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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE
ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO SHUSHUFINDI”
CLAUDIO EFRAÍN VILLARES GUAYASAMÍN
QUITO, DICIEMBRE 2015
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE
ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO SHUSHUFINDI”
Trabajo de Grado presentado como requisito parcial para optar el Título de
Ingeniero de Petróleos Grado Académico de Tercer nivel
AUTOR:
CLAUDIO EFRAÍN VILLARES GUAYASAMÍN
TUTOR:
ING. ATAHUALPA MANTILLA RIVADENEIRA
QUITO, DICIEMBRE 2015
ii
DEDICATORIA
A mis padres Claudio y Mercedes, a mis hermanas Gabriela y Evelyn; por su apoyo
incondicional, confiar en mí y por ser los pilares fundamentales en mi vida.
A mis abuelitos, tíos, primos y a todas las personas que me han brindado su ayuda.
A mis amigos con los que compartí grandes momentos y que durante nuestra
formación profesional nos hemos apoyado para conseguir nuestros objetivos.
iii
AGRADECIMIENTO
A Dios y a la Virgen del Quinche, por bendecirme todos los días.
A mi familia, en especial a mis padres quienes se han sacrificado para que yo pueda
alcanzar esta meta, y a mis hermanas que siempre me han apoyado.
A la Universidad Central del Ecuador, en especial a la Facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental por haberme acogido en sus aulas.
A mis profesores quienes impartieron sus conocimientos, base fundamental de mi
formación profesional.
Al Ing. Atahualpa Mantilla, Tutor del trabajo de Grado, que gracias a sus consejos y
experiencia, fue de gran ayuda para la culminación del mismo.
Quiero expresar mi agradecimiento al Consorcio Shushufindi S.A. por brindarme la
oportunidad de realizar mi tesis y por el apoyo incondicional de todos los
profesionales que integran esta institución, en especial a los Ingenieros Pedro R.
Navarre y Luis M. Sandoval.
iv
AUTORIZACIÓN DE LA AUTORÍA INTELECTUAL
Yo, CLAUDIO EFRAÍN VILLARES GUAYASAMÍN, en calidad de autor de la tesis
realizada sobre: “ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE
LIMPIEZA DE ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO
SHUSHUFINDI”, por la presente autorizo a la UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me pertenecen o de parte de los
que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de investigaciones.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente
autorización, seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los
artículos 5, 6, 8, 19 y demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y un
Reglamento.
Quito, 22 de diciembre de 2015
Claudio Efraín Villares Guayasamín
C.I. 172207315-0
v
INFORME DE APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi carácter de Tutor del Trabajo de Grado, presentado por el señor CLAUDIO
EFRAÍN VILLARES GUAYASAMÍN para optar el título o Grado de Ingeniero de
Petróleos cuya tesis se denomina “ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE
TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE ARENA EN FONDO DE POZO DEL
CAMPO SHUSHUFINDI”, considero que dicho trabajo reúne los requisitos y
méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación por parte
del jurado examinador que se designe.
En la ciudad de Quito, a los 22 días del mes de Diciembre del 2015.
__________________________
Ing. Atahualpa Mantilla Rivadeneira
C.I: 1712337474
TUTOR DE TRABAJO DE GRADO
vi
APROBACIÓN DEL TRABAJO / TRIBUNAL
ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE
ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO SHUSHUFINDI
El tribunal constituido por: Ing. Manuel Bolaños, Ing. José Cóndor e Ing. Einstein
Barrera.
Luego de receptar la presentación del trabajo de grado previo a la obtención del título
de Ingeniero de Petróleos presentado por el señor CLAUDIO EFRAÍN VILLARES
GUAYASAMÍN, con el título ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE
TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE ARENA EN FONDO DE POZO DEL
CAMPO SHUSHUFINDI”.
Ha emitido el siguiente veredicto: Se ha aprobado el Proyecto de Tesis para su Defensa
Oral.
En la ciudad de Quito, a los 22 días del mes de Diciembre de 2015.
Para constancia de lo actuado
MIEMBRO DEL TRIBUNAL DELEGADO
POR EL SEÑOR VICEDECANO
MIEMBRO DEL TRIBUNAL MIEMBRO DEL TRIBUNAL
vii
TABLA DE CONTENIDO
LISTA DE TABLAS ............................................................................................... xiii
LISTA DE GRÁFICOS .......................................................................................... xiv
ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................... xvi
RESUMEN ............................................................................................................. xviii
ABSTRACT .............................................................................................................. xx
INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 1
CAPÍTULO I .............................................................................................................. 2
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ......................................................... 2
1.1. Enunciado del Problema ................................................................................... 2
1.2. Enunciado del Tema .......................................................................................... 2
1.3. Descripción del Problema ................................................................................. 2
1.4. Objetivos ........................................................................................................... 3
1.4.1. Objetivo General ........................................................................................... 3
1.4.2. Objetivos específicos ..................................................................................... 3
1.5. Justificación....................................................................................................... 3
1.6. Factibilidad y Accesibilidad .............................................................................. 4
1.6.1. Factibilidad .................................................................................................... 4
1.6.2. Accesibilidad ................................................................................................. 4
1.7. Marco Institucional ........................................................................................... 4
CAPÍTULO II ............................................................................................................ 6
2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................... 6
2.1. Geología Regional ............................................................................................. 6
2.2. Generalidades del Campo Shushufindi ............................................................. 7
2.2.1. Reseña histórica ............................................................................................. 7
2.2.2. Ubicación del campo ..................................................................................... 8
viii
2.2.3. Coordenadas geográficas ............................................................................... 9
2.2.4. Coordenadas UTM ........................................................................................ 9
2.2.5. Geología ........................................................................................................ 9
2.2.5.1. Estructural .................................................................................................. 9
2.2.5.2. Litología y Estratigrafía ........................................................................... 11
Formación Napo ................................................................................................. 13
2.2.6. Presiones ...................................................................................................... 14
2.2.7. Características PVT de las arenas “U” y “T” .............................................. 15
2.2.8. Sistemas de levantamiento artificial del Campo ......................................... 16
2.2.8.1. Bombeo Electrosumergible (BES)........................................................... 16
2.2.8.2. Componentes y características del sistema BES...................................... 16
2.2.8.2.1. Equipo de Superficie ............................................................................ 17
2.2.8.2.2. Equipo de Subsuelo .............................................................................. 18
2.2.8.2.3. Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible....................... 20
2.2.9. Problemas más frecuentes durante la producción del Campo ..................... 21
2.2.9.1. Producción de arena ................................................................................. 21
2.2.9.1.1. Factores que influyen en la producción de arena ................................. 23
2.2.9.1.2. Problemas que ocasiona la arena.......................................................... 23
2.2.9.1.3. Técnicas de control de arena ................................................................ 24
2.2.9.2. Escombros o residuos .............................................................................. 25
Fuentes de escombros pequeños ......................................................................... 26
2.2.9.3. Problemas de Escala ................................................................................ 28
2.2.9.4. Problemas de Corrosión ........................................................................... 29
2.3. Limpieza en fondo de pozo ............................................................................. 32
2.3.1. Limpieza mecánica ...................................................................................... 32
Herramientas para limpieza de revestidores ....................................................... 32
2.3.2. Limpieza química ........................................................................................ 34
ix
Píldoras de limpieza de pozos ............................................................................. 34
2.4. Tecnología utilizada para limpieza en fondo de pozo del Campo Shushufindi
………………… ........................................................................................................ 34
2.4.1. Smart 3D Displacement Services ................................................................ 35
2.4.2. Características ............................................................................................. 35
2.5. Tecnologías para limpieza de arena en fondo de pozo. .................................. 37
2.5.1. Well Scavenger ............................................................................................ 37
2.5.1.1. Características: ......................................................................................... 38
2.5.1.2. Principio de funcionamiento .................................................................... 40
2.5.2. Coiled Tubing .............................................................................................. 42
2.5.2.1. Características .......................................................................................... 42
2.5.2.2. Principio de funcionamiento .................................................................... 43
2.6. Marco Conceptual ........................................................................................... 44
2.7. HIPÓTESIS ..................................................................................................... 44
CAPÍTULO III ......................................................................................................... 45
3. METODOLOGÍA ............................................................................................. 45
3.1. Tipo de estudio ................................................................................................ 45
3.2. Universo y muestra ......................................................................................... 45
3.3. Métodos y técnicas .......................................................................................... 45
3.3.1.1. Determinación del Área de Estudio ......................................................... 45
3.3.1.2. Estructuración de la Información ............................................................. 46
3.3.1.3. Lectura de datos ....................................................................................... 46
3.3.2. Análisis de datos .......................................................................................... 46
3.3.3. Procesamiento de datos ............................................................................... 46
3.4. Aspectos Administrativos ............................................................................... 46
3.4.1. Recursos humanos ....................................................................................... 46
3.4.2. Recursos Técnicos ....................................................................................... 47
x
3.4.3. Recursos de Materiales ................................................................................ 47
3.4.4. Tiempo ......................................................................................................... 47
3.4.5. Recursos Financieros ................................................................................... 47
CAPÍTULO IV ......................................................................................................... 48
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS ........................................... 48
4.1. Análisis y resultados de pozos con producción de sólidos post fractura. ....... 48
4.2. Análisis de las Tecnologías de Limpieza de Arena en fondo de pozo del Campo
Shushufindi ................................................................................................................ 50
Tecnologías de Limpieza de Arena en fondo de pozo ........................................ 50
4.2.1. Coiled Tubing .............................................................................................. 51
4.2.1.1. Procedimiento Operacional de limpieza de Arena .................................. 51
Recomendaciones Pre-Operacionales ................................................................. 51
4.2.1.2. Procedimiento Operacional...................................................................... 52
4.2.1.3. Características del Coiled Tubing de limpieza ........................................ 56
4.2.1.4. Esquema mecánico de limpieza de Sólidos Post-Fractura con Coiled
Tubing ................................................................................................................. 58
4.2.1.5. Condiciones favorables y no favorables para limpieza con Coiled
Tubing…… ................................................................................................................ 59
4.2.1.6. Fluidos de limpieza empleados con Coiled Tubing. ................................ 59
4.2.1.7. Tiempos de Limpieza con Coiled Tubing................................................ 60
4.2.1.8. Cantidad de sólidos recuperados con Coiled Tubing............................... 62
4.2.1.9. Sistema de monitoreo de control de sólidos ............................................ 63
4.2.1.10. Ventajas de limpieza con Coiled Tubing ................................................. 64
4.2.1.11. Problemas al utilizar Coiled Tubing ........................................................ 65
4.2.2. Well Scavenger ............................................................................................ 65
Recomendaciones pre-operacionales .................................................................. 65
4.2.2.2. Procedimiento Operacional...................................................................... 66
4.2.2.3. Parámetros operacionales máximos para limpieza con Well Scavenger . 66
xi
4.2.2.4. Esquema mecánico propuesto para limpieza de Arena con la Well
Scavenger ................................................................................................................. 68
4.2.2.5. Tiempo de limpieza Well Scavenger ....................................................... 69
4.2.2.6. Tiempo de Limpieza Well Scavenger vs Coiled Tubing ......................... 71
4.2.2.7. Cantidad de sólidos recuperados con la Well Scavenger ........................ 71
4.2.2.8. Ventajas de limpieza con la Well Scavenger ........................................... 72
4.3. Análisis Operacional de las técnicas de limpieza en fondo de pozo ............... 73
CAPÍTULO V ........................................................................................................... 76
5. ANÁLISIS ECONÓMICO............................................................................... 76
5.1. Análisis Económico Coiled Tubing vs Well Scavenger ................................. 76
5.1.1. Costo de limpieza de arena post-fractura con Coiled Tubing ..................... 76
5.1.2. Costo de limpieza de arena post-fractura con la Well Scavenger ............... 77
5.1.3. Costos de operaciones de limpieza de arena post-fractura Coiled Tubing vs
Well Scavenger .......................................................................................................... 77
CAPÍTULO VI ......................................................................................................... 79
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................. 79
6.1. Conclusiones ................................................................................................... 79
6.2. Recomendaciones ............................................................................................ 80
CAPÍTULO VII ........................................................................................................ 81
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ............................................................ 81
7.1. Bibliografía ..................................................................................................... 81
CAPÍTULO VIII ...................................................................................................... 83
8. ANEXOS ............................................................................................................ 83
8.1. Anexo A: Cronograma de Actividades ........................................................... 83
8.2. Anexo B: Glosario de términos ....................................................................... 84
8.3. Anexo C: Presupuesto ..................................................................................... 85
8.4. Anexo D: Esquema Mecánico de los pozos del Campo Shushufindi. ............ 86
8.5. Anexo E: Sólidos recuperados con Coiled Tubing ......................................... 87
xii
8.6. Anexo F: Gráficas de las simulaciones con el Software COILCADE previo a la
limpieza con Coiled Tubing SHS-065 ....................................................................... 88
8.7. Anexo G: Gráficas de la Operación Profundidad, Peso CT, Presión de
Circulación y Presión de Cabeza vs Tiempo.............................................................. 91
8.8. Anexo H: Tabla de cálculo de velocidades anulares en función de diámetro de
Tuberías de Producción y Revestimiento en conjunto con Tuberías Flexibles. ........ 92
8.9. Anexo I: Sólidos recuperados con la Well Scavenger en fondo de pozo........ 93
xiii
LISTA DE TABLAS
Tabla 1: El siguiente cuadro nos muestra las coordenadas UTM. ............................... 9
Tabla 2: Parámetros PVT de las arenas “U” Y “T” ................................................... 15
Tabla 3: Propiedades petrofísicas de las arenas productoras del campo. ................... 15
Tabla 4: Rango del grado API del crudo @ 60 ºF de las arenas productoras del campo.
.................................................................................................................................... 15
Tabla 5: Sistemas de levantamiento artificial ............................................................ 16
Tabla 6: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible .............................. 20
Tabla 7: Escalas más comunes en agua de formación. .............................................. 29
Tabla 8: Problemas de corrosión en campos petroleros ............................................. 31
Tabla 9: Pozos que presentan producción de sólidos después de fracturamiento
hidráulico.................................................................................................................... 49
Tabla 10: Condiciones favorables y no favorables para limpieza con Coiled Tubing
.................................................................................................................................... 59
Tabla 11: Criterios de Diseño para los fluidos de limpieza ....................................... 59
Tabla 12: Tipos de Fluidos de Limpieza con Coiled Tubing ..................................... 60
Tabla 13: Tiempo Promedio de Limpieza con Coiled Tubing ................................... 61
Tabla 14: Sólidos recuperados con Coiled Tubing .................................................... 62
Tabla 15: Ventajas de limpieza que ofrece Coiled Tubing ........................................ 64
Tabla 16: Parámetros Operacionales máximos de limpieza con Well Scavenger ..... 66
Tabla 17: Torque de las Conexiones BOX y PIN ...................................................... 67
Tabla 18: Tiempos de limpieza con tecnología Smart 3D ......................................... 69
Tabla 19: Tiempo estimado de Limpieza con la Well Scavenger .............................. 69
Tabla 20: Ventajas que ofrece la Well Scavenger ..................................................... 73
Tabla 21: Costos estimados de limpieza de arena post-fractura con Coiled Tubing. 76
Tabla 22: Costo estimado de limpieza arena post-fractura con Well Scavenger. ...... 77
Tabla 23: Tabla resumen de costos en operaciones de limpieza de arena post-fractura
entre Coiled Tubing vs Well Scavenger..................................................................... 77
xiv
LISTA DE GRÁFICOS
GRÁFICO A: Columna estratigráfica de las formaciones Napo y Tena. .................... 7
GRÁFICO B: Mapa de Ubicación, Campo Shushufindi. ............................................ 9
GRÁFICO C: Mapa Estructural área SHUSHUFINDI (Base Caliza A) ................... 10
GRÁFICO D: Columna estratigráfica zona de interés Campo Shushufindi .............. 12
GRÁFICO E: Equipo de superficie del sistema BES ................................................ 18
GRÁFICO F: Equipo de subsuelo del sistema BES .................................................. 19
GRÁFICO G: Esquema general de producción de arena........................................... 21
GRÁFICO H: Muestra de arena no consolidada (Ampliación 300X) ....................... 22
GRÁFICO I: Geometría de un arco de arena alrededor de los disparos de producción.
