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Control de arena en la terminación de pozos terciarios del campo Ita.

UNIVERSIDAD DEL ISTMO

“CONTROL DE ARENA EN LA TERMINACIÓN DE POZOS TERCIARIOS

DEL CAMPO ITA”

TESIS

PARA OBTENER EL TITULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS.

PRESENTA

JORGE RUIZ SOLORZA.

DIRECTOR DE TESIS

M.C. JENS ANDREAS SEIM.

ASESOR EXTERNO: ING. CAROLINA GUERRERO SERRANO.

SANTO DOMINGO TEHUANTEPEC, OAX. JULIO DE 2010.

Dedicatoria.


Dedicatorias.

Este trabajo se lo dedico a mis padres, Roma y Héctor, quienes me han brindado

desde siempre su gran apoyo, cariño, constancia, comprensión, paciencia y sobre

todo su amor.

A mamá Tey, por estar desde siempre con nosotros apoyándonos y dándome su

amor como su hijo y mi otra mamá.

A Maraña e Ita mis dos hermanas a las que amo porque siempre me han demostrado

su amor estando conmigo.

A Doña Flor y Tía Chayo que ya no están con nosotros, pero les estoy

profundamente agradecido por el apoyo que siempre tuvimos de ellas mientras vivían

y que eso nunca lo olvidaré.

A todos ustedes les dedico mi esfuerzo porque les agradezco inmensamente el que

nunca dejaron de creer en mí y que siempre estuvieron allí para apoyarme, a todos

ustedes los amo.

Jorge Ruiz Solorza.

Agradecimientos.


Agradecimientos.

A Dios por darme la vida y a una familia maravillosa que siempre ha estado conmigo

en todas las circunstancias por las que hemos salido siempre adelante.

A PEMEX como institución que me permitió desarrollar el trabajo de investigación

para poder titularme, a los ingenieros Carolina Guerrero Serrano por ser mi asesora

externa, a los ingenieros Antonio Urbieta López, Salvador Patlán Rodríguez, Carlos

Alberto García Jiménez, Armando Flores Gonzáles, Cesar A. Morales Gamboa, Juan

Carlos Sosa Sánchez, Ma. Guadalupe Escamilla Durán, quienes me facilitaron

información necesaria para terminar y complementar la tesis.

Al señor Jens Andreas Seim, por ayudarme en la elaboración de la tesis, a mis

sinodales Alaide Selene Cruz López, Roberto Alamilla García, Ricardo Henestroza

Orozco, José Alberto Lumbreras Pacheco ya que gracias a sus observaciones se

mejoró el trabajo, a todos los profesores que me formaron a lo largo de mi estudio

por la universidad, a la Universidad del Istmo mi alma mater, a mis hermanos de

clase, a mis amigos de la universidad a todos ellos que siempre estuvieron dándome

un poco de su alegría.

A las personas que durante mi estancia en Chiapas y Tabasco, me apoyaron

incondicionalmente sin ser mi familia pero que con el tiempo formaron parte de ella

gracias Consuelo Vélez Hernández; a tí Suu, que constantemente me apresurabas y

recordabas terminar la tesis y que finalmente lo logró. A todas estas personas y las

otras muchas más que me faltan por mencionar, que siempre me han brindado su

apoyo y que son muy importantes para mí se los agradezco profundamente.

A mis amigos que siempre estuvieron convencidos de que si se podía y se pudo!! A

todos ustedes ¡¡¡Muchas Gracias!!!

Jorge Ruiz Solorza.

Contenido.


Contenido. Página

Índice de figuras y tablas. ........................................................................................................ i

Resumen. .............................................................................................................................. iii

Abreviaturas. ......................................................................................................................... iv

Símbolos. ................................................................................................................................ v

Introducción. .......................................................................................................................... vi

Objetivo general. ................................................................................................................... viii

Objetivos específicos. ..................................................................................................................... viii

Justificación. .......................................................................................................................... ix

1. Terminaciones y arenamiento. ......................................................................................... 1

1.1 ¿Qué es una terminación? ........................................................................................................ 1

1.2 ¿Qué es un arenamiento? ......................................................................................................... 2

1.2.1 Fuerzas que causan un arenamiento. .............................................................................. 4

1.2.2 Diferencias entre arenas consolidadas y no consolidadas. .......................................... 7

1.2.3 Arenas en zona de fallas. ................................................................................................. 11

1.2.4 Cohesión entre granos. .................................................................................................... 11

1.3 ¿Cómo se controla el arenamiento? ..................................................................................... 12

1.4 Fenómenos provocados por el arenamiento. ....................................................................... 21

2. Descripción del campo petrolero Ita. ............................................................................ 24

2.1 Descripción del campo. ............................................................................................................ 24

2.2 Geología del campo. ................................................................................................................ 26

2.3 Tipos de Fluidos producidos. .................................................................................................. 27

2.4 Pozos perforados y existentes en el campo. ....................................................................... 28

3. Estudio del campo. Problemáticas, técnicas y aplicaciones en la región. ................. 30

3.1 Tipos de terminaciones desarrolladas en el campo Ita. ..................................................... 32

3.2 Descripción de sistemas de control de arena que se aplican en la región. ..................... 34

4. Determinación de la mejor propuesta en base a las pruebas de producción. ........... 41

4.1 Experiencia en pozos del campo Ita. ..................................................................................... 45

4.2 Resultados y análisis................................................................................................................ 49

Conclusiones y recomendaciones. ................................................................................... 62

Anexos................................................................................................................................. 64

Referencias bibliográficas. ................................................................................................ 73

Índice de figuras y tablas

i


Índice de figuras Página

Figura 1.1. Geometría de un arco de arena alrededor de los disparos de producción (Modificada, K. Ott & D. Woods, 2001). .................................................................................. 7

Figura 1.2. Mecanismo de falla por arco de arena (Modificada, Al-Awad, 2001). ................... 8

Figura 1.3. Empaques de grava en agujero abierto y revestido (Completion Technology for Unconsolidation Formation, 1995). ....................................................................................... 17

Figura 1.4. Cedazo utilizado en pozos de aceite (K. Ott & D. Woods, 2001). ....................... 18

Figura 1.5. Geometría del liner ranurado (K. Ott & D. Woods, 2001). ................................... 20

Figura 2.1. Plano de localización del campo Ita. .................................................................. 24

Figura 2.2. Localización de la arena J. ................................................................................. 26

Figura 2.3. Números de pozos perforados en el campo Ita. ................................................. 29

Figura 3.1. Historia de la exploración en el área del Proyecto-Terciario (aceite), Fuente: PEMEX. ................................................................................................................................ 31

Figura 3.2. Pozos exploratorios perforados y profundidad promedio en el Terciario en el área del proyecto, Fuente: PEMEX. ...................................................................................... 32

Figura 3.3. Parte media inferior de núcleo cortado en el campo Terciario. ........................... 33

Figura 3.4. Distribución y tamaño de granos de las muestras de canal. ............................... 34

Figura 3.5. Cedazo............................................................................................................... 36

Figura 3.6. Consolidación de la arena con resina ................................................................. 36

Figura 3.7. Representación de un empaque de grava. ......................................................... 39

Figura 3.8. Tubería ranurada. .............................................................................................. 40

Figura 4.1. Mecanismo de producción con cedazo .............................................................. 41

Figura 4.2. Mecanismo de tratamiento con resina. ............................................................... 42

Figura 4.3. Mecanismo de producción con empaque de grava. ........................................... 43

Figura 4.4. Mecanismo de producción con liner ranurado. ................................................... 44

Figura 4.5. Historial productivo del pozo Ita 13. .................................................................... 50

Figura 4.6. Historial productivo del pozo Ita 14 ..................................................................... 51




Figura 4.10. Historial productivo del pozo Ita 47 ................................................................... 56

Figura 4.11. Historial productivo del pozo Ita 65. .................................................................. 57

Figura 4.12. Historial productivo del pozo Ita 96. .................................................................. 58

Figura 4.13. Estado mecánico del pozo Ita 13...................................................................... 65



Índice de figuras y tablas

ii


Figura 4.16. Estado mecánico del pozo Ita 42. .................................................................... 68





Índice de Tablas. Página

Tabla 1.1. Escala de Wentworth para clasificación de sedimentos. ........................................ 3

Tabla 4.1. Resultados en control de arenamiento. ................................................................ 61

Resumen.

iii


Resumen.

Durante la explotación de campos petroleros geológicamente jóvenes, se han

presentado problemas relacionados con el arenamiento de pozos. Esto ha sido

desde siempre un inconveniente significativo en la industria, debido a que acarrea

una infinidad de dificultades que se ven reflejados en la productividad y recuperación

de los campos, donde la incidencia de los materiales provenientes de las

formaciones “poco consolidadas”, dañan los equipos de producción y a los pozos

mismos. Por tal razón, en la actualidad, para combatir estos problemas, se ha

recurrido al uso de la tecnología (con técnicas como: resinas, empaque de grava,

cedazos o rejillas y liner ranurado) que han sido de mucha ayuda, por lo que, son

utilizadas desde el comienzo de las operaciones de terminación de los pozos,

cuando son instalados con el fin de ayudar a minimizar y evitar estos problemas de

arenamiento.

El campo Ita, que es un campo productor del Terciario, no está libre de éste

problema, debido a que el yacimiento, se encuentra en arenas poco consolidadas, en

donde se ha manifestado el arenamiento de los pozos, de manera que se ha

recurrido al uso e instalación de éstas técnicas. El propósito de este trabajo, es el de

estudiar y describir las distintas técnicas aplicadas en la región y en el campo, para

conocer las características de cada una de ellas, comprender el funcionamiento de

las mismas y así determinar cuál es la que mejor controla el arenamiento y no afecte

a la productividad. El estudio fue realizado por la recopilación de información de las

características del campo, terminación, reparación, historiales productivos y

experiencias en pozos Ita representativos, donde fueron aplicados y no sistemas de

control de arena. Para finalmente, en base a las pruebas de producción y a la

experiencia adquirida durante la aplicación de estas, se haya determinado que la

instalación del liner ranurado ha sido la que mejor ha controlado este problema y que

ha mantenido a su vez la productividad de los pozos; siendo ésta, la que mejor

cumple con las expectativas requeridas para ser instalada en los próximos pozos a

perforar y controlar los inconvenientes que tanto afectan la recuperación.

Abreviaturas y Símbolos.

iv


Abreviaturas.

m metros

Ag. Agujero

Ap. Prod. Aparejo de producción

API American Petroleum Institute

bpd Barriles por día

bpm Barriles por minuto

°C Centígrados

CNA Comisión Nacional del Agua

Cp Centipoise

cpm Cargas por metro

Emp. Mec. Empacador mecánico

°F Fahrenheit

F Fase

Go Gasto de aceite

IMP Instituto Mexicano del petróleo

kg/cm2 Kilogramos por centímetro cuadrado

km2 Kilómetros cuadrados

lb/pie Libras por pie

mbpd Millones de barriles por día

mD miliDarcys

Abreviaturas y Símbolos.

v


mm milímetros

mmbls Millones de barriles

No número

PEMEX Petróleos Mexicanos

PI Profundidad interior

PT Profundidad total

Ret. Cto. Retenedor de cemento

TR Tubería de revestimiento

TXC Tapón por circulación

Símbolos.

Distribución de los esfuerzos

% Porcentaje

° Grado

Introducción.

vi


Introducción.

Actualmente, debido a la madurez exploratoria que presentan las cuencas

mesozoicas del sureste, la exploración en sedimentos cenozoicos, constituyen una

importante área de oportunidad, debido a la profundidad a la que se encuentran los

yacimientos, a la presencia de las instalaciones petroleras y la existencia de las

nuevas tecnologías que permiten recuperar la producción de los campos Terciarios.

Por lo que anteriormente, no eran explotados por presentarse en ellos distintos

problemas que, tomando en cuenta las deficiencias de equipos y herramientas

necesarias para la extracción, ocasionaban costos elevados durante la producción,

que disminuían la rentabilidad de los campos, estos iban desde:

Invasión de agua de formación.

Agotamiento y baja recuperación de los intervalos.

Desprendimiento o roturas en las tuberías de revestimiento.

Cementaciones defectuosas.

Altas relaciones gas-aceite.

Arenamiento de los pozos.

Reducción en las tasas de producción.

Tuberías obturadas en su interior con incrustaciones (PEMEX-IMP, 1990), etc.

De entre estos problemas, uno característico de éste tipo de yacimientos Terciarios,

es la producción de arena, que es uno de los principales inconvenientes que se

presentan actualmente durante la explotación de campos geológicamente jóvenes

(Plioceno); debido a la falta del ”material cementante” que provoca que las arenas no

estén eficientemente consolidadas, acarreando consigo otros problemas que se ven

reflejados en la producción y recuperación de hidrocarburos por obstrucciones en los

sistemas, entre otros (Kalinina, 2008).

Los tipos de yacimientos de este estudio del campo Ita pertenecen a la Época del

Plioceno. Sus profundidades varían entre 700 y 2000 m. En donde la producción de

agua y las características de los fluidos a producir aceite pesado entre 12 y 24 °API

Introducción.

vii


(Ruiz O., Mata J., & Marín S., 2009), acarrean y desestabilizan los sedimentos no

consolidados o poco consolidados de estas formaciones, generando así, la

producción de arena y con ello, la serie de complicaciones que vienen en conjunto.

Una vez identificada una problemática de arenamiento, existen en la actualidad

diversas técnicas para resolver o minimizar las dificultades relacionadas con la

producción de arena hacia los sistemas de producción. La selección de estas

técnicas depende de la terminación, los costos y la producción esperada.

