REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA UNIVERSIDAD DEL ZULIA FACULTAD DE …... · 2014-10-14 ·...

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA

UNIVERSIDAD DEL ZULIA

FACULTAD DE INGENIERÍA

DIVISION DE POSTGRADO

PROGRAMA DE PETROLEO

prediccion DEL fenomeno DE ARENAMIENTO EN EL YACIMIENTO C4-X.01 area LL-

652.

Trabajo de grado Presentado ante la Ilustre Universidad del Zulia para optar al Grado Académico

de: MAGISTER SCIENTIARUN EN INGENIERIA DE PETROLEO

Autor:

Ing. Angel Alberto Vivas Contreras. C.I. 17.502.871

Tutor:

Ing. Msc. Orlando Zambrano

Maracaibo, Mayo 2012

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS

Primero que todo quiero agradecer a ese ser supremo que ilumina mi vida, el cual siempre a

estado conmigo mostrándome el camino lleno de luz y amor por la vida, dándome fuerzas para

ser cada día una mejor persona y poder llevar muy en alto tu nombre. Dios gracias por que a

través de tus enseñanzas me he convertido en un ser para el bien de mi familia en primer lugar y

en segundo lugar para el bienestar de todos aquellos que me rodean. Permíteme llevarte siempre

en mi corazón por el resto de mi vida, para seguir alcanzando todas las metas que solo junto a ti

podré alcanzar, amén.

A ti mamá es a quien dedico todos mis logros con todas las fuerzas de mi corazón ya que has sido

con todo tu esfuerzo, dedicación y constancia el pilar más importante en mi vida ya que gracias a

ti soy lo que soy y lo que seré, gracias por estar presenten todos los momentos de mi vida, así

como brindarme todo tu apoyo en todo lo que me e planteado, sin ti este logro jamás podría

haberse hecho en realidad. Bendición mama.

A ti quien con tanto amor y apoyo incondicional has permitido un logro mas para nuestras vidas.

A mi familia abuelos, tíos y primos los cuales han compartido conmigo todos estos años de vida,

gracias por su apoyo desinteresado e incondicional, este logro también es para ustedes.

A todos mi amigos y compañeros de trabajo que desde hace mucho tiempo se encuentran en mi

vida, compartiendo tantos momentos valiosos, los cuales nos han hecho crecer y madurar en el

transcurso de todos estos años. Este logro también es para ustedes.

A todos gracias…

Vivas Contreras Angel Alberto. “PREDICCION DEL FENOMENO DE ARENAMIENTO

EN EL YACIMIENTO C4-X.01 AREA LL-652”. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del

Zulia. Facultad de Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 276p, Tutor: Prof.

Orlando Zambrano.

RESUMEN

El yacimiento C-4-X-01 de edad eoceno, esta ubicado en el bloque estructural central del área

LL-652 del lago de Maracaibo, es uno de los yacimientos mas grandes e importantes

actualmente operado por la empresa mixta PETROINDEPENDIENTE. El yacimiento C-4-X.01

es productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la perforación del pozo

LL-852, sometido a inyección de agua desde el año 1999. En la actualidad 47% de los pozos

activos presentan indicios de arenamiento. Estos indicios resaltan la necesidad de determinar

cuales son las causas que originan la manifestación de este fenómeno y la predicción de este

fenómeno en el resto de pozos activos completados en el yacimiento C-4-X.01. El objetivo

general de la investigación fue realizar una predicción del fenómeno de arenamiento en el

yacimiento C4-X.01, área LL-652 del Lago de Maracaibo. La metodología utilizada fue de tipo

descriptiva, proyectiva y de campo, llevada a cabo en dos fases: la primera consistió en el análisis

de la información mineralógica, granulométrica, petrofísica y propiedades mecánicas del

yacimiento, en la segunda fase se revisó la condición actual de completación, presiones, índice de

daño y producción de los pozos activos. Los resultados obtenidos mostraron que la roca del

yacimiento C4-X.01, tiene altos porcentajes de arcilla de tipo caolinita, posee una resistencia

mecánica clasificada como baja, la producción de arena en los pozos no se ve afectada por el

cambio en los diferenciales de presión. Finalmente se concluyó que los pozos completados en

yacimiento C4-X.01 pueden producir a altos diferenciales de presión sin que ocurra el

arenamiento, sin embargo los pozos completados al norte del yacimiento presentan alto

agotamiento de presiones de yacimiento y altos índices de daño, siendo los principales factores

que han originado la desestabilización de las condiciones mecánicas de la roca y como

consecuencia la producción temprana de arena. Finalmente se logro relacionar directamente los

factores antes mencionados arealmente, mostrando a la zona norte del yacimiento C4-X.01 como

prospectiva para la manifestación del fenómeno de arenamiento.

Palabras clave: arenamiento, esfuerzos de formación, índice de daño.

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Vivas Contreras, Angel Alberto, “SANDING PHENOMENOM PREDICTION IN C4-X.01

RESERVOIR LL-652 AREA”. (2012). Trabajo de Grado. Universidad del Zulia. Facultad de

Ingeniería. División de Postgrado. Maracaibo, Venezuela, 276p, Tutor: Prof. Orlando Zambrano.

ABSTRACT

Eocene age C-4X.01 reservoir is located in central structural block of the LL-652 Field; it is one

of the largest and most important reservoir currently operated by PETROINDEPENDIENTE

company. C-4X.01 reservoir produce light oil 37,0º API, it was discovered in 1954 by drilling

LL-852 well, and it is part of water injection project since 1999. Currently, 47% of the active

wells have begun to perform sand production. These problems highlighted the importance to

determine sanding problems causes and predict this phenomenon in the rest of the active wells in

C-4X.01 reservoir. The general objective of the research was to predict sanding problems in

C-4X.01 reservoir, LL-652 Field, Maracaibo Lake. The methodology used was descriptive and

projective, both performed in two phases: the first one included the mineralogy, grain size,

petrophysics, and rock mechanical strength reservoir analysis; the second one included current

production and completion, pressure, skin damage well review o active wells. The results show

C4-X.01 reservoir rock presents high kaolinite clay content, low mechanical resistance; also

show that sand production in the wells is not impacted by drawdown changes. It was concluded

that C4-X.01 reservoir wells can produce under high drawdown changes without sanding issues,

however, wells located at the north area of the reservoir show high reservoir pressure losses and

skin index, these are the main factors that disestablished rock mechanic conditions and early sand

production. Finally, the factors mentioned were related in the north part of the reservoir, where

sanding phenomenon tend to occur.

Keyword: sanding, strength, skin index.

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ÍNDICE DE CONTENIDO

APROBACIÓN .................................................................................................................................

DEDICATORIA Y AGRADECIMIENTOS.....................................................................................

RESUMEN ........................................................................................................................................

ABSTRACT ......................................................................................................................................

INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................

PÁG

CAPÍTULO I: PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

CAPITULO I ..................................................................................................................................................................................... 1

1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. .................................................................................................................................... 1

1.2 JUSTIFICACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. ........................................................................................................................... 2

1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN .................................................................................................................................... 2

1.3.1 OBJETIVO GENERAL. ........................................................................................................................................................... 2

1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ................................................................................................................................................... 3

1.4 ALCANCE DE LA INVESTIGACIÓN....................................................................................................................................... 3

1.5 DELIMITACIÓN DE LA INVESTIGACIÓN. ........................................................................................................................... 4

CAPÍTULO II: DESCRIPCIÓN DEL ÁREA

CAPITULO II .................................................................................................................................................................................... 5

2.1 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA LL-652. ......................................................................................................................................... 5

2.2 DESCRIPCIÓN DEL YACIMIENTO C4-X-01. ......................................................................................................................... 7

2.2.1 GEOLOGÍA ESTRUCTURAL. ................................................................................................................................................ 9

2.2.2 ANÁLISIS DE FACIES Y ESTRATIGRAFÍA SECUENCIAL. ........................................................................................... 11

2.2.3 PETROFÍSICA. ...................................................................................................................................................................... 14

2.2.3.1 EL VOLUMEN DE ARCILLA (VSH) ................................................................................................................................ 15

2.2.3.2 POROSIDAD ....................................................................................................................................................................... 16

2.2.3.3 SATURACIÓN DE AGUA. ................................................................................................................................................ 17

2.2.3.4 PERMEABILIDAD ............................................................................................................................................................. 20

2.2.3.5 VALORES DE CORTE “CUT-OFF” .................................................................................................................................. 20

2.2.4 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO. .................................................................................................. 21

CAPÍTULO III: MARCO TEORICO

CAPITULO III ................................................................................................................................................................................. 22

MARCO TEORICO ......................................................................................................................................................................... 22

3.1 ANTECEDENTES. .................................................................................................................................................................... 22

3.2 PRODUCCIÓN DE ARENA. ................................................................................................................................................... 26

3.3 CAUSA DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ......................................................................................................................... 28

3.4 ENFOQUE GEOMECÁNICO DEL ARENAMIENTO. ........................................................................................................... 30

3.4.1 EFECTO DE LA GEOMECÁNICA. ..................................................................................................................................... 31

3.4.1.1CARACTERÍSTICAS: ......................................................................................................................................................... 32

3.4.2 ESFUERZO: DEFINICIÓN Y TIPOS. ................................................................................................................................... 32

3.4.2.1. TENSOR ESFUERZO ........................................................................................................................................................ 33

3.4.3 ESFUERZOS PRINCIPALES ................................................................................................................................................ 35

3.4.3.1 ESFUERZOS DE TENSIÓN ............................................................................................................................................... 36

3.4.3.1.1 ESFUERZOS DE TRACCIÓN ......................................................................................................................................... 36

3.4.3.1.2. ESFUERZOS DE COMPRESIÓN ................................................................................................................................... 37

3.4.3.2. ESFUERZOS DE CORTE .................................................................................................................................................. 37

3.4.3.3. ESFUERZOS NORMALES Y TANGENCIALES ENTRE PARTÍCULAS ...................................................................... 38

3.4.3.4. ESFUERZOS EN SISTEMA DE PARTÍCULAS ............................................................................................................... 39

3.4.3.5. ESFUERZOS GEOESTATICOS ....................................................................................................................................... 39

3.4.3.5.1 ESFUERZO GEOESTÁTICO VERTICAL O DE SOBRECARGA ................................................................................ 39

3.4.3.5.2 ESFUERZO GEOESTÁTICO HORIZONTAL ............................................................................................................... 40

3.4.4. RESISTENCIA ...................................................................................................................................................................... 41

3.4.4.1. RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN ............................................................................................................................... 41

3.4.4.1.2, RESISTENCIA A LA TENSIÓN .................................................................................................................................... 41

3.4.4.1.3. RESISTENCIA AL CORTE ............................................................................................................................................ 41

3.4.5. ELASTICIDAD LINEAL ..................................................................................................................................................... 42

3.4.5.1. REGIÓN ELÁSTICA: ........................................................................................................................................................ 46

3.4.5.2.PUNTO DE CEDENCIA: .................................................................................................................................................... 46

3.4.5.3. RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN: .............................................................................................................................. 46

3.4.5.4. REGIÓN DE DUCTILIDAD: ............................................................................................................................................. 46

3.4.5.5. REGIÓN DE FRACTURA: ................................................................................................................................................ 46

3.4.6 CRITERIO DE MOHR COULOMB ..................................................................................................................................... 47

3.4.7. PRESIÓN DE PORO DE LA ROCA ..................................................................................................................................... 50

3.4.7. MECANISMO DE FALLA EN FORMACIONES GEOLÓGICAS. ..................................................................................... 51

3.4.7.1. ESFUERZO DE COHESIÓN. ............................................................................................................................................ 52

3.4.7.2. ESFUERZO DE TENSIÓN. ............................................................................................................................................... 53

3.4.7.3. COLAPSO DE POROS. ..................................................................................................................................................... 53

3.4.7.4. CORTE O CIZALLAMIENTO. ......................................................................................................................................... 53

3.4.8. EFECTO DE OTROS FACTORES EN LA RESISTENCIA DE FORMACIONES GEOLÓGICAS. .................................. 53

3.4.9. MÓDULOS ELÁSTICOS DINÁMICOS .............................................................................................................................. 54

3.4.9.1. MODULO DE YOUNG ...................................................................................................................................................... 54

3.4.9.2. RELACIÓN DE POISSON. ................................................................................................................................................ 55

3.4.9.3. MODULO DE CORTE ESTÁTICO. .................................................................................................................................. 55

3.4.9.4. MODULO VOLUMÉTRICO ESTÁTICO. ........................................................................................................................ 56

3.4.10. OTROS ENSAYOS GEOMECÁNICOS DE LABORATORIO NECESARIOS PARA DEFINIR LAS PROPIEDADES

DE LAS ROCAS. ............................................................................................................................................................................ 56

3.4.10.1. COMPRESIÓN NO CONFINADA. ................................................................................................................................. 57

3.4.10.1.1. CORRELACIÓN DE KNUDSEN ................................................................................................................................. 57

3.4.10.1.2. CORRELACIÓN DE ANDERSON ............................................................................................................................... 57

3.4.10.1.3. ENSAYO DE COMPRESIÓN TRIAXIAL. .................................................................................................................. 58

3.4.10.1.4. ENSAYO DE CILINDRO BRASILEÑO. ..................................................................................................................... 58

3.4.10.1.5. ENSAYO DE COEFICIENTE DE BIOT. ..................................................................................................................... 59

3.4.11. CAMPO DE ESFUERZO. ................................................................................................................................................... 59

3.4.11.1. ESFUERZO VERTICAL O DE SOBRECARGA. ........................................................................................................... 60

3.4.11.2. ESFUERZO HORIZONTAL MÍNIMO. ........................................................................................................................... 60

3.4.11.3. ESFUERZO HORIZONTAL MÁXIMO. ......................................................................................................................... 60

3.5. MECANISMO DE ARENAMIENTO. ..................................................................................................................................... 61

3.6 PROCESO DE MANIFESTACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ............................................................................. 63

3.7 CLASIFICACIÓN DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS DE ARENA. ..................................................................... 64

3.7.1 FORMACIONES TOTALMENTE NO CONSOLIDADAS. ................................................................................................. 65

3.7.2 FORMACIONES PARCIALMENTE CONSOLIDADAS. ................................................................................................... 65

3.7.3 FORMACIONES CONSOLIDADAS. ................................................................................................................................... 66