.................................................................................................................................... 22
GRÁFICO J: Ejemplos de Técnicas de control de arena ........................................... 25
GRÁFICO K: Desechos recuperados del fondo de pozo. .......................................... 26
GRÁFICO L: Fuente de escombros provenientes de las cargas explosivas. ............. 28
GRÁFICO M: Incrustaciones en las tuberías de producción ..................................... 30
GRÁFICO N: Raspador y cepillo en BHA de limpieza ........................................... 32
GRÁFICO O: Magneto en BHA de limpieza ............................................................ 33
GRÁFICO P: Canasta de recolección en BHA de limpieza. ..................................... 33
GRÁFICO Q: Píldoras de limpieza de pozos ............................................................ 34
GRÁFICO R: Smart 3D Displacement ...................................................................... 35
GRÁFICO S: Componentes de la Tecnología de limpieza Smart 3D ....................... 37
GRÁFICO T: WELL SCAVENGER: “Herramienta de limpieza de pozo para
aplicaciones de flujo restringido”............................................................................... 38
GRÁFICO U: Componentes de la herramienta WELL SCAVENGER .................... 39
GRÁFICO V: Configuración del módulo de la herramienta WELL SCAVENGER 41
GRÁFICO W: Equipo de Coiled Tubing ................................................................... 42
GRÁFICO X: Componentes del equipo “Coiled Tubing” ......................................... 42
GRÁFICO Y: Funcionamiento del Coiled Tubing para limpieza de pozo ................ 44
GRÁFICO Z: Características de la tubería de trabajo del Coiled Tubing ................. 56
GRÁFICO AA: Datos del pozo en operaciones de Coiled Tubing ........................... 57
GRÁFICO BB: Herramienta de fondo utilizada ........................................................ 58
GRÁFICO CC: Diferencia entre Tiempo limpio promedio vs tiempo Total promedio
.................................................................................................................................... 61
GRÁFICO DD: Sólidos Recuperados con Coiled Tubing ......................................... 63
xv
GRÁFICO EE: Control de sólidos PowerCLEAN .................................................... 63
GRÁFICO FF: Propuesta Mecánica para limpieza de Sólidos (arena) - Well Scavenger
.................................................................................................................................... 68
GRÁFICO GG: Diferencia de Porcentaje Tiempo limpio vs tiempo total promedio70
GRÁFICO HH: Tiempo de limpieza Well Scavenger vs Coiled Tubing .................. 71
GRÁFICO II: Sólidos recuperados con Well Scavenger ........................................... 72
GRÁFICO JJ: Costo de Limpieza Coiled Tubing vs Well Scavenger....................... 78
xvi
ABREVIATURAS Y SIGLAS
BES : Bombeo Electrosumergible
Bls : barriles
BF : barriles fiscales
Bo : factor volumétrico del petróleo
Βoi : factor volumétrico inicial de petróleo
BOP : Blow out preventor
BAPD : barriles de agua por día
BLPD : barriles de líquido por día
BPPD : barriles de petróleo por día
Bpm : barriles por minuto
BT : basal tena
Cpavg : compresibilidad promedio del petróleo
Cp : centipoises
CT : Coiled tubing o tubería flexible
Ft : pies
Fpm : fluido por minuto
GOR : relación gas-petróleo
ID : Diámetro interior
ºF : grados Fahrenheit
Lbf : libras fuerza
mD : milidarcys
NPT : tiempo no productivo-non productive time
OD : Diámetro exterior
P : Presión
Pb : Presión de Burbuja
Pi : Presión inicial
PCS : Pies cúbicos estándar
Psi : Libras por Pulgada Cuadrada
Ppm : Partes por Millón
PTB : 1libra /1000 barriles
PVT : Presión, volumen y temperatura
RPM : revoluciones por minuto
xvii
T : Temperatura
“T” : Arenisca “T”
“Ti” : Arenisca “T” inferior
“Ts” : Arenisca “T” superior
“U” : Arenisca U
“Ui” : Arenisca “U” inferior
“Us” : Arenisca “U” superior
µio : viscosidad inicial del petróleo
µw : viscosidad del agua
xviii
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE
ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO SHUSHUFINDI”
Autor: Claudio Efraín Villares Guayasamín
Tutor: Ing. Atahualpa Mantilla Rivadeneira
Diciembre 2015
RESUMEN
Tesis: “Análisis Costo-Beneficio de tecnologías de limpieza de arena en fondo de pozo
del Campo Shushufindi”, Objetivo General Evaluar la tecnología de limpieza de
arena en fondo de pozo Coiled Tubing empleada en el Campo Shushufindi, compararla
con la tecnología Well Scavenger y así cuantificar sus beneficios o impactos mediante
el estudio técnico y económico. Problema: La acumulación de arena y sólidos en los
pozos perjudica significativamente la producción de petróleo y gas. La integración
innovadora de equipos, los programas de computación, los sistemas de limpieza a base
de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda a los ingenieros a reducir
el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza de pozos para restituir la producción
en menor tiempo. Marco Referencial: El Campo petrolero Shushufindi se encuentra
ubicado en la Cuenca Oriente del Ecuador, en la provincia de Sucumbíos, cantón
Shushufindi, en la región oriental del país, aproximadamente a 250 Km al Este de
Quito y a 35 Km al sur de la frontera con Colombia. Está ubicado al sur del Campo
Atacapi, al Sur-Oeste del Campo Libertador y al Nor-Este del Campo Sacha.
Hipótesis: El empleo de nuevas tecnologías de limpieza de arena en fondo de pozo
xix
mediante la utilización de la tecnología Well Scavenger beneficiará las operaciones de
producción del pozo, disminuirá los tiempos y costos de operación, evitará daños en
el equipo de levantamiento artificial y daños en la formación. Marco Metodológico:
Descripción, comparación y análisis de los costos y beneficios de tecnologías de
limpieza de arena en fondo de pozo del Campo Shushufindi.
PALABRAS CLAVES: <CAMPO SHUSHUFINDI > <LIMPIEZA DE ARENA EN
FONDO DE POZO> <COSTOS> <BENEFICIOS> <WELL SCAVENGER>
xx
ABSTRACT
Thesis: “Cost-Benefit Analysis of Downhole Sand Cleaning Technologies Applicable
to the Shushufindi Oilfield”. Main Objective: Evaluate the downhole sand cleaning
technology Coiled Tubing used at the Shushufindi Oilfield, compared to Well
Scavenger technology in order to quantify the benefits or impacts through technical
and economic analysis. Problem: Accumulation of sand and solids in wellbores
significantly impairs oil and gas production. Innovative integration of hardware,
software, fluid cleanout systems, and treatment monitoring help engineers to reduce
the cost and risk of wellbore cleanout operations and return wells to production more
quickly. Referential framework: The Shushufindi Oilfield is located in the Oriente
Basin, province of Sucumbios (eastern Ecuador), approximately 250 km east of Quito
and 35 km south of the border with Colombia. The oilfield is located south to the
Atacapi oilfield, south-west of Libertador oilfield and the north-east of Sacha oilfield.
Hypothesis: Well Scavenger is a new technology for downhole sand cleaning that will
benefit well operations by decreasing times and operating costs; preventing damages
to the formation and to the artificial lift equipment. Methodological framework:
Description, comparison, and analysis of the costs and benefits of technologies for
downhole sand cleaning in the Shushufindi Oilfield.
KEYWORDS: <SHUSHUFINDI OILFIELD> <DOWNHOLE SAND CLEANING>
<COSTS> <BENEFITS> <WELL SCAVENGER>
xxi
1
INTRODUCCIÓN
El presente estudio “Análisis costo-beneficio de tecnologías de limpieza de arena en
fondo de pozo del Campo Shushufindi”, está enfocado en la comparación técnica y
económica entre las tecnologías de limpieza de arena Coiled Tubing y Well Scavenger.
La primera fase del estudio describe las operaciones de limpieza de arena con Coiled
Tubing y Well Scavenger, con el objetivo de conocer el funcionamiento, componentes
y beneficios que se obtienen al implementar cualquiera de ellas.
Una vez desarrollada la evaluación técnica de las opciones descritas anteriormente, se
analiza la parte económica para cada una de ellas, de tal forma que se establezca en
donde la tecnología brinda mayor confiabilidad y valor.
Finalmente se presentan las conclusiones y recomendaciones como resultado del
análisis técnico y económico del presente estudio.
2
CAPÍTULO I
1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.1. Enunciado del Problema
¿Es factible técnica y económicamente la implementación de la tecnología Well
Scavenger en operaciones de limpieza de arena en fondo de pozo del Campo
Shushufindi?
1.2. Enunciado del Tema
“ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO DE TECNOLOGÍAS DE LIMPIEZA DE
ARENA EN FONDO DE POZO DEL CAMPO SHUSHUFINDI”.
1.3. Descripción del Problema
La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la
producción de petróleo y gas. La integración innovadora de equipos, los programas
de computación, los sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria
de las operaciones ayuda a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las
operaciones de limpieza de pozos para restituir la producción en el menor tiempo.
En el Campo Shushufindi, las operaciones de limpieza de arena se lleva a cabo
mediante la circulación continua de fluido a través del Coiled Tubing, que va
penetrando en el material sólido con una boquilla a alta presión, levantando y
sacando el material del pozo, siendo éste el medio más viable para limpieza de
arena. Sin embargo, la necesidad de captar el material in situ, eliminar arena y otros
residuos del pozo de áreas específicas sin altos volúmenes de circulación
convencionales que puedan ser requeridos para transportar los residuos a
superficie, ahorrando tiempo, reduciendo costos operacionales, generando el
menor daño posible a la formación con la disminución de fluidos dentro de ella y
mejorando la eficiencia de limpieza para de esta manera evitar daños en el equipo
de levantamiento artificial y optimizar la producción de petróleo, es la razón por
la cual se requiere implementar nuevas tecnologías de limpieza que puedan
cumplir con estas metas.
3
1.4. Objetivos
1.4.1. Objetivo General
Evaluar la tecnología de limpieza de arena en fondo de pozo Coiled Tubing empleada
en el Campo Shushufindi, compararla con la tecnología Well Scavenger y así
cuantificar sus beneficios o impactos mediante el estudio técnico y económico.
1.4.2. Objetivos específicos
Describir la tecnología de limpieza de arena en fondo de pozo empleada
actualmente en el Campo Shushufindi.
Establecer costos y beneficios de la tecnología de limpieza de arena en fondo
de pozo utilizada actualmente en el Campo Shushufindi, mediante cuadros
comparativos.
Determinar la factibilidad de implementación del Well Scavenger para
limpieza de arena en fondo de pozo.
Sugerir en base a los resultados obtenidos la mejor tecnología de limpieza de
arena en fondo de pozo a ser implementada en el Campo Shushufindi.
1.5. Justificación
La acumulación de partículas sólidas en el pozo, impide el flujo de fluidos y por
consiguiente, disminución de la productividad del pozo. Estas acumulaciones están
compuestas principalmente por arena de formación o finos, residuos dejados durante
una operación de fracturamiento, cortes de operaciones de perforación o residuos de
molienda de herramientas. Para lo cual se han implementado tecnologías de limpieza
de arena, que han ayudado a eliminar este problema, beneficiando la producción de los
pozos.
La implementación de tecnologías de limpieza de arena ayudan a disponer de un pozo
limpio el cual ayuda a la optimización de la producción, mientras se realizan estas
operaciones se tiene un tiempo inactivo en la producción que será recuperado una vez
que hayan concluido las operaciones, por dicha razón el presente trabajo de estudio
busca analizar los costos y beneficios para implementar la tecnología Well Scavenger
en comparación con la tecnología de limpieza de arena en fondo de pozo empleada
actualmente Coiled Tubing, para reducir de esta manera la producción diferida que se
4
genera mientras se interviene el pozo, daño de formación y costos de equipo adicional
que es requerido para realizar la limpieza de arena en fondo de pozo, durante la
producción de petróleo en los pozos del Campo Shushufindi.
1.6. Factibilidad y Accesibilidad
1.6.1. Factibilidad
El proyecto de tesis se realizará con la colaboración de un multidisciplinario equipo
de trabajo, tanto en la asesoría como en los recursos que brinda la empresa Consorcio
Shushufindi S.A, y a la vez porque se tiene gran cantidad de información de pozos que
servirán como base para el estudio, ejecución y evaluación del proyecto, el proyecto
será desarrollado por el estudiante con dirección técnica por parte del tutor de la
empresa Consorcio Shushufindi S.A y el tutor de la Carrera de Ingeniería de Petróleos
de la Universidad Central del Ecuador. También se cuenta con los recursos
económicos del estudiante investigador, recursos bibliográficos, y tecnológicos como
software que faculta su desarrollo.
1.6.2. Accesibilidad
La compañía Consorcio Shushufindi S.A, brindará las facilidades de acceso a la
información que el estudiante investigador necesite para desarrollar el proyecto de
tesis en beneficio de ambas partes.
1.7. Marco Institucional
Universidad Central del Ecuador
Misión
Ofrecer acceso al conocimiento y cultura universal y generar investigación de
excelencia integrada al desarrollo humano del Ecuador. Esta misión la cumple a través
de la formación de grado y posgrado, de la práctica de la investigación social y
experimental y de la vinculación con la sociedad, mediante una gestión apropiada.
5
Visión
Al 2019, la Universidad Central del Ecuador se proyecta como una de las mejores
universidades públicas del país y de la región, altamente internacionalizada, con
carreras y programas pertinentes en todas las áreas del conocimiento, con una
significativa incidencia en el desarrollo humano a través de sus programas de
investigación y vinculación social.
Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión
“Formar integralmente a los y las Ingenieros/as de Petróleos con excelencia para el
desarrollo de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de
los hidrocarburos, con los valores éticos y comprometidos/as con el desarrollo del
Ecuador, capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar decisiones para
responder a las exigencias nacionales e internacionales”
Visión
“Ser líder en el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos en el Ecuador y
América”
6
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
2.1. Geología Regional
El área del Campo Shushufindi - Aguarico forma parte de la Cuenca Amazónica,
desarrollada entre el Cratón Guayano - Brasileño al este y el arco volcánico andino al
oeste, en el que se desarrolló un extenso ambiente tectónico sedimentario. La cuenca
que se extiende desde Venezuela al norte, hasta Bolivia al sur.
La Cuenca Amazónica Ecuatoriana (Cuenca Oriente) presenta una secuencia
sedimentaria y volcánica, de edades del Paleozoico al Cuaternario, con una potencia
que oscila entre los 8.000 a 12.000 pies, que descansan sobre un substrato precámbrico;
el detalle de lo anunciado se observa en el gráfico A.
Los principales reservorios Hidrocarburíferos en el Campo Shushufindi - Aguarico se
localizan dentro de las formaciones Napo y Tena y estos son:
Principales: U Inferior y T Inferior.
Secundarios: Basal Tena, U Superior, T Superior. (Consorcio Shushufindi, 2014)
7
GRÁFICO A: Columna estratigráfica de las formaciones Napo y Tena.
Fuente: Plan de Desarrollo Campo Shushufindi-Aguarico 2014.
2.2. Generalidades del Campo Shushufindi
2.2.1. Reseña histórica
El Campo Shushufindi es uno de los campos más grandes de la Cuenca Oriente del
Ecuador. El pozo descubridor es el Shushufindi-01, perforado por el Consorcio
TEXACO-GULF en 1968 a una profundidad total de 9.772 pies y que se terminó
oficialmente en enero de 1969. Las pruebas iniciales produjeron 2.496 barriles de
8
petróleo al día de un crudo de 26.6 API en el reservorio “U” y 2.621 barriles al día de
32.5 API del reservorio “T”.
La producción comercial del Campo inició en el año 1972, con 19.200 BPPD sin agua.
La primera campaña de perforación se la realizó en los primeros cinco años de
producción, 1972 – 1977, y se incrementó la producción a 120.000 BPPD con bajo
corte de agua.
En los primeros 22 años de explotación, 1972 a 1994, se tuvo producción en conjunto
de las arenas U y T en la mayoría de los pozos existentes a la fecha (aproximadamente
78).
Durante los años 1984 al 1998 hubo un proyecto de inyección de agua con un arreglo
periférico de 11 pozos inyectores a las areniscas T Inferior y U Inferior. Las volúmenes
de agua en los primeros cinco años de inyección fueron de 80.000 BAPD y se mantuvo
una relación de reemplazo del volumen de líquido producido/volumen de agua
inyectada de 0.7. Posteriormente, la relación disminuyó a 0.3.
A diciembre del 2013 se tiene un acumulado de petróleo de 1200 millones de Bls y
una producción de 68.000 BPPD con un corte de agua del 65%. (Consorcio
Shushufindi, 2014, pp. 14-15)
2.2.2. Ubicación del campo
El Campo petrolero Shushufindi se encuentra ubicado en la Cuenca Oriente del
Ecuador, en la provincia de Sucumbíos, cantón Shushufindi, en la región oriental del
país, aproximadamente a 250 Km al Este de Quito y a 35 Km al sur de la frontera con
Colombia. Está ubicado al sur del Campo Atacapi, al Sur-Oeste del Campo Libertador
y al Nor-Este del Campo Sacha. (Consorcio Shushufindi, 2014, p. 12)
9
GRÁFICO B: Mapa de Ubicación, Campo Shushufindi.
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review, Shushufindi: “El Renacimiento de un
gigante”. Schlumberger, 2014.
2.2.3. Coordenadas geográficas
Geográficamente el Campo Shushufindi se extiende desde los 00º06’39” a los
00º17’58” latitud Este, hasta los 76º36’55” de longitud Oeste.
2.2.4. Coordenadas UTM
Tabla 1: El siguiente cuadro nos muestra las coordenadas UTM.
MIN MAX
X 300.000 m 325.000m
Y 9.964.000 m 10.000.000 m
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Departamento de Yacimientos, Petroproducción, 2012.
2.2.5. Geología
Se dividen en: geología estructural y estratigráfica.
2.2.5.1. Estructural
10
GRÁFICO C: Mapa Estructural área SHUSHUFINDI (Base Caliza A)
Fuente: Ing. Jorge Vega CSSFD Ref: Mapa Estructural Actualizado Mar 2014 IPM-
CSSFD-Petrel
SHUSHUFINDI-03
11
La estructura Shushufindi donde se encuentra el Campo del mismo nombre es un
anticlinal asimétrico alargado, con un área de 234 Km2 a la Base de la Caliza A,
comprobado con la interpretación sísmica 3D. La estructura está controlada por un alto
de basamento y al este por una falla inversa de rumbo aproximado norte–sur. Este
anticlinal tiene un bajo relieve estructural al flanco oeste del campo y al este es abrupto.
En menor grado parte de su morfología actual está relacionada a procesos de
compactación (Gráfico C).