Es por ello, que el presente trabajo se realiza para analizar el comportamiento en la

producción de los pozos del campo Ita, así como el estudiar las distintas propuestas

de terminación aplicadas en la región, para controlar y minimizar los problemas de

arenamiento, que ocurren en el campo; al igual que analizar y comparar las pruebas

de producción, para obtener entre estas, la mejor tecnología que evite en mayor

medida, el arenamiento de los pozos y que con esto, se cumplan con los

requerimientos de producción esperados.

Una vez determinado esto, encontrar y especificar cuál será la que se instalará y

servirá en los futuros o siguientes pozos a perforar y reparar del campo Ita.

Objetivo general y específicos.

viii


Objetivo general.

Evaluar las técnicas de control de arenamiento aplicables en el campo Ita con

el objeto de proponer la más adecuada estudiando el comportamiento de los

historiales productivos.

Objetivos específicos.

Elaborar un estudio del campo Ita y el comportamiento del mismo durante su

desarrollo.

Analizar la producción de hidrocarburo pesado en las arenas Terciarias y los

problemas que se presentan en esa zona.

Revisar las propuestas de control de arenamiento para este campo.

Discutir los resultados de control de arenamiento con respecto a los resultados

de producción.

Proponer en base al estudio anterior el mejor sistema de control de

arenamiento para el campo.

Justificación.

ix


Justificación.

Uno de los principales problemas que se presenta en la actualidad, es el avance en

la declinación de la producción nacional de hidrocarburos, por lo que se ha tenido la

necesidad de re-explorar antiguos yacimientos que fueron parcialmente

abandonados, por presentarse problemas técnico-económicos que hacían poco

factible la explotación de estos mismos.

El presente trabajo se desarrolla, debido a que en el sureste del país, se inició

nuevamente con la re-intervención del campo Ita, con el que se busca una

producción de hidrocarburos que ayude a mantener y aportar a la producción

nacional que actualmente ha tenido una tendencia decreciente.

Debido a que la producción de los pozos de éste campo, proviene de arenas

cenozoicas, esto representa un problema importante por la presencia de arenamiento

de los pozos, que a su vez generan inconvenientes reflejados en la producción del

campo.

Por tal razón, en la actualidad existen técnicas destinadas al control de este tipo de

problemas, por lo que, es necesario examinar los diversos tipos de terminaciones

que puedan aplicarse y llevarse a cabo en este campo (puesto que existen distintas

alternativas propuestas por las compañías), mismas que deben ser analizadas y

seleccionar la más adecuada de ellas. De tal manera, que se cumplan los

requerimientos técnicos necesarios redituables para el proyecto, para que estos

resultados sirvan como experiencia en los pozos a perforar y reparar. Para así, poder

terminar los pozos de éste campo eficazmente y optimizar con ello la recuperación

del yacimiento que será la clave del éxito y tener así, una mejora en la producción de

hidrocarburos que es un factor crítico en el mercado actual.

1. Terminaciones y arenamiento.

1


Términos y conceptos básicos.


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.

1.1 ¿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).


2


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.

1.2 ¿Qué es un arenamiento?

Antes de abordar el tema de arenamiento se debe detallar, qué son las arenas y de

qué están formadas, para ello, se define que: las rocas detríticas o clásticas son

resultados de la acumulación de elementos separados de rocas preexistentes por

elementos externos, como la erosión y transportados a grandes distancias por el

viento, ríos o glaciares y cementados o no después de su depositación (Guillemot,

1982). Entre estas rocas se puede 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 el nombre de arena a cuyos elementos tienen un tamaño

comprendido entre los 2 y 0.063 mm.

Ahora, se puede ver la definición de arenamiento que es: la producción de pequeñas

o grandes partículas de sólido junto con los fluidos que son producidos del

yacimiento debido 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.


3


Tabla 1.1. Escala de Wentworth para clasificación de sedimentos.

Un pozo requiriere de técnicas de control de arenamiento, si es susceptible o

produce granos de arena de una porción de matriz del yacimiento; cabe recalcar que,

“finos móviles”, que son partículas dispersas de arcilla o minerales pueden fluir a

través de las gargantas de poros, por lo que no son considerados problemas que

requieran control (O. Suman, 1982).

Actualmente, muchos de los pozos perforados son realizados en campos que

pertenecen a la Era Cenozoica, zonas donde existen formaciones inestables

(areniscas) o poco consolidadas, que favorecen la producción de sólidos.

En algunas situaciones, las cantidades aportadas generan efectos insignificantes que

poco se reflejan en la producción.

Sin embargo, en muchos casos la producción de sólidos ocasiona reducciones en la

productividad e inclusive aumentos excesivos en los programas de mantenimiento a


4


los equipos de fondo, como de superficie, que provocan fallas prematuras del pozo y

de los equipos, reflejándose en inversiones costosas que afectan la rentabilidad,

llegando muchas veces al abandono del mismo.

Así, el problema de arenamiento es tomado enormemente en cuenta alrededor del

mundo, en zonas donde se explotan campos Terciarios principalmente. Por tal razón,

es importante no sólo conocer la definición de arenamiento sino comprender cuales

son los factores y causas que los provocan para tener en claro cómo funciona cada

uno de ellos.

1.2.1 Fuerzas que causan un arenamiento.

En campos con formaciones poco consolidadas, el simple flujo de fluidos del

yacimiento hacia el pozo puede acarrear sólidos que en ciertos casos generan

problemas en producción.

Las condiciones que pueden causar la producción de arena dependen de las fuerzas

que mantienen unidas a los granos de areniscas. Estos factores describen la

naturaleza del material de formación y las causas para que falle la estructura, entre

las que se tienen:

La cantidad y tipo de material cementante que mantiene los granos unidos

entre sí.

Reducción en la presión de poro a través de la vida del pozo.

La viscosidad de fluidos contenidos dentro de los poros de la roca.

Incremento de la producción de agua a lo largo de la vida del pozo (K. Ott & D.

Woods, 2001).

Estos factores, están incluidos entre los efectos de la resistencia de la roca y los del

flujo de fluidos, cada uno de ellos, representa un papel importante en la prevención e

inicio de la producción de arena.

En la actualidad, muchos estudios se han realizado, determinando los tipos de fallas

para que ocurran fracturas en las areniscas. Entre estos tenemos trabajos de Exxon


5


(K. Ott & D. Woods, 2001) donde se concluyen que, cuando se genera un exceso en

la compresión de la roca, se puede fracturar las areniscas provocando su

desconsolidación, con lo que, la medición de la compresión resulta como un buen

indicador de producción de sólidos que permite controlar y evitar el mismo. Santarelli

y Brown en 1989 explican también, cómo está dada la granulación de las areniscas

consolidadas, al realizar estudios de una serie de granos de arena para determinar

cual resulta ser la capa productora de la misma (Gómez, 2001).

Entre otros factores, se debe tomar en cuenta los que están directamente

relacionados con la roca y que producen su desestabilidad, por ello, se describen

estas propiedades a continuación (K. Ott & D. Woods, 2001):

El grado de material cementante. El por qué, del que un pozo se encuentre abierto

y no colapse, se debe principalmente a la cantidad de material cementante que

mantiene unido a los granos circundantes al pozo. La cementación de las areniscas

es un proceso geológico secundario y es una regla general que viejos sedimentos

estén mejor consolidados que los nuevos. Esto, es un problema normalmente

encontrado en campos que pertenecen a formaciones geológicamente jóvenes como

la Cenozoica.

Una característica mecánica de la roca que está relacionada con la consolidación es

la resistencia a la compresión por lo mencionado anteriormente.

Para formaciones poco consolidadas, la resistencia a la compresión es menor que

los 1000 psi. Éste valor, es de mucha utilidad en formaciones estudiadas para aplicar

sistemas de control de arena, por lo que brinda un espectro general de la resistencia

de las rocas.

La reducción en la presión de poro: este fenómeno ocurre cuando se genera una

disminución en la presión del yacimiento, esto repercute como un esfuerzo sobre la

formación, que llega a romper los granos de la misma, pudiendo ser comprimidos,

creando así partículas sólidas producidas por los fluidos del yacimiento al pozo.


6


Las tasas de producción: un pozo produce por la generación de un gradiente de

presión existente entre la formación y el pozo. Este diferencial de presión genera

fuerzas de arrastre que exceden la resistencia a la compresión de la roca, lo que

ocasiona la producción de sólidos por la desestabilización de los granos y del

material cementante. Es recomendable, mantener una tasa de flujo por debajo del

nivel crítico, aunque muchas veces, no es aceptable, por presentar producción baja y

poco rentable que afecta los fines económicos esperados.

La viscosidad de los fluidos de la formación: se refleja como la fuerza de fricción

ejercida en los granos de la formación que es generada por el flujo de los fluidos

producidos. Esta fuerza, está estrechamente relacionada con la velocidad de flujo y

la viscosidad de los fluidos producidos. Por lo que, la viscosidad influye en la

producción de sólidos en yacimientos de aceite pesado; principalmente en aquellos

que contengan fluidos con alta viscosidad.

Incremento en la producción de agua: la manifestación de arena en el pozo,

puede originarse como resultado de la producción de agua de formación. Esto debido

a que el agua de formación en los yacimientos mojables por agua, la cohesión entre

los granos es determinada por la tensión superficial en cada uno de los granos de

arena, por lo que al momento de presentarse la producción de agua la fuerza de

tensión superficial es reducida, generando así que el agua producida desestabiliza

los arcos de arena (ver figura 1.1) generando con ello la producción de sólidos. La

permeabilidad relativa toma también un papel importante en la producción de arena,

debido a que cuando se presenta el agua, la permeabilidad relativa del aceite

decrece, resultando en un incremento en la caída de presión requerida para que el

aceite sea producido. Esté aumento crea una desestabilización en la resistencia de

la formación que nuevamente termina en la producción de sólidos por fallas y

defectos del arco de arena generados en la formación cercana al pozo,

principalmente en la zona de los disparos de producción.


7


Figura 1.1. Geometría de un arco de arena alrededor de los disparos de producción

(Modificada, K. Ott & D. Woods, 2001).

1.2.2 Diferencias entre arenas consolidadas y no consolidadas.

La producción de arena ocurre cuando se induce un esfuerzo “in situ” que exceda la

resistencia natural de la formación. La resistencia de la formación es proveniente

principalmente de los materiales naturales cementantes que mantienen adheridos los

granos de arena. Según el tipo de resistencia estas pueden clasificarse como

consolidadas, débiles o no consolidadas (Al-Awad, 2001).

En yacimientos de areniscas consolidadas los sólidos producidos son los escombros

o recortes generados en las zonas de fallas, que cuando el pozo entra en producción

los fluidos acarrean estos recortes por lo que pueden fluir hacia el pozo junto con los

fluidos producidos.

En formaciones débiles y no consolidadas los sólidos son producidos cuando las

fuerzas de arrastre generados por el flujo de fluidos de la formación hacia el pozo

exceden la cohesión natural existente entre los granos de arena. El movimiento de

los granos va generando un arco de arena como se observa en la figura 1.2, que nos


8


muestra la distribución de los esfuerzos ( ) existentes a los que está sometida la

formación por el acarreo de los granos de arena por el fluido.

Figura 1.2. Mecanismo de falla por arco de arena (Modificada, Al-Awad, 2001).

Investigadores han ilustrado este fenómeno de migración en tres fases: la primera en

la que el material de la formación se encuentra en equilibrio estático, seguida de la

fase en la que se presenta un arenamiento significativo donde los sólidos comienzan

a fluir y la tercera en la que el material granuloso fluye a través de su medio poroso

comportándose como el fluido de producción (Perea Martínez, 2005).

La producción de arena puede ser clasificada en (Al-Awad, 2001):

Producción transitoria de arena: la cual se refiere a una producción de arena

que declina con respecto al tiempo de producción a gasto constante,

comúnmente encontrada en limpiezas de pozos, acidificaciones o

fracturamiento hidráulico para recuperación secundaria.

Producción continua de arena: que se presenta cuando se produce de

formaciones no consolidadas que no cuenten con equipos de control de

sólidos.


9


Producción catastrófica de arena: que es el peor de todos los tipos y ocurre

como una anormalidad cuando los fluidos del yacimiento son producidos

excesivamente.

En el caso del campo Ita que presenta zonas de baja consolidación y alta viscosidad

del fluido producido; esto conlleva a la tendencia de transportar sólidos de la

formación hacia los equipos de producción. Esta misma puede ser provocada o a la

vez intensificada por factores como los que se citan a continuación (Chávez

Sánchez, 2009):

Cuando los hidrocarburos fluyen hacia el pozo por efecto del diferencial de

presión, desestabilizan la formación poco consolidada provocando que las

partículas migre hacia el pozo.

El que existan formaciones recientes como en el caso de campos petroleros

del Plioceno al Pleistoceno donde existen arenas no cementadas

eficientemente y a la vez poco profundas.

Las propiedades físicas de los hidrocarburos a producir como la viscosidad

elevada del aceite que perturba las areniscas poco consolidadas en su

proceso de flujo hacia el pozo.

Las tazas de producción generan esfuerzos en las rocas que provocan

perturbaciones de las mismas provocando producción de arena.

Debido a que las arenas cenozoicas del campo Ita presentan el problema de

estar poco consolidados, porque el material cementante es escaso para

mantener unidos eficientemente los granos de arena.

Conforme transcurre la vida productiva del yacimiento, la presión se reduce

generando que la formación sufra esfuerzos excesivos que la debilitan.