3.8 TIPOS DE PRODUCCIÓN DE ARENA. .................................................................................................................................. 66

3.8.1 PRODUCCIÓN DE ARENA TRANSITORIA. ...................................................................................................................... 66

3.8.2 PRODUCCIÓN CONTINÚA DE ARENA. ........................................................................................................................... 66

3.8.3 PRODUCCIÓN CATASTRÓFICA DE ARENA. .................................................................................................................. 67

3.9 CAMBIOS EN LA GEOMETRÍA DEL FONDO DE POZO DEBIDO A LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ........................ 67

3.10 OPERACIONES QUE OCASIONAN EL ARENAMIENTO. ............................................................................................... 68

3.10.1 PERFORACIÓN. .................................................................................................................................................................. 69

3.10.2 CEMENTACIÓN. ................................................................................................................................................................. 70

3.10.3 COMPLETACIÓN. .............................................................................................................................................................. 70

3.10.4 ESTIMULACIÓN. ................................................................................................................................................................ 71

3.10.5 PRODUCCIÓN. .................................................................................................................................................................... 71

3.11 EFECTOS DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ................................................................................................................... 72

3.12 INFLUENCIA DEL LÍQUIDO SATURANTE SOBRE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA..................... 75

3.13 MIGRACIÓN DE FINOS ........................................................................................................................................................ 76

3.13.1 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL PROCESO FÍSICO DE DESPRENDIMIENTO Y TRANSPORTE DE LAS

PARTÍCULAS FINAS..................................................................................................................................................................... 78

3.13.2 LAS ARCILLAS. .................................................................................................................................................................. 78

3.13.2.1 EFECTO DE FLUIDOS ACUOSOS EN LAS ARCILLAS. ............................................................................................. 79

3.13.2.2 MECANISMOS DE HINCHAMIENTO. .......................................................................................................................... 80

3.13.2.3 DISPERSIÓN DE LAS ARCILLAS. ................................................................................................................................. 80

3.13.2.4 ESTABILIZADORES DE ARCILLAS. ............................................................................................................................ 80

3.13.2.5 REMOCIÓN DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLAS BLOQUEADORAS. .................................................................. 80

3.13.2.6 ARCILLAS MAS FRECUENTES EN LOS YACIMIENTOS DE ARENISCA. .............................................................. 81

3.14 DAÑO DE FORMACIÓN. ...................................................................................................................................................... 85

3.14.1 DAÑO POR MIGRACIÓN DE FINOS. ............................................................................................................................... 86

3.15 PREDICCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DE ARENA. ............................................................................................................. 86

3.15.1 PROCESO DE PREDICCIÓN DE ARENA. ........................................................................................................................ 87

3.15.2 METODOLOGÍAS PREDICTIVAS DE ARENAMIENTO. ............................................................................................... 88

3.15.2.1 MÉTODOS BASADOS EN PRUEBAS DE CAMPO. ...................................................................................................... 88

3.15.2.2 MÉTODOS BASADOS EN OBSERVACIONES DE CAMPO (ANÁLISIS DE LA METODOLOGÍA SHELL). ......... 90

3.15.2.3 MÉTODOS BASADOS EN ENSAYOS DE LABORATORIO. ....................................................................................... 91

3.15.3 TÉCNICAS DE PREDICCIÓN DE ARENA. ...................................................................................................................... 92

3.15.3.1 UN PARÁMETRO. ........................................................................................................................................................... 92

3.15.3.2 DOS PARÁMETROS. ....................................................................................................................................................... 92

3.15.3.3 MULTIPARÁMETROS. ................................................................................................................................................... 93

3.16 CONTROL DE ARENA. ......................................................................................................................................................... 93

3.17 FACTORES PARA LA SELECCIÓN DEL MÉTODO DE CONTROL DE ARENA APROPIADO. ................................... 93

3.18 MECANISMOS DE CONTROL DE ARENA. ...................................................................................................................... 95

3.18.1 REDUCCIÓN DE LAS FUERZAS DE ARRASTRE O FRICCIÓN. .................................................................................. 95

3.18.2 MODIFICACIÓN DE LA TASA DE O VELOCIDAD DE PRODUCCIÓN. ..................................................................... 95

3.18.2.1 REDUCTORES DE FLUJO............................................................................................................................................... 96

3.18.2.1.1 TIPOS DE ESTRANGULADORES DE FLUJO. ........................................................................................................... 97

3.18.3 PRACTICAS SELECTIVAS DE COMPLETACIÓN. ......................................................................................................... 98

3.18.4 AUMENTO DE LA RESISTENCIA DE LA FORMACIÓN. .............................................................................................. 98

CAPÍTULO IV: MARCO METODOLOGICO

CAPITULO IV ................................................................................................................................................................................. 99

MARCO METODOLOGICO .......................................................................................................................................................... 99

4.1 TIPO DE INVESTIGACIÓN. .................................................................................................................................................... 99

4.1.1 SEGÚN EL NIVEL DE CONOCIMIENTOS. ........................................................................................................................ 99

4.1.2 SEGÚN EL DISEÑO DE LA INVESTIGACIÓN. ................................................................................................................. 99

4.2 POBLACIÓN Y MUESTRA. .................................................................................................................................................. 100

4.3 TÉCNICAS E INSTRUMENTOS DE RECOLECCIÓN DE DATOS. ................................................................................... 100

4.3.1 INFORMACIÓN BIBLIOGRÁFICA: .................................................................................................................................. 101

4.3.1.1 TESIS DE GRADO:........................................................................................................................................................... 101

4.3.1.2 ARTÍCULOS TÉCNICOS (PAPERS): .............................................................................................................................. 101

4.3.1.3 PUBLICACIONES DE LIBROS ASOCIADOS AL TEMA DE ESTUDIO: .................................................................... 101

4.3.1.4 PUBLICACIONES EN DIGITAL: .................................................................................................................................... 101

4.3.2 PROGRAMAS INFORMÁTICOS: ...................................................................................................................................... 101

4.3.2.1 WELL MONITOR: ............................................................................................................................................................ 101

4.3.2.2 OFM (OIL FIELD MANAGER): ...................................................................................................................................... 102

4.3.2.3 TOWC/S REPORTER: ...................................................................................................................................................... 102

4.3.2.4 CILL: .................................................................................................................................................................................. 102

4.3.3 APLICACIONES DE MANEJO DE TEXTOS Y GRÁFICOS: ........................................................................................... 102

4.3.4 INFORMACIÓN DEL YACIMIENTO Y POZOS COMPLETADOS EN EL MISMO: ..................................................... 103

4.3.4.1 CARPETA DEL POZO (WELL FILE): ............................................................................................................................ 103

4.3.4.2 CARPETA DE REGISTROS: ............................................................................................................................................ 103

4.3.4.3 GUAYA FINA: .................................................................................................................................................................. 103

4.3.4.4 HISTORIAS DE POZOS: .................................................................................................................................................. 104

4.3.4.5 REGISTROS DE PRODUCCIÓN Y PRUEBAS DE PRESIÓN: ...................................................................................... 104

4.3.4.6 POZOS TRABAJADOS: ................................................................................................................................................... 104

4.3.5 ENTREVISTAS: ................................................................................................................................................................... 104

4.4 TÉCNICAS DE PROCESAMIENTOS DE DATOS. .............................................................................................................. 104

4.4.1 FASE I: DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA, PETROFÍSICA Y GEOMECANICA DEL C4-X.01. ......................................... 105

4.4.1.1 GEOLOGÍA DEL ÁREA:.................................................................................................................................................. 105

4.4.1.2 GEOLOGÍA DEL YACIMIENTO C4-X.01: ..................................................................................................................... 105

4.4.1.3 CORRELACIONES DE POZOS: ...................................................................................................................................... 106

4.4.1.4 UBICACIÓN DEL CONTACTO AGUA-PETRÓLEO: ................................................................................................... 106

4.4.1.5 EVALUACIÓN MINERALÓGICA: ................................................................................................................................. 106

4.4.1.5.1 ANÁLISIS SEM (SCANNING ELECTRÓN MICROSCOPY ...................................................................................... 106

4.4.1.5.2 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS: ............................................................................................................................ 107

4.4.1.5.3 DIFRACCIÓN DE RAYOS X (XRD): ........................................................................................................................... 107

4.4.1.5.4 GRÁFICOS DE INTERRELACIÓN: ............................................................................................................................. 107

4.4.1.5.5 DESCRIPCIÓN DE MUESTRAS OBTENIDAS DURANTES LAS ACTIVIDADES DE PERFORACIÓN: ............. 107

4.4.1.6 LA EVALUACIÓN PETROFÍSICA Y GRANULOMÉTRICA DE LA FORMACIÓN: ................................................. 107

4.4.1.6.1 ANÁLISIS CONVENCIONALES DE NÚCLEO: ......................................................................................................... 107

4.4.1.6.2 EVALUACIONES PETROFÍSICAS: ............................................................................................................................. 108

4.4.1.6.3 ANÁLISIS GRANULOMÉTRICOS: ............................................................................................................................. 108

4.4.1.6.4 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS: ............................................................................................................................ 109

4.4.1.7 ANÁLISIS DE ESFUERZOS DE LA FORMACIÓN: ...................................................................................................... 109

4.4.1.7.1 ESFUERZO VERTICAL O DE SOBRECARGA: ......................................................................................................... 110

4.4.1.7.2 ESFUERZO HORIZONTAL MÍNIMO: ......................................................................................................................... 110

4.4.1.7.3 ESFUERZO HORIZONTAL MÁXIMO: ....................................................................................................................... 111

4.4.1.7.4 CAMPO DE ESFUERZOS: ............................................................................................................................................ 112

4.4.1.7.5 CAÍDA DE PRESIÓN CRÍTICA: .................................................................................................................................. 112

4.4.1.7.5.1 MÉTODO SHELL: ...................................................................................................................................................... 112

4.4.1.7.5.2 MÉTODO CHARLEZ: ................................................................................................................................................ 112

4.4.1.7.6 PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE CRITICA: ............................................................................................................ 113

4.4.1.7.6.1 MÉTODO BP WILSON: ............................................................................................................................................. 113

4.4.1.7.6.2 MÉTODO COATES Y DENOO:................................................................................................................................. 114

4.4.1.7.6.3 DEFINICIÓN: .............................................................................................................................................................. 114

4.4.2 FASE II: EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN ACTUAL DE COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

COMPLETADOS EN EL YACIMIENTO C4-X.01. .................................................................................................................... 115

4.4.2.1 ANÁLISIS DE LA COMPLETACIÓN: ............................................................................................................................ 115

4.4.2.1.1 LECTURA Y VALIDACIÓN DE LAS HISTORIAS DE POZOS: ................................................................................ 115

4.4.2.1.2 REVISIÓN DE CARPETAS DE POZO (WELL FILE): ................................................................................................ 116

4.4.2.1.3 ORGANIZACIÓN Y ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN: ......................................................................................... 116

4.4.2.1.4 IDENTIFICACIÓN DE SEMEJANZAS Y DIFERENCIAS ENTRE LOS POZOS: ..................................................... 116

4.4.2.1.4.1 NÚMERO DE TRABAJOS DE CAÑONEO Y RECAÑONEO: ................................................................................ 116

4.4.2.1.4.2 TIROS POR PIE (TPP): ............................................................................................................................................... 116

4.4.2.1.4.3 DIÁMETRO Y TIPO DE CAÑÓN: ............................................................................................................................. 117

4.4.2.1.4.4 ÁNGULO FASE: ......................................................................................................................................................... 117

4.4.2.1.4.5 LONGITUD TEÓRICA DE LA PERFORACIÓN: ..................................................................................................... 117

4.4.2.1.4.6 REDUCTORES DE FLUJO: ....................................................................................................................................... 117

4.4.2.1.4.7 DISPOSITIVO DE CONTROL DE ARENA: ............................................................................................................. 117

4.4.2.1.4.8 HUD: ............................................................................................................................................................................ 117

4.4.2.1.4.9 OTROS: ....................................................................................................................................................................... 118

4.4.2.2 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y PRESIÓN DE LOS POZOS ACTIVOS: ..................... 118

4.4.2.2.1 ANÁLISIS DE CURVAS DE PRODUCCIÓN: ............................................................................................................. 118

4.4.2.2.2 ELABORACIÓN DE MAPAS DE BURBUJA: ............................................................................................................. 118

4.4.2.2.3 REVISIÓN DE CORTES DE AGUA: ............................................................................................................................ 119

4.4.2.3 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE HETEROGENEIDAD: ...................................................................................................... 119

4.4.2.4 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN: ............................................................................................................................. 119

4.4.2.5 ANÁLISIS DEL ÍNDICE DE DAÑO: .............................................................................................................................. 120

4.4.2.6 CONSTRUCCIÓN DE UN MAPA DE POZOS CON PROBLEMAS DE ARENAMIENTO: ........................................ 121

4.4.2.7 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS CON INDICIO DE ARENAMIENTO 121

SE REFIERE A LA REVISIÓN DETALLA POR POZO DE LOS SIGUIENTES ASPECTOS: ................................................. 121

4.4.2.7.1 COMPORTAMIENTO DE PRESIÓN: .......................................................................................................................... 121

4.4.2.7.2 VERIFICACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE ARENA ANTES Y DESPUÉS DE LA

APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS: .................................................................. 122

4.4.2.7.3 EVALUACIÓN DETALLADA DE POZOS CON CONDICIONES ESPECIALES: .................................................... 122

4.4.2.7.4 REVISIÓN DE HISTORIAS DE LIMPIEZAS DE RELLENOS DE ARENA DE POZOS: ......................................... 122

CAPÍTULO V: ANÁLISIS DE RESULTADOS

CAPITULO IV ................................................................................................................................................................................. 99

CAPITULO V ................................................................................................................................................................................ 123

ANALISIS DE LOS RESULTADOS ............................................................................................................................................ 123

5.1 FASE I: DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA Y PETROFÍSICA DEL YACIMIENTO C4-X.01. ................................................. 123

5.1.1 ANÁLISIS MINERALÓGICO. ............................................................................................................................................ 123

5.1.1.2 ANÁLISIS DE SECCIONES FINAS. ............................................................................................................................... 125

5.1.1.3 ANÁLISIS XRD. ............................................................................................................................................................... 126

5.1.1.4 ANÁLISIS GRANULOMÉTRICO. .................................................................................................................................. 129

5.1.1.2.1 TAMAÑO DE GRANO. ................................................................................................................................................. 129