El anticlinal Shushufindi tiene una orientación N – S y tres culminaciones principales:
dos dentro de lo que se conoce como anticlinal Shushufindi y una tercera denominado
Aguarico, dispuesta en echelón que cambia su dirección a NO – SE. (Consorcio
Shushufindi, 2014, pp. 53-54)
2.2.5.2. Litología y Estratigrafía
En su mayoría el petróleo conocido hasta la fecha en la Cuenca Oriente proviene de
los reservorios del Cretácico, los reservorios “U” y “T”, son similares tanto en origen
como en constitución y están formadas por areniscas de grano fino, son regionalmente
continuas con espesores que varían entre diez y noventa pies.
El Campo Shushufindi tiene cinco niveles productivos: Napo T Inferior, Napo T
Superior, Napo U Inferior, Napo U Superior y Basal Tena. Los reservorios principales
son las areniscas Napo T Inferior y U Inferior que han aportado más del 90% de la
producción acumulada hasta la fecha. En estos dos reservorios el principal mecanismo
de producción primario es empuje hidráulico gracias a los acuíferos laterales asociados
a estos niveles.
La formación Hollín no es productiva en el campo Shushufindi.
La columna estratigráfica de la zona de interés del Campo Shushufindi (Gráfico D),
está basada en información de los registros litológicos de los pozos (Masterlog),
registros eléctricos y estudios geológicos del área. (Consorcio Shushufindi, 2014, pp.
14,55)
12
GRÁFICO D: Columna estratigráfica zona de interés Campo Shushufindi
Fuente: Ingeniería de Petróleos Campo Shushufindi. 2012.
13
Formación Napo
Está ubicada en concordancia sobre la formación Hollín e infrayace con una ligera
discordancia erosional a la formación Tena. Posee una serie de calizas fosilíferas
intercaladas con areniscas calcáreas y lutitas negras, ha sido depositada en un ambiente
marino, lo que indica que es una excelente roca madre.
a) Arenisca “U”
La arenisca “U” presenta una mejor definición, el ciclo arenoso “U” presenta un
espesor de 129 pies, es una arenisca cuarzosa, con presencia ocasional de feldespatos
y fragmentos líticos.
La caolinita es la arcilla predominante. Presenta cemento silíceo. La porosidad descrita
es intergranular y ocasionalmente intragranular por disolución de los feldespatos.
Tiene una porosidad total promedio de alrededor del 19% y una porosidad efectiva del
15%, con una permeabilidad absoluta entre 250 y 400 mD. Esta presenta tres niveles
arenosos fluviales- estuarios denominados “U” Inferior, “U” Media y “U” Superior.
(Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014, p. 349)
“U” Superior – G2
Es una arenisca cuarzosa, crema a crema blanca, café clara, transparente traslucida,
grano fino a medio, subredondeada a subangular, friable moderadamente consolidada,
regular clasificación, en parte matriz arcillosa, en parte cemento calcáreo, con
presencia de glauconita. (Consorcio Shushufindi, 2014)
“U” Inferior
Es una arenisca cuarzosa, crema a crema blanca, café clara, transparente translucida,
grano fino a medio, subredondeada a subangular, friable a moderadamente
consolidada, regular clasificación, en parte matriz arcillosa, en parte cemento calcáreo.
(Consorcio Shushufindi, 2014)
b) Arenisca “T”
La arenisca “T” es de grano medio a grueso con ocasionales finos, descansan
directamente sobre las calizas y lutitas de la Formación Napo Basal. Con un espesor
de 95 pies, presenta dos cuerpos arenosos bien definidos denominados “T” Superior y
14
“T” Inferior. La matriz es caolinítica y en menor proporción clorítica. La porosidad
promedio es de 18%, mientras que la porosidad efectiva es de alrededor del 15%. La
zona con mejores valores de permeabilidad y porosidad se ubica generalmente a la
base de la arenisca (la permeabilidad absoluta varía entre 300-600 mD). (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2014, p. 349)
“T” Superior
Arenisca cuarzosa, blanca a blanca crema, en parte café clara, subtransparente,
subtranslúcida, grano fino a medio, en parte grano grueso, subredondeada a sub
angular, friable a moderadamente consolidada, regular clasificación, matriz arcillosa,
cemento calcáreo, con presencia de glauconita. (Consorcio Shushufindi, 2014)
“T” Inferior
Está constituida por arenisca cuarzosa, blanca a blanca crema, café clara,
subtransparente, subtranslúcida, grano fino a medio, en parte grano grueso,
subredondeada a subangular, friable a moderadamente consolidada, regular
clasificación, matriz en parte arcillosa, cemento calcáreo. (Consorcio Shushufindi,
2014)
2.2.6. Presiones
La presión inicial promedio de la arena “U” es 3.867 psi y de la arena “T” es de 4.050
psi. Sin embargo, a través de los años se ha observado un descenso de acuerdo a la
producción de los fluidos de 60 psi por año, y al analizar el comportamiento de presión
en la arenisca U, se tienen rangos de presión actual entre 1.400 – 3.000 psi. Y para la
arena “T” con una presión actual entre 2.400 – 2.600 psi.
15
2.2.7. Características PVT de las arenas “U” y “T”
Tabla 2: Parámetros PVT de las arenas “U” Y “T”
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Ingeniería de Yacimientos: EP Petroecuador.
Tabla 3: Propiedades petrofísicas de las arenas productoras del campo.
PROPIEDADES
ARENAS
“U” “T”
Porosidad media, Ø (%) 14-18 16-20
Permeabilidad absoluta media, k (md) 300 - 400 700 - 800
Saturación inicial de agua, Sw (%) 15 15
Viscosidad petróleo, (cp) 2.8 - 12 1 - 1.08
Espesor neto (ft) 52 48
Factor de recobro (%) 10 - 40 35 - 45
Salinidad (ppm NaCl) 100.000 – 110.000 25.000 – 45.000
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: IPM-CSSFD, Julio-2015.
Tabla 4: Rango del grado API del crudo @ 60 ºF de las arenas productoras del
campo.
ARENAS RANGO ºAPI
“U” 17 - 27
“T” ≈ 31
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: IPM-CSSFD, Julio-2015.
PARÁMETRO “U” “T”
Pi (psi) 3.867 4.050
Pb (psi) 1.010 – 1.170 1.050 – 1.061
T(ºF) 215 - 218 217 - 218
GOR(PCS/BF) 233 - 307 384 - 386
βoi(Bls/BF) 1,26 1,22
µio(cp) 2,47 1,08
µw(cp) 0,47 0,46
Cpavg (psi-1) 7.75572*10e-6
16
2.2.8. Sistemas de levantamiento artificial del Campo
El Campo inicialmente produjo a flujo natural pero debido a la depletación de los
yacimientos o por mantener la tasa de producción se ha incorporado diferentes
sistemas de levantamiento artificial que son: Bombeo mecánico, Bombeo Hidráulico
y en su gran mayoría Bombeo Electrosumergible (BES).
Actualmente en el campo Shushufindi el 97,6% de los pozos aproximadamente operan
con Bombeo Electrosumergible (BES) que corresponden a 167 de 171 pozos en
producción, el 1,8% correspondiente a 3 pozos operan con bombeo mecánico (bombas
Rotaflex) y apenas el 0,6% que corresponde a 1 pozo opera con bombeo hidráulico
(bombas jet).
Tabla 5: Sistemas de levantamiento artificial
TIPO DE LEVANTAMIENTO
N° POZOS
RANGO DE
PRODUCCIÓN(Bls)
Bombeo Electro-sumergible 167 100-8000
Bombeo Hidráulico 1 Aprox. 1000
Bombeo Mecánico 3 120-180
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Grupo ATL - Producción CSSFD, Julio-2015.
2.2.8.1. Bombeo Electrosumergible (BES)
El sistema de levantamiento artificial Electrosumergible (BES) es altamente efectivo,
eficiente y económico que permite producir grandes volúmenes de fluido a grandes
profundidades en una variedad de condiciones de pozo: sin embargo este método
requiere mayor supervisión, análisis y control, con el fin de garantizar el
comportamiento adecuado del sistema.
El Bombeo Electrosumergible se aplica cuando la energía del yacimiento no logra
enviar los hidrocarburos a la superficie quedando en el interior del pozo.
2.2.8.2. Componentes y características del sistema BES
El sistema de bombeo eléctrico sumergible típico está constituido en el fondo del pozo
por los siguientes componentes:
17
2.2.8.2.1. Equipo de Superficie
El equipo instalado en superficie proporciona la energía eléctrica necesaria al motor
electro sumergible, además de que permite proteger, controlar y monitorear su correcto
funcionamiento. El equipo de superficie comprende de:
Panel de control
El panel de control controla que no exista variación en el voltaje en la corriente
eléctrica que será conducida por el cable.
Transformador
El transformador convierte el voltaje y corriente suministrados por el generador al
voltaje y corriente requeridos por el equipo de fondo.
Variador de Frecuencia (VSD)
Es un dispositivo electrónico que sintetiza una fuente de potencia trifásica, de
frecuencia y voltaje variables, para los motores de inducción. Protege al equipo de
fondo de fluctuaciones de corriente así como de desbalances de voltaje.
Caja de Venteo
Es el principal punto de conexión entre el cable de fondo y el cable de superficie.
Ventea el gas que pueda contener el aislamiento y la chaqueta del cable de fondo.
Cabezal del pozo
Este elemento sirve para sustentar todo el equipo de fondo, así como también la tubería
de producción.
Cable de Superficie
El cable conduce la energía que acciona el motor de la bomba centrifuga que a su vez
envía el líquido a la superficie.
18
GRÁFICO E: Equipo de superficie del sistema BES
Fuente:http://www.monografias.com/trabajos63/levantamiento-artificial-
bombeo/levantamiento-artificial-bombeo2.shtml
2.2.8.2.2. Equipo de Subsuelo
Los componentes que se encuentran en el subsuelo del pozo acoplado a la tubería de
producción, se describen a continuación:
Sensor de fondo
Es un equipo que se coloca acoplado en la parte final del motor, construido
internamente por circuitos que permiten enviar a través de cables de potencia señales
a superficie y ser registrados mediante un instrumento instalado en el panel de
superficie.
Motor
Transmite el movimiento a la bomba. El motor gira aproximadamente a 3,500 RPM a
60Hz y tiene variantes específicas de potencia, voltaje y corriente, esto se debe gracias
a que es un motor de inducción, dipolar, trifásico.
Protector
El protector se encuentra ubicado entre la bomba y el motor, y posee numerosas
funciones como: Mantener los fluidos del pozo fuera del motor y proveer un depósito
de fluido para permitir la expansión térmica del aceite del motor.
19
Bomba de Subsuelo
La Bomba Centrífuga debe su nombre a la capacidad que tiene de desplazar fluidos
mediante la generación de fuerzas centrífugas, es normalmente impulsada por un
motor eléctrico a una velocidad típica de 3,500 RPM.
Separador de gas
El gas libre afecta a la bomba por lo que se requiere instalar un separador de fondo
para prevenir que exista cavitación, expulsando a través del anular, evitando con esto
que la bomba maneje altos porcentajes de gas.
Cable de potencia
Este cable es el encargado de llevar la potencia eléctrica desde la superficie hasta el
motor de subsuelo y también puede transmitir señales de presión y temperatura de
regreso a superficie.
GRÁFICO F: Equipo de subsuelo del sistema BES
Fuente: (Schlumberger, 1999, pág. 45)
20
2.2.8.2.3. Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible
Tabla 6: Ventajas y desventajas del Bombeo Electrosumergible
VENTAJAS DESVENTAJAS
Permite el levantamiento de
volúmenes extremadamente altos
(alrededor de 20000 Bls/día sin
dificultad, y a bajo costo).
Permite un elevado aporte de
energía al fluido.
Presenta una alta eficiencia de
aproximadamente el 70 %.
El sistema no se ve afectado por la
desviación del pozo.
Buena recolección de datos e
información relacionada.
Tasas de producción elevadas.
Sistema fácil de controlar.
No ocupa grandes espacios en
superficie. Igualmente es aplicable en
plataformas costa afuera.
Permite una fácil aplicación de
tratamientos contra la corrosión e
inhibidores de escalas.
Disponibilidad de unidades de
diversos tamaños.
Presenta tolerancia limitada a la
arena.
Tiene baja tolerancia a las altas
relaciones Gas–Líquido cuando no
trabaja con separador.
Se requiere del empleo de taladro o
estructura en caso de falla.
Existen posibles fallas eléctricas,
que son asociadas principalmente al
cable.
El cable eléctrico puede ocasionar
problemas con las tuberías.
La vida útil es corta si existe un
diseño, instalación y operación
deficientes.
Presenta tolerancia limitada a las
altas temperaturas.
No es aplicable su uso en
completamientos múltiples.
Poco práctico en pozos someros.
Solo es aplicable con energía
eléctrica con altos voltajes.
Presenta cierto grado de limitación
por profundidad, debido costos de
cable y capacidad de la bomba
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Grupo ATL - Producción CSSFD, Julio-2015.
21
2.2.9. Problemas más frecuentes durante la producción del Campo
2.2.9.1. Producción de arena
Existen varios factores que contribuyen a la producción de arena, las cuales incluyen
la fuerza natural de la roca, las tensiones de tierra existentes, stress adicional causadas
por acciones durante la perforación o producción y, además, puede producirse por
exceso de draw-down en aquellos pozos donde se han realizado fracturamientos
hidráulicos con el objetivo de mejorar su productividad.
La producción de arena causa diversos problemas, a medida que ésta se mueve a través
del yacimiento, la sarta de producción puede taponar los orificios disparados así como
las válvulas de seguridad y los equipos superficiales; además, puede erosionar los
componentes de terminación, los cabezales de los pozos, o los tubulares e instalaciones
de superficie produciendo pérdidas, demoras en la producción y hasta perder el control
del pozo. La tasa de producción de arena puede aumentar debido a la fractura de la
formación, prácticas de producción deficientes, terminaciones inadecuadas y fallas de
los equipos. (Schlumberger, 2003, p. 40)
GRÁFICO G: Esquema general de producción de arena
Fuente: (Hidalgo Díaz, 2009, p. 16)
La producción de arena se puede generar tanto en arenas no consolidadas como en
arenas consolidadas.
22
Arenas no consolidadas
En formaciones totalmente sin consolidar, la producción de arena puede originarse
durante el primer flujo provocando que los granos de arena sean arrastrados hacia las
perforaciones.
GRÁFICO H: Muestra de arena no consolidada (Ampliación 300X)
Fuente: Geoservices a Schlumberger Company
Arenas consolidadas
En Arenas consolidadas o mejor cementadas, la producción de arena puede darse por
incidentes en los pozos con vida productiva, por ejemplo, cambio en el caudal de
producción, inicio de producción de agua, cambios de relación de gas / líquido,
subsidencia en reducción de la presión de reservorio. Los cambios en el caudal de
producción afecta la estabilidad de las perforaciones y en algunos casos estorban la
creación o mantenimiento de arcos de arena. Un arco es una capa hemisférica de granos
de arena enclavados, esto es estable en constantes reducciones de caudal de
producción, previniendo el movimiento de arena.
GRÁFICO I: Geometría de un arco de arena alrededor de los disparos de producción.
Fuente: http://es.slideshare.net/davpett/control-de-arena
23
Otra causa de la producción de arena incluye la entrada de agua, lo cual normalmente
causa producción de arena conjuntamente con la reducción de la presión capilar entre
los granos de arena. Después de que el agua atraviesa, las partículas de arena son
desalojadas por la fricción de flujo. Adicionalmente, la perforación puede reducir la
permeabilidad en el borde del pozo y debilitar la formación.
2.2.9.1.1. Factores que influyen en la producción de arena
La tendencia de que un pozo produzca arena está relacionada con los siguientes
factores:
Profundidad del yacimiento
Tasa de flujo altas
Grado de cementación de la formación
Compresibilidad y permeabilidad de la formación
Superficie expuesta al flujo
Tipos de flujos producidos y fases de los mismos
Características de la arena de formación
Diferencial de presión(draw down)
Daño a la permeabilidad original del yacimiento
Presión de yacimiento
Densidad del cañoneo
Historia del intervalo de producción de arena
2.2.9.1.2. Problemas que ocasiona la arena
Los problemas más graves que ocasiona la producción de arena son:
Arenamiento del hueco: disminuyendo o impidiendo la producción deseada del
pozo.
Los granos de arena: los cuales al migrar a través de la formación pueden
impedir que el petróleo fluya hacia el pozo.
Daño a los equipos de subsuelo y superficie así como también a los sistemas
de recolección, distribución del crudo, separadores y facilidades de superficie.
La producción de grandes volúmenes de arena del pozo puede ocasionar
derrumbamientos detrás del revestidor cementado.
24
2.2.9.1.3. Técnicas de control de arena
Entre las técnicas convencionales que existen para el control de la producción de arena
tenemos:
Retención mecánica: Rejillas o liners ranurados
Empaque con grava
Otras técnicas de control de arena para yacimientos de pobre consolidación, se
destacan:
1. Empaque de grava Convencional
Cañoneo de gran diámetro y densidad
Gravas revestidas con resina
Empaque en pozos horizontales
2. Frac and pack(fracturamiento en alta permeabilidad)
Métodos de diseño, conductividad
Técnica de Arenamiento controlado
Secuencia de grava, revestimiento
3. Sistemas de rejillas
Ranuradas
Enrolladas
Pre-empacadas / expandibles
Consolidación de la formación
Entre las tecnologías integradas diseñadas a la medida de las necesidades, tenemos:
a) Exclusión de arena
Empaque de grava
Empaque con agua a alto régimen de inyección
Fracturamiento y empaque
Empaque de grava a agujero descubierto
Cedazos (filtros) expandibles
b) Manejo de producción de arena en superficie
Extracción artificial
Desarenador de fondo de pozo
25
c) Terminaciones sin cedazos (filtros)
Disparos orientados
Disparos selectivos
Fracturamiento sin cedazos (filtros)
Consolidación (Schlumberger, 2004, p. 16)
GRÁFICO J: Ejemplos de Técnicas de control de arena
Fuente: (Schlumberger, Métodos prácticos de manejo de la producción de arena,
2004, p. 18)
2.2.9.2. Escombros o residuos
La remoción de escombros constituye un paso vital para asegurar el éxito de las
operaciones de perforación o de terminación de pozos.
