CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA CON EMPAQUES DE GRAVA

CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA CON EMPAQUES DE GRAVA

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 tubería 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”

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