5.1.1.4.2 FORMA DE GRANO. .................................................................................................................................................... 130

5.1.1.5 RESULTADOS DEL ANÁLISIS MINERALÓGICO POR MIEMBRO. ......................................................................... 131

5.1.2 EVALUACIÓN PETROFÍSICA........................................................................................................................................... 133

5.1.2.1 POROSIDAD. .................................................................................................................................................................... 135

5.1.2.2 PERMEABILIDAD. .......................................................................................................................................................... 137

5.1.2.3 SATURACIÓN DE AGUA. .............................................................................................................................................. 139

5.1.2.4 ESPESOR DE ARENA NETA PETROLÍFERA (ANP). .................................................................................................. 141

5.1.2.4 CALIDAD DE LA ROCA (ANP, POROSIDAD, SOI, K). ............................................................................................... 143

5.1.2.4 CONDUCTIVIDAD DE LA ROCA (ANP, K).................................................................................................................. 145

5.1.4 ANÁLISIS DE ESFUERZOS DE FORMACIÓN. ............................................................................................................... 149

5.1.4.1 ENVOLVENTE DE MOHR. ............................................................................................................................................. 149

5.1.4.2 DETERMINACIÓN DEL VALOR DE UCS DEL YACIMIENTO C4-X.01. .................................................................. 152

5.1.4.4 CÁLCULO DE ESFUERZOS VERTICAL Y HORIZONTAL. ........................................................................................ 154

5.1.4.5 CÁLCULO DE PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE CRITICA Y DIFERENCIAL DE PRESIÓN CRITICO. .............. 155

5.2 FASE II: EVALUACIÓN DE LA CONDICIÓN ACTUAL DE COMPLETACIÓN Y PRODUCCIÓN DE LOS POZOS

COMPLETADOS EN EL YACIMIENTO. ................................................................................................................................... 161

5.2.1 ANÁLISIS DE LA COMPLETACIÓN. ............................................................................................................................... 161

5.2.2 SISTEMA DE LEVANTAMIENTO. ................................................................................................................................... 161

5.2.3 DISEÑO DE CAÑONEO. .................................................................................................................................................... 161

5.2.3.1 TIPO DE CAÑÓN Y TIROS POR PIE. ............................................................................................................................. 162

5.2.3.2 ÁNGULOS FASES. ........................................................................................................................................................... 162

5.2.3.3 PENETRACIÓN TEÓRICA. ............................................................................................................................................. 163

5.2.4 REDUCTORES DE FLUJO. ................................................................................................................................................ 163

5.2.5 CONTROL DE ARENA. ...................................................................................................................................................... 164

5.2.6 HISTÓRICO DE ARENAMIENTO. .................................................................................................................................... 164

5.2.7 POZOS INACTIVOS. ........................................................................................................................................................... 164

5.2.2 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN Y PRESIÓN DEL YACIMIENTO. .................................... 164

5.2.2.1 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN. .................................................................................................................... 165

5.2.2.2 COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN AREAL. ...................................................................................................... 170

5.2.2.2.1 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO. .................................................................................................................................. 170

5.2.2.2.2 PRODUCCIÓN DE AGUA. ........................................................................................................................................... 173

5.2.2.2.3 PRODUCCIÓN DE GAS. ............................................................................................................................................... 175

5.2.2.2.4 RELACIÓN GAS-PETRÓLEO. ..................................................................................................................................... 177

5.2.2.2.5 CORTE DE AGUA. ........................................................................................................................................................ 178

5.2.2.3 ANÁLISIS ÍNDICE DE HETEROGENEIDAD. ............................................................................................................... 179

5.2.2.4 COMPORTAMIENTO DE PRESIONES. ......................................................................................................................... 184

5.2.2.5 DAÑO DE FORMACIÓN. ................................................................................................................................................ 193

5.2.2.6 FENÓMENO DE ARENAMIENTO. ................................................................................................................................ 200

5.2.3 ANÁLISIS DEL COMPORTAMIENTO DE PRODUCCIÓN DE LOS POZOS CON INDICIO DE ARENAMIENTO ... 202

CONCLUSIONES ....................................................................................................................... 225

RECOMENDACIONES ............................................................................................................. 228

BIBLIOGRAFIA ......................................................................................................................... 229

GLOSARIO ................................................................................................................................. 242

ÍNDICE DE FIGURAS

PÁG


figura 2.1 ubicación geográfica del área ll-652. ................................................................................................................................. 5

figura 2.2. mapa de ubicación de los bloques estructurales que conforman el área ll-652. ................................................................ 7

figura 2.3. mapa de ubicación del yacimiento en área ll-652. ............................................................................................................ 8

figura 2.4. mapa estructural (sísmica 3d) al tope del miembro c-4-x .............................................................................................. 10

figura 2.5. línea sísmica mostrando rasgos estructurales del yacimiento c-4-x.01 ........................................................................... 11

figura 2.6. modelo estratigráfico del campo ll-652, miembros c-3-x y c-4-x. .................................................................................. 12

CAPÍTULO III: MARCO TEORICO

figura 3.1 producción de arena ......................................................................................................................................................... 27

figura 3.2. estado de esfuerzos en un punto del subsuelo ................................................................................................................. 35

figura 3.3. rotación del tensor esfuerzo, mostrando orientación principal ........................................................................................ 36

figura 3.4. formas típicas de deformación en el subsuelo ................................................................................................................. 37

figura 3.5. elemento sometido a cargas uniaxiales ........................................................................................................................... 42

figura 3.6 bases del criterio de falla de mohr coulomb ..................................................................................................................... 44

figura 3.7. pruebas uniaxiales y triaxiales ........................................................................................................................................ 45

figura 3.8. gráfico esfuerzo deformación generalizado .................................................................................................................... 45

figura 3.9. criterio de mohr-coulomb mostrando la zona estable e inestable. ................................................................................... 48

figura 3.10. criterio de mohr-coulomb representado en un diagrama de mohr ................................................................................. 49

figura 3.11 envolvente del círculo de mohr. ..................................................................................................................................... 52

figura 3.12 deformación longitudinal y lateral al aplicar un esfuerzo axial. ..................................................................................... 55

figura 3.13 caso ideal y real de la tasa de producción de fluido y de arena. .................................................................................... 89

figura 3.14 correlación entre diferencial de presión crítico y tiempo de tránsito de la onda compresional para definir condiciones

de arenamiento. ................................................................................................................................................................................ 91

figura 3.15 tipos de reductores. ........................................................................................................................................................ 97


figura 5.1 análisis sem para el pozo ll-3582 ................................................................................................................................... 124

figura 5.2 análisis sem para el pozo ll-3400 ................................................................................................................................... 125

figura 5.3 análisis de secciones finas para el pozo ll-3400 ............................................................................................................. 126

figura 5.4 mapa de porosidad para el miembro c3-x ..................................................................................................................... 136

figura 5.5 mapa de porosidad para el miembro c4-x ..................................................................................................................... 137

figura 5.6 mapa de permeabiliada para el miembro c3-x .............................................................................................................. 138

figura 5.7 mapa de permeabilidad para el miembro c4-x .............................................................................................................. 139

figura 5.8 mapa de saturación de agua para el miembro c3-x ...................................................................................................... 140

figura 5.9 mapa de saturación de agua para el miembro c4-x ...................................................................................................... 141

figura 5.10 mapa de arena neta petrolifera para el miembro c3-x ................................................................................................. 142

figura 5.11 mapa de arena neta petrolifera para el miembro c4-x .................................................................................................. 143

figura 5.12 mapa de calidad de roca para el miembro c3-x ............................................................................................................ 144

figura 5.13 mapa de calidad de roca para el miembro c4-x ........................................................................................................... 145

figura 5.14 mapa de conductividad de roca para el miembro c3-x ................................................................................................. 146

figura 5.15 mapa de conductividad de roca para el miembro c4-x ................................................................................................. 147

figura 5.16 comportamiento de producción del yacimiento c4-x.01 .............................................................................................. 166

figura 5.17 producción diaria de petróleo para marzo de 2012. ..................................................................................................... 171

figura 5.18 producción acumulada de petróleo para marzo de 2012. ............................................................................................. 173

figura 5.19 producción diaria de agua para marzo de 2012. ........................................................................................................... 174

figura 5.20 producción acumulada de agua para marzo de 2012. ................................................................................................... 175

figura 5.21 producción diaria de gas para marzo de 2012. ............................................................................................................. 176

figura 5.22 producción acumulada de gas para marzo de 2012. ..................................................................................................... 177

figura 5.23 relación gas-petróleo por pozo para marzo de 2012. .................................................................................................... 178

figura 5.24 corte de agua yacimiento c4-x.01. ............................................................................................................................... 179

figura 5.25 clasificación índice de heterogeneidad por pozo. ......................................................................................................... 182

figura 5.26 mapa índice de heterogeneidad yacimiento c4-x.01..................................................................................................... 183

figura 5.27 mapa presión de yacimiento estimada yacimiento c4-x.01. ......................................................................................... 195

figura 5.28 mapa presión de fondo medida yacimiento c4-x.01. .................................................................................................... 195

figura 5.29 mapa índice de productividad yacimiento c4-x.01. ...................................................................................................... 196

figura 5.30 daño de formación estimado yacimiento c4-x.01. ........................................................................................................ 199

figura 5.31 nivel de obstrucción de los pozos del yacimiento c4-x.01. .......................................................................................... 202

figura 5.32 historia de hud del pozo ll-1061. .................................................................................................................................. 204




figura 5.36 arreglo de inyección ll-2039. ....................................................................................................................................... 215

figura 5.37 historia de hud del pozo ll-2039 ................................................................................................................................... 218

figura 5.38 arreglo de inyección ll-3646. ....................................................................................................................................... 220


ÍNDICE DE GRÁFICOS

PÁG


GRAFICO 5.1 composición mineralogica porcentual yacimiento c4-x.01 .................................................................................... 127

gráfico 5.2 minerales presentes en el pozo ll-3400......................................................................................................................... 128

gráfico 5.3 análisis granulométrico ll-3074 .................................................................................................................................... 130

gráfico 5.4 envolvente de mohr, muestra miembro c3: 7359’. ...................................................................................................... 150

gráfico 5.5 envolvente de mohr, miembro c3: 7587’. ..................................................................................................................... 150



grafico 5.8 rangos de δp para el yacimiento c4-x.01. ..................................................................................................................... 158

grafico 5.9 determinación de presión de yacimiento máxima para el arenamiento. ....................................................................... 159

gráfico 5.10 comportamiento de producción del yacimiento c4-x.01 ............................................................................................. 169

gráfico 5.11 pozos activos vs. tiempo en el yacimiento c4-x.01. ................................................................................................... 170

grafico 5.12 trayectorias índice de heterogeneidad c4-x.01. .......................................................................................................... 181

grafico 5.13 presión vs. tiempo para el yacimiento c-4x.01. .......................................................................................................... 184

gráfico 5.14 determinación de pws actual. ..................................................................................................................................... 186

gráfico 5.15 estimación de año de cierre del yacimiento c4-x.01. .................................................................................................. 187

gráfico 5.16 producción acumulada vs. tiempo. ............................................................................................................................. 188

gráfico 5.17 comportamiento de presión vs. petróleo producido acumulado. ................................................................................ 189

gráfico 5.18 determinación de pws a partir de valores presión y np. .............................................................................................. 190

grafico 5.19 presiones de yacimiento, zona i.................................................................................................................................. 191

grafico 5.20 presiones de yacimiento, zona ii ................................................................................................................................ 192

grafico 5.21 comportamiento de producción del pozo ll-1061 ....................................................................................................... 203

grafico 5.22 declinación de la producción del pozo ll-1061. .......................................................................................................... 205

grafico 5.23 comportamiento de producción del pozo, ll-3060 ...................................................................................................... 206

grafico 5.24 comportamiento de producción del pozo, ll-3186. ..................................................................................................... 208

gráfico 5.25 declinación de la producción del pozo ll-3186 ........................................................................................................... 211




grafico 5.29 grafico de rap-rap’ para el pozo ll-2039. .................................................................................................................... 216



grafico 5.32 grafico de rap-rap’ para el pozo ll-3646. .................................................................................................................... 221

grafico 5.33 declinación de producción del pozo ll-3646 ............................................................................................................... 223

ÍNDICE DE TABLAS

PÁG


tabla 2.1 propiedades petrofísicas del yacimiento c-4-x.01 ........................................................... 21

tabla 2.2 propiedades físicas del yacimiento. ................................................................................ 21

CAPÍTULO IV: MARCO METODOLOGICO

tabla 4.1: escala granulométrica. ................................................................................................. 109


tabla 5.1 propiedades petrofísicas promedio de los pozos completados en el yacimiento. ......... 135

tabla 5.2 parametros geomecanicos ll-3074 ................................................................................ 149

tabla 5.3 resultados envolvente de mohr por miembro ll-3074 .................................................. 152

tabla 5.4 ucs para el pozo ll-3074 en los miembros c3-x y c4-x. ................................................ 153

tabla 5.5 valores de ucs típicos. ................................................................................................... 153

tabla 5.6 esfuerzos principales presentes en el yacimiento c4-x.01. ........................................... 154

tabla 5.7 esfuerzos horizontales máximos presentes en el yacimiento c4-x.01. .......................... 155

tabla 5.8 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 1. ........... 156

tabla 5.9 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 2. ........... 156

tabla 5.10 presiones de fondo fluyente critica para los esfuerzos horizontales máximo 3. ......... 156

tabla 5.11 parámetros de producción de los pozos activos completados en el yacimiento. ........ 194

tabla 5.12 estimación de dañó en pozos activos completados en el yacimiento c4-x.01. .......... 198

tabla 5.13 presión al tope de los perforados ll-3186. ................................................................... 210



ÍNDICE DE ANEXOS

PÁG

anexo 1: clasificación de areniscas según folk. .............................................................................................................................. 231

anexo 2: resumen análisis ll-3400. ................................................................................................................................................. 232

anexo 3: resumen análisis ll-3400 cont. ......................................................................................................................................... 232

anexo 4: análisis sem ll-3582. ........................................................................................................................................................ 233

anexo 5: análisis sem ll-3582 ......................................................................................................................................................... 233

anexo 6: análisis sem ll-3582 ......................................................................................................................................................... 234

anexo 7: foto de núcleo ll-3582 ...................................................................................................................................................... 234

anexo 8: resumen de propiedades fisicas ll-3582. .......................................................................................................................... 235

anexo 9: grafico profundidad contra %arcilla ll-3400. ................................................................................................................... 235

anexo 10: difracción de rayos x ll-3400 profundidad 7718’. .......................................................................................................... 236

anexo 11: cuantificación de minerales ll-3074. .............................................................................................................................. 236

anexo 12: fotos del núcleo del pozo ll-3400. .................................................................................................................................. 237

anexo 13: sumario de propiedades físicas ll-3074. ......................................................................................................................... 238

anexo 14 sumario de parámetros poro elásticos ll-3074. ................................................................................................................ 239

anexo 15 sumario de propiedades mecánicas estática y dinámicas ll-3074. ................................................................................... 240

anexo 16: topes miembro c3-x. ...................................................................................................................................................... 241

anexo 17: topes miembro c4-x. ...................................................................................................................................................... 241

INTRODUCCIÓN

La producción de arena, históricamente ha sido un problema asociado a formaciones poco o no

consolidas, que no poseen suficiente resistencia para mantenerse ante las fuerzas

desestabilizadoras, tales como las fuerzas de arrastre generadas por el flujo de fluidos, los

esfuerzos debido a gradientes de presión y la concentración de esfuerzos alrededor del hoyo.