La remoción de escombros implica la extracción de materiales indeseables de un pozo
en ejecución o terminado. Los residuos consisten generalmente en:
Trozos pequeños de herramientas de pozo
Conos de brocas
Herramientas manuales
Cables
Cadenas
Cañones de disparo
Recortes metálicos provenientes de las operaciones de fresado y
Muchos otros tipos de residuos. (Schlumberger, 2013, p. 4)
26
GRÁFICO K: Desechos recuperados del fondo de pozo.
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review Invierno 2012/2013- Schlumberger:
“Specialized Tools for Wellbore Debris Recovery”
Dado que existen muchos tipos de escombros, los ingenieros han desarrollado diversas
herramientas y técnicas para facilitar su remoción del fondo de pozo. Algunos casos
de estudio demuestran como los operadores están aplicando nuevas tecnologías en una
diversidad de ambientes de terminación de pozos para reducir los riesgos, costos
minimizar el tiempo inactivo del pozo, mejorar la productividad y longevidad.
(Schlumberger, 2013, p. 4)
Fuentes de escombros pequeños
La mesa de perforación es un lugar con poco espacio libre, en el que existen numerosas
posibilidades de caída inadvertida de elementos pequeños en el agujero descubierto.
Los escombros también son generados en el fondo del pozo por las diversas
operaciones que se llevan a cabo en este. A menudo, los perforadores deben fresar
instrumentos tales como empacadores, extremos superiores de tuberías de
27
revestimiento cortas (Liners) y equipos dentro del pozo. Los recortes metálicos
resultantes de estas operaciones constituyen el tipo más común de escombros que se
encuentran en el fondo del pozo. Mediante la circulación de fluido de perforación,
fresado o terminación, gran parte de los restos de metales es transportada a la
superficie. Sin embargo, algunos recortes metálicos pueden permanecer en el pozo,
frecuentemente en lugares que generen problemas durante la terminación o producción
del pozo.
Durante la terminación, los pozos entubados pueden ser disparados utilizando un
arreglo de cargas explosivas especiales instalado en las pistolas de disparo. Cuando las
pistolas se disparan, las cargas huecas (premoldeadas) perforan la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación. Por ejemplo: Una densidad de tiro de 10
tiros/pie a través de una zona productiva puede generar cientos de túneles de disparos;
este proceso de disparo produce un volumen considerable de restos de metales y
escombros de formación que es preciso retirar del pozo. (Schlumberger, 2013, p. 4)
Históricamente, los fragmentos provenientes de las cargas explosivas, la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación, se alojan en los túneles dejados por los
disparos, lo cual podría reducir la eficiencia de la producción. El análisis posterior a
los disparos a menudo indicaba que muchos túneles se taponaban y resultaban no
productivos. Los desarrollos registrados en materia de tecnología de disparos, tales
como el sistema de disparos PURE para la obtención de disparos limpios, en conjunto
con las cargas huecas que generan un mínimo de escombros, permiten que los
ingenieros reduzcan este tipo de daño de los túneles de disparos. Si bien con el uso de
estas técnicas quedan menos escombros en los túneles, es posible que se depositen más
escombros en el pozo, obturando potencialmente los mecanismos de enganche de los
tapones puente recuperable o impidiendo el funcionamiento de los equipos de
terminación de pozos. (Schlumberger, 2013, p. 6)
28
GRÁFICO L: Fuente de escombros provenientes de las cargas explosivas.
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review Invierno 2012/2013- Schlumberger:
“Specialized Tools for Wellbore Debris Recovery”
2.2.9.3. Problemas de Escala
Los depósitos de escalas son acumulaciones de sedimentos o sólidos asentados que se
fijan en algún punto del pozo donde la velocidad del fluido disminuye a un nivel tan
bajo que no es capaz de arrastrar el material hacia la superficie.
La precipitación de los materiales sólidos que pueden formar escalas puede ocurrir si
se cumplen las condiciones siguientes.
a) El agua contiene iones los cuales son capaces de formar componentes de
solubilidad limitada.
29
b) Existe un cambio en las condiciones físicas como presión y temperatura o en
la composición del agua lo que disminuye la solubilidad por debajo de las
concentraciones presentes.
c) Se ha llegado a un punto de sobresaturación de la solución lo que conlleva a
daños por las sales precipitadas.
Los sólidos precipitados pueden estar en suspensión en el agua o pueden formar
escalas en la superficie como en la pared de una tubería o de las bombas
Electrosumergibles.
La formación de escalas por el agua son los principales responsables de algunos
problemas de producción y su control efectivo debe ser uno de los objetivos principales
para una eficiente operación. (Kemmer, 1989, págs. 25-29)
Tabla 7: Escalas más comunes en agua de formación.
NOMBRE VARIABLES PRIMARIAS
Carbonato de calcio (calcita) PH
Temperatura
Presión total
Solidos disueltos totalmente
Sulfato de calcio, Yeso
(Anhidrita)
Temperatura
Presión
Solidos disueltos totalmente
Sulfato de bario Temperatura
Presión
Solidos disueltos totalmente
Sulfato de Estroncio Temperatura
Presión
Solidos disueltos totalmente
Componentes de hierro:
Carbonato ferroso,
Sulfito ferroso,
Hidróxido ferroso,
Hidróxido férrico.
Gases disueltos
Corrosión temperatura
Presión
PH
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Manual Escalas-SLB
2.2.9.4. Problemas de Corrosión
La corrosión es la gradual destrucción y desintegración de los materiales causada por
diversos mecanismos, incluyendo los efectos electroquímicos, químicos y mecánicos.
30
Una forma de mitigar esta acción consiste en utilizar aleaciones resistentes a la
corrosión, tales como el acero al cromo en lugar del acero al carbono. Otra consiste en
utilizar un cubrimiento, cuya forma más simple es la pintura. Un diseño puede requerir
protección catódica que transfiere el efecto corrosivo de los componentes estructurales
esenciales a una pieza de metal no esencial de sacrificio.
Un elemento fundamental en la lucha contra la corrosión es el monitoreo. Además de
mitigar los costos directos, el monitoreo de la corrosión reduce los riesgos para la
seguridad y el medio ambiente mediante la detección de puntos débiles antes de que
fallen o presentes fugas. En la superficie, el monitoreo a veces puede efectuarse
visualmente, pero además existen herramientas diseñadas para detectar pérdidas
ocultas en metales debidas a la corrosión. En cuanto a las sartas de revestimiento y
tuberías de producción de fondo de pozo, las herramientas de adquisición de registros
constituyen la única forma de monitoreo. (Schlumberger, 2010, págs. 46-47)
GRÁFICO M: Incrustaciones en las tuberías de producción
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review Otoño 1999- Schlumberger: “Lucha
contra las Incrustaciones- Remoción y prevención”
31
Tabla 8: Problemas de corrosión en campos petroleros
PROBLEMA CAUSA DE LA CORROSIÓN
Corrosión por oxigeno Agua oxigenada
Ataque interno
Ataque externo
Picaduras de corrosión por ácido
sulfhídrico
Agua de un acuífero de producción u
otro acuífero profundo
Agua contaminada con gas de
desorción o gas para levantamiento
artificial
Bacterias sulfato reductoras (SRB) Fluidos anaeróbicos
Fluidos estancados
Condiciones debajo de incrustaciones u
otros depósitos
Corrosión por dióxido de carbono
Agua de un acuífero de producción u
otro acuífero profundo
Agua contaminada con gas de
desorción o gas para levantamiento
artificial
Fisuración por tensocorrosión
producida por ácido sulfhídrico
Fisuración inducida por hidrogeno
Fluidos producidos que contienen
ácido sulfhídrico
Sistemas anaeróbicos contaminados
con SRB
Corrosión por ácido Ácidos para tratamientos de
estimulación y limpieza
Corrosión galvánica (bimetálica) Dos metales con diferentes potenciales
iónicos en un medio corrosivo
Corrosión por picadura (corrosión
rápida en los defectos de las películas
superficiales inertes)
Inmersión
Películas superficiales inertes
Corrosión por subdepósitos Depósitos de solidos
Biopelículas
Empaquetaduras porosas
Corrosión fisurante Diseño pobre
Imperfecciones en el metal
Corrosión por cloruros(Fisuración
rápida por exposición a medios en
cloruros calientes)
Solución salina
Oxígeno y calor
Fatiga Equipo rotativo
Carga inducida por oleaje, vientos o
corrientes.
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Oilfield Review: “Medición de la corrosión en las tuberías de revestimiento
para prolongar la vida de los activos”.2013-Schlumberger. Pag-19.
32
2.3. Limpieza en fondo de pozo
2.3.1. Limpieza mecánica
Para la limpieza mecánica del revestimiento del pozo se utiliza una combinación de
varias herramientas, las cuales permitirán limpiar, remover y recoger contaminantes
sólidos que se encuentran en el pozo tales como escala, escorias en la tubería, brea,
óxido, grasa de las conexiones, virutas metálicas, etc.
El uso de la tecnología de limpieza mecánica tiene un objetivo principal el cual es
minimizar los daños a la formación por la contaminación de las salmueras que estará
expuesta al yacimiento.
Herramientas para limpieza de revestidores
a) Raspadores y Cepillos
Son herramientas diseñadas para eliminar de las paredes interiores de la tubería de
revestimiento restos de cemento, escala de tubería, balas incrustadas, óxido,
incrustaciones del fresado, y otras sustancias. Además nos ayudan a eliminar el riesgo
de desgaste de la tubería de revestimiento, daños de estabilizadores o cuchillas durante
la rotación y mejora la acción de limpieza química.
GRÁFICO N: Raspador y cepillo en BHA de limpieza
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
33
b) Magnetos
Son arreglos magnéticos que recogen los residuos ferrosos del pozo a medida que la
corriente de residuos pasa por la herramienta. Las paletas del alojamiento de los
residuos ferrosos del arreglo magnético generan un área de flujo para la derivación del
fluido alrededor de la herramienta, a la vez que se proporciona una separación respecto
de la pared de la tubería de revestimiento. (Schlumberger, 2013, p. 9)
GRÁFICO O: Magneto en BHA de limpieza
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
c) Junk Basket (Canastas)
Este tipo de herramientas son diseñadas para eliminar residuos grandes del pozo,
generados durante la molienda o fresado de la tubería de revestimiento, o en
operaciones de apertura de ventanas (side track).
GRÁFICO P: Canasta de recolección en BHA de limpieza.
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
34
2.3.2. Limpieza química
La limpieza química del pozo se realiza con el fin de eliminar y capturar cualquier
residuo sólido o metálico que pudiera contaminar el fluido de completación, después
de haber realizado la limpieza mecánica de los revestidores y una vez asegurado el
pozo limpio, para lo cual se procede a bombear el tren de píldoras de limpieza según
el programa establecido.
Píldoras de limpieza de pozos
a) Píldora Viscosa
Esta píldora tiene como objetivo el separar el fluido del pozo de las píldoras de
limpieza de tubería y estas a su vez de la salmuera creando una interface que facilita
la operación de las píldoras de limpieza, su preparación se efectuará en el tanque de
píldora.
b) Píldora Surfactante
Esta píldora remueve el lodo, la grasa de las conexiones de la tubería y la película del
fluido de perforación cambiando la humectabilidad de la tubería.
GRÁFICO Q: Píldoras de limpieza de pozos
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
2.4. Tecnología utilizada para limpieza en fondo de pozo del Campo
Shushufindi
Para realizar una adecuada limpieza y acondicionamiento de un pozo en el Campo
Shushufindi, se utiliza una combinación de técnicas de limpieza tanto mecánica como
química que permiten obtener una limpieza efectiva del pozo la cual consiste en:
a) Remover residuos sólidos del pozo
35
b) Limpieza del diámetro interno de la tubería de revestimiento para poder instalar
packers de producción y otros equipos de completación, además para realizar
pruebas de pozo.
c) Prevenir NPT (tiempo no productivo) durante las operaciones de terminación
o completación del pozo.
d) Evitar posibles daños en el equipo de levantamiento artificial.
e) Prevenir daño de formación durante las operaciones de cañoneo,
fracturamiento hidráulico, entre otros. (M-I Swaco, 2014)
Con el propósito de cumplir con los objetivos planteados se describen a continuación
las diferentes tecnologías de limpieza empleadas.
2.4.1. Smart 3D Displacement Services
Es un conjunto integrado de servicios de desplazamiento a la medida, necesaria para
una eficiente y efectiva entrega de un pozo preparado adecuadamente. La tecnología
de desplazamiento Smart 3D examina a cada componente químico, mecánico e
hidráulico para asegurar que cada aplicación cumpla con las necesidades específicas
del pozo.
GRÁFICO R: Smart 3D Displacement
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
2.4.2. Características
Para lograr los objetivos planteados, el sistema de limpieza incluye:
a) Química
36
Se dispone de químicos de alto rendimiento y píldoras de lavado compatibles con el
medio ambiente y espaciadores formulados para limpiar el pozo con las siguientes
características.
Compatibilidad lodo / salmuera: con una amplia gama de disolventes y
espaciadores químicos tensioactivos (surfactantes).
Propiedades reológicas: optimizado para reducir interfaces de fluidos
Función y tamaño del espaciador: deben ser dimensionados adecuadamente
a través de pruebas de laboratorio
Remoción de residuos: diseñado para eliminar los residuos del hoyo. (M-I
Swaco, 2014, pp. 3-4)
b) Mecánica
Un conjunto completo de herramientas especializadas que ofrecen un pozo limpio,
listo para ser completado, entre las cuales tenemos:
Heavy Duty Razor Back: Es una herramienta de limpieza de la tubería de
revestimiento. Remueve los sólidos que puedan encontrarse en el interior de la
tubería de revestimiento sin dañarla.
Magnostar: Es un arreglo magnético que recoge los residuos ferrosos a
medida que la corriente de residuos pasa por la herramienta.
Well Patroller: Es un dispositivo de filtrado de fondo de pozo que se corre
con la sarta de limpieza. Cuando se baja en el pozo, este dispositivo ayuda a
limpiarlo. Luego, a través de un filtro de tela metálica, la herramienta filtra
cualquier escombro remanente del espacio anular a medida que el arreglo se
extrae del pozo.
Ridge Back Burr Mill: Es una herramienta de limpieza de la tubería de
revestimiento para las tuberías de revestimiento o las tuberías de revestimiento
cortas (liners) disparadas. La herramienta remueve las rebabas de los disparos.
Well Commissioner: Es un mandril de drill pipe en una sola pieza de alta
dureza que permite el ensayo de influjo/ensayo negativo en el mismo viaje de
limpieza permitiendo ahorrar tiempo de equipo.
Accesorio de derivación de acción simple (SABS): Permite que los
perforadores incrementen la velocidad de flujo en una sarta de revestimiento
37
por encima de una tubería de revestimiento corta o de una reducción de la
tubería de revestimiento. (Schlumberger, 2013, p. 9)
c) Hidráulica
Aplica un software de simulación VCS (Virtual Completion solutions) que calcula los
parámetros críticos de desplazamiento y evaluación de los fluidos dinámicos en fondo
de pozo, las presiones y limitaciones del equipo. (M-I Swaco, 2014, p. 15)
GRÁFICO S: Componentes de la Tecnología de limpieza Smart 3D
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
La tecnología Smart 3D se emplea en la limpieza de los pozos con la finalidad de
eliminar cualquier residuo o escombro que haya quedado en el pozo antes de bajar el
Equipo de levantamiento Artificial (Equipo Electrosumergible). Sin embargo, cabe
señalar que la tecnología Smart 3D no es aplicable para limpieza de arena.
2.5. Tecnologías para limpieza de arena en fondo de pozo.
Para pozos que presenten producción de arena se dispone de las siguientes tecnologías
de limpieza: Well Scavenger y Coiled Tubing.
2.5.1. Well Scavenger
Herramienta versátil de limpieza de pozo para las más exigentes operaciones.
38
GRÁFICO T: Well Scavenger: “Herramienta de limpieza de pozo para aplicaciones
de flujo restringido”
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
La herramienta de remoción de arena y escombros Well Scavenger capta el material
in situ y elimina la basura del pozo y otros desechos de áreas específicas sin altas tasas
de circulación convencionales que puedan ser requeridas para transportar los desechos
a superficie, ahorrando tiempo y mejorando la eficiencia de limpieza.
La herramienta Well Scavenger de M-I Swaco, compañía de Schlumberger, ha
demostrado ser extremadamente eficaz en una variedad de aplicaciones de
intervención, incluyendo en la recuperación de tapones de cierre, removiendo arenas
y otros escombros de la parte superior de las válvulas de aislamiento, ayudando a la
limpieza posterior a la perforación y, cuando se combina con otras herramientas de
limpieza, realiza múltiples operaciones en una sola corrida. (Schlumberger, 2013, p.
