progresivamente hasta el fondo para extraer la arena ysedimentos hasta la superficie por circulación continua. Algunas veces no es suficiente lacirculación de fluidos y hay que utilizar achicadores o bombas desarenadoras en el fondodel pozo para poder hacer la limpieza. Además de disminuir la capacidad productiva delpozo, la presencia de arena en el pozo es dañina porque a medida que fluye con elpetróleo causa cacarañeo, corrosión o abrasión de las instalaciones en el pozo y en lasuperficie. En el caso de pozos de flujo natural, la velocidad del flujo hace que la arena ysedimentos acentúen su poder de desgaste sobre las instalaciones. En los pozos debombeo mecánico, a veces, es muy serio el daño que la arena causa a la bomba y suspartes, principalmente a las varillas de succión, al vástago pulido y a la sarta eductora.

La fracturación hidráulica, fractura hidráulica o estimulación hidráulica:

(también conocida por el término en inglés fracking) es una técnica para posibilitar o aumentar la extracción de gas y petróleo del subsuelo. El procedimiento consiste en la perforación de un pozo vertical en el cual, una vez alcanzada la profundidad deseada, se gira el taladro 90° en sentido horizontal y se continúa perforando entre 1000 y 3000 m de longitud; a continuación se inyecta en el terreno agua a presión mezclada con algún material apuntalante y químicos, con el objetivo de ampliar las fracturas existentes en el sustrato rocoso que encierra el gas o el petróleo, y que son típicamente menores a 1 mm, y favorecer así su salida hacia la superficie. Habitualmente el material inyectado es agua con arena y productos químicos, lo cual favorece la fisuración e incluso la disolución de la roca.

Se estima que en 2010 esta técnica estaba presente en aproximadamente el 60 % de los pozos de extracción en uso.2 Debido a que el aumento del precio de los combustibles fósiles ha hecho económicamente rentable estos métodos, se está propagando su empleo en los últimos años, especialmente en los Estados Unidos.

Los partidarios de la fracturación hidráulica argumentan los beneficios económicos de las vastas cantidades de hidrocarburos previamente inaccesibles, que esta nueva técnica permite extraer.Sus oponentes, en cambio, señalan el impacto medioambiental de esta técnica, que incluye la contaminación de acuíferos, elevado consumo de agua, contaminación de la atmósfera, contaminación sonora, migración de los gases y productos químicos utilizados hacia la superficie, contaminación en la superficie debida a vertidos, y los posibles efectos en la salud derivados de ello.También se han producido casos de incremento en la actividad sísmica, la mayoría asociados con la inyección profunda de fluidos relacionados con el fracking.

Por estas razones, la fracturación hidráulica ha sido objeto de atención internacional, siendo fomentada en algunos países, mientras que otros han impuesto moratorias a su uso o la han prohibido.Algunos de estos países, como Reino Unido, recientemente han levantado su veto, optando por su regulación en lugar de una prohibición total. La Unión Europea se encuentra actualmente comenzando a regular la fracturación hidráulica.

Taponamiento de pozos:

Acción de aislar de manera temporal o definitiva las formaciones geológicas atravesadas en la perforación que contengan aceite o gas, de tal forma que se eviten invasiones o manifestaciones de hidrocarburos en la superficie.

Título : ANALISIS Y EVALUACION DEL TAPONAMIENTO DE POZOS INYECTORES DEL CAMPO CANO LIMON ARAUCA

Autor : Nino Hernandez, Luzmila

Asesor Académico: Bravo Florez, Martin

Munoz Navarro, Samuel F.