Una vez que se llega a producir agua de los acuíferos cercanos al yacimiento,

estos, disuelven fracciones del material cementante además de ocurrir

cambios en las fuerzas capilares que son los que permiten que los granos de

arena no se separen.


10


Los factores que principalmente influyen en una formación para producir arena es la

resistencia de la roca, la presión de sobrecarga y los esfuerzos introducidos por la

perforación, terminación y producción (Andrew Acock, 2004).

La resistencia de la roca es afectada por factores como la cohesión, el ángulo de

fricción interna, los esfuerzos de fricción máximos y mínimos y la presión de poro al

igual que el grado de cementación a la que es sometida la formación, por lo que las

formaciones fuertemente consolidadas tienden a ser más resistentes en comparación

con las no consolidadas.

Durante la producción la ruptura de la formación por cizallamiento generada por la

caída de presión provoca arenamiento, aunque no todas las areniscas producen

granos de arena bajo condiciones de esfuerzos y no siempre son transportados por

los fluidos producidos por lo que el grado de movilización del mismo dependerá de

factores como la viscosidad y velocidad de flujo de los fluidos. En yacimientos no

consolidados muy débiles la producción de arena en gran escala será inevitable de

manera que lo conveniente es recurrir a métodos que permitan controlarla o en el

mejor de los casos consolidarla y mantenerla estable en las cercanías del pozo.

Problemas relacionados con la baja consolidación de la formación (Perrin,

Caron, & Gaillot, 1999).

Consolidación inicialmente insuficiente.

La roca puede ser inicialmente consolidada ineficientemente dependiendo de los

factores como: el tipo y acumulación de los componentes intergranulares y la

profundidad a la cual fue enterrada y por lo tanto la presión y temperatura a la que

fueron sometidas.

Cambios en los esfuerzos intergranulares.

Que puede ser particularmente debido a las tasas de flujo, viscosidad de los

fluidos producidos, la transferencia parcial de sobrecarga y la despresurización a

la que es sometida la matriz.


11


Deterioro de las propiedades mecánicas.

Los líquidos secundarios producidos (agua con diferente salinidad, etc.) provocan

dispersión o desprendimientos de los componentes minerales que mantienen

unidos los granos debilitando así la formación.

1.2.3 Arenas en zona de fallas.

Las fallas en una formación son producidos por fenómenos como tensión,

compresión entre otros, que sobre pasan los valores críticos de la resistencia

mecánica de la roca, lo que provoca (aunque no siempre) en formaciones poco

consolidadas e inclusive consolidas el desprendimiento de sólidos, que

posteriormente durante el proceso de flujo de fluidos hacia el pozo el transporte de

estos, genere su producción.

La caída de presión generada por el fenómeno de producción, puede provocar

también fracturas ocurriendo estas por el cizallamiento de la roca lo que se refleja

como una producción catastrófica de arena. El incremento de esta caída genera

mayores esfuerzos en la zona de disparos y si estos sobrepasan la resistencia de la

roca, fallarán causando desprendimientos que terminaran en producción de arena

(Andrew Acock, 2004).

La falla o colapso de los poros asociado a la caída de presión y al agotamiento de los

fluidos contenidos dentro de estos, ocurren principalmente en yacimientos de alta

porosidad y baja resistencia a la compresión. Por lo que todos estos fenómenos de

fallamiento producen sólidos que son granos de arena desagregados de la roca por

dichos esfuerzos.

1.2.4 Cohesión entre granos.

La descripción de los granos siempre ha sido una de las propiedades de los

sedimentos clásticos más descritos y estudiados, ya que dependiendo del tamaño,

forma, textura, estructura, y otras características será el comportamiento de las

formaciones durante la explotación del yacimiento. Ahora bien, el contacto entre los

granos juega un papel muy importante, porque la forma del contacto entre estas


12


partículas se relaciona con la compactación y acumulación de los granos, por lo que

el número y tipo de contactos depende de las fuerzas expuestas en la compactación

y la sobrepresión de la formación.

A pesar de esta variedad, la yuxtaposición de elementos sólidos, permite subsistir

necesariamente huecos, que confieren a la roca sus características de porosidad y

permeabilidad (Guillemot, 1982) necesarias para la acumulación de hidrocarburos en

su interior.

El tamaño de los granos, tiene una influencia importante en las propiedades capilares

de las rocas siendo por ello de gran importancia, al igual que la uniformidad de los

granos que se refleja en la porosidad de la formación. Pero de entre estas

características, para que ocurra el fenómeno de arenamiento en los pozos, un factor

crítico es el material cementante que mantiene unido a los granos entre sí. La mayor

parte de los almacenes detríticos, están constituidas por areniscas en las que los

granos de cuarzo están trabados por un cementante más o menos abundante. Este

material cementante a su vez puede originar efectos en las características de los

yacimientos, que se manifiestan cuando es puesto a producir por un pozo petrolero;

por ejemplo, se tiene que, una cementación excesiva puede provocar disminución en

la porosidad y permeabilidad, cuando no es homogénea, se crean barreras de

cementación junto con zonas de baja consolidación que futuramente originarán

problemas de arenamiento.

1.3 ¿Cómo se controla el arenamiento?

El flujo de arena con aceite y gas de los yacimientos hacia los pozos productores ha

sido desde siempre uno de los principales problemas en la industria petrolera. Por

ello el control de arena es un término que describe el estudio del porque los pozos

producen sólidos a la vez que el desarrollo de mecanismos y métodos químicos que

prevengan la entrada de arena.

Sin embargo, uno de los puntos principales a tomar en cuenta es la forma en la que

el pozo es terminado, lo que puede incrementar o disminuir la tendencia a la


13


producción de arenas (O. Suman, 1982). Por lo que la planeación del mismo

involucra a un equipo seleccionado de trabajo compuesta por geólogos, ingenieros,

personal de perforación quienes coordinan esfuerzos con perforadores y los del

departamento de producción para cumplir con los objetivos eficientemente (Adams &

Charrier, 1985).

En décadas recientes, los problemas de control de arena en pozos productores de

aceite y gas han incrementado significativamente por lo que muchos campos

alrededor del mundo no son económicamente factibles sin un buen sistema de

control de sólidos que evite estos problemas que se reflejan en la rentabilidad del

campo.

En la actualidad diversos estudios publicados han desarrollado sistemas de control

de arena donde se describen técnicas apropiadas para la aplicación de las mismas,

aunque a pesar del progreso en la resolución de dichos problemas, existen

controversias en cuanto al tipo de método que debe ser aplicado en alguna situación

en particular. Ciertamente, esto es causa de debates, aunque los autores proponen

guías establecidas en base a la experiencia durante el uso de los sistemas. De estos

métodos se encuentran cuatro principales que son:

Cedazos.

Empaques de arena.

Consolidación de la arena utilizando resinas.

Empaques de grava utilizando partículas recubiertas con resina (Coulter &

Gurley, 1971).

Aunque comúnmente existan variaciones entre cada uno de estos métodos siguen

incluyendo características típicas o normales para la mayoría de las condiciones a

combatir, por lo que cada uno independientemente del tipo seleccionado, debe ser

correctamente diseñado y aplicado para evitar pérdidas en la productividad de los

pozos ya que en algunas áreas es tal el índice de aportación de arena que por

taponamiento se abate la misma (PEMEX-IMP, 1990).


14


Estos métodos pueden ir desde simples cambios en las rutinas de operación, hasta

costosas terminaciones por lo que el método seleccionado dependerá de las

condiciones específicas del lugar, del tipo de operaciones y también de las

consideraciones económicas. Algunos se describen a continuación (K. Ott & D.

Woods, 2001).

Mantener y reparar: consiste en tolerar la producción de arena y hacer frente a sus

efectos cuando sea necesario. Esto requiere del mantenimiento rutinario del equipo

superficial para conservar la productividad, aunque solo es utilizada en pozos que

mantienen una producción transitoria de arena y donde los gastos de producción son

bajos y los riesgos por llevar a cabo un servicio son muy escasos. Además de ser

económicamente viables donde no pueda ser utilizada otra técnica de control.

Reducción en los gastos de producción: aunque no es muy utilizado por las

pérdidas económicas que ocasiona, ayuda a reducir la producción de arena.

Consiste en reducir o aumentar el flujo hasta que la producción de arena sea

considerablemente aceptable. Su propósito es el de establecer un caudal máximo

posible junto con un arco estable en la formación que evite la degradación excesiva

de la misma como se ha explicado anteriormente. Este método es muy bueno al

momento de controlar la producción de arena solo que presenta un problema muy

importante ya que el caudal para mantener un control adecuado es muchas veces

menor que el potencial de flujo del pozo y se ve reflejado en la baja productividad y

rentabilidad del mismo.

Consolidación química de la formación con resinas: este método consiste en la

inyección de resinas liquidas (mezcladas con un catalizador necesario para el

endurecimiento) a la formación que se endurecen y forma una masa consolidada que

mantiene unidos los granos puestos en contacto con esta misma. Este método,

siendo exitoso, puede aumentar la resistencia de la formación lo que permite

soportar las fuerzas de arrastre ocasionadas por las tazas de producción deseadas.

Comercialmente existen tres tipos principalmente disponibles de resinas que son:

epoxi, fenólicos puros y furanos (es una mezcla de furanos y fenólicos).


15


Estas resinas pueden tener dos tipos de catalizadores “interno” o “externo”, los

cuales son utilizados dependiendo de los tipos de formaciones a tratar, ya que cada

uno de ellos presenta ventajas y desventajas al momento de su aplicación.

En el caso de utilizar catalizadores internos, estos van mezclados directamente con

la resina a inyectarse a la formación que solo requieren de tiempo o temperatura

para activar y endurecer la resina. La principal ventaja de este tipo de catalizadores

internos es que siempre estará en contacto con la resina lo que favorece su uniforme

activación. La desventaja es la que puede ocurrir un endurecimiento prematuro de la

resina antes de llegar a la zona a tratarse incluso en la tubería de trabajo, por lo que

estos deben ser perfectamente seleccionados y controlados para las condiciones

específicas en las que se utilizarán. Al contrario de los catalizadores externos que

son inyectados después de que la resina está en su lugar.

Existen dos tipos de consolidación de la resina la primera de ellas es la “separación

de fases” compuesta por una fase de resina de entre un 15 a 25 % activa en una

solución de resina inerte, la resina activa es atraída por la formación quedando

consolidada mientras que la inerte que no se endurece y es mantenida en los

espacios porosos de la formación que es retirada mediante un sobre desplazamiento

del mismo. Este tipo de consolidación puede ser ineficaz en formaciones con más del

10 % de arcillas que tienen una superficie que atrae a la resina activa, debido a que

este tipo de consolidación contiene un pequeño porcentaje de resina que puede ser

no suficiente para consolidar los granos de arena.

El otro tipo de consolidación de la resina es la “sobre flujo” contienen un alto

porcentaje de resina activa que cuando se inyectan estos ocupan los espacios

porosos de la formación, por lo que se requiere de un sobre flujo para empujar esta

fuera de la zona del pozo para restablecer la permeabilidad.

Todo trabajo de consolidación con resinas requieren de una cementación primaria

eficiente que evite canalizaciones del mismo, además de un pozo limpio de sólidos

para evitar que las impurezas queden pegadas a la tubería.


16


Una de las principales ventajas es que deja al pozo completamente abierto, además

de poder ser efectuado por medio de la tubería de trabajo y pozos con diámetros

pequeños. Aunque también acarrean problemas como el de la reducción de la

permeabilidad de la formación, porque la resina ocupa un lugar en el espacio poroso

y debido también a que la resina es mojable al aceite. La principal dificultad es

instalar la resina en la formación, por lo que solo es adecuada para intervalos de 10 a

15 pies (3 a 4.5 metros). Aunque en intervalos mayores pueden ser utilizados

empacadores que consumirían más tiempo y dinero. No son muy favorables para

formaciones con permeabilidades menores a 50 mD y temperaturas de fondo arriba

de los 107 º C (225 º F). No suelen ser comúnmente utilizados en el mundo debido a

que la colocación del mismo es difícil y tienden a tener un elevado costo además de

utilizar productos químicos muy tóxicos que son peligrosos de manipular.

Empaque de grava con resinas químicas: consiste de un recubrimiento de un

empaque de grava de alta permeabilidad con una capa fina de resina. Este método

involucra el bombeo de grava a la formación y de una resina que es activada por la

temperatura del fondo del pozo o por el calor de una inyección de vapor, una vez

consolidado este empaque se prosigue a perforar la tubería de revestimiento

contando ya con un filtro permeable que evitará la entrada de sólidos provenientes

de la formación. Es una operación complicada que aumenta su grado de complejidad

conforme cambien las condiciones del pozo como la longitud de la zona productora y

la desviación. Requiere también de que el pozo esté completamente relleno con la

grava que será utilizada para controlar. La resistencia a la compresión del empaque

depende principalmente de la resina, la cual es afectada primordialmente por los

factores como el tiempo de operación y la temperatura de fondo. Aunque

actualmente existen resinas para consolidar a temperaturas superiores a los 180 ºC

que necesitan varios días para consolidar lo que resulta en una débil resistencia a la

compresión, por lo que para lograr una alta resistencia a la compresión para

temperaturas superiores a los 150 ºC requieren de muchas horas de espera. Estas

condiciones son difíciles de obtener, solamente si se cuenta con técnicas de


17


recuperación térmica. Desafortunadamente hay muy poca información con respecto

al éxito o fracaso de esta técnica, por lo que su uso es apenas conocido.

Empaques con grava: este método consiste primero en la instalación de un cedazo

en la zona productora, posteriormente en saturar con grava la formación productora

de hidrocarburos que presentará problemas de producción de sólidos (figura 1.3).