7)
“CUANTO MÁS COMPLEJA SEA LA LIMPIEZA, MÁS SE NECESITA LA
HERRAMIENTA WELL SCAVENGER”
2.5.1.1. Características:
Motor de conducción de fluidos de fondo de pozo
El diseño modular permite múltiples cámaras recolectoras de desechos
Cabezas de levantamiento herméticas
Conjunto magnético interno
Componentes robustos
Circulación en reversa
39
Compatible con otras herramientas
GRÁFICO U: Componentes de la herramienta Well Scavenger
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
La herramienta Well Scavenger ofrece un diseño modular que proporciona flexibilidad
para sus aplicaciones. El módulo superior contiene un motor de una sola boquilla,
accionado por fluido, diseñado sobre la base del principio de Venturi. La presión de
las bombas de superficie genera un flujo localizado eficiente de circulación inversa
que alcanza velocidades de levantamiento óptimas sin velocidades de bombeo altas.
Este flujo inverso hace que los escombros fluyan en forma ascendente por el interior
del tubular inferior y se introduzcan en las cámaras colectoras antes de que lleguen a
la cámara colectora de residuos ferrosos y luego fluyan a través del tamiz de filtración.
Dado que las herramientas de remoción de escombros a menudo se despliegan en
fluidos a base de salmuera que poseen intrínsecamente una capacidad limitada de
transporte de sólidos, las técnicas convencionales en general requieren altas
velocidades de circulación o fluidos portadores viscosos para levantar escombros e
introducirlos en canastas o cámaras de captación. Estas medidas no son necesarias con
la herramienta Well Scavenger. Cuando los disparos se encuentran abiertos y están
sujetos a problemas de pérdidas de circulación o daños, cuando existen equipos de
fondo de pozo sensibles a la presión de operación, o cuando las limitaciones de los
equipos de superficie imposibilitan el logro de las velocidades de bombeo elevadas,
las herramientas de nueva generación, tales como el dispositivo Well Scavenger,
ofrecen a los Ingenieros una ventaja significativa. (Schlumberger, 2013, pp. 7-8)
40
2.5.1.2. Principio de funcionamiento
Como se muestra en el Gráfico V, el fluido que fluye a través del motor de la
herramienta Well Scavenger (extremo superior izquierdo) recorre el siguiente trayecto:
el fluido que fluye desde la superficie a través del chorro (flecha verde descendente)
genera una zona de baja presión. El efecto de vacío que resulta de esta caída de presión
localizada hace que el fluido y los escombros suban a través de la herramienta Well
Scavenger y luego a través del centro del motor (flecha roja ascendente). El fluido pasa
por el perímetro del motor, invierte la dirección proximal con respecto al chorro
(flechas rojas curvas) y luego fluye fuera de la herramienta (flechas negras). Cuando
sale de la herramienta, una porción del fluido se desplaza por el pozo hacia la
superficie (flechas verdes ascendentes), en tanto que el resto viaja de regreso. Antes
de llegar al motor, el fluido cargado de escombros pasa a través de la cámara de
recolección inferior (derecha). Una vez dentro de la herramienta, los escombros en
movimiento interactúan con los elementos del deflector de la herramienta,
contribuyendo a la decantación en las cámaras de recolección. Cuando una cámara se
llena, los escombros fluyen hacia las cámaras subsiguientes. Cuando el fluido cargado
con escombros asciende a través de la herramienta Well Scavenger, no todos los
escombros decantan en las cámaras de recolección. Algunos pasan al módulo de
tamizado, en el que un arreglo magnético atrae y recolecta los materiales ferrosos:
luego, el fluido pasa a través de un filtro que remueve los materiales no ferrosos
residuales. (Schlumberger, 2013, p. 8)
41
GRÁFICO V: Configuración del módulo de la herramienta Well Scavenger
Fuente: M-I SWACO a Schlumberger Company.
42
2.5.2. Coiled Tubing
Por Coiled Tubing o tubería flexible se entiende una sección continua de tubería de
acero de pequeño diámetro.
GRÁFICO W: Equipo de Coiled Tubing
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review Verano 2014-Schlumberger: “Coiled
Tubing”
2.5.2.1. Características
Cabezal de inyección para suministrar la fuerza necesaria desde superficie
Carrete que nos permite el transporte y almacenamiento del Coiled Tubing.
Cabina de control desde el cual se controla y se monitorea el Coiled Tubing.
Suministro de poder o conjunto de potencia que nos permite generar potencia
hidráulica y neumática para operar el Coiled Tubing.
Equipo de control de presión para extraer y controlar le presión en cabeza de
pozo durante las operaciones. (Schlumberger, 2013, pp. 2-33)
GRÁFICO X: Componentes del equipo “Coiled Tubing”
Fuente: http://web.mit.edu/preis/www/research.html
Una de las aplicaciones más comunes del Coiled Tubing (tubería flexible) es la
limpieza y la remoción de los materiales de relleno que restringen el flujo a través de
43
la tubería de producción o la tubería de revestimiento. El material de relleno puede
impedir la producción mediante la obstruccion del flujo de petróleo o gas. Además,
puede impedir la apertura o el cierre de los dispositivos de control de fondo de pozo,
tales como las camisas y las válvulas. Las fuentes comunes de relleno son la arena o
el material fino producido desde el yacimiento, los materiales apuntalantes utilizados
durante las operaciones de fracturamiento hidráulico, los escombros provenientes de
las operaciones de remediación y los depósitos de incrustaciones orgánicas.
Normalmente, la remoción del material de relleno consiste en hacer circular un fluido
de limpieza, tal como agua o salmuera, a través de una boquilla de chorro bajada en el
extremo del coiled tubing. Los fluidos de circulación transportan los residuos de
regreso a la superficie a través del espacio anular existente entre la sarta del coiled
tubing y la tubería de terminación. (Schlumberger, 2014, p. 72)
La selección del más apropiado método de limpieza de arena ha sido basada tanto en
problemas técnicos y logísticos. Cosas como costos de los equipos, peso del carrete
(longitud del cable y diámetro), y la disponibilidad de costos del nitrógeno serán
problemas decisivos en algunas operaciones de limpieza de la arena. Problemas
técnicos incluyen la consideración de daño potencial de la formación, grado de
agotamiento de la presión, tubo de completación pequeño y tamaño de partícula /tipo
de escombros. (J.Li, 2011, p. 1)
Coiled Tubing ofrece dos modos de circulación para remover sólidos: ya sea directa o
el modo de circulación inversa. Sin embargo, utilizando fluidos a base de agua
convencionales, un método convencional de limpieza de arena puede aplicar excesiva
presión hidrostática en la formación, resultando en alguna pérdida de circulación en
reservorios sub-saturados. Si las pérdidas son significantes esto hace que la remoción
de arena sea imposible. También esas pérdidas pueden dañar la formación. (J.Li, 2011,
p. 2)
2.5.2.2. Principio de funcionamiento
Remoción mecánica de incrustaciones. Para eliminar la acumulación de incrustaciones
de un pozo productor, se puede utilizar una herramienta de chorro. Este tipo de
herramienta consta de un cabezal rotativo con boquillas opuestas, desplazadas
tangencialmente, y un anillo de taladrado.
44
La acción de erosión por chorro de las boquillas remueve las incrustaciones de las
paredes de los tubulares, mientras que el anillo de taladrado permite que la herramienta
avance solo después de limpiar el diámetro interno del tubular. Para remover las
incrustaciones blandas se bombean fluidos no abrasivos a través de las boquillas y para
remover incrustaciones duras se utilizan perlas abrasivas.
GRÁFICO Y: Funcionamiento del Coiled Tubing para limpieza de pozo
Fuente: Artículo publicado en Oilfield Review Verano 2014-Schlumberger: “Coiled
Tubing”
2.6. Marco Conceptual
El presente proyecto de tesis está sujeto a cambios según se vaya desarrollando y
completando la investigación e interpretando sus resultados, va de la mano de cuidar
al medio ambiente y respetando toda norma que salve guarde la integridad de las
partes participantes.
2.7. HIPÓTESIS
El empleo de nuevas tecnologías de limpieza de arena en fondo de pozo mediante la
utilización de la tecnología Well Scavenger beneficiará las operaciones de producción
del pozo, disminuirá los tiempos y costos de operación, evitará daños en el equipo de
levantamiento artificial y daños en la formación.
45
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1. Tipo de estudio
El trabajo de investigación es considerado como un proyecto descriptivo, comparativo
y analítico, que se basará en el estudio de las variables propuestas como son limpieza
de arena en fondo de pozo, costos y beneficios, llegando a una interpretación
descriptiva con el fin de optimizar la producción de los pozos operados por Consorcio
Shushufindi mediante la determinación de la mejor tecnología de limpieza de arena en
fondo de pozo.
3.2. Universo y muestra
El universo está constituido por todos los pozos del Campo Shushufindi. Y la muestra
está representada por los pozos Intervenidos por Consorcio Shushufindi a partir del
año 2012, donde se haya realizado trabajos de limpieza de arena, los cuales serán
considerados como base de estudio y estimaciones.
3.3. Métodos y técnicas
El estudio de este proyecto está basado en el análisis comparativo de tecnologías de
limpieza de arena en fondo de pozo para determinar costos y beneficios. Para la
realización de este trabajo se seguirá un proceso sistemático el cual inicialmente se
basará en la recopilación de la información necesaria ya sea de fuentes institucionales
como académicas del área de trabajo. Se utilizarán los datos actualizados de la empresa
Consorcio Shushufindi S.A. los cuáles serán procesados mediante el programa Excel.
Con estos datos se hará una descripción del problema de limpieza que tienen los pozos
del campo Shushufindi y de las tecnologías utilizadas para realizarla, finalmente se
realizará un cuadro comparativo tanto de costos como de beneficios y así determinar
la mejor tecnología a emplearse en los pozos del Campo Shushufindi.
A continuación se describirán los procesos que se llevarán a cabo en este estudio.
3.3.1.1. Determinación del Área de Estudio
46
En esta fase determinaremos la existencia de pozos perforados en el área para constatar
la data existente, y recopilar la mayor cantidad de historiales e información de cada
pozo y del campo en sí, para crear una matriz.
3.3.1.2. Estructuración de la Información
La información recopilada será estructurada en una matriz que facilite la distinción y
mantenga un orden de los pozos de estudio.
Los datos a utilizar en este trabajo serán recolectados en la empresa Consorcio
Shushufindi a medida que se necesiten, es decir, los datos de campo serán enviados
diariamente en los reportes de producción, lo cual garantiza un margen de error muy
pequeño en la toma de datos de campo.
3.3.1.3. Lectura de datos
Una vez estructurada la información de los pozos tanto histórica como diaria,
procederemos a seleccionar los pozos que tengan mayores problemas de limpieza para
tomar todos los datos necesarios para realizar nuestros cálculos.
3.3.2. Análisis de datos
Analizaremos los pozos con problemas de limpieza de arena y a partir de la tecnología
a emplearse elaborar un cuadro comparativo y así determinar la mejor tecnología de
limpieza para cada pozo.
3.3.3. Procesamiento de datos
Una vez recopilada la información la procesaremos para elaborar, tablas y gráficos, y
a su vez en la elaboración de un cuadro estadístico de las tecnologías de limpieza en
fondo de pozo para facilitar el estudio y la elaboración de resultados.
3.4. Aspectos Administrativos
3.4.1. Recursos humanos
El proyecto de investigación dispone del talento humano, dispuesto de la siguiente
manera; el Tesista encargado de desarrollar el proyecto, el tutor del proyecto es el
ingeniero designado por la empresa que guiará al Tesista en la elaboración del
47
proyecto, el tutor de tesis designado por la universidad encargado de constatar el
avance y aprobación de los respectivos capítulos, y demás gente con experticia y
experiencia que brindará los conocimientos necesarios para llevar a culminar el
proyecto.
3.4.2. Recursos Técnicos
El proyecto cuenta con los suficientes recursos que facultarán su desarrollo; data
existente de los pozos y de los campos de estudio que el Consorcio Shushufindi S.A.
y M-I SWACO empresa de Schlumberger brindarán, información bibliográfica para
el presente estudio.
3.4.3. Recursos de Materiales
El proyecto de investigación se lo llevará a cabo en las instalaciones de Consorcio
Shushufindi S.A, el cual proporcionará de forma confidencial y de uso exclusivo la
información necesaria y respectiva útil para la elaboración del proyecto.
3.4.4. Tiempo
El proyecto fue definido para llevarlo a cabo en un periodo de 6 meses, respetando el
cronograma establecido en el Anexo B.
3.4.5. Recursos Financieros
Todo lo pertinente respecto a material físico como impresiones, movilización y demás
gastos, serán autofinanciados por el Tesista. La información será presentada en el
anexo C.
48
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE DATOS
En el campo Shushufindi no existe producción de arena, por la buena compactación
de granos que existe en las Arenas productoras “U” y “T”.
Sin embargo, en algunos pozos del campo se ha realizado trabajos de fracturamiento
hidráulico, debido a que la producción ha ido declinando gradualmente en especial por
la presencia de depósitos orgánicos y finos migratorios que han taponado los canales
permeables y han causado problemas a la completación del pozo. Después de realizar
la fractura generalmente hay producción de sólidos como arena y apuntalantes para
fractura, que deben ser eliminados antes de bajar la completación.
4.1. Análisis y resultados de pozos con producción de sólidos post
fractura.
Para el análisis de los pozos con producción de sólidos del Campo Shushufindi, se
consideran los pozos Intervenidos por Consorcio Shushufindi a partir del año 2012
donde se efectuaron trabajos de fracturamiento hidráulico, un total de 18 pozos.
Actualmente en el Campo Shushufindi no existe un registro histórico de producción
de sólidos de los pozos, debido a que solo se han manejado datos puntuales. Como
referencia y de acuerdo a lo registrado durante los 3 años que Consorcio Shushufindi
maneja el Campo, se determina que el máximo valor de sólidos que se obtuvo a nivel
general es de 10 PTB, es decir entre 30 a 40 ppm de sólidos que se recuperaron del
pozo en los trabajos de limpieza post fractura.
49
Tabla 9: Pozos que presentan producción de sólidos después de fracturamiento
hidráulico.
POZO
TRABAJO DE
INTERVENCIÓN
INTERVALO
FRACTURADO
PRESENCIA
DE
SÓLIDOS
POST-
FRACTURA
SHS-065 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior SI
SHS-20B Fracturamiento
Hidráulico
U Superior SI
SHS-175 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior SI
SHS-124 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior NO
AGU-10 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior SI
SHS-072 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
AGU-15 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
AGU-19 Fracturamiento
Hidráulico
T Inferior NO
SHS-150 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior NO
SHS-080 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
AGU-13 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
SHS-211 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
SHS-123 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior SI
SHS-084 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior NO
SHS-202 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior NO
SHS-141 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
SHS-293 Fracturamiento
Hidráulico
U Inferior NO
SHS-250 Fracturamiento
Hidráulico
U Superior NO
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Reportes Diarios de Intervención CSSFD 2012-2015.
50
Como se muestra en la tabla anterior y de acuerdo a los datos de producción del Campo
Shushufindi, se evidencia que la producción de sólidos no es necesariamente un
problema, sin embargo, cabe señalar que de los 18 pozos donde se realizó
fracturamiento hidráulico, 5 pozos presentaron problemas por producción de sólidos.
Para eliminar los sólidos como arena y apuntalantes para fractura que quedan después
de los trabajos de fracturamiento hidráulico, es necesario el empleo de herramientas
adecuadas. Hasta la presente fecha, se ha utilizado Coiled Tubing para remover estos
sólidos, dejando al pozo limpio previo a la Completación, sin embargo, se pretende
utilizar la Well Scavenger en el campo Shushufindi para las mismas operaciones.
4.2. Análisis de las Tecnologías de Limpieza de Arena en fondo de pozo
del Campo Shushufindi
El siguiente análisis tiene como objetivo, hacer una recopilación de los procedimientos
establecidos para realizar las operaciones de limpieza de arena en fondo de pozo del
Campo Shushufindi con la tecnología Coiled Tubing y compararlos con los
procedimientos para las mismas operaciones pero con la tecnología Well Scavenger,
con el fin de evidenciar sus posibles ventajas, para de esta manera justificar su
aplicación.
Tecnologías de Limpieza de Arena en fondo de pozo
La presencia de arena en fondo de pozo después de los trabajos de fracturamiento
hidráulico, debe ser retirada con el objetivo de evitar que ocasione daños a la
formación, y al equipo de levantamiento artificial mientras se produce el pozo. Para
eliminar este problema se ha empleado la tecnología Coiled Tubing para limpieza de
arena post-fractura con la finalidad de dejar el intervalo de interés libre para continuar
con actividades de completación. El análisis tiene la finalidad de comparar los
beneficios que se obtendrían si empleamos la tecnología Well Scavenger para realizar
este trabajo de limpieza.
A continuación se describe el procedimiento operacional para limpieza de arena en
fondo de pozo, mediante el empleo de las tecnologías Coiled Tubing y Well
Scavenger.