Fecha publicación : 19-dic-2012

Tipo: Trabajo de Grado

Editorial: Universidad Industrial de Santander

Facultad: Facultad de Ingeníerias Fisicoquímicas

Departamento: Escuela de Ingeniería de Petróleos

Programa: Ingeniería de Petróleos

Año: 2004

Palabras Clave : TAPONAMIENTO DE POZOS INYECTORES

INYECCION DE AGUA

PERDIDA INYECTIVIDAD

Resumen: Uno de los mayores problemas que puede presentar un proyecto de inyección de agua es el taponamiento de los pozos inyectores, es decir, una pérdida de la inyectividad del fluido. Esta tesis presenta un estudio de la perdida de inyectividad de los pozos inyectores de agua del campo Caño Limón (CL) operado por Occidental de Colombia en Arauca; analizando y evaluando las posibles causas del taponamiento de los pozos inyectores que forman parte del programa de mantenimiento de presión por inyección de agua. Análisis anteriores enfocan esta pérdida de inyectividad a la migración de partículas suspendidas en el agua de inyección o incompatibilidad de este fluido con la formación es decir la calidad del agua inyectada. Sin embargo en algunas formaciones poco consolidadas como en el caso del campo CL, otro mecanismo puede ser la movilización de arenas y problemas generados por los cierres repentinos de campo. La vida de los pozos inyectores es revisada completamente y las razones de las perdidas de inyectividad son establecidas. La incorporación del análisis Hall Plot como herramienta de monitoreo de los pozos nos permitió identificar los posibles daños en la formación o fracturamientos ocurridos en cada pozo. Con base en estas gráficas y correlacionando esta información con la base de datos de los principales eventos del campo, las condiciones de operación y los trabajos realizados a cada pozo; se puede concluir que la pérdida de inyectividad del campo CL está directamente relacionada con los eventos del sistema eléctrico; con los arranques ocurridos luego de cierto periodo de cierre. El monitoreo de la presión de inyección muestra que tres de los pozos pierden inyectividad gradualmente luego de un cierre ocurrido en el sistema. Sin embargo se consideran los efectos de mecánica de rocas y reducción de permeabilidad debido al mecanismo de depositación de partículas.

La vida útil de un pozo tiene sus límites ya que siempre llega un momento en que no produce mas en el que resulta antieconómico seguir intentando producir. El operador simplemente cierra las válvulas muestras. Explique por lo que esto no se considera una buena práctica:

Preparar un pozo para cerrarlo y aislarlo en forma permanente. Generalmente, existen requisitos normativos asociados con el proceso de taponamiento y abandono para asegurar que los estratos, especialmente los acuíferos de agua dulce, sean aislados adecuadamente. En la mayoría de los casos, se coloca en el pozo una serie de tapones de cemento, efectuándose una prueba de comportamiento del pozo o integridad en cada una de las etapas para confirmar el aislamiento hidráulico.

Explique operaciones con tubing de pequeño diámetro:

La tubería flexible alguna vez considerada de alto riesgo y aplicable solamente a servicios especiales, la técnica de tubería flexible (CT, por sus siglas en ingles) se ha convertido en una herramienta esencial de muchas operaciones de intervención de pozos. A fines de la década de 1980, y durante toda la década de 1990, esta tecnología logro mayor aceptación entre los operadores debido a su capacidad para reducir los costos generales, su confiabilidad significativamente mejorada y su espectro de aplicaciones en expansión, que llevaron a incrementar las operaciones de tubería flexible en forma sustancial.

Utilizado genéricamente, el termino tubería flexible describe los tramos continuos de tubería de acero de pequeño diámetro, el equipo de superficie relacionado y las técnicas de reparación, perforación y terminación de pozos asociadas. Desde su introducción en las operaciones de campos petroleros a comienzos de la década de 1960, la utilización de la tecnología CT se ha incrementado debido a sus mejores características de fabricación, los diámetros más grandes de los tubos y los avances introducidos en los equipos que han mejorado la eficiencia operacional. La tubería flexible se enrolla en un carrete para su conservación y transporte. Las sartas de tubería flexible pueden tener una longitud de 9.450 m (31.000 pies) o superior, según el tamaño del carrete y los diámetros de los tubos, que oscilan entre 1 y 4,5 pulgadas. Una unidad motriz hidráulica, o aparato motriz, controlado desde una consola instalada en una cabina de control central acciona el cabezal del inyector para desplegar y recuperar la tubería flexible. El gran carrete de almacenamiento también aplica contra tensión sobre la tubería.

La tubería continua pasa por encima de un cuello de cisne y a través de un cabezal del inyector antes de su intersección en un pozo a través del equipo de control de pozo que consta típicamente de un prensaestopas, un tubo prolongador y un conjunto de preventores de reventón sobre el cabezal del pozo. Este proceso se invierte para recuperar la tubería flexible y enrollarla nuevamente en el carrete. Los equipos y técnicas CT modernos presentan numerosas ventajas con respecto a las unidades de perforación y reparación y las unidades para entubar bajo presión convencionales.

Ventajas: incluyen la movilización rápida y los costos más bajos, la aceleración de las operaciones como consecuencia de la eliminación de la necesidad de efectuar interrupciones para conectar los empalmes de las tuberías, y las capacidades de cargas razonablemente grandes en alcances verticales más profundos y de alto ángulo, en comparación con las operaciones con cable o línea de acero.

Los pozos de gran inclinación y mayor profundidad son cada vez más comunes y en muchos casos están comenzando a necesitar intervenciones con fines de remediación. La utilización en pozos más profundos aumenta el peso de la tubería flexible, requiriéndose tuberías y cabezales de inyectores más resistentes además de fluidos mejorados. La tecnología coiled tubing constituye una opción viable para estas exigentes operaciones correctivas pero se requiere una planeación detallada para garantizar la eficiencia y la seguridad de los trabajos.

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