Dicha grava debe estar entre un rango de 5 a 6 veces mayor que el diámetro de los

granos de la formación, por lo que funcionará como un filtro que permitirá el flujo de

fluidos de la formación y reteniendo los sólidos que posiblemente sean producidos.

Pueden ser aplicadas en pozos con revestimiento o no, por lo que la arena

bombeada hacia la zona productora mantendrá estables los arcos de arena que se

puedan generar estabilizando con ello la formación misma, es por ello que al ser bien

diseñados y aplicados pueden mantener la permeabilidad, dadas las condiciones de

producción requeridas.

Figura 1.3. Empaques de grava en agujero abierto y revestido (Completion

Technology for Unconsolidation Formation, 1995).

Se introducen a la formación por medio de un fluido transportador que permite que la

zona productora y el cedazo queden completamente saturados de grava para

obtener los mejores resultados.


18


Esté método es muy eficiente en terminaciones en agujero descubierto, porque

permite fácilmente que la arena sea colocada frente a la formación productora. Al

contrario de los pozos revestidos donde es un poco más difícil de lograr, aunque

también resulta costoso, pero que actualmente es uno de los métodos ha presentado

los mejores resultados, y es una de las técnicas más fiables entre las otras.

Empacamientos con cedazos: consisten en una serie de cedazos que constan de

una base de tubo perforada y un material de metal tejido en capas sobre la base y

una cubierta de material protector sobre estas que funcionan como un filtro que

impiden el paso de los granos de arena hacia el pozo (Underdown & Dickerson,

2001), un ejemplo se muestra en la figura 1.4. Esto ha adquirido una amplia

aceptación en la industria del control de arena en los últimos años. Con el paso de

los años se han generado una infinidad de equipos propuestos por las distintas

compañías prestadoras de servicios que presentan sus técnicas de control de sólidos

con fines publicitarios, estos equipos, proponen un valor numérico que representa la

abertura del cedazo.

Figura 1.4. Cedazo utilizado en pozos de aceite (K. Ott & D. Woods, 2001).

Este valor numérico es basado en resultados de hacer pasar pequeñas partículas o

cuentas de vidrio a través del cedazo. Sin embargo no proporcionan suficiente


19


información sobre el control de arena. Información como la cantidad de arena que

puede introducirse y la cantidad de sólidos que pueden atravesar la misma, que es lo

que realmente es necesario para elegir qué tipo de cedazo es apropiado para un

control en específico.

El análisis granulométrico de la formación, sirve para determinar el tamaño de grano

de formación. Una muestra después de ser tratada es pasada a través de mallas

(Garaicochea P., 1983), que determinan en cada una de estas el tipo, el peso de la

muestra y el porcentaje retenido, escogiendo de entre todas la que retenga entre el

10 a 20% de la muestra. Ya que se ha demostrado experimentalmente que estos

representan a los granos más grandes y que con el flujo del aceite o del gas, se

acumulan y forman una especie de filtro extra que impide el paso de los granos más

pequeños.

Liner ranurado: consiste de una tubería manufacturada con pequeñas ranuras

maquinadas por una sierra rotatoria ver figura 1.5, aunque en la actualidad son poco

conocidas, pero suelen ser más económicas que los cedazos, cuentan con un área

de flujo más pequeña que ellas, pero presentan una caída de presión más

pronunciada. Son más fáciles de instalar y generalmente son utilizados en pozos de

baja productividad y que económicamente no sean factibles para solventar los costos

de los cedazos. Cada una de las ranuras, son enfiladas con un patrón de alineación,

sumamente recomendable debido a que gran parte del esfuerzo original de la tubería

es preservada por esta alineación.

Existe un patrón de alineación escalonado que es manufacturado tomando en cuenta

el número de ranuras alineadas en la tubería, comúnmente son separadas con 6

pulgadas (15.2 cm) entre cada una de las filas.

Las ranuras pueden ser rectas o angulares. Las angulares tienen una característica

principal que hace que tengan una parte más estrecha que la otra en la tubería, esta

forma crea una V invertida como área de sección transversal que atraviesa la tubería,

esta geometría genera que sea menos propensas a ser obstruidas, puesto que

cualquier partícula pequeña pueda atravesar las ranuras hacia el interior de la


20


tubería, lo que permitirá continuar con un flujo constate sin ser obstruido por la

acumulación de partículas en el liner ranurado. El funcionamiento de un cedazo se

critica generalmente basándose en el área de flujo que se presenta frente a la

formación. Sin embargo en las ranuras de un liner, la pérdida de flujo suele ser

menor que las causadas por las convergencias de flujo en las cercanías del pozo.

Figura 1.5. Geometría del liner ranurado (K. Ott & D. Woods, 2001).

Una vez especificados cuales son los métodos de control de arena disponibles, la

selección del que resuelva los problemas va depender de otros factores, muchas

veces la inversión económica es un punto principal, porque en algunos casos los

mejores métodos no siempre son los más económicos.

Todos estos factores también dependen en mucho de las localizaciones de los

equipos, ya sean costa afuera o en tierra, en donde la disponibilidad y rentabilidad de

los mismos son un factor importante. Además del aspecto de la seguridad que estos

métodos brinden hacia el personal en cuanto a condiciones riesgosas a las que

estarán sometidos durante su utilización.

En estos casos, la economía de la limpieza y eliminación de la arena (Andrew Acock,

2004) debe tenerse en cuenta para la elección definitiva de la técnica que resulte en

un óptimo control de la producción de arena.


21


1.4 Fenómenos provocados por el arenamiento.

Los efectos de la producción de arena son siempre perjudiciales para corto o largo

plazo en la productividad de un pozo (K. Ott & D. Woods, 2001). Aunque suelan

haber excepciones, al momento de controlar los efectos de producción de arena pero

que pueden resultar no muy económicamente atractivos y provocar una explotación

imprudente.

El fenómeno de arenamiento ha estado presente desde los inicios de la industria

petrolera y ha sido uno de los principales problemas que afecta a algunos de los

campos geológicamente más jóvenes del mundo. A los que se ha enfrentado desde

siempre, ya que causa perturbaciones económicas por la serie de problemas que

acarrea consigo, como el reemplazo de equipos hasta restricciones de producción y

aumento de riesgos en pozos donde se presenta.

Estos efectos que pueden ir desde el tratamiento y eliminación de los sólidos

acumulados dentro del pozo, hasta fallas catastróficas en la terminación que impidan

la productividad (Acock, 2003). Aunque no solamente son estos los provocados por

el arenamiento de los pozos. A continuación se presentan los más característicos:

Limitación en la producción de hidrocarburos. Cuando las arenas provocan que

los caminos preferenciales del flujo de hidrocarburos sean desviados debido al

movimiento de la fallas, provocando el sellado de la formación hacia el pozo y

generando la disminución o improductividad del yacimiento hacia el pozo.

Pérdida de presión de salida del petróleo. Son dos factores importantes en el

momento de explotación del yacimiento, ya que la presión a la que está confinado el

hidrocarburo representará el caudal y velocidad de recuperación de los fluidos, por lo

que un simple cambio en estos repercutirá en los diseños de explotación del campo.

Contaminación del yacimiento. Conforme aumenta la producción de sólidos, estos

se mezclan con los fluidos producidos generando cambios en sus propiedades

físicas que dificultarán aún más las labores de explotación.


22


Daños en los equipos de producción (K. Ott & D. Woods, 2001). Conforme los

granos de arena son producidos estos van dañando paulatinamente los equipos de

producción. Debido a que con el flujo constante mantenido por la producción de los

hidrocarburos, la arena, funciona como un material abrasivo que lentamente va

corroyendo y erosionando los equipos hasta el punto de dejarlos obsoletos y tengan

que ser reemplazados continuamente porque dañan el pozo y mantienen poca

seguridad del equipo, inclusive al ambiente (Perea Martínez, 2005) (K. Ott & D.

Woods, 2001). Cuando la velocidad de flujo es suficiente para trasportar los sólidos

hasta la superficie, esta puede ser almacenada en los equipos superficiales.

Esto representa un grave problema porque para restaurar la producción se debe

cerrar el pozo y limpiar el equipo retirando la arena manualmente. Además si el

separador es parcialmente llenado con arena, se reduce la capacidad de controlar el

petróleo lo que repercutirá en la rentabilidad del pozo.

Acumulación en el fondo del pozo (K. Ott & D. Woods, 2001). Ocurre cuando la

velocidad de producción no es suficiente para llevar los sólidos hasta superficie lo

que provoca que se empiece a llenar el pozo por lo que el intervalo productor puede

ser eventualmente cubierto con arena. Induciendo a que la recuperación del pozo

decaiga paulatinamente hasta llegar a un punto en que se detenga la producción. Lo

que resultará en intervenciones al pozo para retirar los sólidos depositados en el

fondo que solo resultarán en una pérdida de producción y un aumento en los costos

de mantenimiento.

Posibles colapsos en las tuberías de revestimiento. Por el flujo constante de

arena proveniente de la formación, se producen huecos o espacios en las cercanías

del pozo, estos van generando cavernas que con el paso del tiempo pueden

provocar que las tuberías de revestimiento colapsen propiciando con esto la pérdida

del pozo (Chávez Sánchez G. , 2007). Los espacios derrumbados en la formación

provocan además un cambio en la permeabilidad de la formación cercana al pozo,

muchas veces reduciéndola y por consiguiente un deterioro paulatino de la

productividad del pozo.


23


Estos fenómenos aumentan los riesgos en cualquier intervención de mantenimiento

que posteriormente se quiera llevar a cabo. Por ejemplo en los problemas de

corrosión de las tuberías, las válvulas, o en algún componente principal del pozo se

pueden provocar demoras en la producción e inclusive una baja en el porcentaje de

recuperación del pozo (Acock, 2003). Los granos de arena una vez localizados en el

interior del pozo, además de corroer los equipos pueden obstruir también el pozo

reduciendo los ingresos asociados a la producción. Finalmente, estos efectos

negativos de la producción de sólidos tanto en la superficie en los equipos de

separación, como en el fondo del pozo, representan un costo extra por

mantenimiento y limpieza que se refleja en una inversión que a las compañías

petroleras les cuesta miles de millones de dólares anualmente de pérdida (Acock,

ORourke, & Shirmboh, 2004).

2. Descripción del campo petrolero Ita.

24



2.1 Descripción del campo.

El complejo A está ubicado geográficamente al Oeste de la Ciudad de Villahermosa,

Tabasco (ver figura 2.1), y cuenta con una extensión de 100 km2. Está compuesto de

cuatro campos entre los que se encuentra el campo Ita.

En el año de 1957 se inició la perforación con el pozo exploratorio “Ita 1” el cual

permitió descubrir el campo, dando con ello lugar al desarrollo del terciario

perforando 51 pozos desde entonces en la parte Cenozoica del mismo.

Figura 2.1. Plano de localización del campo Ita.

En el trabajo, se desarrolla un estudio acerca de las terminaciones de los pozos

Terciarios del campo que está constituido por arenas que forman la serie de

yacimientos, entre los que se tiene a la arena J, que es donde se presentan mayor

incidencia en problemas de arenamiento y que necesitan por ello equipos de control

de arena.


25


La estructura del campo Ita, se formó sobre el pilar tectónico Reforma Akal,

preservando los rasgos impresos por tres eventos tectónicos:

Compresivo.

Extensivo.

De tectónica salina.

Mismas que imprimieron las características actuales a la estructura, como son la

presencia de fallas normales en tres direcciones preferenciales. Al Noroeste de la

estructura A, se interpretó fallamiento inverso y en la parte central oriental un cuerpo

salino que contribuyó a la división del yacimiento en bloques yuxtapuestos a

diferentes profundidades, produciendo de este modo las trampas estructurales.

El fuerte tectonismo que afectó las estructuras del campo generó por lo menos tres

etapas de fracturamiento (G. S., 2008).

En base a informaciones obtenidas por pozos del campo Ita y de núcleos cortados

durante la perforación de los mismos, se creó una descripción del campo, que nos

explica la estructura y la litología, formada por intercalaciones de areniscas y lutitas

en diferentes etapas, del Plioceno, Pleistoceno al Reciente.

La zona productora de hidrocarburos, se localiza en una serie de arenas de grano

fino en trampas estratigráficas especialmente lenticulares, que contienen

incrustaciones de aceite viscoso en arenas poco consolidadas o de pobre material

cementante. La roca sello, está formada por lutitas intercaladas entre las arenas, que

conforman la serie de trampas.

Debido a la existencia de aceite pesado en el yacimiento, se ha tenido la necesidad

de recurrir a métodos de recuperación secundaria ó mejorada, para extraer los

hidrocarburos presentes en estas formaciones.

Para ello, utiliza inyecciones térmicas y de solventes, al igual que sistemas de

producción mecánica, bombeo de cavidades progresivas y bombeo neumático, para

cumplir los propósitos de explotación.


26


Además, de aplicar métodos de control de arena para contrarrestar los problemas de

arenamiento, derivados de este tipo particular de yacimientos poco consolidados

(PEMEX, Exploración y Producción, 2005).

El yacimiento estratificado, está compuesto por una serie de arenas, presentes a

diferentes profundidades como horizontes productores, entre las que encontramos a

las arenas J, R y S, de las que la primera, por sus características de inestabilidad y

poca consolidación necesita de sistemas de control de arena por presencia de esta

en la producción. En la figura 2.2 se observa la localización de estas principales

arenas.

Figura 2.2. Localización de la arena J.