El fenómeno por el cual se excede la resistencia de la roca del yacimiento, puede ser

consecuencia de las actividades operacionales tales como excesivos cambios de diámetro de

reductores de flujo, altas caídas de presión frente a la cara de la arena de la formación y altas

tasas de flujo; así como también puede ser consecuencia de la depletación natural del yacimiento

y el aumento de la producción de agua.

El resultado de esta, es generalmente la pérdida de producción debido a la obstrucción que

representan la arena y finos de formación en las perforaciones, tuberías, líneas de flujo o

separadores. Adicional a esto, también se originan daños en bombas, válvulas de inyección de

gas o equipos de fondo, erosión de revestidores y facilidades de superficie. Los problemas de

arenamiento, también pueden causar la pérdida de un pozo o recompletación del mismo, como

consecuencia del colapso del hoyo o revestidor de producción; esto por años ha representado

importantes costos a la industria, en cuanto a las limpiezas de rellenos de arena, reparaciones de

pozos, mantenimiento de equipos, entre otros.

La determinación de la causa o las causas que originaron la manifestación del fenómeno

arenamiento en el yacimiento C4-X.01, constituyó la clave para el entendimiento de dicho

fenómeno y la predicción de la manifestación del mismo en el resto del yacimiento C4-X.01.

CAPITULO I

1.1 Planteamiento del problema.

La producción de arena constituye una de las problemáticas más críticas en el estudio de

yacimientos y operaciones de producción dentro de la industria petrolera, su predicción

constituye un factor clave durante el desarrollo del pozo. La producción de arena acarrea altos

costos de remoción, erosión de equipos, gastos de mantenimiento y disminución de la

productividad de los pozos.

Generalmente la producción de arena se presenta cuando se excede la resistencia de la roca del

yacimiento, puede ser consecuencia de las actividades operacionales tales como excesivos

cambios de diámetro de reductores de flujo, altas caídas de presión frente a la cara de la arena de

la formación y altas tasas de flujo; así como también puede ser consecuencia de la depletación

natural del yacimiento y el aumento de la producción de agua.

En la actualidad, se han presentado evidencias de producción de arena en los pozos completados

en el yacimiento C-4-X-01. Este yacimiento se encuentra ubicado en el bloque estructural central

del Área LL-652 del Lago de Maracaibo, que se extiende sobre una superficie aproximada de

7791 ACRES y produce de los miembros C-3-X y C-4-X de la Formación Misoa de edad

Eoceno Inferior y Medio, el mismo se encuentra sometido a un proyecto de inyección de agua

desde el año 1999.

El yacimiento C-4-X.01, productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la

perforación del pozo LL-852. A partir de esta fecha se inicia el desarrollo del yacimiento

mediante la incorporación de pozos nuevos. En la actualidad existen completados 46 pozos de los

cuales 15 se encuentran inactivos. De los 31 pozos activos un 47 % ha mostrado indicios de

arena en sus últimas entradas.

Como consecuencia, surge la necesidad de realizar una detallada investigación que permita

predecir el arenamiento y sus causas en los pozos completados en el yacimiento C-4-X-01, con la

finalidad de poder definir las mejores estrategias para desarrollar el yacimiento.

1.2 Justificación de la investigación.

El arenamiento en pozos productores de hidrocarburos genera numerosos problemas tanto de

tiempo como de dinero, así como daños a la tubería ocasionando corrosión, obstrucción entre

otros; por ello se requiere de un estudio basado en la predicción de este Fenómeno, de manera tal

se logre el máximo desarrollo del yacimiento y la disminución de trabajos de

reacondicionamiento.

1.3 Objetivos de la investigación.

1.3.1 Objetivo general.

Predecir el fenómeno de arenamiento en el yacimiento C-4-X-01, area LL-652 del lago de

Maracaibo.

1.3.2 Objetivos específicos.

Identificar los factores críticos del fenómeno de arenamiento.

Describir mineralogicamente las arenas del yacimiento C-4-X-01, a partir de análisis de núcleos

convencionales y especiales.

Caracterizar Petrofisicamente el yacimiento C-4-X-01, a través de núcleos y registros.

Caracterizar Geomecanicamente el yacimiento C-4-X-01, a través de data experimental de

esfuerzos.

Analizar los factores operacionales que generan la producción de arena en el yacimiento C-4-X-

01.

Analizar el comportamiento de producción y presión de los pozos activos completados en el

yacimiento C-4-X-01.

Predecir el periodo de arenamiento en función del comportamiento de presiones para el

yacimiento C-4-X-01.

Predecir el fenómeno de arenamiento en el yacimiento C-4-X-01, area LL-652 del lago de

Maracaibo.

1.4 Alcance de la investigación.

El presente estudio, se realizará con el fin de identificar y analizar las causas del arenamiento en

los pozos completados en el yacimiento C4-X.01, para de esta manera predecir la manifestación

del fenómeno de arenamiento en los pozos que aun no han presentado este problema. En base a

esta investigación, se proporcionará la información necesaria para realizar de manera exitosa

futuros trabajos en los pozos actualmente completados en el yacimiento C4-X.01, logrando así

reducir los costos por reacondicionamiento y aumentar la rentabilidad de las operaciones en el

área LL-652.

1.5 Delimitación de la investigación.

Espacial: Esta investigación se realizará en base a la información geológica, petrofísica,

mineralógica y de producción disponible para los 34 pozos productores completados en el

yacimiento C-4-X-01. La investigación se realizará en el yacimiento C-4-X-01 del Área LL-652

ubicada al Noreste del Lago de Maracaibo.

CAPITULO II

2.1 Descripción del Área LL-652.

El Área LL-652, se encuentra ubicada en la zona Central – Noreste del Lago de Maracaibo,

Venezuela y abarca una extensión territorial de 86,57 Km². Actualmente esta área es operada por

la empresa mixta Petroindependiente.

Figura 2.1 Ubicación geográfica del Área LL-652.

(Fuente: Revisión de reservas LL-652, 2004)

La producción del Área LL-652, proviene del Miembro Santa Bárbara, Formación La Rosa

(Mioceno) y de los miembros B-9-X a C-7-X de la Formación Misoa (Eoceno).

En una visión general, la estructura de la Cuenca del Lago de Maracaibo proviene de una

compleja historia del movimiento lateral dextral de la placa Caribe contra la placa Sur

Americana, lo que originó períodos alternantes de transgresión lateral dextral y extensión que

activaron y a menudo reactivaron fallas, con diferentes direcciones de desplazamiento que,

durante el Eoceno medio a tardío, afectaron la estructura de la Cuenca y a su vez la del Área

LL-652.

Estos eventos generaron patrones de fallas y pliegues de tipo: fallas normales con orientación NO

típicamente abajo hacia el Norte, fallas de cizalla lateral siniestra con orientación N-NE con

desplazamiento inverso y menos común, desplazamiento normal, y pliegues escalonados con

orientación NE.

Se puede decir entonces, que la estructura que exhibe actualmente el Área LL-652,

correspondiente con un anticlinal fallado orientado rumbo Nor-Noreste que buza suavemente (5°-

10º) al Este, es consecuencia de la tectónica regional de placas activas que se inició durante el

periodo Jurásico y continúa siendo factor de cambios.

En el Área LL-652, es posible identificar que las principales áreas de yacimiento están separadas

entre sí por los patrones de fallas ortogonales existentes y por características heterogéneas. Estas

áreas, se denominaron de acuerdo con su ubicación: Bloque Estructural Norte, Bloque

Estructural Este, Bloque Estructural Tepuy, Bloque Estructural Central y Bloque Estructural Sur.

(Ver figura 2.2)

Es conveniente mencionar que dentro el Bloque Estructural Central, se ubica el yacimiento C4-

X.01.

Figura 2.2. Mapa de ubicación de los bloques estructurales que conforman el Área LL-652.


2.2 Descripción del Yacimiento C4-X-01.

El yacimiento C4X.01, se encuentra ubicado en el Bloque Estructural Central del Área LL652,

constituye el costado este de un anticlinal, cuyo eje tiene una dirección Noreste a Suroeste; buza

hacia el Sureste con buzamiento suave (5-10) El yacimiento está limitado por un CAPO ubicado

a 7900 pies y por 3 fallas de carácter sellante que lo separan al norte del yacimiento C-4-X.04, al

sur del yacimiento C-4-X.03 y al noroeste con el yacimiento C-4 LL0652.

El yacimiento C-4-X.01 esta constituido por los miembros C-3-X y C-4-X de la Formación

Misoa, de edad Eoceno Inferior a Medio. Estos intervalos están conformados por una serie de

secuencias estratigráficas depositadas en un ambiente fluvio-deltáico con influencia de mareas.

El yacimiento C-4-X.01, productor de crudo liviano de 37,0º API, fue descubierto en 1954 con la

perforación del pozo LL-852. A partir de esta fecha se inicia el desarrollo del yacimiento

mediante la incorporación de pozos nuevos.

La historia de producción/presión indica que los fluidos del yacimiento se encontraban sub-

saturados a la presión original y no existía capa de gas original. El mecanismo de producción

predominante para el yacimiento es el de empuje por gas en solución.

XIV

X

CEUTA

V

V

C

E

N

T

RR

OO

XIIIXIIIXI

III

IV

VV

XV

LAGO DE

MARACAIBO

VIIVV

LAMAR

IX

V

A

R

L

M

A

N

T

R

O

C

E

V

C

E

N

T

SUR DEL LAGO

MARACAIBO

XIV

X

V

V

C

E

N

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OO

XIIIXIIIXI

III

IV

VV

XV

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MARACAIBO

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LL-652

XIV

X

CEUTA

V

V

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E

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OO

XIIIXIIIXI

III

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VV

XV

LAGO DE

MARACAIBO

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IX

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SUR DEL LAGO

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XIV

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XIIIXIIIXI

III

IV

VV

XV

LAGO DE

MARACAIBO

VIIVV

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T

R

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C

E

N

T

R

O

C

E

V

C

E

N

T

V

C

E

N

T

LL-652

Sin Escala

Figura 2.3. Mapa de ubicación del yacimiento en Área LL-652.


2.2.1 Geología estructural.

El yacimiento C-4-X.01, se encuentra ubicado en el Bloque Estructural Central del Área LL-652

y constituye el flanco Este de un anticlinal, cuyo eje tiene una dirección noreste a suroeste y buza

suavemente (5-10 °) hacia el sureste. En los flancos Noreste y Suroeste, el yacimiento C-4-X.01

está limitado por un patrón de fallas normales con tendencia Noroeste. En el flanco Oeste el

yacimiento está limitado por una gran falla inversa con tendencia Noreste. Todos estos patrones

de fallas tienen carácter sellante.

La interpretación estructural del Yacimiento C-4-X.01 está basada en la información sísmica 3D

calibrada con la información de los pozos del área. El Mapa Sísmico Estructural en profundidad

del Límite de Secuencia C4 (SBC4) (Figura 2.1) muestra la estructura anticlinal que conforma el

Bloque Estructural Central y que fue descrito anteriormente.

La línea sísmica mostrada en la Figura 2.5, ilustra la estructura característica del Bloque

Estructural Central y los patrones de falla que limitan este yacimiento. Se debe notar que la falla

límite Noroeste (límite con el yacimiento C-4 LL-652 – Bloque Estructural Tepuy) se ve

claramente, en particular a nivel de la Formación Guasare (más profundo) y en los niveles de los

miembros B-X (más someros).

El límite Sur-Este del yacimiento se define por contacto agua-petróleo identificado a una

profundidad de –7900’ TVDSS. Las fallas límites Norte y Sur para el Bloque Central se indican

claramente en el mapa estructural mostrado en la Figura 2.1.

PROYECTO DE INYECCION DE AGUA

Figura 2.4. Mapa Estructural (Sísmica 3D) al Tope del Miembro C-4-X


Luego de la evaluación geológica de los yacimientos, se conoce que el carácter de las fallas

principales que limitan este yacimiento se comportan como fallas sellantes. Hacia el Sur-Este, el

yacimiento C-4-X.01 se encuentra delimitado por un contacto agua-petróleo original (CAPO)

identificado a una profundidad de –7900’ TVDSS.

La Falla Oeste es una estructura principal asociada al sistema de Fallas de Lama-Icotea. Dicha

falla exhibe salto vertical aproximado de 1000 pies de magnitud con un buzamiento hacia el Este

de 60° aproximadamente.

El límite Norte del Bloque es una falla normal con salto vertical aproximado de 400 pies y un

buzamiento de aproximadamente 55° al Nor-Este y esta separa el yacimiento C-4-X.01 del

yacimiento C-4-X.04. El límite Sur está definido por una falla normal con salto en el orden de

los 200 pies. Esta falla buza en general hacia el Sur-Oeste con un ángulo de 55° y separa el

yacimiento C-4-X.01 del yacimiento C-4-X.03 adyacente al mismo en sentido Sur.

N

O S

E

Disc.Eoceno

SB - BC

SB - C2

C - 3 - X SB - C3

SB - C4

SB - C5

SB - C6

SB - C7

SB-C7 SB-C6

SB-C5

SB-C4

SB-C3

C-3-X

SB-C2

SB-BC

Disc.