51
4.2.1. Coiled Tubing
4.2.1.1. Procedimiento Operacional de limpieza de Arena
Recomendaciones Pre-Operacionales
a) Todo Personal deberá utilizar Equipo de Protección Personal Completo, es decir,
casco, lentes, overol, botas y guantes.
b) Mantener en todo momento de la operación personal de seguridad industrial y
equipo de contra incendio en condiciones óptimas de operación. Deberá haber por
lo menos un Extintor de Fuego por Cada Unidad, debiéndose colocar
estratégicamente.
c) Se debe realizar una reunión de seguridad antes de empezar el armado de la unidad
de CT, para asignar responsabilidades durante el mismo siendo el supervisor de la
unidad el responsable de la operación en todo momento. Durante la misma, se
cubrirán Pasos Operativos y Planes de Contingencias antes de comenzar la
Operación. Se definirán las señales visuales de comunicación para indicaciones
operacionales y de emergencia, identificando el punto de encuentro en caso de
emergencia y el procedimiento de evacuación.
d) Realizar un Análisis de Riesgo que considere los planes de contingencia a seguir
en caso de presentarse las siguientes situaciones:
- Poros (pin hole) en el CT durante el bombeo de fluido
- Problemas de control del pozo
Durante la intervención, se deben seguir los siguientes estándares de Schlumberger:
Estándar 5 – Operaciones de bombeo; Estándar WS 22– Operaciones con Coiled
Tubing, Estándar 13 – Levantamiento Mecánico, OFS QHSE Estándar 14 – Presión.
Medir las alturas del árbol, Stripper, BOP y las herramientas para correlacionar las
profundidades con exactitud.
e) Considerar los resultados de las simulaciones de CoilLIMIT y TFM durante la
operación.
f) Revisar el estado del árbol, líneas a presas y válvulas del pozo antes de realizar
las maniobras de instalación. De ser necesario, pedir a base el mantenimiento o
instalaciones requeridos.
52
g) Antes de comenzar las maniobras de instalación se deberá revisar la integridad y
funcionamiento de las válvulas del pozo.
h) Realizar prueba funcional de todos los Rams de la BOP a ser utilizadas en la
operación.
i) Realizar las pruebas de Presión de acuerdo a la Norma WS-S22 de Coiled Tubing
de Schlumberger, completando las llamadas pruebas de presión PT1 y PT2.
Realizar una prueba de baja presión (200-300 psi por 5 minutos) antes de la PT-1
para asegurar la buena instalación de las conexiones. Se utilizará agua como fluido
de trabajo. Realizar la prueba de presión PT-1 con 2,500 psi durante 10 minutos.
j) Instalar la cabeza inyectora junto con el ensamblaje de fondo sobre las BOP’s,
asegurar el inyector con cadenas, y de ser necesario con patas. Realizar la prueba
de presión PT-2 con 2,500 psi. durante 10 minutos. Una vez realizada la PT-2,
desahogar la presión del sistema hasta 1,500 psi y luego desahogar la presión de
la CT solamente, para comprobar así el buen funcionamiento de las válvulas check
y la resistencia al colapso del CT.
k) Asegurarse de hacer cero los contadores de profundidad, mecánico, electrónico y
celda de peso.
l) Realizar una prueba de tensión una vez instalado el conector de Coiled Tubing
con 10,000 lbf.
m) Al pasar las válvulas del árbol del pozo, la velocidad de la CT no debe pasar de
10 fpm.
n) Siempre bajar en el pozo en posición de velocidad ALTA para disminuir las
consecuencias de topar resistencias imprevistas.
o) Durante la operación monitorear todo el tiempo las presiones de circulación y de
cabeza.
p) Monitorear en todo momento los retornos.
4.2.1.2. Procedimiento Operacional
a) Movilizar equipo de Coiled Tubing y Unidades de Bombeo y posicionar las
unidades para intervenir el pozo.
b) Efectuar reunión de seguridad con todo el personal que va a estar involucrado en
la operación y definir el procedimiento para instalar el equipo.
c) Verificar las condiciones del pozo: presión de cabeza, estrangulador, pozo
fluyente o cerrado, presión de línea, condiciones en la mesa.
53
d) Alinear todos los equipos al pozo, bomba con filtro en la línea de tratamiento,
instalar Flow Tee y BOP sobre el cabezal del pozo. Realizar prueba de
funcionamiento de todos los RAMS del BOP. Instalar BOP sobre el cabezal del
pozo siguiendo las recomendaciones del Standard 5 para la alineación de los
flanges y secuencia de apriete de los birlos.
e) Instalar líneas superficiales desde la bomba hasta el carrete del CT y la línea de
matar de acuerdo al estándar 22. Realizar pruebas de presión a líneas
superficiales y prueba de presión a adaptadores del Cabezal del pozo y brazos
ciegos del BOP.
f) Realizar prueba de las funciones de control de la cabeza inyectora, revisar estado
de hules y funcionamiento del stripper, posterior montar la cabeza inyectora en
el cabezal del pozo, realizar correlación de profundidad en contadores mecánico,
UTLM y depth encoder, hacer cero de celda de peso.
g) Instalar conector IBL para CT de 1.5”, probar el mismo con 12,000 lbf y realizar
prueba de presión del conector con shorty de 1 11/16”, filtro de fondo y
jetBlaster* de 1 11/16” (usar boquilla con dos jets laterales de 0.125” y un jet
inferior de 0.93”).
Realizar prueba de funcionamiento del JetBLASTER usando agua fresca y registrar
los parámetros en la siguiente tabla: (máxima presión 6000 psi)
h) Realizar prueba a todas las funciones de control de la cabeza inyectora, revisar
hules y funcionamiento del Stripper, montar la cabeza inyectora en el cabezal del
pozo, hacer el “0” de la celda de peso, realizar la correlación de profundidad de
contadores mecánico, electrónico tomando en cuenta la longitud del ensamblaje
de fondo y los datos del pozo. Registrar los datos ingresados en la siguiente tabla
54
i) Acoplar la cabeza inyectora sobre el BOP, y realizar prueba de presión PT-2 para
probar stripper, Coiled Tubing con 300 psi y 2500 psi
(PT-2). Posterior probar válvula check con 1500 psi de presión diferencial.
- Verificar el correcto funcionamiento del Overpressure Shut Down y asegurarse de
utilizar el mismo durante toda la operación.
- Registrar las siguientes medidas e ingresar los valores en el CoilCAT.
j) Realizar reunión de seguridad, con todos y cada uno de los presentes en la
localización. Asegurar que todo el personal está consciente de la operación que se
va a realizar, de sus propias responsabilidades, de todas las normas de seguridad
y de los planes de contingencia a seguir en caso de emergencia.
k) Realizar cambio del fluido del Coiled tubing, por fluido de control de pozo, con
la finalidad de evitar bombear agua fresca al pozo. (Capacidad del CT=23.8 bbls).
l) Llamar al ingeniero de diseño para verificar si las condiciones del pozo han
cambiado antes de bajar el Coiled tubing. DETERMINAR CIMA TEÓRICA DE
LA ARENA.
m) Ecualizar presiones, abrir la válvula master e iniciar a bajar Coiled Tubing sin
bombeo, con pozo abierto y a una velocidad de 8-12 fpm hasta pasar equipo
superficial.
n) A partir de 60 ft continuar bajando a una velocidad máxima de 60 fpm con bombeo
de agua tratada (proporcionada por el cliente). A 200 ft sobre el tope del
desplazamiento realizado por fractura (verificar esta profundidad con el Ingeniero
de Fractura en locación) iniciar bombeo de gel lineal a un caudal de 0.5 bpm
ajustando la apertura del estrangulador de manera tal que se permita el retorno
controlado de fluidos del pozo (permitir que volumen de retorno sea igual o
ligeramente menor al volumen bombeado).
o) Disminuir la velocidad entre 20 a 30 fpm hasta detectar cima de arena.
p) Continuar bajando hasta la profundidad de la cima teórica de la arena o detectar
obstrucción, marcar tubería y proceder a realizar prueba de tensión y registrar los
parámetros obtenidos en la siguiente tabla.
55
q) Levantar el CT 30ft, incrementar el caudal de bombeo a 1.2 bpm alternando el
bombeo de baches de Gel Lineal y agua tratada (proporcionada por el Cliente) de
5 y 15 bbls respectivamente. En caso que se disponga de suficiente gel de fractura
en locación, utilizar todo el tiempo gel recirculando el mismo.
r) Una vez se tenga circulación estable, iniciar a bajar el CT a una velocidad máxima
de 15 fpm hasta posicionarse sobre la cima teórica u obstrucción de arena , iniciar
limpieza avanzando a una velocidad entre 8 a 15 ft/min manteniendo el bombeo
de gel y salmuera a un gasto de 1.2 bpm. Realizando avances de hasta 200 ft y
realizando fondos arriba de 30 bbls mientras se limpie dentro del tubing.
s) Cuando se haya limpiado hasta la boca del tubing de 3 ½”, realizar fondos arriba
bombeando 15 bbl de gel Lineal y 60 bbls de agua tratada o hasta tener retornos
libres de arena.
t) Una vez que se tengan retornos limpios, continuar bajando el CT para limpiar
dentro de la tubería de revestimiento de 7” a una velocidad entre 5 a 10 ft/min
avanzando a una velocidad entre 5 a 10 ft, bombeando continuamente Gel Lineal
a un caudal de 1.2 bpm penetrando 50ft y levantando el CT dentro dl tubing,
repetir esta secuencia hasta llegar a la profundidad de la cima de los disparos.
NOTA: Al destapar el intervalo, se puede producir perdida de circulación por lo cual
se debe circular el pozo para garantizar que no existan sólidos en suspensión que en
caso de perdidas pudiesen atrapar la tubería de CTU.
u) Continuar bajando según indicaciones del paso #15 hasta llegar a la profundidad
de limpieza. Al llegar a la profundidad de limpieza marcar la tubería a la altura
del contador mecánico y bombear un bache de gel Lineal de 30 bbls seguidos un
tiempo de atraso (fondo arriba) de 1.5 veces la capacidad del espacio anular
tubing/CT + tubería de revestimiento 7”/CT (calcular el volumen según
profundidades reales).
v) Terminado el tiempo de atraso y solamente con retornos 100% libre de sólidos en
superficie, proceder a recuperar el CT a superficie a una velocidad de 20 ft/min
mientras se mantiene el bombeo a 1.2 bpm.
56
w) Una vez en superficie cerrar la válvula maestra, liberar las presiones del equipo
de control superficial y desmantelar cabeza inyectora para inspeccionar
herramienta.
x) Desmantelar unidades al 100%, dejando el pozo cerrado o según las indicaciones
del supervisor en locación.
4.2.1.3. Características del Coiled Tubing de limpieza
GRÁFICO Z: Características de la tubería de trabajo del Coiled Tubing
Fuente: WIS-Schlumberger
El equipo de Coiled Tubing con el que se trabaja en los pozos del Campo Shushufindi
en las operaciones de limpieza de arena post-fractura tiene una longitud total de 15.144
ft, con capacidad total de 23.8 bbls y un diámetro de 1.5in.
Para la selección del equipo de Coiled Tubing y de los fluidos de limpieza a emplearse
se debe conocer los siguientes datos del pozo:
57
GRÁFICO AA: Datos del pozo en operaciones de Coiled Tubing
Fuente: WIS-Schlumberger
El equipo de Coiled Tubing y los fluidos requeridos para las operaciones de limpieza
son determinados previamente con el Software CoilCADE, el cual nos permite simular
el trabajo de limpieza y determinar los parámetros operacionales.
58
4.2.1.4. Esquema mecánico de limpieza de Sólidos Post-Fractura con
Coiled Tubing
GRÁFICO BB: Herramienta de fondo utilizada
Fuente: WIS-Schlumberger
El tamaño y el número de boquillas a emplearse dependerán del trabajo de limpieza a
realizarse, así como también de las condiciones del pozo y del volumen de sólidos a
removerse.
59
4.2.1.5. Condiciones favorables y no favorables para limpieza con Coiled
Tubing
Tabla 10: Condiciones favorables y no favorables para limpieza con Coiled Tubing
Best Case Worst Case
Tamaño de la
Completación
ID pequeño, tal como
tubing de 3 1/2”
ID grande, tal como
tubing de 7”
Tamaño del Coiled
Tubing
OD, 1.5” OD, 1 ¼”
Presión de reservorio <93 degC (200degF) >149 degC (300degF)
Desviación del pozo Vertical Altamente desviado u
horizontal
Compatibilidad del fluido No hay problemas de
compatibilidad
Lodos de formación
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: WIS-Schlumberger
No existen restricciones para trabajar con Coiled Tubing, sin embargo existen
condiciones de limpieza favorables que determinan la eficiencia de la misma, las
cuales se deben tener en cuenta mientras se elaboran los programas de limpieza.
4.2.1.6. Fluidos de limpieza empleados con Coiled Tubing.
La elección del fluido de limpieza es muy importante para garantizar el éxito de una
operación de limpieza. La elección depende de los siguientes criterios de diseño:
Tabla 11: Criterios de Diseño para los fluidos de limpieza
VARIABLE OBJETIVO
Tamaño de la
Completación y
tamaño del Coiled
Tubing
Determinar la velocidad en el anular para
transportar los sólidos a superficie.
Temperatura y
presión de
reservorio
La presión hidrostática del fluido de limpieza debe
ser inferior a la presión del reservorio para
asegurar que el fluido retorne a la superficie y no
se pierde en el reservorio. Además, algunos
fluidos se descomponen a altas temperaturas.
60
Desviación del pozo
Cuanto más desviado es el pozo, es más difícil
para eliminar los sólidos. Se utiliza un simulador
para calcular que tipo de fluido será eficaz en
pozos altamente desviados y horizontales.
Compatibilidad del
fluido
El fluido no debe dañar el reservorio o causar un
lodo o emulsión cuando se mezclan con el fluido
del reservorio.
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: WIS-Schlumberger
El tipo de fluido a emplearse en este tipo de operaciones, además de los criterios de
diseño que se muestran en la tabla anterior, se deben considerar el tipo y tamaño de
sólidos a removerse y la distancia a lo largo de la cual se deben transportar los sólidos.
Tabla 12: Tipos de Fluidos de Limpieza con Coiled Tubing
Fluido de limpieza
Agua, Salmuera o diésel
Fluidos gelificados (Xanthan, Guar, HEC, Clear
FRAC,PowerCLEAN)
Fluidos Nitrificados
Fluidos espumosos
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: WIS-Schlumberger
De los fluidos de limpieza que se muestran en la tabla 12, los más utilizados en
operaciones de limpieza de arena en los pozos del Campo Shushufindi son los fluidos
gelificados. El volumen de los fluidos a utilizarse dependerá de las condiciones del
pozo, del tiempo operativo, y de la profundidad alcanzada, así como también de las
herramientas a ser utilizadas, estos pueden variar de acuerdo a las condiciones del
pozo.
4.2.1.7. Tiempos de Limpieza con Coiled Tubing
Para determinar el tiempo de limpieza promedio con Coiled Tubing, se dispuso de 5
pozos Intervenidos por Consorcio Shushufindi, donde se realizó fracturamiento
61
hidráulico y se presentó problemas de arena post-fractura, de donde se obtuvieron los
siguientes tiempos.
Tabla 13: Tiempo Promedio de Limpieza con Coiled Tubing
Pozo Actividad Tiempo
Limpio
Tiempo Total
Hrs Días Hrs Días
SSF-065 Limpieza Arena post-fractura 15 0.63 15 0.63
SSF-20B Limpieza Arena post-fractura 20.5 0.85 20.5 0.85
SSF-175 Limpieza Arena post-fractura 32 1.33 32 1.33
AGU-10 Limpieza Arena post-fractura 18 0.75 18 0.75
SHS-123 Limpieza Arena post-fractura 33.5 1.4 45.5 1.9
Promedio 23.8 0.99 26.2 1.09
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Reportes diarios de Intervención CSSFD 2012-2015
GRÁFICO CC: Diferencia entre Tiempo limpio promedio vs tiempo Total
promedio
Fuente: Excel
El tiempo total promedio de limpieza es mayor con 9.1% al tiempo limpio promedio
de limpieza con Coiled Tubing, esta diferencia se debe a la presencia de NPT’s o
Tiempos No Planeados durante las operaciones.
22,5
23
23,5
24
24,5
25
25,5
26
26,5
ho
ras
Tiempo Limpio vs Tiempo Total
Tiempo Limpio Tiempo Total
9.1 %
62
Como se puede observar en la tabla 11, el SHS-123 presenta una diferencia de 12 horas
entre el tiempo limpio y total, debido a los NPT’s mientras se realizaban las
operaciones de limpieza con Coiled Tubing, estos fueron por:
Esperar por unidad de Coiled Tubing
Personal realiza charla pre-operacional
Armado de equipos de Coiled Tubing
Esperar por luz del día para levantar cabeza inyectora
Además, cabe mencionar que el tiempo de limpieza con Coiled Tubing, depende de
diferentes factores como: la profundidad de limpieza, tipo de pozo y de las
características de los sólidos a remover.
4.2.1.8. Cantidad de sólidos recuperados con Coiled Tubing
Actualmente, al ser muy baja la producción de sólidos en los pozos del Campo
Shushufindi, no se dispone de una estadística de los sólidos recuperados con Coiled
Tubing. Sin embargo, de los 5 pozos Intervenidos por Consorcio Shushufindi se ha
podido recuperar las siguientes cantidades.
Tabla 14: Sólidos recuperados con Coiled Tubing
POZO SÓLIDOS RECUPERADOS
(LBS)
TIPO DE SÓLIDOS
RECUPERADOS
SHS-065 200 Arena + Apuntalante
SHS-20B 1179 Arena + Apuntalante
SHS-175 2000 Arena + Apuntalante
AGU-10 1000 Arena + Apuntalante
SHS-123
600
Arena + Apuntalante+material
ferroso fino
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Reportes diarios de Intervención CSSFD 2012-2015
63
GRÁFICO DD: Sólidos Recuperados con Coiled Tubing
Fuente: Excel
Con Coiled Tubing se ha podido recuperar cantidades de sólidos que van desde las 200
hasta 2.000 libras de arena, apuntalantes y material ferroso fino.