2.2 Geología del campo.

El campo Ita se encuentra sobre la Llanura Costera del Golfo Sur. Las rocas que

conforman el sistema Terciario están formadas principalmente por arenas y lutitas.

Según la Comisión Nacional del Agua (CNA, 2002) entre las distintas épocas

correspondientes al periodo encontramos los siguientes:

(1) Eoceno con un espesor de 675 m. formado por lutitas calcáreas gris a gris

verdoso, semiduras a duras, con esporádicas intercalaciones de mudstone

con fracturas selladas por calcita.


27


(2) Oligoceno con 492 m de espesor conformado por lutitas con abundancia de

microfauna;

(3) Mioceno Inferior con un espesor entre 2000 y 2528 m que subyace a la

Formación Paraje Solo que es en la cual se encuentra el yacimiento del

campo Ita - Terciario.

La Formación Paraje Solo, que en algunos casos llega a aflorar muestra una

distribución entre lutitas y areniscas intercaladas, siendo las lutitas arenosas y

calcáreas de gris verdoso a gris oscuro, suaves a semi-duras y las areniscas de

grano grueso y con presencia de arena de grano fino a medio, de color gris claro y

capas de areniscas cementadas por material calcáreo y presencia de moluscos.

Con respecto a información obtenida de núcleos cortados en el campo, se obtuvieron

datos de la conformación en la zona del yacimiento, que indicaron la presencia de

arena fina color gris clara impregnada de aceite, y lutita gris verdoso con abundantes

fragmentos de moluscos y trazas de aceite pesado ligeramente salado con

fluorescencia café oscuro a la vista.

Los cambios en la extensión de los espesores de los cuerpos arenosos y arcillosos

son característicos de ambientes marinos que fueron depositados en cuencas

terciarias del sureste. Sin embargo, la depositación de sedimentos en el campo Ita,

en la arena J, se debieron principalmente a ambientes fluviales, mientras que las

más antiguas como la arena R y S, se generaron en ambientes lagunares.

2.3 Tipos de Fluidos producidos.

El conocer las propiedades de los fluidos a extraer de los yacimientos es

indispensable en el momento en que se pretenden explotar los hidrocarburos para

entender cuáles serán los mecanismos apropiados para producirlos.

El campo Ita-Terciario se caracteriza por tener arenas no consolidadas con múltiples

contactos de agua-aceite con un tipo de aceite pesado entre 12 a 24 ºAPI. El

volumen de aceite estimado es de 102 millones de barriles. El factor de recuperación


28


promedio de un campo terciario es actualmente de 22% en los que utilizan sistemas

de recuperación secundaria.

En el caso del campo Ita, el factor de recuperación actual es del 20% y se espera

recuperar el 50%. Aunque a nivel Región el campo Ita sobresale como el más

productivo con 36 mmbls (millones de barriles) recuperados incluyendo la zona

Mesozoica y Cenozoica.

Actualmente, el campo reactivó la explotación de crudo pesado y extra pesado, y

pretende mantener una producción entre 16 y 18 mbpd del 2013 al 2018. El intervalo

de crudo pesado, en la que se encuentra la arena J, tiene una porosidad

intergranular de 20 a 40%, permeabilidad de 400 a 4000 mD, una temperatura del

yacimiento de 60 a 80 ºC (140 a 176°F) y se localiza a una profundidad de entre los

1100 y 2200 m; con una presión actual de 170 a 120 kg/cm2. El mecanismo de

producción del yacimiento es por la expansión roca–fluido y empuje por agua, es un

yacimiento de aceite negro de 200 a 2000 cp de viscosidad, de arenas poco

consolidadas.

2.4 Pozos perforados y existentes en el campo.

El campo Ita está constituido de dos partes principales una Mesozoica y otra

Cenozoica o Terciaria. Desde su descubrimiento en el año de 1957 hasta 1991 se

perforaron 51 pozos Terciarios, siendo 1991 el año en el que se perforó el último

perteneciente a esta parte del campo, (en la figura 2.3 se aprecia el desarrollo y

evolución del campo) debido a que en 1977 se había descubierto la parte Mesozoica

del campo, resultando más rentable y satisfactoria en comparación con la otra.

Ahora, después de varias etapas de desarrollo del campo, se volvió a retomar la

explotación de las arenas del Terciario, realizando hasta el 2007, 39 pozos.

Entre los que se pretende realizar perforaciones intensivas de pozos, reparaciones

mayores de pozos y el uso de sistemas artificiales al igual que mejoradores de flujo,

como la prueba de inyección de vapor.


29


Figura 2.3. Números de pozos perforados en el campo Ita.

3. Estudio del campo. Problemáticas, técnicas y aplicaciones en la región.

30



El programa de explotación Ita pertenece al proyecto Cuencas Terciarias del Sureste,

que tuvieron como objetivo la identificación de la escala y el valor potencial de estas,

a través de estudios que permitieran desarrollar un plan estratégico de explotación.

Las cuencas Terciarias del Sureste consisten de una serie de cinturones plegados,

separados por cuencas formadas por el fenómeno de evacuación de sal. En tierra,

los cinturones plegados de Chiapas-Tabasco y Agua Dulce, divididos por la cuenca

de Comalcalco, contienen los principales campos del Mesozoico y Cenozoico de la

Región.

En términos generales, los aceites del rumbo o área de Chiapas-Tabasco se derivan

principalmente de las rocas generadoras del Jurásico Tardío; los campos Terciarios

de Agua dulce y Reforma contienen aceites derivados del Mesozoico, Cenozoico y

combinaciones de ellos. Por lo que, la explotación en estas cuencas tienen el

potencial para añadir valor económico redituable a los niveles de producción del país,

con bajos niveles de riesgo.

Campos existentes en el proyecto.

La región está integrada por 129 campos distribuidos en Distritos, de los cuales 69

son productores en el Cenozoico (Terciario) y 60 en el Mesozoico, en la figura 3.1 se

aprecia la evolución del área en cuanto a la exploración de campos Terciarios al igual

que el comportamiento en la incorporación de reservas con respecto a los éxitos

obtenidos en los programas de perforación desde el inició de la exploración Terciara

en el país y más específicamente en esta región.

La exploración en el área Terciaria se inició en 1902 con la perforación del pozo Amz

1 resultando no productivo. La exploración continuó en la década de los 20 con éxito

moderado, pero fue a finales de los 20 y 30, cuando hubo mayor éxito en términos de

tamaño promedio de campos incorporados. En la década de los 50, se tuvo mayor

concentración de esfuerzos exploratorios, perforando 70 pozos, descubriendo 14

campos con un tamaño promedio de 13 mmbls, entre ellos el campo Ita.


31


En los 60, se descubrieron 18 campos con tamaño promedio de 35 mmbls. Hasta

que, en los 70’s el nivel de exploración comenzó a decaer y con ello el promedio de

los campos descubiertos. Para la década de los 80 se perforaron 10 pozos

incorporándose así 23 mmbls de reserva. En los 90, solamente se perforó un pozo

exploratorio productor; finalmente, en la actualidad, se reactivó la explotación de los

campos terciarios para contribuir con la actual demanda nacional de hidrocarburos.

Las reservas originales descubiertas en el Terciario dentro de esta área suman

alrededor de 1,800 mmbls que representan el 90% de las reservas originales a nivel

Terciario de la región.

Figura 3.1. Historia de la exploración en el área del Proyecto-Terciario (aceite),

Fuente: PEMEX.

A lo largo de su evolución, como se muestra en la figura 3.2, los pozos exploratorios

Terciarios fueron incrementando su profundidad desde los 500 m en los años 50,

hasta llegar a los 3,500 m en los 90, lo que refleja significativos avances, tanto

tecnológicos, como en las técnicas de perforación y terminación. Aunque los niveles

de éxito fueron mayores al principio, del rango de un 40% (es decir, entre 2 pozos

exitosos de cada 5 perforados), y en los últimos 40 años se mantuvo relativamente

constante entre 30 y 35 % o en una relación de 1 entre cada 3 pozos perforados.


32


Figura 3.2. Pozos exploratorios perforados y profundidad promedio en el Terciario

en el área del proyecto, Fuente: PEMEX.

3.1 Tipos de terminaciones desarrolladas en el campo Ita.

Los descubrimientos petroleros del proyecto Terciario, tuvieron gran importancia

durante los primeros años de la década de los 50 al encontrarse acumulaciones en

los campos Ita, y otros dos más. Aunque a principios de los 70’s se tuvieron los

primeros descubrimientos petroleros en las rocas del Cretácico Superior y Medio con

los pozos: Cts 1 y S.Gd 1 respectivamente, a una profundidad de 4000m, dando

como consecuencia el descubrimiento de estas rocas como productoras potenciales

de petróleo en esta zona y dada la inmensidad de sus reservas comparadas con las

Cenozoicas provocaron el abandono en la exploración de estas.

Hasta que, recientemente durante un programa de reparación de pozos Terciarios

del campo Ita y mediante la utilización de nuevas herramientas de disparo, se

descubrieron nuevas arenas productoras de aceite, que pusieron de manifiesto el

potencial que estas representaban.

Fenómeno que, aunado a la actual madurez de los campos Mesozoicos del área,

figuran nuevamente como un área muy importante de oportunidad, atractiva desde el

punto de vista económico, por la profundidad de los yacimientos, la disponibilidad de

las instalaciones, técnicas para explotación petrolera y la utilización de nuevas


33


herramientas que permitan aumentar la producción. Además de contar con una

reserva en volumen de aceite estimada en los 102 mmbls de hidrocarburo que varía

entre los 12 y 24 ºAPI.

Esta zona, presenta una deficiencia y esta es: la falta de consolidación de la zona

impregnada de hidrocarburo, que hace necesaria la utilización de técnicas de

terminación que eviten el arenamiento de los pozos.

Del 2007 a la actualidad, se han perforado pozos del proyecto Ita-Terciarios, en los

cuales se han aplicado métodos de control de arena como son:

(1) Introducción de cedazos.

(2) Resinas.

(3) Empacamiento con grava.

(4) Tubería ranurada (liner ranurado).

Debido a la existencia de formaciones poco consolidadas (ver figura 3.3), estudiadas

en núcleos cortados durante la perforación de pozos, donde se aprecia la in-

consolidación de la formación y del contenido de aceite pesado en ella.

Figura 3.3. Parte media inferior de núcleo cortado en el campo Terciario.

Durante el desarrollo de la actual explotación del campo Ita, se han realizado

estudios en distintos pozos, como en el caso del Ita 94, donde se realizó una

descripción petrográfica de intervalos que presentaron manifestaciones de


34


hidrocarburos, con la ayuda del tamizado de siete muestras de canal, utilizando

diferentes medidas para obtener un tamaño del grano promedio. Concluyendo que,

los sedimentos correspondían a arenas de cuarzo de grano grueso a muy fino.

Figura 3.4. Distribución y tamaño de granos de las muestras de canal.

Estos datos son tomados como representativos del campo, debido a la falta de

disponibilidad de información del yacimiento, que es del tipo confidencial y controlada

solo por PEMEX y consultada únicamente en las instalaciones.

Hasta el momento, en el campo se han utilizado cuatro tipos de control de arena

(cedazos, resina, empacamiento con grava y tubería ranurada), que han tenido

distintos resultados a lo largo de la producción de los pozos en los que fueron

aplicados.

3.2 Descripción de sistemas de control de arena que se aplican en la región.

Durante el transcurso de la re-intervención en el campo, las compañías de servicios,

han presentado propuestas de control de arena disponibles para ser aplicadas en el

campo, quienes cuentan con sus propios sistemas. Aunque cada uno de ellas, con

sus distintos productos patentados que tienen el objetivo de minimizar la producción

de arena en el campo. A continuación se describen los productos implementados por

las compañías para la resolución de problemas en el campo.

arena media

35%

arena muy

fina

1%

arena

gruesa

56%

arena fina

8%

arena fina arena muy fina arena gruesa arena media


35


Cedazos. Propuesta por la Compañía A.

Presentó un sistema de control de sólidos constituido de un cedazo preempacado

seleccionado de entre sus distintos sistemas, resultando ésta, como el mejor para el

problema, por ser: de excelente control en la capacidad de filtración, resistente a la

erosión, durable, tolerante a las desviaciones y a las actividades de perforación y

terminación, de buena resistencia al colapso; además de contar con un área de flujo

mucho mayor al de los otros tipos disponibles.

La compañía ostentó además, una serie de ventajas respectivas a su sistema de

control entre las que se tienen: un ahorro económico por la eliminación del bombeo

de arena a la formación (esto comparado con los otros sistemas de control de sólidos

existentes), pueden llevarse a cabo ampliaciones del agujero, además de evitar

gastos de logística, como una flexibilidad operacional, debido a que, utiliza un equipo

estándar de mantenimiento y limpieza del pozo para el momento de su instalación, y

contar con una excelente compatibilidad con los pozos multilaterales.

El cedazo cuenta, con un dispositivo de control de arena, una membrana filtro igual a

la de los cedazos ya probados en el campo, también, cuenta con un tubo base con

propiedades mecánicas iguales a los cedazos convencionales. En la figura 3.5 se

muestran las partes que constituyen al cedazo especificado.

La instalación del equipo, puede realizarse en un solo viaje ya que vienen incluidos

durante el viaje una extensión de asentamiento, un colgador expansible,

empacadores y tubos sólidos o cedazos perforados.

Durante el proceso, se efectúa la corrida dentro del pozo hasta colocar los cedazos

frente a la formación y que el colgador esté colocado a la profundidad

predeterminada, para posteriormente asentarla con presión, hasta que el colgador es

liberado del sistema de expansión. Finalmente los empacadores, cedazos y liner son

expandidos con presión, para finalmente recuperar la presión para, extraer del pozo

el sistema de expansión.