Eoceno

Figura 2.5. Línea Sísmica Mostrando Rasgos Estructurales del Yacimiento C-4-X.01


2.2.2 Análisis de Facies y Estratigrafía Secuencial.

Desde el punto de vista estratigráfico, el yacimiento C-4-X.01 está constituido por los miembros

C-3-X y C-4-X de la Formación Misoa, de edad Eoceno Inferior a Medio. Estos intervalos están

conformados por una serie de secuencias estratigráficas de bajo orden, depositadas en un

ambiente característico de un delta progradante con influencia de mareas (Figura 2.3).

MODELO ESTRATIGRÁFICO GENERALIZADO DEL AREA LL-652

SSO NNE

Figura 2.6. Modelo Estratigráfico del Campo LL-652, Miembros C-3-X y C-4-X.


Basado en sus características litológicas, el Miembro C-4-X ha sido informalmente dividido en

tres unidades denominadas C-4-X Inferior, C-4-X. Medio y C-4-X Superior.

Las unidades C-4-X Inferior y Medio consisten fundamentalmente de cuerpos de discontinuos

areniscas verticalmente diferenciados y separados entre sí por intervalos lutíticos de alta

continuidad lateral. Los espesores de los cuerpos de areniscas varían entre 10’ y 30’ y su

extensión lateral es limitada. La calidad de roca yacimiento en estas unidades es considerada

moderada a pobre con un promedio de permeabilidad variando entre 0,5 a 5 md.

La unidad C-4-X Superior representa el principal intervalo de yacimiento en el Bloque

Estructural Central con un promedio de permeabilidades de 10-20 md, aunque algunos niveles

individuales pueden alcanzar permeabilidades de hasta 100 md. Esta unidad está constituida

fundamentalmente por areniscas tabulares de gran continuidad lateral con un espesor neto

variable entre 150’ y 200’. Debido a sus características geológicas y petrofísicas, el intervalo C-

4-X Superior es considerado como el mejor compartimiento del Yacimiento C-4-X.01.

Al igual que el Miembro C-4-X, el Miembro C-3-X fue informalmente dividido en tres unidades

denominadas C-3-X Inferior, C-3-X Medio y C-3-X Superior.

El intervalo C-3-X Inferior esta caracterizado por mostrar una intercalación regular de areniscas y

lutitas con una continuidad lateral que varía de moderada a baja. La parte basal del Intervalo C-3-

X Inferior, esta representada por una superficie de inundación (FS-400), la cual es considerada

como una barrera de permeabilidad a lo largo del Área LL-652. Esta superficie de inundación,

aísla de manera efectiva los miembros C-4-X y C-3-X, componentes del yacimiento C-4-X.01.

El intervalo C-3-X Medio está constituido por un cuerpo de areniscas masivas de gran

continuidad lateral a lo largo del área. Sus características como roca yacimiento varían de muy

buena a pobre desde al Sur hacia el Norte (0,5–40 md de permeabilidad promedio), por lo cual el

Intervalo C-3-X Medio es considerado objetivo primario de explotación del yacimiento C-4-

X.01.

El Intervalo C-3-X Superior está constituido por una alternancia regular de areniscas y lutitas de

moderada a buena continuidad lateral con moderada a pobres características de roca yacimiento.

Debido a sus características petrofísicas, este intervalo es considerado como un objetivo

secundario de explotación dentro del yacimiento.

El estudio sedimentológico de detalle realizado a los miembros C-3-X y C-4-X en el Área LL-

652 indica que la calidad de roca yacimiento está principalmente controlada por las facies

sedimentarias.

En sentido vertical, los distintos cuerpos de areniscas están aislados entre si por sellos lutíticos

regionalmente continuos (superficies de inundación), que dificultan la migración vertical de los

fluidos.

2.2.3 Petrofísica.

El modelo petrofísico aplicado para la evaluación de las propiedades de las rocas pertenecientes

al Yacimiento C-4-X.01 de la Formación Misoa de edad Eoceno en el Área LL-652 fue realizado

utilizando la información de registros, núcleos, producción, disponible, así como también

interpretación de la sísmica 3D y correlaciones estratigráficas. Posteriormente esta información

fue integrada junto al modelo geológico para el cálculo final de volúmenes y reservas.

Para el estudio petrofísico del yacimiento C-4-X.01 fueron revisados los pozos pertenecientes o

que hayan penetrado el yacimiento, haciendo un total de 109 pozos de los cuales 90 poseen

registro de Rayos Gamma (GR) confiable, mientras que solo 59 de ellos poseen registro de

densidad (Rhob) de calidad suficiente para la evaluación confiable, el resto de los pozos

evaluados presentan solo registros eléctricos y de potencial espontáneo SP. Para la representación

de la información de parámetros petrofísicos se seleccionaron 109 pozos tomando en cuenta la

calidad de registros, así como la posición relativa en la estructura del yacimiento.

La información disponible de registros de presión RFT/MDT comprende registros tomados entre

julio de 1992 hasta marzo del 2001 en 32 pozos distribuidos en diversas zonas del yacimiento

(Ver Figura 8). Al analizar los gráficos de interrelación entre las presiones de formación y la

profundidad se puede afirmar que el yacimiento muestra un agotamiento diferencial de presiones

ya que se han medido presiones entre el rango de 700 a 3500 LPPC en el Miembro C-3-X y entre

700 y 3900 LPPC para el Miembro C-4-X, Al mismo tiempo la dispersión de los valores de

presión de formación ilustran la heterogeneidades de los miembros C-3-X y C-4-X, como por

ejemplo la falta de conectividad entre los estratos o la presencia de barreras de permeabilidad.

Mientras que los promedios de las presiones de formación se ubican en 1740 LPPC para el

Miembro C-3-X y de 1858 LPPC para el Miembro C-4-X del yacimiento C-4-X.01.

En el yacimiento C-4-X.01 se han tomado núcleos en seis pozos, LL-2425, LL-2850, LL-3075,

LL-3282, LL-3469 y LL-3582, de los cuales se han recuperado unos 1275 pies de núcleo de los

miembros C-3-X y C-4-X. De los mismos se han realizado los análisis convencionales y en

algunos casos especiales de núcleo en la medición de los parámetros petrofísicos de las rocas, los

cuales han sido corregidos en profundidad para luego ser utilizados en la definición del modelo

de evaluación petrofísica de buena parte del Área LL-652. Esto se puede observar al comparar la

correlación entre los valores de los parámetros petrofísicos calculados a partir de los registros y

los datos de núcleo

El modelo petrofísico utilizado para describir las propiedades del yacimiento, el cual está

compuesto por el volumen de arcilla, porosidad y arena neta petrolífera, fue calculado de acuerdo

con los siguientes parámetros:

2.2.3.1 El volumen de arcilla (Vsh)

El volumen de arcilla (Vsh) fue calculado a través del índice Gamma Ray (Hilchie, 1989), el cual

se define como:

minmax

min

GRGR

GRGRIGR

Se ha utilizado el modelo lineal IGR = Vsh, debido a que tanto la porosidad (Ф) como la

saturación de agua (Sw) derivadas de las relaciones lineales se adaptan mejor a los valores de

porosidad, saturación y permeabilidad obtenidas de los núcleos, por lo que la ecuación definitiva

para el cálculo del volumen de arcilla (Vsh), es la siguiente:

Una ecuación similar se utilizó para los pozos donde se tiene curva de potencial espontáneo SP,

mientras que en los casos donde no existen las curvas de GR ni SP, se utilizó una relación no

lineal basada en la resistividad para el cálculo del volumen de arcilla mediante la siguiente

relación:

A este referido, se añade que el valor de corte tomado, en cuanto a volumen de arcilla fue de

55%.

2.2.3.2 Porosidad

La porosidad del yacimiento fue calculada utilizando los registros de densidad, en los pozos

donde fue posible, mediante la siguiente relación:

minmax

min

GRGR

GRGRVsh

b

sh

t

t

shsh

RR

RR

R

RV

1

max

max

fma

bma

Mientras que para los pozos donde no se dispone de registros de porosidad, ésta ha sido calculada

utilizando transformadas desarrolladas a partir del volumen de arcilla (Vsh) y la porosidad

obtenida de los núcleos

Se determinó de esta forma la porosidad en 14,0% para el miembro C-3-X y 13,95 % para el

Miembro C-4-X

2.2.3.3 Saturación de agua.

La saturación de agua del yacimiento C-4-X.01, ha sido calculada mediante un modelo

desarrollado con datos de núcleos de los miembros C-3-X y C-4-X. El modelo está basado en la

saturación de agua (Sw) contra la altura sobre el nivel de agua libre y la calidad de roca

yacimiento, para ello fueron utilizadas las medidas de presión capilar relativas para gas-agua y

petróleo-agua disponibles. La saturación de agua calculada usando la función J de Leverett (SwJ)

fue verificada contra las saturaciones obtenidas de los tapones de núcleos.

El modelo desarrollado expresa la saturación como una función de la porosidad y la

permeabilidad, las cuales representan las propiedades de las rocas y la altura sobre el nivel de

agua libre, la cual representa la presión capilar. Las propiedades de los fluidos y la

“humectabilidad” de las rocas son normalmente asumidas como constantes dentro cada régimen

de fluidos del yacimiento.

El modelo de saturación utilizado divide la saturación de agua en dos fracciones; la saturación de

agua irreducible (Swirr) y la saturación de agua capilar connata (asumiendo condiciones

estáticas). Este es un concepto conocido y utilizado en la industria. La saturación de agua

2

1

c

Vc sh

irreducible puede ser considerada como una propiedad de las rocas, mientras que la saturación de

agua capilar connata como una propiedad dependiente de la altura.

A continuación se describen los pasos para el desarrollo de la función “J” de Leverett

normalizada utilizada para el cálculo de la saturación de agua (SwJ).

Cálculo de la Swt normalizada:

En donde:

Swn = Saturación de los tapones de núcleos

Swt = Saturación de agua total

Swirr = Saturación de agua irreducible

Para la zona de transición:

En donde:

En donde:

a y b = constantes de regresión

J = función de Leverett

Pc = Presión capilar

σ = Tensión superficial

Ө = Angulo de contacto

Klab = Permeabilidad de los tapones

)1(

)(

irr

irr

Sw

SwSwtSwn

bJaSwn

lablablab PhiTKPcJ /)cos/(

PhiTlab = Porosidad total de los tapones

Swt en el yacimiento:

En donde:

En donde:

Δρ = densidad del agua

g = constante de gravedad

h = altura sobre el nivel de agua libre

La saturación de agua irreducible (Swirr) proveniente de los datos finales de presión capilar en

donde se hace igual a la saturación de agua (Sw) cuando la presión capilar es 50 o 60

LPPC. Los datos de permeabilidades relativas aire-agua y petróleo-agua pueden ser fusionados

por ser los valores finales muy similares, como se observa en las relaciones siguientes:

Para el modelo final de saturación de agua se tiene que la ecuación final se expresa de la manera

siguiente:

Luego de la evaluación petrofísica de 109 pozos que atravesaron el yacimiento utilizando el

modelo de saturación de agua mediante la función “J” de Leverett normalizada (SwJ) promedio

b

resJaSwn

resresres PhiTKr

ghJ /

)cos(

)(

240cos24cos; AguaAire

2560cos50cos; AguaPetroleo

irrirr SwSwSwnSwt )1(

para el yacimiento C-4-X.01 ha sido determinada en 0,3167 para el Miembro C-3-X y 0,2844

para el Miembro C-4-X.

2.2.3.4 Permeabilidad

La permeabilidad del yacimiento, ha sido determinada mediante la transformada obtenida de la

relación entre la porosidad y la permeabilidad, de los núcleos pertenecientes a los miembros C-3-

X y C-4-X

) 2 1 ( 10 d d k

La permeabilidad promedio para el Miembro C-3-X del Yacimiento C-4-X.01, calculada para 109

pozos, quedó determinada en 30.84 mD.

La permeabilidad promedio para el Miembro C-4-X del Yacimiento C-4-X.01, calculada para 109

pozos, quedó determinada en 64 mD.

2.2.3.5 Valores de corte “Cut-Off”

Siguiendo el modelo petrofísico y los gráficos de sensibilidad para el yacimiento C-4-X.01 se

determinaron los valores de corte para determinar los espesores de arena neta y arena neta

petrolífera para todos aquellos intervalos que cumplieran con las siguientes condiciones:

Arena Neta: Vsh ≤ 0,55

Arena Neta Petrolífera: Vsh ≤0,55; ø ≥0,08 y Sw ≤0,50

Los resultados obtenidos del estudio petrofísico del yacimiento, se resumen en la siguiente tabla:

Porosidad (v/v) Sw (v/v) So (v/v) K (mD)

C3X 0,141 0,3167 0,6833 30,84

C4X 0,139 0,2844 0,7156 64,69C-4-X.01

Yacimiento

Tabla 2.1 Propiedades petrofísicas del yacimiento C-4-X.01


2.2.4 Propiedades de los fluidos del yacimiento.

La historia de producción/presión indica que los fluidos del yacimiento se encontraban sub-

saturados a la presión original y no existía capa de gas original. El mecanismo de producción

predominante para el yacimiento es el de empuje por gas en solución. A continuación se presenta

una tabla resumen de las propiedades físicas del yacimiento. En la tabla 2.2 se resumen las

propiedades físicas del yacimiento.

Presión inicial 3510 Lpc

Presión de burbuja 3150 Lpc

Espesor promedio 210 Pies

Área 7791 Acres

Permeabilidad absoluta 30-64 mD

Porosidad 14 %

Saturación de petróleo 70 %

Gravedad API 37° API

Tabla 2.2 Propiedades físicas del yacimiento.


CAPITULO III

MARCO TEORICO

3.1 Antecedentes.

Chirinos Lidsky (2008), quien elaboro un estudio titulado. “Caracterización Geomecanica del

Yacimiento C-X del Lago de Maracaibo”. El objetivo de esta investigación es elaborar una

caracterización Geomecanica del yacimiento C-X, en base a la información de análisis de núcleos

y de perfiles pertenecientes a siete pozos perforados en el área.

La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la metodología utilizada

por el autor para la determinación de las propiedades elásticas estáticas de las rocas a partir de

núcleos.