A pesar, de que la producción de arena post-fractura no sea considerado un problema
mayor en los pozos del Campo Shushufindi, se debe tener en cuenta y removerla para
evitar futuros daños en la formación y en el equipo de levantamiento artificial.
4.2.1.9. Sistema de monitoreo de control de sólidos
Hay que señalar que se dispone de un sistema de monitoreo de control de sólidos que
utiliza señales acústicas para monitorear en tiempo real la cantidad de sólidos que se
remueven del pozo. Cabe señalar, que el volumen de sólidos a ser removidos después
del fracturamiento hidráulico es diferente para cada pozo.
GRÁFICO EE: Control de sólidos PowerCLEAN
Fuente: WIS-Schlumberger
0
500
1000
1500
2000
2500
SHS-065 SHS-20B SHS-175 AGU-10 SHS-123
lbs
Sólidos recuperados
64
Como se muestra en el gráfico EE, este sistema de control de sólidos nos permite una
vigilancia rutinaria de la remoción de los sólidos del pozo. El dispositivo de medición
es no invasivo y se fija a la línea de retorno proveniente del cabezal de producción del
pozo (extremo superior izquierdo y derecho). Los datos de salida (derecha) muestran
la velocidad de retorno de sólidos en función del tiempo (rojo) y una estimación del
total de sólidos removidos (negro).
4.2.1.10. Ventajas de limpieza con Coiled Tubing
Se muestra a continuación, las ventajas que se obtuvieron al emplear Coiled Tubing
en operaciones de limpieza de sólidos post-fractura.
Tabla 15: Ventajas de limpieza que ofrece Coiled Tubing
TECNOLOGÍA COILED TUBING
VE
NT
AJA
S
Rapidez en la movilización y montaje del equipo del
Coiled Tubing.
Reduce los daños potenciales a la formación, porque
no utiliza fluido de control de la presión hidrostática
que contrapone la presión del yacimiento durante las
operaciones de reacondicionamiento.
Ayuda a ahorrar dinero y tiempo porque no es
necesario matar al pozo.
Dispone de diferentes tipos de fluidos de limpieza
para zonas de baja presión.
Para el análisis de arrastres de sólidos que se puedan
encontrar en un pozo, se utilizan una gran variedad
de programas, los cuales ayudan a optimizar la
eficiencia del Coiled Tubing y a obtener resultados
en menos tiempo de lo estimado para cualquier pozo
problema.
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: WIS-Schlumberger
65
4.2.1.11. Problemas al utilizar Coiled Tubing
Pérdida de Circulación
Taponamiento de líneas de retorno
Atrapamiento de Coiled Tubing
Falla de Unidad de Bombeo
Falla de Coiled Tubing
Falla de Power Pack/Cabeza Inyectora
Para combatir los problemas que se pueden originar mientras se realizan las
operaciones de limpieza con Coiled Tubing, es necesario seguir el plan de
Contingencia establecido por la empresa encargada de la limpieza.
4.2.2. Well Scavenger
Por las similitudes operacionales de limpieza que presenta la Well Scavenger con las
herramientas de limpieza empleadas por la tecnología Smart 3D de M-I Swaco, el
procedimiento operacional de limpieza mecánico se estima es el mismo. Sin embargo,
cabe indicar que no se realiza limpieza química para las estimaciones pertinentes en
este estudio.
4.2.2.1. Procedimiento Operacional de limpieza de Arena
Recomendaciones pre-operacionales
a) Todo el personal involucrado en la operación en locación, deberá conocer el
programa de limpieza.
b) Chequear y calibrar las dimensiones de OD de la herramienta para garantizar
la limpieza.
c) Verificar que se cuente con todo el equipo según los check list (Herramientas
de limpieza mecánica según la propuesta).
d) Verificar que los equipos de superficie a utilizar estén limpios tales como los
tanques del equipo que se usarán, el equipo de control de sólidos, y las líneas
de superficie, etc.
66
4.2.2.2. Procedimiento Operacional
Es recomendable verificar que todos los requerimientos logísticos y operacionales, con
todas las partes relevantes, estén revisados. Y así, poder identificar cualquier problema
potencial o riesgo cuando se realice la operación.
a) Armar BHA de Limpieza para Liner de 7”.
b) Bajar BHA de limpieza con 3 ½” DP hasta tope del liner de 7”.
c) Continuar bajando BHA de limpieza en 3 ½” DP, entrar con mucha
precaución en liner de 7” hasta zonas de interés. Tomar parámetros antes de
entrar al 7” Liner: Peso subiendo y bajando, presión a diferentes galonajes y
torque.
d) Cuando se llegue a la zona de interés se sugiere utilizar un caudal entre 4 y 6
bpm para evitar daños a la formación en zonas de baja presión.
e) Una vez en la zona de interés accionar la herramienta para que se realice la
recolección de los sólidos, ir sacando el BHA de limpieza a superficie y
registrar los sólidos recolectados por la herramienta de limpieza.
f) Bajar Well Patroller y asegurar la limpieza del pozo.
g) Continuar con operaciones de Completación.
4.2.2.3. Parámetros operacionales máximos para limpieza con Well
Scavenger
Tabla 16: Parámetros Operacionales máximos de limpieza con Well Scavenger
Tamaño de
la
herramienta,
OD
Máxima velocidad
de rotación, RPM
Máxima
compresión de la
herramienta, lbs
Tasa de
bombeo,
gpm
RIH/POOH
(ft/min)
En
compresión En
tensión Con
rotación Sin
rotación
5 3/8”
(Sección de
7”)
90
120
10,000
15,000
El
modelamiento
de la
hidráulica
determinará
la tasa de
bombeo
óptima.
150
8”
(Sección de 9
5/8”)
90
120
15,000
25,000
150
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
67
Para las operaciones de limpieza la Well Scavenger está disponible en dos diámetros
que son 5 3/8” y 8” para las secciones de 7” y 9 5/8” según la configuración mecánica
actual empleada en los pozos del Campo Shushufindi. Además, como se muestra en la
tabla 16, los parámetros operacionales son similares a los de las herramientas utilizadas
actualmente por M-I Swaco para limpieza de revestidores, haciendo posible su
aplicación para operaciones de limpieza de arena post-fractura en los pozos del Campo
Shushufindi.
Tabla 17: Torque de las Conexiones BOX y PIN
Conexión Torque, ft/lbs
3.5” IF (NC-38) Según las recomendaciones de las
normas API, 10000 lbs
4.5” IF (NC-50) Según las recomendaciones de las
normas API, 29000 lbs
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
Al igual que las herramientas de la tecnología Smart 3D de M-I Swaco para limpieza
de revestidores, la Well Scavenger debe seguir las recomendaciones de las normas API
en lo que se refiere al torque de las conexiones de 3.5” y 4.5”
68
4.2.2.4. Esquema mecánico propuesto para limpieza de Arena con la Well
Scavenger
GRÁFICO FF: Propuesta Mecánica para limpieza de Sólidos (arena) - Well
Scavenger
Fuente: M-I Swaco
El BHA de limpieza será determinado previamente de acuerdo al trabajo a realizarse
y a las condiciones del pozo.
69
4.2.2.5. Tiempo de limpieza Well Scavenger
El cálculo estimado del tiempo de limpieza con la Well Scavenger se realizó tomando
como referencia los tiempos de limpieza mecánica con la tecnología Smart 3D de M-
I Swaco, sin considerar el tiempo que se requiere para bombear las píldoras de
limpieza, la cual se estimó es de aproximadamente 4 horas y se consideró además, la
presencia de NPT’s para las estimaciones pertinentes.
Por lo tanto, para determinar el tiempo de limpieza promedio con Well Scavenger, se
dispuso de los 5 pozos Intervenidos por Consorcio Shushufindi, donde se realizó
fracturamiento hidráulico y se presentó problemas de arena post-fractura, donde
previamente se realizó la limpieza mecánica de los revestidores con la tecnología
Smart 3D de M-I Swaco, registrando los siguientes tiempos.
Tabla 18: Tiempos de limpieza con tecnología Smart 3D
Pozo Actividad Tiempo limpio Tiempo total
Hrs Días Hrs Días
SSF-065 Limpieza Arena
post-fractura
24 1.00 24 1.00
SSF-20B Limpieza Arena
post-fractura
27 1.13 27 1.13
SSF-175 Limpieza Arena
post-fractura
32 1.33 32 1.33
AGU-10 Limpieza Arena
post-fractura
28 1.15 31 1.29
SHS-123 Limpieza Arena
post-fractura
21 0.88 21 0.88
Promedio 26.4 1.09 27 1.13
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
El tiempo estimado de limpieza con la Well Scavenger sin considerar el tiempo de
limpieza química, es decir 4 horas.
Tabla 19: Tiempo estimado de Limpieza con la Well Scavenger
Pozo Actividad Tiempo limpio Tiempo total
Hrs Días Hrs Días
SSF-065 Limpieza Arena
post-fractura
20 0.83 20 0.83
SSF-20B Limpieza Arena
post-fractura
23 0.96 23 0.96
70
SSF-175 Limpieza Arena
post-fractura
28 1.17 28 1.17
AGU-10 Limpieza Arena
post-fractura
24 1 27 1.13
SHS-123 Limpieza Arena
post-fractura
17 0.93 17 0.93
Promedio 22.4 0.93 23 0.96
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
Al no disponer del tiempo real que emplea la Well Scavenger en operaciones de
limpieza de arena, se estima en base a la similitud operacional que presenta con las
herramientas de limpieza mecánica empleadas por M-I Swaco.
Como se muestra en la tabla 19, el tiempo total promedio es de 23 horas, mayor al
tiempo limpio promedio de 22.4 horas, esto ocurre por los Tiempos No Planeados o
NPT’s que ocurren durante las operaciones de limpieza de arena en fondo de pozo.
A continuación se mostrará el porcentaje de diferencia del tiempo limpio promedio vs
tiempo total promedio que se estima con la Well Scavenger. Es necesario indicar que
el tiempo de limpieza dependerá de la cantidad de sólidos a recuperarse.
GRÁFICO GG: Diferencia de Porcentaje Tiempo limpio vs tiempo total promedio
Fuente: Excel
22,1
22,2
22,3
22,4
22,5
22,6
22,7
22,8
22,9
23
23,1
ho
ras
Tiempo Limpio vs Tiempo Total
Tiempo Limpio Tiempo Total
2.6 %
71
Se estima una diferencia del 2.6% entre el tiempo promedio limpio vs el tiempo
promedio total, considerando que existan Tiempos No planeados o NPT’s durante las
operaciones de limpieza con la Well Scavenger.
4.2.2.6. Tiempo de Limpieza Well Scavenger vs Coiled Tubing
GRÁFICO HH: Tiempo de limpieza Well Scavenger vs Coiled Tubing
Fuente: Excel
Considerando que el tiempo total promedio de limpieza con la Well Scavenger es de
23 horas y con Coiled Tubing es de 26.2 horas, se estima un ahorro en tiempo de
limpieza al emplear la Well Scavenger del 12.2%.
4.2.2.7. Cantidad de sólidos recuperados con la Well Scavenger
Con el objetivo de estimar la cantidad de sólidos que se podrán recuperar con la Well
Scavenger, se toma como referencia los resultados de seis pozos en México e Italia,
donde se empleó esta tecnología de limpieza.
21
22
23
24
25
26
27
Coiled Tubing Well Scavenger
ho
ras
de
lim
pie
za
Tiempo de limpieza
-12.2 %
72
GRÁFICO II: Sólidos recuperados con Well Scavenger
Fuente: Excel
La Well Scavenger ha podido recuperar cantidades de sólidos entre los 182,6 a 2.893
libras según se muestra en el gráfico II.
Cabe señalar que entre los sólidos y escombros recolectados en los pozos donde se
utilizó la Well Scavenger se encontraban limallas metálicas, arena, mugre y hasta
dientes de brocas. Por lo que se resalta la importancia del empleo de la Well Scavenger
para operaciones futuras en el Campo Shushufindi, cuando se presenten problemas de
limpieza por la producción de arena.
Además, para ampliar la capacidad de recolección de escombros en una sola corrida
se puede añadir cámaras de recolección a la Well Scavenger como el operador crea
necesario. El empleo de herramientas auxiliares como el Well Patroller para verificar
la eficiencia de la limpieza y ayudando a obtener un pozo limpio libre de escombros
previo a la bajada del equipo de Levantamiento artificial, evitando cualquier daño
futuro por la limpieza inadecuada del pozo.
4.2.2.8. Ventajas de limpieza con la Well Scavenger
Analizando los resultados obtenidos de los pozos donde se empleó la Well Scavenger,
se han determinado las siguientes ventajas.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Pozo 1 Pozo 2 Pozo 3 Pozo 4 Pozo 5 Pozo 6
lbs
Sólidos Recuperados
73
Tabla 20: Ventajas que ofrece la Well Scavenger
TECNOLOGÍA WELL SCAVENGER
VE
NT
AJ
AS
Recupera desechos de áreas de difícil acceso.
Minimiza la necesidad de alta presión / flujo superficial.
Remueve grandes volúmenes de desechos en una sola corrida
Reduce los viajes
Efectiva en fluidos de salmuera.
Capacidad de reemplazo de cámaras de residuos en línea.
Protege a las formaciones sensibles.
Disminuye los riesgos de derrame.
Facilita las operaciones simultáneas.
Evita la disminución de la producción por taponamiento de la
formación.
Mejora la seguridad en el piso del taladro.
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
4.3. Análisis Operacional de las técnicas de limpieza en fondo de pozo
Teniendo en cuenta los procedimientos citados anteriormente, se realizó el análisis
donde se puede resaltar de manera general los aspectos técnicos que justifican la
realización de las operaciones de limpieza con la Well Scavenger.
En primer lugar es necesario resaltar, que antes de realizar la operación de
limpieza de arena post-fractura, con la Well Scavenger o Coiled Tubing, se
debe realizar el viaje de limpieza y calibración de los revestidores con la
tecnología Smart 3D de M-I Swaco para eliminar cualquier residuo del interior
de la tubería.
Generalmente cuando se realizan operaciones con la Well Scavenger, no es
necesario el empleo de píldoras de limpieza, ni de ningún tipo de fluido para
remover los sólidos del fondo del pozo, disminuyendo así el tiempo total de
limpieza y los posibles daños a la formación que se puede originar con Coiled
Tubing al no utilizar el fluido adecuado.
74
La Well Scavenger nos brinda la posibilidad de correrla a una velocidad de 1
m/min (3 pies/min), y a la vez utilizando una velocidad de bombeo de 4
bbl/min, manteniendo así las velocidades de bombeo en superficie en el
extremo inferior del rango óptimo de la herramienta, minimizando la pérdida
de retornos, lo que indica una velocidad de bombeo menor a la que se emplea
con Coiled Tubing que varía entre los 8 -15 pies/min con una velocidad de
bombeo de hasta 30 bbls/min.
Se puede aplicar a la Well Scavenger una velocidad de rotación máxima
cuando está en compresión de 90 RPM, lo que significa una ventaja para operar
en conjunto con las herramientas de la tecnología Smart 3D, debido a que estas
herramientas no son corridas a velocidades de rotación mayores a 80 RPM en
condiciones normales de limpieza del pozo, a pesar de tener una velocidad de
rotación máxima de 120 RPM.
Es evidente el permanente y necesario control por parte del personal cuando se
trabaja con Coiled Tubing por los riesgos que existe de atascamiento de la
tubería, lo que se elimina con la Well Scavenger debido a que ofrece un diseño
modular que proporciona flexibilidad para sus aplicaciones ya sea en pozos
verticales, desviados u horizontales.
Se destaca la capacidad de la Well Scavenger para capturar sólidos in situ
gracias al efecto Venturi en la cual está basada su diseño, lo que no ocurre con
el Coiled Tubing que debe bombear fluidos especiales para desplazar los
sólidos a superficie.
La eficiencia de limpieza con Coiled Tubing se obtiene al verificar en
superficie que los fluidos de retorno estén 100% libre de sólidos o retornos
limpios, mientras que con la Well Scavenger al ser compatible con las
herramientas de la tecnología Smart 3D se puede bajar en el mismo BHA la
herramienta Well Patroller para validar la efectividad de la operación de
limpieza.
La Well Scavenger nos permite recuperar además de residuos ferrosos y no
ferrosos, pequeños fragmentos de herramientas como dientes de brocas,
tornillos, pedazos de cables metálicos que se pueden caer dentro del pozo, lo
que no es posible realizar con Coiled Tubing.
75
Los módulos de la Well Scavenger están provistos de cabezas de levantamiento
herméticas diseñadas para contener los materiales recuperados en la superficie
durante la extracción de la herramienta, lo que permite una manipulación
segura de los herramientas cargadas con escombros que pudieren ser expuestos
a bromuro de cinc y otros fluidos de terminación de pozos caracterizados por
sus riesgos elevados en materia de salud, seguridad y ambiente (HSE).
76
CAPÍTULO V
5. ANÁLISIS ECONÓMICO
Uno de los objetivos de este estudio es el análisis económico del proyecto con el
propósito de conocer, si dicha implementación es económicamente rentable. Para este
fin, se debe tomar en cuenta el costo de limpieza de arena en fondo de pozo con la
Well Scavenger y luego compararlo con el costo de limpieza con Coiled Tubing,
determinando así, el porcentaje de diferencia de costos.
Es importante conocer y tomar en cuenta ciertas consideraciones previo a la realización
del análisis económico, las mismas que son:
Los costos de las herramientas de limpieza empleadas, son fijos. Es decir, no
dependen del tiempo de limpieza.
Los costos de los fluidos de limpieza con Coiled Tubing, dependerán del
volumen de desplazamiento requerido para cada pozo.