36


Figura 3.5. Cedazo.

Sistema de resinas. Propuesta por la Compañía B.

El control de sólidos llamado resina, que consiste en un sistema de consolidación “in

situ”, utilizando un fluido de mezcla epóxica catalizado internamente (ver figura 3.6).

Este fluido de consolidación, es precedido por un bache de acondicionamiento que

permite que la formación acepte rápidamente el fluido bombeado.

El fluido de consolidación, debe mantener una viscosidad relativamente baja con la

finalidad de permitir la inyección y el desplazamiento hacia la matriz para lograr tener

un tratamiento sumamente efectivo. El fluido de tratamiento para la consolidación de

la formación, es sobre-desplazado hacia la formación para maximizar la

permeabilidad ganada.

Figura 3.6. Consolidación de la arena con resina.


37


El servicio de resinado, es internamente catalizado por lo que, cuenta con un tiempo

de bombeabilidad. Este tiempo, está relacionado con la temperatura de exposición

del fluido de consolidación, y se cuenta desde, el momento en que el endurecedor y

los componentes de la resina son mezclados, se bombea al pozo y se introduzca a la

formación.

La resina, está diseñado para pozos con temperaturas que, fluctúan entre los 21 a

107 ºC (70 a 225 ºF), pero existen dos tipos de formulaciones una es diseñada para

pozos con rangos de temperatura alrededor de 21 a 74 ºC (70 a 165 ºF) y el otro

para pozos que varían entre 74 a 107 ºC (165 a 225 ºF).

La resina y el endurecedor deben ser inyectados en un mezclador estático para

formar una mezcla homogénea para su inyección al pozo. Este servicio, no es

recomendado para formaciones con baja permeabilidad ya que generalmente la

consolidación es más viable para yacimientos con permeabilidad mayor a los 10 mD

en el caso de los yacimientos de gas y de 50 mD para yacimientos de aceite.

El sistema requiere de al menos 24 horas de reposo después del tratamiento, para

permitir que la formación tratada, dé tiempo a curarse y obtenga suficiente fuerza de

consolidación.

El objetivo de este tratamiento es, el de inyectar una resina epóxica que se consolide

dentro de la formación, para mantener la estabilidad de los sólidos dentro de la

matriz cercana al pozo y permitir, un control efectivo de la arena.

Para optimizar el tratamiento, se recomienda llevar a cabo pruebas de inyección de

diagnóstico, estás son: “Pruebas de rupturas de la formación”, para determinar el

gradiente de fractura, “Prueba de decremento de gasto en etapas”, para determinar

las fricciones existentes en el sistema y la presencia de tortuosidad y una “Prueba de

Minifrac” para calibrar la eficiencia del fluido, el coeficiente de pérdida de fluido, que

permite conocer la geometría de fracturas, obtener el mínimo esfuerzo horizontal.


38


Este tipo de control de arena, puede ser intervenido sin necesidad de un equipo de

reparación convencional. Por lo que, la compañía, solo propone volúmenes y

sistemas a utilizar, que se mencionan a continuación:

Gel lineal, requerido para limpiar el pozo hasta la profundidad interna (PI).

Agua tratada, para limpiar el pozo y prepararlo para el tratamiento.

Bache para controlar el hinchamiento de la arcilla y como sistema espaciador

entre los sistemas.

Resina que controlará la producción de arena.

Que finalmente, permitirá que la formación cercana al pozo, se consolide, para evitar

la migración de sólidos y parar los problemas de producción de arena en un tiempo

menor al de 24 horas.

Tecnología de empaque de grava. Propuesta por la Compañía C.

La tecnología de empaque con grava, consiste en la instalación de una lechada con

grava en el espacio anular existente entre el cedazo y la formación, como en los

túneles de los disparos (ver figura 3.7). Ésta tecnología, utiliza tubos desviadores,

que permiten continuar el tratamiento en caso de presentarse un puenteo de arena

en la zona a cubrir, maximizando la eficiencia del tratamiento. Esto es debido a la

necesidad de sobrepasar los bloqueos de arena que tienden a formarse durante los

trabajos de empaque de grava.

El sistema utiliza arena Ottawa malla 16/30, la cual indica que el 96% de la arena

debe estar dentro del rango de las mallas. La selección está dada por la experiencia

adquirida en la Región, donde los análisis granulométricos han indicado por método

de Saucier, que permite el control de la media de los sólidos de formación, cediendo

únicamente el paso de finos, evitando el taponamiento.

Durante el proceso de empaque, se requieren fluidos necesarios para acondicionar el

pozo. Se utiliza un limpiador de tuberías, para retirar impurezas en la tubería de

trabajo y evitar que el empaque de grava sea contaminado.


39


Solvente, empleado para disolver compuestos orgánicos, y prevenir la formación de

asfáltenos.

Fluido de acarreo, que tiene la finalidad de transportar la grava sin dejar residuos de

gel en la formación, diseñado para evitar desestabilizaciones de las arcillas y

mantener la roca preferencialmente mojable al agua.

La cantidad de estos fluidos, depende de las condiciones de la formación a tratar y

del volumen que esta admita. Por lo que siempre, es necesario contar con un

excedente de fluido y arena de al menos el 35% para el trabajo a realizar.

Figura 3.7. Representación de un empaque de grava.

Antes de iniciarse con las operaciones de engravado, es necesario que todas las

líneas de tratamiento deban estar libres de arena para evitar la contaminación del

empaque de grava y problemas de asentamiento de herramienta.

Tubería ranurada autolimpiante. Propuesta por la Compañía D.

Esta compañia presentó la tubería ranurada autolimpiante (figura 3.8), que está

diseñada para minimizar la producción de arena y evitar el taponamiento por sólidos

finos en zonas productoras.


40


Figura 3.8. Tubería ranurada.

Dicha tubería, no es un sistema o equipo introducido al pozo, sino que es una tubería

de revestimiento adicional, diseñada para ayudar al control de arena.

La implementación de esta herramienta, está basada en una medida correcta de la

ranura, generada a partir de un análisis granulométrico de la formación. Estas

ranuras son diseñadas para que por la misma presión diferencial ejercida sobre la

tubería, estas se auto limpien. En este tipo de sistema, se toman en cuenta

solamente las especificaciones de la tubería y de las ranuras, para este caso las del

área de estudio, las tuberías ranuradas utilizadas son de 5” de diámetro, 15 lb/pie

con 144 ranuras por pie.

El sistema, cuenta con ventajas como: alta durabilidad presentando mayor control de

finos, con ranuras de menor diámetro que permiten extender la vida útil de la tubería.

Robustez por contar con las mismas propiedades mecánicas que una tubería de

revestimiento.

Su costo es simplemente el valor de las ranuras, ya que se evita la necesidad de

incluir cualquier mecanismo de filtración o control de arena. Haciendo de ello, un

sistema de fácil aplicación por su disponibilidad en el tamaño de tubería necesaria

para los programas de terminación.

Estos son los principales mecanismos utilizados en el campo Ita, para evitar y

combatir los problemas de producción de arena asociados a la explotación del

mismo.

4. Determinación de la mejor propuesta en base a las pruebas de producción.

41



Es importante conocer los mecanismos de producción con las distintas técnicas

aplicadas en el campo, para poder comprender el funcionamiento de estas, y que

ayuden así a seleccionar la más apropiada para controlar en arenamiento en este

tipo de yacimientos, donde una de las cosas más importantes es no olvidar que se

tratan de un campo de baja potencialidad por lo que se requiere de la

implementación de sistemas de bombeo que ayuden a producir el hidrocarburo

pesado.

Figura 4.1. Mecanismo de producción con cedazo.

Durante la evolución del proyecto fue implementado el cedazo, como técnica de

control para eliminar el problema de arenamiento existente, este sistema funcionó

controlando el arenamiento al principio, puesto que el filtro mostrado en la figura 4.1

que se tenía frente a la formación productora, restringía directamente el paso de la

arena hacia la tubería de producción; pero con el transcurso de la vida productiva del

pozo donde fueron instalados, se observó que la producción de arena era

medianamente controlada por el cedazo (rejilla), y que además los pozos

presentaban la característica de aportar bajo gasto debido a las restricciones que se

generaban en la zona del sistema de control por la acumulación de arena que


42


impedía el flujo hacia el aparejo de producción, la cual era ocasionada y

desestabilizada de la formación, por la alta viscosidad, el tipo de aceite (pesado y

extra-pesado) y la temperatura del yacimiento a la que está confinado el aceite

producido.

Figura 4.2. Mecanismo de tratamiento con resina.

Posteriormente en el mismo campo fue probado el sistema de control de arena,

mediante la aplicación de una resina epóxica (compañía B) sobre la formación

productora (ver figura 4.2) que estaba sometida a esfuerzos, para tratar de

estabilizarla y consolidarla. Este método resultó contraproducente, puesto que dañó

la formación productora cercana al pozo en donde fue aplicada, reduciendo la

permeabilidad y no consolidando uniformemente la arena, dando lugar a zonas de

baja o nula consolidación que después siguieron aportando sólidos hacia el pozo.

Esto se debió prácticamente a que la estimulación no fue uniforme en el tratamiento,

ya que las características del yacimiento provocaron que se presentaron zonas de

canalización y de inconsolidación que hicieron ineficiente el tratamiento.


43


Después de resultados poco satisfactorios hacia el problema de arenamiento del

campo, se continuaron probando técnicas para encontrar la que controlará mejor el

problema, fue entonces que se implementó el empaque de grava (compañía C)

mostrado en la figura 4.3 el cual cuenta con un doble sistema de filtro, uno es la

grava empacada en la zona de disparos y los alrededores de un cedazo pre-

empacado que funciona como el filtro adicional, este sistema ha resultado

favorecedor para el campo, puesto que al contar con dos filtros que van conteniendo

la entrada de arena hacia el aparejo de producción, se minimizan los problemas

ocasionados por el arenamiento. La grava empacada en la zona productora ayuda

desde la zona de disparos a filtrar y contener la entrada de sólidos, puesto que se va

creando un arco de arena estable al irse acomodando los granos de arena sobre las

gravas, este proceso con el flujo va reforzando el filtro y evitando el problema de

mismo de producción de sólidos.

Figura 4.3. Mecanismo de producción con empaque de grava.

El liner ranurado (compañía D) mostrado en la figura 4.4, fue también implementado

en el campo para analizar si la tecnología era apropiada para controlar el problema,

este método resultó favorecedor al igual que la anterior mencionada, puesto que la


44


geometría de la ranura que está en contacto directo con la zona productora, genera

una gran caída de presión que ayuda a mejorar la recuperación en el campo,

además de que este sistema muestra la cualidad de auto-limpiarse, puesto que

permite el paso solamente de sólidos finos que no representan ninguna amenaza a

los equipos de producción y los granos de arena contenidos van generando un filtro

alrededor del liner que con el transcurso de la vida productiva genera otra restricción

que evita la llegada de la arena hacia el equipo de producción.

Figura 4.4. Mecanismo de producción con liner ranurado.


45


4.1 Experiencia en pozos del campo Ita.

En este capítulo, se detallan las experiencias adquiridas y se describen los

procedimientos realizados durante el desarrollo de la terminación de pozos

representativos de este campo donde fueron o no instalados sistemas de control de

arena (solo mencionamos algunos debido a la confidencialidad de la situación), que

fueron terminados en la arena J; entre los que se tienen a continuación:

Pozo Ita 13

Cuenta con Terminación sencilla con agujero revestido sin control de arena.

Terminación. Septiembre de 2008

Metió aparejo de producción de 3 ½” y con pistolas Power Jet Omega de 2" Fase-60

(F-60), 20 cargas por metro (cpm), disparó los intervalos 1594-1597m, 1538-1534 m,

(ver en anexo figura 4.13). Observó pozo sin manifestar. Indujo pozo con tubería

flexible de 1 ½”, desalojando aceite y gas. Productor en ambos intervalos.

Pozo Ita 14

Terminación sencilla con agujero revestido y sistema empaque de grava.

Se terminó en Octubre de 2007. Con pistolas TCP de 4 ½”, 21 cpm, F- 60 y 120

disparó los intervalos 1190-1194m, 1218-1222m, 1236- 1239m, realizó empaque de

grava con empacador Quantum de 7” asentándolo a 1158m (ver en anexo figura

4.14). Metió aparejo de producción de 2 7/8” a 1146 m.

Pozo Ita 15

Terminación sencilla con empaque de grava posteriormente con TR ranurada.

Se terminó en Octubre de 2008. Con pistolas Power Jet Omega de 2” de 20 cpm,

F-60, disparó los intervalos 1608-1610 m, 1490- 1497 m; indujo pozo y obtuvo

producción de gas, aceite y arena. Metió cedazos e instaló empaque de grava, metió

aparejo de producción de 3 ½” con empacador hidráulico recuperable para TR de 7”.


46


Reparación mayor número 1. Enero de 2010. Recuperó el aparejo de producción.

Metió retenedor de cemento ciego Baker K1 para TR de 7” y con pistolas TCP 4 5/8”,

72 cpm, F-60 y 120 disparó los intervalos 1365-1356m, 1335-1325 m. Se introdujeron

4 tramos de tubería ranurada de 5”, 15 lb/pie y empacador hidráulico recuperable

Baker para TR de 7”, a 1377m. Metió tubería de producción 3 ½” a 1252.87 m,

resultando ambos intervalos productores de aceite y gas (Ver en anexo figura 4.15).