González G., Geraldine y Hernández P., Gericar M (2008), quienes elaboraron un estudio

titulado. “Análisis y Diagnostico de la Producción de Arena en los pozos Completados en el

Yacimiento SANTA BÁRBARA, área LL-652, Lago de Maracaibo”. La metodología utilizada

fue de tipo descriptiva, explicativa y de campo, llevada a cabo en tres fases: la primera consistió

en el análisis de la información mineralógica, granulométrica, petrofísica y propiedades

mecánicas del yacimiento, en la segunda fase se revisó la condición actual de completación y

producción de los 70 pozos activos y por último se realizó una evaluación de técnicas de control

disponibles para ser aplicadas en los pozos completados en el yacimiento.


por los autores para el cálculo de la caída de presión crítica generada a partir de datos

experimentales de esfuerzos.

Gamez y Peña (2007). Quienes elaboraron un estudio titulado. “Análisis del origen de la

producción de arena/finos de formación en el yacimiento C-2, VLE-305 de la U.E. Lagocinco”.

La metodología utilizada fue el estudio detallado de las condiciones geomecanicas, yacimiento y

diferenciales de presión.


por el autor para el análisis del origen de la producción de arena.

Candiales Luis (2006). Quien elaboro un estudio titulado. “Caracterización Petrofisica

Geomecanica integrada de un Yacimiento Eoceno del lago de Maracaibo”. La metodología que

se pretendió seguir comprende la recopilación y validación de información, análisis de las

relaciones entre variables y su integración, estimar los parámetros necesarios para caracterizar y

suministrar la información necesaria para optimizar las estrategias de explotación en función de

las características de la roca.


por el autor para la estimación de los parámetros de corte en función de los modelos petrofisicos

calculados.

Bravo y Pedrozo (2005). Quienes elaboraron un estudio titulado “metodología para la predicción

de la producción de arena en pozos productores de hidrocarburos”. Desarrollaron una

metodología partiendo de un modelo de predicción como lo es la caída de presión critica total

(Critical Total Drawdwn CTD) basado en un estudio detallado de las condiciones geomecánicas,

yacimiento y producción del pozo.


por los autores para la predicción de la producción de arena.

Bravo Leonardo (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterizacion Geomecanica de los

yacimientos H-SB, H-1, H-2, H-A, H-B, H-C y H-D”. El objetivo de esta investigación fue la

caracterización geomecánica para la generación de información necesaria para optimar las

estrategias de explotación. Donde se determino la magnitud de las propiedades geomecánicas

para el yacimiento en estudio.


por el autor para la generación de los modelos estáticos de consolidación de las rocas.

Chacin Belkys (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización Geomecánica del

Yacimiento C-Superior, VLE-198”, El objetivo principal de esta investigación fue la

caracterización geomecánica a partir de registros acústicos bipolares en el yacimiento C-superior

del área VLE-198 mediante la evaluación de diversos parámetros que permitieron la relación de

los esfuerzos con resistencia de la formación, asociados con eventos con eventos operacionales

que tienen gran influencia en cualquier problema de estabilidad del hoyo, arenamiento,

fracturamiento y actividades de perforación direccional.


por el autor para el cálculo de la caída de presión crítica generada a partir de datos experimentales

de esfuerzos.

Contreras Marcos (2005). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización integral del

yacimiento C-2-X.37, Unidad de Explotación Centro Sur Lago”, El objetivo de esta

caracterización fue obtener valores con mayor certidumbre, que permita cuantificar las reservas

recuperables que se tengan en el yacimiento, con la finalidad de contribuir a definir un plan de

explotación


por el autor para la determinación de los parámetros petrofisicos a partir de análisis

convencionales y especiales de núcleo.

Paradela Lizbella (2004). Quien elaboro un estudio titulado “Caracterización Petrofisica y

Sedimentologica mediante el escalamiento núcleo-Perfil del Yacimiento “E” Costa Afuera del

Oriente de Venezuela”, El modelo petrofisico se realizo a partir de la información de núcleo,

muestra de pared, así como también de los registros. El modelo petrofisico abarco la

determinación de los parámetros petrofisicos, la identificación y caracterización del tipo de roca,

la correlación núcleo perfil y la determinación de las unidades de flujo.


por el autor para la determinación de los parámetros petrofisicos, la caracterización del tipo de

roca y la correlaciones núcleo perfil.

Vásquez y otros (1999), quienes elaboraron un estudio titulado “The diagnosis, well damage and

critical drawdown calculations of sand production problems in the Ceuta field, Lake Maracaibo,

Venezuela”, en el cual utilizaron una metodología de análisis de problemas de producción de

arena, así como también del daño causado a los pozos del área sur 2 del campo Ceuta. En este

campo la producción de arena, no se esperada debido a que el yacimiento está compuesto por

arenas consolidadas ubicadas a profundidades de 16000pies, con valores de UCS mayores a

6000lpc.

Los autores recopilaron información correspondiente a la producción de arena y la analizaron de

acuerdo con un marco geomecánico, con lo que determinaron el daño del pozo y problemas

ocasionados durante el cambio de reductores del flujo; esta información les permitió identificar

tres etapas de producción de arena, así como también determinar la cantidad de producción de

arena acumulada, luego de haber integrado dicha información con datos de producción.

Luego elaboraron un modelo esférico para calcular el tamaño de la cavidad alrededor de los

revestidores, utilizando información geomecánica de núcleos del área y de registros sónicos, con

lo cual lograron calcular los diferenciales de presión críticos, concluyendo que el control de estos

valores es la solución para la producción de arena en la mayoría de los pozos e igualmente el

fracturamiento hidráulico y la desviación de pozos en la dirección correcta.

La relevancia de esta investigación para el presente estudio, radica en la importancia que dan los

autores en cuanto al control de las caídas de presión y el uso de reductores de flujo para el control

operacional de la producción de arena.

3.2 Producción de arena.

A medida que el yacimiento descarga petróleo hacia el pozo, con el tiempo se va acumulando

arena y sedimento en el fondo del pozo. Esta acumulación puede ser de tal magnitud y altura que

puede disminuir drásticamente o impedir completamente la producción del pozo. Los casos de

arenamiento son más graves y más frecuentes cuando los estratos son deleznables. Cuando se dan

estratos de este tipo, la terminación del pozo se hace de manera que, desde el inicio de la

producción, el flujo de arena y sedimentos sea lo más leve, por el más largo tiempo posible.

Este fenómeno se debe a que la formación no tiene la suficiente fuerza para soportar los esfuerzos

desestabilizadores, compuestos por esfuerzos de arrastre generados por los movimientos de

fluidos a través de si misma y esfuerzos creados por los gradientes de presión en la vecindad del

pozo. La resistencia al arenamiento viene dada por la consistencia mecánica de la formación y

por la capacidad de los granos individuales de las arenas de oponerse a ser transportados a través

de las perforaciones por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el pozo.

En este sentido el arenamiento se caracteriza por la presencia de pequeñas partículas de roca

(denominado arena), generalmente de dimensiones y angularidad definida y constante, disuelto

en los fluidos producidos (gas, petróleo o agua), es característico en pozos completados en

formaciones no-consolidadas. Sin embargo, ha sido observado en pozos completados en

formaciones consolidadas.

Es preciso señalar que según la cantidad de arena producida, se pueden describir tres grados de

severidad del problema de arenamiento entre los cuales destacan los siguientes casos:

Cuando la producción de arena es baja; ocasionando desgaste del equipo, que tiene que ser

reemplazado; a veces también es necesario disminuir la producción para que no ocurra dicho

fenómeno y por lo tanto crea un potencial de producción diferido.

Cuando la producción es moderada; adicionalmente al impacto técnico, también ocurre

taponamiento en tuberías que causan el cierre del pozo, lo cual implica gastos económicos

adicionales en cuanta a RA/RC se refiere y la pérdida total de producción del mismo.

Cuando la producción de arena es muy alta (mayor gravedad); ya que ocurren todos los

problemas técnicos y económicos anteriormente descritos, y de igual manera la arena

producida deja cavernas enormes alrededor del revestidor y que podrían colapsarlo

perdiéndose por completo el pozo. Un pozo con problema de arenamiento que no se le preste

la atención necesaria, irá progresando por estos tres casos y su condición ira empeorando con

el tiempo, por lo cual se debe evitar a todo costo llegar a este último.

Figura 3.1 Producción de arena

(Fuente: Gesto, 2005)

3.3 Causa de la producción de arena.

Falta de compactación y cementación de los granos de arena existentes en una formación,

esto ocurre cuando las fuerzas granulares de cementación, fricción intrergranular, gravedad y

capilaridad (fuerzas que mantienen los granos en su lugar) son excedidas por la fuerza de

drenaje aplicadas a la formación durante el flujo de fluidos. Lo cual depende de los diferentes

procesos geológicos a los que han sido sometidos durante largos periodos de tiempo, o al

desgaste posterior de los mismos, llegando a ser insuficientes para mantenerse unidos por el

agotamiento de presión y por el paso de fluidos a través de ellos. Por lo general los

sedimentos más antiguos tienden a estar más consolidados que los recientes. Lo que significa

que la producción de arena constituye un problema cuando se origina en formaciones

sedimentarias terciarias que son superficiales y geológicamente más jóvenes caracterizadas

por poseer poco material cementante que mantenga unidos los granos de arena.

La disminución de la presión de yacimiento y/o agotamiento, la presión del yacimiento

sustenta parte del peso de la roca suprayacente, a medida que esta presión se agota a lo largo

de la vida productiva del pozo se pierde el soporte que poseía ésta, generando una cantidad

creciente de esfuerzo en la arena de formación. En un momento determinado, los granos de

arena de formación podrían separarse de la matriz o triturarse, lo cual generaría finos que se

producen conjuntamente con los fluidos del pozo, la compactación de la roca del yacimiento

por reducción de presión de poro podría ocasionar la subsidencia de la superficie. El

incremento de la caída de presión genera mayores esfuerzos efectivos en torno al pozo; y si

tales esfuerzos exceden la resistencia de la roca en esta geometría, la roca fallará pudiendo

producir arena, lo que además puede generar mayores esfuerzos de corte alrededor del pozo,

conduciendo posiblemente a la producción de arena.

Esfuerzos presentes en la formación, cuando los esfuerzos desestabilizadores supera la

resistencia mecánica de la formación, esta puede ceder, originando desprendimiento de

partículas de arenas.

Las fuerzas de arrastre ocasionadas por los fluidos producidos, las cuales aumentan con las

altas tasas de flujo y con la viscosidad del mismo, reduciendo la permeabilidad. Si el material

cementante entre los granos de arena no suministra suficiente fuerza de cohesión para

soportar estas fuerzas, entonces los granos de arena se separan, son arrastrados por los fluidos

y poco a poco van obstruyendo los canales de flujo.

Altos cortes de agua: Estos reducen de la tensión superficial y por lo tanto de la presión

capilar, las cuales actúan como fuerzas cohesivas entre los granos que conforman el medio

poroso. Al igual que disminuyen la resistencia de la formación debido a la disolución o el

hinchamiento de las arcillas que actúan como material cementante entre los granos de arena

que fueron inicialmente depositados. Como también producen reacciones o cambios químicos

en la matriz de la roca ocurridos por diferente composición química del agua contenida en el

acuífero que contribuyan a la pérdida de dicho material cementante y/o arcilla. Se ha

demostrado que la producción de agua restringe severamente la estabilidad del arco de arena

que rodea una perforación, lo que a su vez da inicio a la producción de arena.

El segundo mecanismo mediante el cual la producción de agua afecta la producción de arena

está asociado a los efectos de permeabilidad relativa. A medida que aumenta el corte de agua,

disminuye la permeabilidad relativa al crudo, por lo cual se requiere un diferencial de presión

mayor para producir crudo a la misma velocidad y debido a esto todo aumento del diferencial

de presión en la zona cercana a la cara de la formación genera una fuerza de cizallamiento

mayor en los granos de arena de la formación; también en este caso, el aumento de los

esfuerzos puede desestabilizar el arco de arena alrededor de cada perforación y como

consecuencia iniciar la producción de arena.

Los incrementos bruscos en la tasa de producción, para lo cual se debe generar una baja

presión de fondo fluyente, ocasionan un aumento de gradiente de presión frente a la cara de la

arena, en el caso de pozos completados a hoyo abierto, o alrededor de la cavidad de una

perforación para el caso de pozos entubados, provocando el colapso de la roca y dando lugar

a la producción de arena. La producción de fluidos de yacimientos genera un diferencial de

presión y fuerzas de arrastre friccional que pueden combinarse para vencer la resistencia a la

compresión de la formación, esto significa que existe una tasa de flujo crítica para la mayoría

de los pozos por debajo de la cual el diferencial de presión y las fuerzas de arrastre no son lo

suficientemente grandes como para exceder la resistencia a la compresión de la formación y

ocasionar la producción de arena. La tasa de flujo crítica de un pozo podría determinarse

aumentando lentamente la tasa de producción hasta que se detecte producción de arena (esto

se refleja en cambios bruscos de reductores).

Daño de formación, el cual crea un "skin damage" (costra de permeabilidad reducida) en la

vecindad del pozo y esto a su vez causa una caída de presión adicional en las inmediaciones

del pozo. Este excesivo gradiente de presión cercano al pozo causa una concentración de

esfuerzos de corte en la matriz geológica y si estos esfuerzos son mayores que la resistencia

mecánica de la formación entonces habría un colapso del esqueleto mineral de la misma.

3.4 Enfoque Geomecánico del arenamiento.

La producción de arena puede iniciarse durante la etapa de perforación y mantenerse hasta el

agotamiento del yacimiento. En el subsuelo, los principales factores que controlan si un

yacimiento fallará mecánicamente son la resistencia de la roca, el esfuerzo efectivo ejercido sobre

la formación una combinación de los esfuerzos terrestres principales que actúan sobre la roca,

menos la presión de poros y los esfuerzos introducidos por la perforación, la terminación y la

producción.

El arenamiento tiene su origen cuando los esfuerzos desestabilizadores (esfuerzos de arrastre y

gradiente de presión) son mayores que la resistencia mecánica de la formación. Cuando estos

esfuerzos son mayores que la resistencia ocurre una inestabilidad causando desprendimiento del

material de la formación. Este desprendimiento puede ser en forma de granos individuales de

arena que se producen continuamente o pedazos enteros de la formación.