5.1. Análisis Económico Coiled Tubing vs Well Scavenger
5.1.1. Costo de limpieza de arena post-fractura con Coiled Tubing
En la siguiente tabla se muestra el costo de limpieza de arena post-fractura con Coiled
Tubing en los pozos del campo Shushufindi.
Tabla 21: Costos estimados de limpieza de arena post-fractura con Coiled Tubing.
OPERACIÓN DE
LIMPIEZA
COSTO (USD)
Equipo de Coiled Tubing 20.000
Servicio de Bombeo 11.000
Fluidos de limpieza 8.000
TOTAL LIMPIEZA 39.000
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: WIS Schlumberger
77
Nota: Los fluidos sobrantes de las operaciones de fracturamiento serán empleados
para las operaciones de limpieza de arena post-fractura, disminuyendo los costos de
los mismos.
5.1.2. Costo de limpieza de arena post-fractura con la Well Scavenger
El costo de limpieza de arena post-fractura con la Well Scavenger, se muestra en la
siguiente tabla.
Tabla 22: Costo estimado de limpieza arena post-fractura con Well Scavenger.
OPERACIÓN DE
LIMPIEZA
COSTO (USD)
Well Scavenger 20.000
Well Patroller (opcional) 8.000
TOTAL LIMPIEZA 28.000
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: M-I Swaco
5.1.3. Costos de operaciones de limpieza de arena post-fractura Coiled
Tubing vs Well Scavenger
Tabla 23: Tabla resumen de costos en operaciones de limpieza de arena post-fractura
entre Coiled Tubing vs Well Scavenger
TECNOLOGÍA DE
LIMPIEZA
COSTO (USD)
COILED TUBING 39.000
WELL SCAVENGER 28.000
Elaborado por: Claudio Villares G.
Fuente: Excel
78
GRÁFICO JJ: Costo de Limpieza Coiled Tubing vs Well Scavenger
Fuente: Excel
Los costos han sido calculados en relación al trabajo de limpieza de arena post-
fractura. Como se puede observar existe un 28.2% de ahorro con la implementación
de la Well Scavenger. El ahorro se debe a que la Well Scavenger no requiere de
asistencia química, para remover la arena post-fractura en los pozos del Campo
Shushufindi.
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
Coiled Tubing Well Scavenger
Costo de Limpieza (USD)
-28.2 %
79
CAPÍTULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. Conclusiones
De acuerdo a la descripción de las operaciones de limpieza de arena post-
fractura se concluye que la implementación de la tecnología Well Scavenger
brindará mayor seguridad mientras se interviene el pozo, al no utilizar fluidos
como en el caso del Coiled Tubing, que puedan dañar a la formación sino se
tiene un estricto control de su uso.
Antes de realizar la operación de limpieza de arena con Coiled Tubing o Well
Scavenger, se debe bajar previamente un BHA de limpieza y calibración de
revestidores para eliminar cualquier residuo en el interior de la tubería.
La Well Scavenger nos brinda la posibilidad de correrla a una velocidad de 1
m/min (3 pies/min), y a la vez utilizando una velocidad de bombeo de 4
bbl/min, manteniendo así las velocidades de bombeo en superficie en el
extremo inferior del rango óptimo de la herramienta, minimizando la pérdida
de retornos, lo que indica una velocidad de bombeo menor a la que se emplea
con Coiled Tubing que varía entre los 8 -15 pies/min con una velocidad de
bombeo de hasta 30 bbls/min.
Se concluye que el tiempo total promedio de limpieza con la Well Scavenger
es 12.2% menor al tiempo que se emplea con Coiled Tubing, considerando que
se puede acoplar mayor número de cámaras recolectoras en línea para
recuperar una mayor cantidad de sólidos en menor tiempo y por ende reducir
el número de viajes de limpieza.
Cuando se realizan las operaciones de limpieza de arena con Coiled Tubing se
debe tener un estricto control cuando se baja ésta herramienta en pozos
altamente desviados y horizontales para evitar atascamiento, lo que se elimina
con la tecnología Well Scavenger que gracias a su diseño modular que le brinda
flexibilidad se adapta fácilmente a cualquier tipo de pozo.
El costo de implementación de la Well Scavenger en operaciones de limpieza
de arena post-fractura presenta un ahorro del 28.2% en comparación al costo
80
actual de emplear Coiled Tubing para las mismas operaciones, disminuyendo
así los costos totales de limpieza.
Con base a los resultados obtenidos del estudio se concluye que la
implementación de la tecnología Well Scavenger en el Campo Shushufindi es
factible técnica y económicamente.
6.2. Recomendaciones
Se recomienda tener registros históricos de producción de sólidos de los pozos
del Campo Shushufindi, ya que esta información permitirá seleccionar la
tecnología de limpieza más adecuada para cada caso.
Se recomienda bajar la Well Scavenger en los pozos del Campo Shushufindi
en operaciones de limpieza de arena post-fractura, con el fin de verificar los
beneficios que se obtendrán al emplearla, además de monitorear el tiempo real
que se requiere para realizar este tipo de limpieza.
Es recomendable que Consorcio Shushufindi, en caso de que considere la
opción de implementar la Well Scavenger, realice nuevas negociaciones con
los proveedores de servicios, puesto que los costos expresados en este trabajo
son referenciales y pueden estar sometidos a negociaciones posteriores una vez
que se confirme la ejecución del trabajo.
Mientras se presenten los resultados del estudio realizado a Consorcio
Shushufindi, donde se evidencia la factibilidad del uso de la Well Scavenger,
se continúe con el uso de Coiled Tubing en operaciones de limpieza de arena
post-fractura.
81
CAPÍTULO VII
7. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
7.1. Bibliografía
Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2014, Octubre). La Cuenca Oriente:
Geología y Petróleo. Quito, Pichincha: 3 era Edición.
Biedma, D. F., Corbett, C., Giraldo, F., Lafournere, J. P., Marín, G. A., Navarre, P. R.,
. . . Villanueva, G. (2014). Shushufindi: El renacimiento de un gigante. Oilfield
Review Otoño, 47.
Consorcio Shushufindi. (2014, Noviembre). Plan de Desarrollo Primario Campo
Shushufindi-Aguarico. Quito, Pichincha, Ecuador.
Hidalgo Díaz, M. D. (2009). Corrida de "Liner con empaque de grava" en el control
de arenas para la compañía Occidental al momento de completar el pozo A1
del Campo Edén Yuturi. Quito, Pichincha.
J.Li, T. B. (2011). Coiled Tubing Sand Clean Outs Utilizing BHA Technology and
Simulation Software in Demanding Wellbore Geometries. SPE International,
1-16.
Kemmer, F. (1989). Manual del Agua su Naturaleza, Tratamiento y
Aplicaciones,Tomo II. México D.F: McGraw-Hill.
M-I Swaco. (2014). Elements of a Smart 3D Displacement. Smart 3D Displacement
Services, 1-17.
Schlumberger. (1999). Tecnologías en evolución: Bombas eléctricas sumergibles.
Oilfield Review 11, 48-63.
Schlumberger. (2003). Métodos de control de la producción de arena sin cedazos.
Oilfield Review Summer, 40-53.
Schlumberger. (2004). Métodos prácticos de manejo de la producción de arena.
Oilfield Review Verano, 10-29.
82
Schlumberger. (2007). Técnicas de Control de la producción de arena. Oilfield Rewiev
Otoño, 4-15.
Schlumberger. (2010). Detección de la corrosión en el fondo del pozo. Oilfield Review
Primavera, 46-47.
Schlumberger. (2012). Junk Basket. Fishing Tools and Services, 33.
Schlumberger. (2013). CT manual. Coiled Tubing Services Manual, 1-384.
Schlumberger. (2013). Herramientas especiales para la recuperacion de escombros de
pozos. Oilfield Review Invierno, 4-13.
Schlumberger. (2014). Coiled Tubing. Oilfield Review Verano, 72.
83
CAPÍTULO VIII
8. ANEXOS
8.1. Anexo A: Cronograma de Actividades
ACTIVIDADES Mes 1 Mes 2 Mes 3 Mes 4 Mes 5
CAPITULO I
Planteamiento del
problema
X
CAPITULO II
Marco teórico
X
CAPITULO III
Diseño metodológico
X
CAPITULO IV
Análisis e interpretación
de la recolección de datos
X
CAPITULO V
Análisis Económico
X
CAPITULO VI
Conclusiones y
recomendaciones
X
Entrega final
X
Presentación oral
X
84
8.2. Anexo B: Glosario de términos
Arco de arena: Arco formado alrededor de los túneles de perforación, con capacidad
de soportar cargas y esfuerzos verticales.
Caolinita: Se trata de un mineral tipo silicato estratificado, con una lámina de
tetraedros unida a través de átomos de oxígeno en una lámina de octaedros de alúmina.
Las rocas que son ricas en caolinita son conocidas como caolín o arcilla de China
Concordancia: Disposición paralela de las capas sedimentarias, que revela una
continuidad en su formación.
Discordancia: Disposición de una serie de capas que reposan sobre otras más
antiguas, que no les son paralelas.
Fracturamiento Hidráulico: Tratamiento de estimulación efectuado rutinariamente
en pozos de petróleo y gas en yacimientos de baja permeabilidad.
Friable: Material que se desmenuza fácilmente por ejemplo la arcilla.
FIV’s: Son válvulas de aislamiento de formación que permite la transición de la
completación a la producción sin exponer a la formación a fluidos de matado
perjudiciales, maximizando así la productividad del pozo y optimizando la
recuperación de hidrocarburos.
Efecto Venturi: consiste en que un fluido en movimiento dentro de un conducto
cerrado disminuye su presión cuando aumenta la velocidad al pasar por una zona de
sección menor. En ciertas condiciones, cuando el aumento de velocidad es muy
grande, se llegan a producir presiones negativas y entonces, si en este punto del
conducto se introduce el extremo de otro conducto, se produce una aspiración del
fluido de este conducto, que se mezclará con el que circula por el primer conducto.
Glauconita: Un mineral silíceo verde que se encuentra en las rocas sedimentarias y se
forma en las plataformas continentales, que se caracteriza por la tasa de sedimentación
lenta y la presencia de material orgánico. En cantidad suficiente, puede formar un
depósito arenoso verde.
85
8.3. Anexo C: Presupuesto
RUBRO
CANTIDAD
UNIDAD
VALOR
UNITARIO
(USD)
VALOR
TOTAL
(USD)
RUBROS ADMINISTRATIVOS
Derechos de Tutor y Tribunal 1 Unidades 50 50
Derechos por Notas 1 Semestres 5 5
Derecho de Capa 1 Unidades 50 50
Certificado de Biblioteca 1 Unidades 2 2
Certificado de Bodega 1 Unidades 5 5
Papel Universitario 30 Unidades 1 30
SUBTOTAL 142
MATERIALES Y SUMINISTROS
Impresiones 2000 Unidades 0.05 100
Empastado 3 Unidades 12 36
CD 6 Unidades 1.5 9
SUBTOTAL 145
SERVICIOS GENERALES
Alimentación 6 meses 40 240
Internet y teléfono 6 meses 10 60
Transporte 6 meses 25 150
SUBTOTAL 450
Imprevistos 200
TOTAL
937
86
8.4. Anexo D: Esquema Mecánico de los pozos del Campo Shushufindi.
87
8.5. Anexo E: Sólidos recuperados con Coiled Tubing
Arena en standing Valve SHS-175D
Material ferroso fino SHS-123D
Arena mezclado con apuntalantes SHS-123D
88
8.6. Anexo F: Gráficas de las simulaciones con el Software COILCADE
previo a la limpieza con Coiled Tubing SHS-065
Grafica del comportamiento del peso del Coiled Tubing.
89
90
91
8.7. Anexo G: Gráficas de la Operación Profundidad, Peso CT, Presión de
Circulación y Presión de Cabeza vs Tiempo.
92
8.8. Anexo H: Tabla de cálculo de velocidades anulares en función de
diámetro de Tuberías de Producción y Revestimiento en conjunto con
Tuberías Flexibles.
OD
.
Tu
be
ría
Pe
so
Tu
be
ría
ID.
Tu
be
ría
Ca
pa
c.
Pie
s
Are
na
Are
na
/pie
Ve
l
Flu
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Ve
l
Flu
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c
.
Ma
x
Pe
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c
ion
Ve
l
Flu
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Ve
l
Flu
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Ma
x
Pe
ne
tra
c
.
Ma
x
Pe
ne
tra
c
ion
Ve
l
Flu
ido
Ve
l
Flu
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Ma
x
Pe
ne
tra
c
.
Ma
x
Pe
ne
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) (
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pie
/min
m/m
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ie/m
in)
(m
/min
) p
ie/m
inm
/min
(pie
/min
) (
m/m
in)
6.6
51
.81
50
.01
80
55
.65
0.0
18
01
94
.77
59
.37
44
5.8
71
35
.90
10
.00
3.0
55
94
.49
18
1.2
01
5.0
04
.57
5.9
51
.86
70
.01
90
52
.55
0.0
19
01
83
.92
56
.06
40
1.4
81
22
.37
10
.00
3.0
55
35
.30
16
3.1
61
5.0
04
.57
4.7
01
.99
50
.02
17
46
.02
0.0
21
71
61
.07
49
.09
31
9.3
89
7.3
51
0.0
03
.05
42
5.8
41
29
.80
15
.00
4.5
7
9.5
02
.19
50
.02
63
38
.05
0.0
26
31
33
.18
40
.59
23
7.1
77
2.2
91
0.0
03
.05
31
6.2
39
6.3
91
5.0
04
.57
8.7
02
.25
90
.02
79
35
.91
0.0
27
91
25
.67
38
.31
21
8.0
86
6.4
71
0.0
03
.05
29
0.7
78
8.6
31
5.0
04
.57
6.5
02
.44
10
.03
25
30
.82
0.0
32
51
07
.86
32
.88
17
5.6
45
3.5
41
0.0
03
.05
23
4.1
97
1.3
81
5.0
04
.57
15
.80
2.5
48
0.0
35
42
8.2
20
.03
54
98
.79
30
.11
18
2.0
05
5.4
78
.00
2.4
42
42
.67
73
.97
12
.00
3.6
63
64
.01
11
0.9
51
5.0
04
.57
12
.95
2.7
50
0.0
41
32
4.2
30
.04
13
84
.81
25
.85
14
5.3
44
4.3
08
.00
2.4
41
93
.79
59
.07
12
.00
3.6
62
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.68
88
.60
15
.00
4.5
7
9.3
02
.99
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.04
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.47
0.0
48
97
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52
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15
.21
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.11
8.0
02
.44
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2.0
03
.66
23
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17
0.2
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.57
19
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3.6
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72
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02
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3.6
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4.5
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3.8
26
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.07
98
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.18
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.33
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.00
8.0
02
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.10
25
.33
12
.00
3.6
61
24
.65
37
.99
15
.00
4.5
7
12
.75
3.9
58
0.0
85
51
1.7
00
.08
55
52
.66
16
.05
57
.55
17
.54
8.0
02
.44
76
.74
23
.39
12
.00
3.6
61
15
.11
35
.08
15
.00
4.5
7
23
.20
4.0
44
0.0
88
71
1.2
70
.08
87
50
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8.9. Anexo I: Sólidos recuperados con la Well Scavenger en fondo de
pozo.
94
CURRÍCULUM VITAE
DATOS PERSONALES
NOMBRES Y APELLIDOS: Villares Guayasamín Claudio Efraín
FECHA DE NACIMIENTO: 15 de abril de 1990
ESTADO CIVIL: Soltero
C.I: 1722073150
DOMICILIO: Sangolquí, San Sebastián calle quiroga #425 y
Rocafuerte
TELÉFONO: 0998981674 – 022337370
NACIONALIDAD: Ecuatoriana
E-MAIL: [email protected]
FORMACIÓN ACADÉMICA
PRIMARIA: Escuela fiscal mixta “Dr. Alberto Acosta
Soberón”
SECUNDARIA: Colegio Nacional “Juan de Salinas”
TÍTULO OBTENIDO Bachiller en Ciencias
ESPECIALIDAD Físico- Matemático
SUPERIOR: Universidad “Central del Ecuador”
95
TÍTULO OBTENIDO Ingeniería de Petróleos
PERFIL
Joven dispuesto a adquirir nuevos conocimientos que me ayuden a formarme como un
profesional, capaz de conseguir una posición consolidada en la industria del petróleo.
Dispuesto a trabajar en equipo, liderar si es necesario y de soportar situaciones
estresantes.
OBJETIVO
Obtener una posición competitiva y consolidarme en la industria del petróleo.
PASANTÍAS
CONSORCIO SHUSHUFINDI S.A, 10 meses segmento M.I.A (Monitoreo Integral
del Activo), Febrero 2015-Diciembre 2015
Áreas de conocimiento
Monitoreo y Optimización de pozos Petroleros
Actividades
Cargar información diaria e histórica de las operaciones de Perforación, Completación
y de Reacondicionamiento de pozos (Workover), de los pozos del Campo Shushufindi-
Aguarico en el programa Open Wells de PETROAMAZONAS.
IDIOMAS Y HABILIDADES
IDIOMA EXTRANJERO: Suficiencia en Inglés (7 Niveles) Centro de
Idiomas “Universidad Central Del Ecuador”
INFORMÁTICA: Suficiencia en Informática, Universidad
Central del Ecuador, sobre el manejo de Office, Windows e Internet.
CONOCIMIENTOS BÁSICOS SOBRE EL MANEJO DE:
Interactive Petrophysic, Oil Field Manager, Petrel, Eclipse.