Pozo Ita 42

Terminación sencilla con agujero revestido sin control de arena.

Se terminó en Agosto de 2008. Instaló aparejo de producción 2 7/8” y empacador

hidráulico para TR de 7” a 1329m. Con pistolas Power Omega de 2”, 20 cpm, F-60

disparó los intervalos 1152-1158m, 1125-1133m y 1232-1238m. Indujo pozo

resultando en productor de aceite pesado (ver en anexo figura 4.16).

Reparación mayor número 1 en Diciembre de 2008. Redisparó los intervalos 1152-

1158m y 1125-1133m con pistolas Power Jet Omega de 2” 20 cpm, fase 60.

Reparación menor en Febrero de 2009. Realizó estimulación de limpia de los

intervalos 1125-1133 y 1152-1158 m y efectuó medición de pozo con 168.8 bpm de

aceite de 19.98 API.

Reparación mayor número 2 en Febrero de 2010. Con pistolas Big Hole de 4 5/8”,

21 cpm redisparó los intervalos 1125-1133m y 1152-1158m, e incorporó los

intervalos 1063-1057m, 1049-1047m, 1089-1082m Metió 10 tramos de TR ranurada

de 5”, 18 lb/pie para control de arena de 1027 a 1172 m.

Pozo Ita 44

Terminación sencilla con agujero revestido y empaque de grava como control de

arena.

Se terminó en Agosto de 2008. Ancló aparejo de producción 2 7/8” y empacador Lok-

Set para TR de 7” a 1147 m. Con pistola Power Jet Omega 2” 20 cpm, F-60, disparó

los intervalos 1326-1323m, 1275-1280m, 1178-1168m (ver en anexo figura 4.17).

Indujo pozo recuperando muestras de aceite viscoso.


47


Pozo Ita 47

Terminación sencilla con agujero revestido y empaque de grava.

Se terminó en Febrero de 2008. Con pistolas TCP de 2” (ver en anexo figura 4.18),

disparó los intervalos 1329-1335m. Metió cedazos a 1337m y ancló empacador

quantum. Realizó empaque de grava. Ancló aparejo de producción 2 7/8” con

empacador para TR de 7” a 1276m. Se indujo pozo aportando 70% de aceite.

Pozo Ita 65

Terminación sencilla con agujero revestido con TR ranurada para control de arena.

Se terminó en Junio de 2008. Con pistolas TCP de 4 5/8”, 21 cpm, F- 60/120, disparó

los intervalos 1325-1331m, 1353-1362m y 1490-1498 m (ver en anexo figura 4.19).

Ancló aparejo de producción de 2 7/8”con zapata guía y empacador.

Reparación menor número 1. Octubre de 2008.

Recuperó aparejo de producción y metió empacador Quantum 6” para TR de 7”,

realizó empaque de grava al intervalo 1331-1325 m con arena Ottawa, ancló aparejo

de producción de 2 7/8”a 1239 m. Resultando los intervalos probados con producción

de aceite, gas y agua.

Reparación mayor número 1. Junio de 2009.

Recupero aparejo con cedazos e introdujo el aparejo de producción definitivo de 3 ½”

a 1300 m. realizando pruebas de los intervalos presentándose producción de aceite y

sólidos.

Control de arena con resina. Agosto de 2009.

Realizó tratamiento de control de arena con resina epóxica para estabilizar las

arenas.

Reparación mayor número 3. Diciembre de 2009.

Se aislaron los intervalos 1325 - 1331 m debido a baja de producción. Se dispararon

los intervalos 1168 – 1166 m, 1152 - 1145 m y 1078 -1070 m; se metió liner

ranurado 5” para control de arena con empacador Baker para TR de 7”. Y ancló

aparejo de producción definitivo 3 ½”, con empacador mecánico a 1040 m.


48


Pozo Ita 96

Terminación sencilla con agujero revestido y cedazos para control de arena.

Se terminó en Abril de 2008. Con pistolas TCP 4.26”, 70 cpm, F-60, disparó el

intervalo 1229-1233m, efectuó control de arena metiendo sarta con cedazos

quedando de 1234 a 1225m (ver en anexo figura 4.20). Finalmente metió aparejo de

producción de 2 7/8” con empacador hidráulico para TR de 7”.

Reparación mayor número 1. Julio de 2009

Recuperó aparejo de producción de 2 7/8”, eliminó aparejo con cedazos y retiró

arena blanca del intervalo productor, efectuó un tapón por circulación del intervalo

1229- 1233m e introdujo aparejo de producción de 2 7/8” con empacador mecánico

recuperable a 1227m. Con pistolas Power Jet Omega de 2", 20 cpm, F-60 disparó el

intervalo 1227-1225 m.


49


4.2 Resultados y análisis.

En base a las pruebas de producción de los pozos anteriores, se pudo analizar el

comportamiento de los sistemas de control de arena utilizados, para comprender la

efectividad y funcionamiento de los mismos. A continuación, se presenta la

descripción de la productividad en pozos donde se han implementado o no dichos

sistemas.

El comportamiento en la productividad de los pozos, fluctúa con respecto al tiempo

de producción, debido a diversos factores que más adelante se explican. Estos

pozos, fueron terminados en la arena J, el comportamiento de los gráficos no

necesariamente nos indica la baja en la productividad por la presencia de

arenamiento, sino que también por el deterioro en la energía del yacimiento

(recordemos que este yacimiento produce por la expansión roca-fluido y el empuje

de agua) y que es producido de arenas lenticulares que solamente cuentan con la

energía contenida en sí misma por lo que requieren de la instalación de sistemas de

bombeo para extraer los fluidos, por lo que el arenamiento debe ser sumamente

controlado puesto que afectan directamente a las bombas, entre los otros problemas

antes mencionados.

Las bajas y alzas en la producción son particulares para cada uno de los pozos ya

que pueden ser debido a intervenciones realizadas durante la etapa productiva,

como estimulaciones hasta cierres del pozo por intercambios de sistemas de

producción artificial, así como la presencia de arenamiento.

Los picos observados en algunos de los casos son debido a la alineación con pozos

del mismo campo, esto significa que la medición de los gastos de producción se

tomó junto con la de otro que se encontraba en sus cercanías.

Se implementaron sistemas de control de arena algunos de los cuales funcionaron,

pero presentaron desventajas reflejadas en los gastos de producción, ya que muchas

veces restringían el área de flujo hacia el pozo lo que disminuía la recuperación.


50


Para tratar de controlar el arenamiento del campo, se probaron aleatoriamente

distintas metodologías de control de arena a lo largo del desarrollo del proyecto, para

encontrar la técnica apropiada y contrarrestar así el fenómeno, esta se determinó

mediante la observación y muestreo en campo de los pozos en los que se aplicó el

sistema, se analizaban los pozos desde la producción y comportamiento e inclusive

se tomaban muestras para determinar la presencia de arena entre los fluidos

producidos, además de ser corroborados con los historiales productivos, para

comparar el comportamiento de estas con respecto a los tiempos en los que eran

instalados, tomando en cuenta también los mecanismos de control que eran

importantes para determinar los programas de reparación y mantenimiento

preventivo necesarios para mantenerlos en buen estado.

A continuación se presenta la descripción de los historiales productivos del campo,

donde se observa el comportamiento del gasto con respecto al tiempo en que fueron

intervenidos y puestos a producir con sus sistemas de control de arena.

Figura 4.5. Historial productivo del pozo Ita 13.

El pozo Ita 13 que se observa en la figura 4.5, fue terminado sin ningún equipo de

control de arena y puesto en producción en septiembre de 2008, manteniendo un

gasto creciente entre septiembre y noviembre del mismo año, esta fue la etapa en

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Fecha

Ita 13


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que la energía natural del yacimiento permitió la producción y como consecuencia de

su desgaste y manifestación de arena a mediados del mismo mes comenzó a

decaer. A finales de diciembre de 2008 y mediados de enero de 2009, se realizaron

limpiezas del aparejo por acrecentarse la caída en los gastos debido a la presencia

de impurezas en el pozo que provocaban restricciones al flujo, requiriendo en febrero

del 2009 la instalación de un equipo de bombeo de cavidades progresivas que

ayudara al pozo a producir el aceite pesado, permaneciendo el pozo cerrado por la

etapa de mantenimiento entre mediados de febrero a mediados de abril del 2009,

restableciéndola en abril, cuando fue aumentando y por medio de un conjunto de

reparaciones menores que ayudaron a mantener el pozo en condiciones estables de

limpieza, conservando la productividad casi constante hasta octubre de 2009, cuando

nuevamente decreció y tuvo que ser alineado con los pozos 20 y 24.


El pozo Ita 14 (mostrado en la figura 4.6), fue terminado con la técnica de empaque

de grava para controlar el arenamiento que ya se tenía detectado en pozos

anteriores y que generaba pérdidas en productividad. Mantuvo una producción

creciente hasta finales de diciembre de 2007, cuando comenzó a decaer por el

arenamiento del pozo e impurezas en el aparejo de producción que provocaron la

caída en los gastos hasta abril de 2008 cuando se le dio un mantenimiento

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Gas

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Fecha

Ita 14


52


preventivo e instaló un sistema de bombeo, además de una limpieza del aparejo que

permitió restablecer las condiciones del sistema de control de arena y del pozo,

obteniendo nuevamente el flujo hacia la tubería de producción hasta junio de 2008,

cuando ocurrió un leve descenso en la recuperación por la impregnación de aceite

pesado y sedimentos en la tubería de producción que impedían el flujo de aceite, fue

nuevamente controlado por una limpieza en el aparejo, logrando así que a partir de

agosto el flujo se controlara y aumentara satisfactoriamente. En octubre de 2008, el

pozo fue puesto a corriente con otro por lo que se observó un pico en la grafica de

producción, posteriormente, bajó la productividad hasta finales de febrero de 2009

cuando fue liberado de alineación con el pozo 102, nuevamente las operaciones de

mantenimiento y reparación mantuvieron los gastos hasta septiembre del mismo año

cuando se observó una falla en el sistema de bombeo provocada por el flujo de

sólidos (arena) que repercutió en un descenso del gasto, por lo que nuevamente

entre octubre y diciembre del 2009, se dio mantenimiento al sistema de bombeo, al

pozo y al empaque (para limpiar la presencia de sólidos que erosiona las partes de

las bombas con las que están directamente en contacto que genera una caída en el

caudal) lo que permitió un aumento en la producción y estabilidad de la misma hasta

febrero de 2010.


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to [

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Fecha

Ita 15


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El comportamiento del pozo Ita 15 mostrado en la figura 4.7, fue terminado en

octubre de 2008 con empaque de grava (compañía C) como sistema de control de

arena y fue estimulado desde el principio por presentarse bajos gastos y

manifestarse arena de la formación. En diciembre de 2008 fue tomado un registro de

presión a fondo cerrado lo que causo la baja en el gasto de producción del pozo, esto

para observar el comportamiento de la presión a lo largo de todo el ensamble de

producción, a mediados de diciembre de 2008, se instaló un equipo de bombeo de

cavidades progresivas que ayudaría al aceite pesado a ser extraído del pozo, mismo

que permitió a finales de enero de 2009 un aumento en la producción hasta

mediados de marzo del mismo año cuando se le volvió a dar mantenimiento al

sistema de bombeo. En junio de 2009 el sistema de bombeo fue cambiado por un

motocompresor, que permitió mantener el gasto hasta agosto de 2009 cuando volvió

a decaer por lo que se trato con mejoradores de flujo y estimulaciones para recuperar

la producción pero esta no funcionó debido a problemas operacionales en los

sistemas de producción y el empaque de grava por la presencia de impurezas que

dificultaban el flujo. En noviembre de 2009 el pozo entró en reparación mayor con

equipo para recuperar el sistema de control de arena de empaque de grava y

cambiarlo por el liner ranurado (compañía D), posteriormente a finales de enero de

2010 se instaló un sistema de bombeo mecánico para ayudar a la producción, hasta

ese entonces su última medición no se presentó arena de la formación y la tendencia

del gasto fue creciente.

El pozo Ita 42 (ver figura 4.8), en un inició fue terminado sin ningún sistema de

control de arena en agosto de 2008, en septiembre de 2008 se le instaló sistemas de

bombeo para ayudar en la producción, pero debido a la presencia de agua en la

formación al instalar el sistema de bombeo, la producción de aceite decayó

drásticamente por tener el agua caminos de flujo preferencial que impedían el paso

del aceite y aumentando la del agua. Por lo que en noviembre de 2008, se aisló un

intervalo como se muestra en la figura 4.16 por la entrada de agua, que lo único que

generaba era la caída de gasto y el acarreo de arena ya que el agua desestabilizaba

la formación poco consolidada del campo, permitiendo el transporte y flujo de sólidos


54


desde la matriz. Posteriormente a mediados de diciembre de 2008 por un programa

de reparación mayor se dio mantenimiento al pozo y a las bombas, con lo que se

pudo obtener mayor producción la cual terminó decayendo a finales de febrero de

2009 cuando se cerró, hasta finales de julio que fue nuevamente abierto a

producción. En julio de 2009 se cambió el sistema de bombeo por uno mecánico que

ayudó por cierto tiempo a mantener el gasto de producción que finalmente por

problemas de producción de sólidos en superficie terminó cediendo, decayendo la

producción por daños en los equipos de bombeo. En enero de 2010 entró en

reparación mayor para re-disparar nuevos intervalos e introducir liner ranurado

(compañía D) como sistema de control de arena que logró contener la manifestación

de sólidos en superficie.