Este desprendimiento de partículas no ocurre súbitamente, sino que va aumentando hasta llegar a

cantidades catastróficas de arena, por lo que se deben identificar los pozos que estén

produciendo poca cantidad de arena para tomar medidas especiales, ya que una vez que estos

llegan a tasas críticas no hay manera de detener la producción de la misma.

Los esfuerzos desestabilizadores pueden ser estimados conociendo las tasas de flujo por unidad

de área, gradientes de presión en el pozo y las permeabilidades de la formación.

Por medio de la ley de Mohr-Coulomb se sabe que la resistencia mecánica de la formación es

función directa de los esfuerzos efectivos; y por lo tanto tenemos que determinar los esfuerzos

totales y las presiones de poro en la vecindad del pozo. Estos valores de esfuerzos efectivos serán

usados conjuntamente con los resultados de ensayos de laboratorio para poder estimar la

resistencia al corte de la formación. Esta resistencia al corte representa la resistencia de la

formación en su estado virgen, ya que está basada en información de núcleos tomados durante la

etapa de perforación. Cualquier daño mecánico a la formación por las actividades de

completación, producción y estimulación no será reflejado en los resultados de los ensayos

geomecánicos y por lo tanto se deben evaluar los efectos sobre la formación de todas las

actividades antes mencionadas.

3.4.1 Efecto de la geomecánica.

Los esfuerzos horizontales mínimos y máximos existentes, tienen efecto sobre la sobrecarga

efectiva y esta no es mas que la diferencia entre los esfuerzos de sobrecarga calculados

(Psobrecarga) y las Presión del yacimiento (Pyac), a medida que se esta perforando un pozo y a

su vez explotando el yacimiento; la Pyac disminuye y la Psobrecarga se hace cada vez mayor; si

las rocas predominantes en el mismo son arcillas migrables, esto acelera el proceso y hace que

comiencen a migrar de manera mas rápida provocando y causa el taponamiento de las gargantas

porales.

3.4.1.1Características:

La disminución de Pwf causa un aumento en el esfuerzo tangencial y una disminución del

efecto radial.

El aumento del drawdown (diferencial de presión yacimiento-pozo) causa un aumento en los

esfuerzos de corte hasta alcanzar el límite de resistencia al corte.

3.4.2 Esfuerzo: Definición y tipos.

El esfuerzo («estrés») se define como la fuerza por unidad de superficie que soporta o se aplica

sobre un plano cualquiera de un cuerpo. Es decir, es la relación entre la fuerza aplicada y la

superficie sobre la cual se aplica.

Dado que existen fuerzas del cuerpo y fuerzas de superficie, los esfuerzos causados por esas

fuerzas serán de distintos tipos. En Geomecánica, nos interesan los esfuerzos causados en las

rocas por la gravedad y los que son causados por fuerzas independientes de la masa del cuerpo en

cuestión, es decir, fuerzas de superficie, tal como las habíamos definido previamente.

La gravedad crea el esfuerzo llamado presión litostática, que es el esfuerzo que sufre un

determinado punto de la Tierra debido al peso de las rocas que tiene encima. Puede establecerse

una comparación con la presión hidrostática en los líquidos, que es igual al esfuerzo creado por la

columna de líquido que hay encima de un determinado punto del mismo. La presión hidrostática

es igual en todas las direcciones, de forma que no sólo actúa en la vertical. Esto puede

comprobarse sumergiendo un pequeño globo esférico inflado de gas en una piscina o tanque: el

globo va perdiendo volumen al ser sumergido, debido a la presión que ejerce el líquido, pero su

forma sigue siendo esférica, lo que indica que se comprime en todas direcciones por igual. La

presión litostática se calcula mediante la fórmula: P = ρ * g * z

Donde ρ es la densidad media de las rocas que hay por encima del punto, g el valor de la

aceleración de la gravedad y z es la profundidad. La presión litostática en la base de una corteza

continental normal de unos 35 km. de espesor es, aproximadamente, de 10 kbars o 1Gpa.

La presión litostática no suele ser de tipo hidrostático, salvo que las rocas se comporten como

líquidos, lo cual sucede en los magmas. En general, por tanto, el esfuerzo en la dirección vertical

al que está sometido un punto de la Tierra con detenimiento, es igual a la presión litostática,

mientras que el esfuerzo en cualquier otra dirección, suele ser diferente, ya sea por los esfuerzos

generados por el movimiento de las placas tectónicas o por las propiedades mecánicas de la roca.

Un esfuerzo que actúe perpendicularmente a un plano se denomina esfuerzo normal, y uno que

actúe paralelamente a un plano, esfuerzo de cizalla, y se denotan con las letras griegas σ (sigma)

y τ (tau) respectivamente. Dado que vamos a operar siempre con esfuerzos compuestos, el

esfuerzo normal es el que tiende a comprimir o separar, según sea compresivo o tensional, las dos

partes del cuerpo que quedan a ambos lados del plano sobre el que actúa. En cambio, el esfuerzo

de cizalla tiende a romper el cuerpo por ese plano y a desplazar las dos mitades del cuerpo una

junto a la otra.

3.4.2.1. Tensor esfuerzo

Cualquier punto del interior de la Tierra está sometido a un complejo sistema de esfuerzos. Esto

es debido a que sobre él actúa el peso de las rocas que tiene encima, que no sólo se aplica en

dirección vertical sino que es en cierto modo transmitido en todas las direcciones, aunque no

siempre con el mismo valor. Además, las rocas adyacentes pueden transmitirle fuerzas que

pueden provenir de causas diversas. El conjunto de fuerzas que actúan dan, a su vez, esfuerzos

sobre todos y cada uno de los planos que pasan por el punto. Puede considerarse que los

esfuerzos que actúan sobre cada plano se componen dando un único esfuerzo resultante. No

obstante, dado que por un punto pasan infinitos planos, habrá infinitos vectores esfuerzo

actuando. Además, la configuración de los esfuerzos puede variar de un instante a otro.

En física e ingeniería un tensor es lo que en matemáticas se conoce como campo tensorial, es

decir una función que asocia a los puntos del espacio una función multilineal. Los tensores son de

importancia en física e ingeniería por que pueden expresar las leyes de la naturaleza de manera

independiente del sistema de coordenada que se utilice. Puesto que las propiedades de los sólidos

y fluidos no dependen del sistema de coordenadas elegido para su estudio, las ecuaciones de la

mecánica de medios continuos tienen forma tensorial. Es decir, las magnitudes básicas que

aparecen en la mecánica de medios continuos son tensores, lo cual permite escribir las ecuaciones

en una forma básica que no varia de un sistema de coordenadas a otro.

Se define estado de esfuerzo como el conjunto de los infinitos vectores esfuerzo que actúan sobre

los infinitos planos que pasan por un punto, en un instante dado. Esto no es ya una magnitud

vectorial, sino una cantidad física compuesta de infinitos vectores, que se denomina un tensor de

segundo orden.

Normalmente, un tensor de segundo orden necesita 9 cantidades o componentes para ser

definido. En el caso del tensor de esfuerzo, se eligen los tres planos, perpendiculares a cada uno

de los tres ejes cartesianos de coordenadas y se escogen, en cada plano, tres componentes del

vector esfuerzo que actúa sobre él: la componente normal y las dos componentes de cizalla que

actúan según las direcciones paralelas a los ejes de coordenadas paralelas al plano (Figura 3.2).

Figura 3.2. Estado de esfuerzos en un punto del subsuelo

(Fuente: Rivas, 2009)

Las componentes se expresan simplemente por su intensidad, pues las orientaciones de cada una

son fijas y siempre paralelas a uno de los ejes de coordenadas. Si se cambia el sistema de ejes

cartesianos elegido, pero no el estado de esfuerzo, las componentes del tensor de esfuerzo

cambian, pero el tensor no cambia. Es decir, las componentes sobre los tres planos

perpendiculares cambian, pues al cambiar los ejes, cambian los planos. Pero las 9 nuevas

componentes expresan lo mismo, sólo que en relación a otro sistema de referencia. Esta

declaración es de vital importancia para el análisis de esfuerzos en las rocas alrededor de un

hoyo, ya que es conveniente expresar los esfuerzos verticales y horizontales en coordenadas

polares.

3.4.3 Esfuerzos Principales

Cuando el tensor de esfuerzo es conocido en un punto, siempre es posible encontrar un conjunto

de planos en los cuales los vectores de esfuerzo, i T, son normales a ellos. En estos planos los

esfuerzos de corte son cero. Estos son llamados planos principales, y la dirección de sus vectores

normales son llamadas direcciones principales o ejes principales de esfuerzo. Analíticamente es

posible encontrar estos tres planos. Los esfuerzos normales en estos tres planos principales son

llamados esfuerzos principales.

Figura 3.3. Rotación del Tensor esfuerzo, mostrando orientación principal


3.4.3.1 Esfuerzos de tensión

Es la fuerza por unidad de área que actúa transversalmente en una superficie de material sólido,

resistiendo la separación (tracción) y la compresión que tienden a ser producidas por fuerzas

externas.

A su vez éste tipo de esfuerzo puede descomponerse en dos tipos:

3.4.3.1.1 Esfuerzos de tracción

Un esfuerzo de tensión será a tracción cuando actúe de tal forma que hale a la pieza, es decir

cuando las fuerzas resultantes tienen un sentido saliente de la pieza.

Se expresa generalmente en Megapascal (Mpa) en el sistema internacional, y por convención se

toma como un esfuerzo de tensión negativo.

3.4.3.1.2. Esfuerzos de compresión

Un esfuerzo de tensión será a compresión cuando al actuar presione o reduzca a la pieza, es decir,

con dirección entrante hacia la pieza. Por convención, estos esfuerzos son positivos.

3.4.3.2. Esfuerzos de corte

El esfuerzo de corte (cizallamiento), es producido por fuerzas que actúan paralelamente al plano

que las resiste, es por ello que este esfuerzo también puede denominarse esfuerzo tangencial.

Estos esfuerzos, aparecen siempre que las fuerzas aplicadas obliguen a que una sección del sólido

tienda a deslizar sobre otra adyacente.

Figura 3.4. Formas típicas de deformación en el subsuelo


Cuando la recta de acción de una fuerza, es paralela a la cara de un cuerpo, es decir, cuando actúa

paralela al área de aplicación se genera un esfuerzo de corte. Entonces, lo que diferencia a ambos

esfuerzos (normal y de corte) es la posición relativa que existe entre la fuerza aplicada y el área

sobre la que se aplica

3.4.3.3. Esfuerzos normales y tangenciales entre partículas

Los esfuerzos normales están directamente relacionados con la superficie específica del material,

se define como la magnitud del área por unidad de masa y la cual sirve de indicador sobre la

influencia relativa de las cargas eléctricas sobre el comportamiento de la partícula. Por lo tanto

materiales de gran tamaño (bolos, grava, arena) tienen baja superficie específica en comparación

con materiales de partículas finas como los limos y arcillas.

Las partículas de la formación poseen cargas eléctricas en su superficie y por lo tanto atraen iones

con el fin de neutralizar su carga eléctrica total. A su vez, estos iones atraen moléculas de agua; y

el agua es atraída directamente a la superficie de las partículas de suelo. De aquí que todas las

partículas de la formación tiendan a estar rodeadas de una capa de agua.

En materiales geológicos formados por partículas equidimensionales de mayor tamaño (arenas

redondas uniformes), los esfuerzos se transmiten a través de la formación por las fuerzas de

contacto mineral-mineral entre partículas. En formaciones formadas únicamente por pequeñas

laminillas arcillosas (lutitas y/o arcillas) orientada cara con cara, los esfuerzos se transmiten a

través de fuerzas eléctricas de largo alcance, pudiendo estar las partículas separadas por largas

distancias. La transmisión de esfuerzos en formaciones mixtas se produce por un proceso

intermedio, (Vázquez, 1991).

La resistencia tangencial entre partículas de una formación se debe a los enlaces de adhesión en

los puntos de contacto. Esta resistencia tangencial viene determinada principalmente por la

magnitud de la carga normal aplicada, por lo que el comportamiento general es de naturaleza

friccional.

3.4.3.4. Esfuerzos en sistema de partículas

En un material geológico real, es imposible estudiar las fuerzas existentes en cada punto de

contacto entre los granos. Por esta razón, es necesario emplear el concepto de esfuerzo utilizado

en la mecánica de medios continuos. Este considera que los esfuerzos que existen en una masa de

suelo son el resultado de su propio peso y del efecto de fuerzas exteriores aplicadas sobre él.

3.4.3.5. Esfuerzos geoestaticos

Los esfuerzos en el interior de un suelo son producidos por las cargas exteriores aplicadas al

mismo y por el peso del propio suelo.

Con mucha frecuencia, la superficie de los suelos sedimentarios es horizontal y su naturaleza

varía muy poco en esta dirección, por lo que no existen esfuerzos tangenciales sobre los planos

verticales y horizontales, esto da lugar a un sistema de esfuerzos muy sencillo que se conoce

como esfuerzos geoestáticos.

3.4.3.5.1 Esfuerzo geoestático vertical o de sobrecarga

Un suelo sedimentario está formado por una acumulación de sedimentos depositados

secuencialmente de abajo hacia arriba. El esfuerzo vertical en cualquier punto del subsuelo puede

definirse simplemente como el peso del suelo a dicha profundidad.

El esfuerzo vertical puede ser estimado de la integral de bg desde la superficie hasta la

profundidad de interés:

D D

bb zgdzv0 0

433.0

Ec 3.1

Donde:

v: Esfuerzo vertical o de sobrecarga, lpc

b: Densidad de la formación gr/cc

Z: Espesor de la formación

3.4.3.5.2 Esfuerzo geoestático horizontal

En depósitos sedimentarios los esfuerzos geoestáticos horizontales son producto de la

compresión vertical del suelo causada por el peso de la columna de los sedimentos acumulados y

de las cargas o esfuerzos que este haya tenido que soportar en el pasado.