El pozo Ita 44 mostrado en la figura 4.9, fue terminado con empaque de grava

(compañía C) como sistema de control de arena en agosto de 2008. Entre

septiembre a noviembre de 2009 se realizaron estimulaciones, limpiezas al pozo y la

instalación de un equipo de bombeo neumático para ayudarlo a producir por lo que

lo aportado era aceite pesado difícil de producir. A mediados de diciembre de 2009

se presentaron problemas en la bomba por lo que se requirió del mantenimiento,

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Fecha

Ita 42


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limpiezas y estimulaciones del pozo, lo que permitió que de febrero a agosto de 2009

el gasto se mantuviera constante comportándose la producción de esta manera por

estar estable la producción y retención de sólidos de la formación. A mediados de

septiembre de 2009, la producción tuvo un pequeño descenso, debido a fallas en el

sistema de bombeo por arribo de sólidos en el mismo, por lo que se requirió

nuevamente de mantenimiento y limpieza del aparejo de producción y el cambio del

sistema de bombeo, por el de un motocompresor que permitió recuperar la

productividad del pozo a mediados de octubre, y mantenerla constante hasta febrero

de 2010 con intervenciones de mantenimiento y limpieza continuas a los equipos de

bombeo.


El pozo Ita 47 mostrado en la figura 4.10, fue terminado con empaque de grava

(compañía C) como sistema de control de arena, desde el principio, no se tuvieron

problemas de producción ni presencia de arenamiento; en abril de 2008 se tomó un

registro de presión a fondo cerrado para ver la distribución de la presión en el aparejo

de producción lo que provocó que hubiese un decremento en el gasto de producción

a mediados de ese mismo mes, en que también se realizaron operaciones de

mantenimiento a las bombas, que permitieron incrementar los gastos de

productividad del pozo hasta junio cuando se logró mantener constante hasta

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Fecha

Ita 44


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diciembre de 2008, cuando a mediados del mismo mes se le dio un mantenimiento a

las bombas por presentarse problemas de obstrucción, que funcionaron por un corto

lapso puesto que después la producción decayó a los 400 bpd hasta abril de 2009

por problemas en las mismas, posteriormente entre mayo y junio de 2009 se le dio

mantenimiento nuevamente a los sistemas de producción debido a que seguía

disminuyendo el gasto, mismo que permitió recuperarlo en el mismo mes, cuando

posteriormente a principios de agosto del 2009 comenzó a decaer nuevamente por

problemas en las bombas debido a la presencia de sólidos dentro de ellas que

dañaron los equipos, a mediados de agosto de 2009, se tomó nuevamente un

registro de presión a fondo cerrado, que hizo que el gasto decayera, posteriormente

se realizaron operaciones de mantenimiento a la bomba y tratamientos con aceite

caliente al aparejo de producción para retirar la presencia de parafinas, lo que

permitió conservar el flujo hasta mediados de febrero cuando por fallas en los

sistemas de bombeo comenzó a decaer.


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Fecha

Ita 47


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El comportamiento productivo del pozo Ita 65 mostrado en la figura 4.11, ha sido un

ejemplo importante para describir el comportamiento de los sistemas de control de

arenamiento. El pozo fue terminado sin ningún sistema de control de arena, lo que

provocó que al inició la producción cayera drásticamente debido a la gran aportación

de sedimentos, cerrando el pozo a mediados de septiembre de 2008. Cuando se

reparó instalando cedazos (compañía A) como nuevo sistema de control de arena,

que mantuvo por pocos meses un gasto constante entre diciembre de 2008 a abril de

2009, cuando nuevamente se manifestó un alto porcentaje de sólidos aportados de la

formación, que impedía el paso del aceite hacia el aparejo de producción, lo que

provocó que en junio de 2009 fuese cerrado nuevamente. En julio de 2009, se

intervino nuevamente utilizando resina (compañía B) para estabilizar los granos de

arena de la matriz productora, que lo único que provocó fue un grave daño a la

formación cercana al pozo, además de no controlar el arenamiento que siguió

presentándose. Este último tratamiento ocasionó que el pozo terminara dañado

quedando cerrado, por obstruirse el flujo de aceite proveniente de la formación; hasta

diciembre de 2009 cuando fue nuevamente intervenido para re-dispar nuevos

intervalos e instalar el liner ranurado (compañía C) como sistema de control de arena

que funcionó para contener el arenamiento, pero debido al grave daño recibido en la

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Fecha

Ita 65


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formación por la introducción de la resina, el gasto de producción no ha sido

favorecedor.


El pozo Ita 96 representado en la figura 4.12, fue terminado con cedazos en mayo de

2008 (Compañía A) como sistema de control de arena, técnica que controló el

arenamiento por un corto lapso, pues a finales de junio de 2008 comenzó a decaer la

producción por presencia de sólidos provenientes de la formación que obstruían el

flujo de aceite hacia el aparejo de producción en la zona del sistema de control de

arena. Posteriormente después de mantenimientos y limpiezas del aparejo e

instalación de un equipo de bombeo, se logró recuperar la producción, pero

nuevamente decayó a finales de noviembre de 2008, debido a la permanencia en el

problema de arenamiento del campo que afecto al sistema de bombeo, mismo que

presentó problemas a mediados de diciembre del mismo año cuando continúo

descendiendo. Por lo que a principios de enero de 2009, se hicieron estimulaciones

al pozo para tratar de retirar los sólidos que obstruían el paso del aceite en el cedazo

(rejilla) lo que permitió controlar y mantener un gasto constante hasta mediados de

abril cuando comenzó nuevamente a decaer la producción por los mismos problemas

de arenamiento y obstrucción en la zona del sistema de control de arena,

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Fecha

Ita 96


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nuevamente se le dio mantenimiento para liberar las obstrucciones pero debido al

éxito no obtenido, el pozo entró en reparación en abril de 2009 para cambiar el

sistema de cedazos por el tratamiento de resina, la cual fue inducida hacia la matriz

productora, dañándola severamente y obstruyendo las zonas de flujo preferencial,

además de nuevamente presentarse zonas de inconsolidación que manifestaron

sólidos de la formación en el pozo. Este daño se vio reflejado en un grave descenso

en la productividad, lo que provocó que el pozo quedara cerrado entre mediados de

julio hasta mediados de septiembre, cuando se trato con estimulaciones,

mantenimientos y reparaciones para tratar de recuperar nuevamente la producción

además de instalársele también el liner ranurado como sistema de control de arena,

que ha permitido junto con el sistema de bombeo mantener un gasto constante hasta

mediados de febrero de 2010.

Estos sistemas, implementados en el campo han tenido sus desventajas, muchos de

ellos de alto costo, como es el caso del empaque de grava y de las resinas que

dañaron la formación, como también el caso de los no costosos como los cedazos,

que no resolvieron correctamente el problema. Actualmente, se ha tomado la

decisión de utilizar la TR ranurada (liner ranurado) como sistema de control, puesto

que ha funcionado eficientemente siendo un sistema simple y económico, debido a

que los procesos de instalación son sencillos en comparación con las operaciones

del empacamiento con grava que requiere de viajes y acondicionamiento del pozo

para su instalación que llevan tiempo, además de que las inversiones en

reparaciones preventivas y de mantenimiento del sistema son menores que en los

sistemas que utilizan el empacamiento con grava. Puesto que el sistema de ranuras

en forma de V invertida del liner ranurado permite que continuamente la zona

expuesta a los disparos de producción por donde se presenta el flujo y la entrada de

granos de arena, se limpie constantemente por el efecto del diferencial de presión

existente, mismo que provoca paulatinamente que la acumulación de los granos de

arena por los alrededores de la tubería ranurada funcione como una galería filtrante

que permite controlar también el problema de arenamiento.


60


Las inversiones durante de las intervenciones de mantenimiento de los sistemas son

los que permiten determinar cuál es el sistema más óptimo para el campo durante su

explotación, es por ello que el empaque de grave que a pesar de ser sumamente

funcional, es dejado a un lado por ser la tubería ranurada la que ofrece presenta

menores problemas técnicos durante su funcionamiento.

En la tabla 4.1 se muestran los resultados obtenidos durante el desarrollo del campo,

en la instalación de equipos de control de arena que nos describen el

comportamiento, estos resultados fueron determinados analizando las muestras

recolectadas de producción en el pozo, donde se observaba si existía o no presencia

de arena, además de contemplar los gastos productivos.

Se logró determinar que los pozos que fueron intervenidos con cedazos y resina no

resultaron favorecedores, ya que presentaron problemas reflejados directamente en

la productividad y estabilidad del pozo, como es el caso de la resina que daño la

formación.

Al contrario de empaque de grava y del liner ranurado, que si funcionaron en el

control del arenamiento y que además no obstruyeron la producción de los pozos en

los que fueron instalados. Esto permitió determinar que estos eran los sistemas

apropiados para controlar el problema existente en el campo. Solo que finalmente se

optó por instalar el liner ranurado, por ser un sistema cuyas técnicas de aplicación

resultaron ser más sencillas y eficientes y económicas que con el empaque con

grava.

Debido a los resultados obtenidos en el estudio de las arenas poco consolidadas,

productoras de arena; las resinas y rejillas no deben aplicarse más en el campo; ya

que reducen mucho la productividad de los pozos y controlan muy poco la arena. El

liner ranurado y en empaque de grava han sido satisfactorios siendo el más aceptado

el primero en el campo, por lo especificado anteriormente.


61


Tabla 4.1. Resultados en control de arenamiento.

POZO TIPO DE CONTROL RESULTADO

Ita 04 Empaque de grava Satisfactorio

Ita 10D Empaque de grava Satisfactorio






Ita 49 Cedazo No Satisfactorio

Ita 52 Cedazo No Satisfactorio

Ita 65 Resina No Satisfactorio

Ita 94 Resina No Satisfactorio


Ita 18 Liner Ranurado Satisfactorio










Ita 113H Liner Ranurado Satisfactorio



Ita 115H Liner Ranurado Por Evaluar

Conclusiones y recomendaciones.

62


Conclusiones.

La producción de arena en formaciones poco consolidadas, es provocada por el flujo

de aceite pesado que genera su acarreo, es decir las propiedades físicas de los

fluidos a producir toman un papel muy importante en la desestabilización de la matriz

al momento de la explotación de estos campos Terciarios.

A pesar de que el empaque de grava era el método de control de arena más eficiente

y mejor conocido, se pudo determinar que las mejoras en la tecnología siempre son

un factor importante que permiten avanzar y controlar eficientemente los problemas

operacionales existentes.

Durante los análisis de las pruebas de producción de pozos representativos del

campo Ita, se pudo concluir que los sistemas C y D, (que son el empaque de grava y

el liner ranurado) han sido los más favorables por ayudar a concretar la reducción y

el control de la producción de arena, además de mantener la producción de aceite

sin problemas relacionados con la producción de sólidos.

Los sistemas A y B (el cedazo y la resina), en un principio lograron controlar la

producción de arena, pero paulatinamente fueron obstruyendo la producción, y

permitiendo el flujo de arena hacia el aparejo de producción que terminó dañando los

equipos.

La resina al ser aplicada en la formación provocó daños en las cercanía de los pozos

en que fue aplicado, disminuyendo la permeabilidad de la formación que impidió el

flujo de aceite.

Entre los sistemas C y D se optó por aplicar el sistema D (el liner ranurado), para los

siguientes pozos que serán perforados y re-intervenidos en el campo. Debido a que

el sistema de empaque de grava es muy costoso y requiere de constantes

intervenciones de mantenimiento y reparación que lo vuelven un sistema de

constante inversión; para el caso de este campo en donde se considera mucho la

rentabilidad, por las características del yacimiento (crudo de aceite pesado y viscoso,

Conclusiones y recomendaciones.

63


por lo que la movilidad es baja, lo que impide tener altas tasas de producción) que es

de bajo potencial productivo, lo primero que se busca es la economía y esto se logra

con la utilización del liner ranurado como sistema autolimpiante que es que reduce

las operaciones de mantenimiento hacia los pozos donde son instalados.

Un punto importante al evaluar los sistemas de control de arena, es diferenciar si el

sistema evita la producción de arena y también mantiene la producción de aceite.

Muchas veces estos sistemas solo logran uno de estos por lo que no son factibles.

Recomendaciones.

En los intervalos de producción es mejor disparar con pistolas de mayor diámetro,

dejando así las TCP de 2” que son de mayor alcance y de menor diámetro por las

TCP de 4 5/8”, que son de menor alcance pero proporcionan mayor área de flujo,

evitando así la restricción del flujo por la acumulación de arena y parafinas, debido al

tipo de crudo producido en su paso hacia el pozo.

Los sistemas de control de arena, solo son necesarios en las arenas poco

consolidadas como es el caso de la arena J y de las que se encuentran por encima

de ella, las arenas R y S no requieren de sistemas de control, debido a que estas

están más consolidadas y no presentan problemas de arenamiento. Esta información

es de gran importancia para prevenir gastos innecesarios de reparación.

Las ranuras del liner ranurado que actualmente está funcionando como sistema de

control de arena para este campo, podría someterse a estudios de simulación de

flujo, para mejorar y encontrar un diseño óptimo en las ranuras que controle

eficientemente el problema de arenamiento y evite los costosos procedimientos de

mantenimiento. Eso sería una importante aportación que permitiría que la explotación

de campos Terciarios existentes en otras partes del mundo terminara siendo

redituable y económicamente factibles.

Anexos.

64


ANEXOS

Anexos.

65


Figura 4.13. Estado mecánico del pozo Ita 13.

Anexos.

66



Anexos.

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Anexos.

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Anexos.

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Anexos.

70



Anexos.

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Anexos.

72



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