El esfuerzo horizontal puede o no ser igual en todas las direcciones del plano horizontal, esto

dependerá del grado de heterogeneidad, de la anisotropía y de los esfuerzos actuantes en la

formación. Si este es el caso, tendremos un esfuerzo horizontal mínimo y perpendicular a éste un

esfuerzo horizontal máximo actuando sobre el plano horizontal. La magnitud de este esfuerzo se

determina a través de pruebas de campo, sin embargo, se puede estimar a partir de la proyección

del esfuerzo vertical al plano horizontal y su relación con ciertas propiedades elásticas de la roca,

a través de la siguiente expresión:

pPvh

11

1 Ec.3.2

Donde:

h : Esfuerzo horizontal mínimo, lpc

v : Esfuerzo vertical o sobrecarga, lpc

: Relación de Poisson

: Constante poroelástica de Biot

Pp : Presión de poros, lpc

El esfuerzo horizontal máximo adiciona la contribución del esfuerzo tectónico al esfuerzo

horizontal mínimo.

tecthH (3.3)

Donde:

H: Esfuerzo horizontal máximo, lpc

tect: Esfuerzo tectónico, lpc

3.4.4. Resistencia

La resistencia se define como el máximo esfuerzo que un material sólido puede aguantar antes de

perder su capacidad de soportar carga. Se distinguen tres tipos de resistencia:

3.4.4.1. Resistencia a la compresión

Capacidad de un material sólido a soportar esfuerzos compresivos.

3.4.4.1.2, Resistencia a la tensión

Capacidad de un material sólido a soportar esfuerzos axiales tensiónales.

3.4.4.1.3. Resistencia al corte

Capacidad de un material sólido a soportar esfuerzos producto del desbalance de las fuerzas

aplicadas.

3.4.5. Elasticidad lineal

La teoría de elasticidad lineal trata con situaciones donde existen relaciones lineales entre la

aplicación de esfuerzos y las deformaciones resultantes. Mientras la mayoría de las rocas se

comportan no linealmente cuando están sometidas a grandes esfuerzos, para cambios

suficientemente pequeños de esfuerzo, este comportamiento puede ser generalmente descrito por

relaciones lineales.

Consideremos una muestra de longitud L y área de sección transversal A = D2, como se muestra

en la Figura 3.5.

Figura 3.5. Elemento sometido a cargas uniaxiales


Cuando la fuerza F es aplicada sobre los extremos de esta superficie, la longitud de la muestra se

reduce a L’. El esfuerzo aplicado es entonces x = F/A y la elongación correspondiente es x =

(L-L’)/L.

Si la muestra se comporta linealmente, existe una relación lineal entre x y x, la cual puede ser

expresada:

xx

1

Ec 3.4

La Ecuación es conocida como la Ley de Hooke, mientras que el coeficiente E es conocido como

el Módulo de Young. Otra consecuencia de la aplicación del esfuerzo x, es un incremento en el

valor D de la muestra.

La elongación lateral es y = x = (D-D’)/D. En general D’ > L’ mientras que y y x se vuelven

negativos. La relación es otro parámetro elástico definido como Relación de Poisson:

x

y

Ec 3.5

La teoría de fallas se remonta al año 1760, cuando el Físico Francés Charles Austin de Coulomb

descubrió que el esfuerzo de corte máximo ocurre en planos a 45 grados con respecto a la carga

compresional. Sin embargo, observó que las fracturas tendían a orientarse en ángulos menores.

Concluyó entonces que esto se debía a la fricción interna impuesta por los esfuerzos

perpendiculares al plano de fractura, lo que a su vez aumentaba la resistencia cohesiva de los

materiales.

De esta forma desarrolló una ecuación, que relaciona el esfuerzo de corte con el esfuerzo normal

al punto de falla.

o Ec

3.6

Donde,

esfuerzo perpendicular es cero,

es el esfuerzo normal en el punto de falla.

Cuando una muestra de cualquier sólido es sometida a esfuerzos, ocurrirá algún tipo de falla, es

decir, cuando se elimine el esfuerzo la muestra no retornará a su forma original. La falla

dependerá del estado de los esfuerzos, del tipo de material y de la geometría de la misma.

También la historia de esfuerzo puede ser importante ya que una falla por debajo de los niveles

de una muestra fresca puede ocurrir debido a la fatiga.

Figura 3.6 Bases del Criterio de Falla de Mohr Coulomb


Carga Compresional

Carga Compresional

Plano de Máximo

Esfuerzo de Corte

Plano de Fractura

Si el esfuerzo radial (confinamiento) es cero, tendremos una prueba de esfuerzo uniaxial (prueba

de compresión no confinada); cuando la prueba se realiza con presiones diferentes a cero se

denomina pruebas triaxiales, sin embargo en este tipo de prueba dos de los esfuerzos principales

son iguales. En la Figura 3.7 se muestra un esquema de las pruebas uniaxiales y triaxiales.

a) Uniaxial b) Triaxiales

Figura 3.7. Pruebas uniaxiales y triaxiales


Las pruebas triaxiales son realizadas incrementando la carga axial y confinamiento

simultáneamente, hasta que se alcanza el nivel de esfuerzo hidrostático, entonces, la presión de

confinamiento se mantiene constante mientras se incrementa la carga axial hasta que ocurre la

falla.

Figura 3.8. Gráfico esfuerzo deformación generalizado


La Figura 3.8 muestra una prueba uniaxial típica, donde se gráfica la carga aplicada en función de

la deformación axial de la muestra

En la Figura 3.8 se pueden observar las diferentes regiones en el comportamiento de un material

sólido sometido a esfuerzos:

3.4.5.1. Región elástica:

La deformación es reversible, una vez eliminado el esfuerzo la muestra vuelve a su estado

original.

3.4.5.2.Punto de cedencia:

Capacidad límite, por encima de ese punto ocurrirán cambios permanentes. La muestra no

retornará a su estado original.

3.4.5.3. Resistencia a la compresión:

Esfuerzo máximo.

3.4.5.4. Región de ductilidad:

Región donde la muestra adquiere una deformación permanente sin perder la habilidad de

soportar carga.

3.4.5.5. Región de fractura:

Región donde la capacidad de soportar carga disminuye tanto como aumenta la deformación.

Para el caso de ensayos triaxiales el comportamiento después de la falla puede variar

dependiendo de la presión de confinamiento utilizada, donde se puede observar que a medida que

la presión de confinamiento es mayor la muestra tendrá mayor capacidad de soportar carga

incluso después de la fractura.

3.4.6 Criterio de Mohr Coulomb

Una teoría o modelo de falla, basada en que la resistencia mecánica de los materiales geológicos

está relacionada con la resistencia al esfuerzo cortante conocido como resistencia al corte, fue

propuesta por los físicos Coulomb y Navier, por lo que recibe el nombre de criterio de Coulomb

o de Navier-Coulomb, aunque como este modelo considera lo propuesto por Mohr se conoce

racionalmente como teoría de falla de Mohr Coulomb. Esta teoría o criterio propone que las rocas

se rompen por planos en los que se cumple la ecuación:

tanCo Ec 3.7

Donde:

: Esfuerzo de Corte

Co: Es la cohesión del material o la resistencia intrínseca de la roca (punto de corte con el eje

de las ordenadas)

: Esfuerzo Normal

: Es el ángulo de fricción interno (pendiente de la recta)

El significado del criterio es el siguiente: si en un plano de una roca el esfuerzo de cizalla supera

la resistencia que la roca opone a la rotura, debida a la cohesión entre las partículas que la

componen y, además, es capaz de vencer la fuerza de rozamiento que se opone al deslizamiento

de los dos bloques de roca a ambos lados de dicho plano, la roca se romperá por él. La ecuación

es la de una recta, llamada línea de facturación y representada como la tangente a los círculos de

Mohr. Supuestamente, cada roca estará caracterizada por una recta de ese tipo.

La pendiente de la recta es el coeficiente de fricción, y su ordenada en el origen es la resistencia

cohesiva. Si en un determinado estado de esfuerzo, el círculo de Mohr para los esfuerzos mayor y

menor no toca a la recta, como en el caso del círculo verde de la Figura 3.9, no se producirá falla

en la roca. Si el círculo toca a la recta, como en el caso del círculo azul, la roca se romperá por

planos que forman con la dirección del esfuerzo menor un ángulo θ .

Figura 3.9. Criterio de Mohr-Coulomb mostrando la zona estable e inestable.


Parece lógico, a primera vista, que una roca sometida a un estado de esfuerzo triaxial podría

romperse si se alcanza el esfuerzo de rotura, que es un determinado valor del esfuerzo diferencial

σ1 −σ3 y que se rompería por los planos que están sometidos al máximo esfuerzo de cizalla τ

max = (σ1 −σ3)/2 , que teóricamente son los que están a 45° de los esfuerzos mayor y menor y

que contienen al esfuerzo principal intermedio. Esto daría lugar a dos familias de fracturas

conjugadas perpendiculares entre sí. Sin embargo, esto no sucede ni en la naturaleza ni en el

laboratorio, y cuando se producen dos familias de fracturas conjugadas, el ángulo menor que

forman está entre 50° y 70° , siendo la bisectriz de este ángulo la dirección de aplicación del

esfuerzo principal mayor. Véase Figura 3.10.

Figura 3.10. Criterio de Mohr-Coulomb representado en un diagrama de Mohr


La razón de que esto suceda es que los planos sometidos al máximo esfuerzo de cizalla, están

sometidos, también, a un esfuerzo normal bastante fuerte, en general, y que ese esfuerzo,

actuando perpendicularmente al plano de posible fractura, tiende a impedir su movimiento,

debido al rozamiento. En efecto, la fuerza de rozamiento que hay que superar para deslizar un

labio de la falla sobre el otro depende del coeficiente de rozamiento, un parámetro característico

del material y del esfuerzo que tiende a juntar ambos labios.

Como ejemplo ilustrativo, en la Figura 3.10 puede apreciarse que para un estado de esfuerzo con

109 1 σ = y 33 3 σ = (el mayor de los círculos de Mohr dibujados), el plano a 45°de 1 σ

,representado por el punto 1 en el diagrama, sufre un τ = 38 , y un σ = 71, mientras que el plano

a60° de 1 σ , representado por el punto 2 , tiene un τ = 33 y un σ = 52 .En el plano a 60° de 1 σ ,

el esfuerzo de cizalla es 5 unidades de esfuerzo menor que en el situado a 45° , pero el esfuerzo

normal es 19 unidades menor. Aunque el plano a 45° sufre un esfuerzo de cizalla mayor, la roca

tenderá a romper por el otro, debido a que el esfuerzo normal que se opone a su deslizamiento es

mucho menor.

3.4.7. Presión de poro de la roca

La presión de poro es la presión que tienen los fluidos dentro de los intersticios de la roca.

Durante el proceso de consolidación de la roca se expulsa el agua y se observa una disminución

de la porosidad. Si la velocidad de deposición no excede la velocidad a la que escapan los

fluidos, entonces la presión de poro que se desarrolla es igual a la presión hidrostática del agua de

formación llamada presión de formación normal. Por el contrario, si el fluido del poro no puede

escapar, su presión comienza a aumentar a valores por encima de las presiones normales. Estas

presiones reciben el nombre de presiones anormales. Las lutitas son formaciones que en

ocasiones presentan presiones anormales. Las presiones de poro en formaciones permeables, por

ejemplo, las areniscas, disminuyen por operaciones de producción normal y reciben el nombre de

presiones subnormales por agotamiento.

Para una apreciación total de los problemas de presiones anormales, se requiere un conocimiento

profundo de la litoestratigrafía de la zona en estudio. También es necesario conocer la

hidrodinámica, características de la estructura, mineralogía, y gradiente geotermal. Si una gran

cantidad de data esta disponible, análisis estadísticos pueden llevarse a cabo con la ayuda de

mapas, con propósitos de predicción, mostrando aspectos como litología, presión y

compactación.

Usualmente una de las etapas que más tiempo lleva en un análisis de predicción de geopresiones

es la recopilación de los datos. Una buena predicción requiere una combinación de datos

geofísicos, geológicos y de perforación. Los datos cuantitativos son aquellos que nos van a

ayudar al calculo de la presión de poro, gradiente de fractura y gradiente de sobrecarga. Por

ejemplo el registro de densidad nos ayuda al calculo de la gradiente de sobrecarga, el registro

sonico o la velocidad de intervalo puede ser usada para calcula el esfuerzo efectivo y la presión

de poro. Los datos cualitativos nos ayudan a predecir donde pueden estar localizadas las zonas de

presión anormal. Por ejemplo los reportes diarios de perforación o los registros de lodo (Mud

Logging) que nos indican donde y cuando ocurrieron eventos que nos pueden indicar presiones

anormales.

En zonas de exploración donde no existen pozos de correlación o estos datos no son confiables

debido a la complejidad geológica del área, se utilizan los datos sísmicos como fuente de

predicción de geopresiones. Actualmente la data sísmica nos puede proveer numerosas pistas

para la detección de presiones anormales La velocidad de intervalo es el parámetro más usado

para el análisis de predicción de geopresiones donde las estructuras no son complejas y la sección

es lo suficientemente grande, es posible evaluar los tiempos de transito y calcular la velocidad de

propagación para cada intervalo en la formación. Esta velocidad no solo esta en función de la

densidad, porosidad y del fluido en la roca, también lo es de las propiedades elásticas y de las

condiciones de los esfuerzos.

El primer paso para el análisis es establecer las curvas del Profundidad /Velocidad trasladadas en

tiempos de transito. La velocidad de intervalo es dependiente de la litología, y para cierta

litología de su estado de compactación, para condiciones normales, la velocidad deberá aumentar

con la profundidad. En conclusión la velocidad para un intervalo dependerá de su máximo

espesor, para una cuenca tectónicamente inactiva.

3.4.7. Mecanismo de falla en formaciones geológicas.

Para un material elástico, la relación entre los esfuerzos de corte y los esfuerzos normales se

pueden describir en forma gráfica mediante un sistema de coordenadas cartesianas, colocando los

esfuerzos normales en el eje de las abscisas y los esfuerzos de corte en el eje de las ordenadas tal

y como se muestra en la Figura 3.11. La forma de utilizar este círculo, llamado círculo de Mohr,

para determinar el mecanismo de falla de la formación, se reduce a definir la envolvente de

ruptura a partir de la cual el material falla, tomando como parámetros la presión de sobrecarga, la

presión de poro y el diferencial de presión entre la formación y el pozo.

De esta forma los mecanismos de falla en las formaciones productoras pueden resumirse

básicamente en cuatro tipos:

Cohesión

Tensión

Colapso de poros

Corte o cizallamiento

Esfuerzo de corte

Esfuerzo de normal efectivoTensi n To

Esfuerzo de corte

Tensi

Colapsode poros

Estable

Inestable

Cohesi ón Co

Resistenciaal corte

ó

Colapsode poros

Estable

Inestable

Cohesi ón Co

Resistenciaal corte

ón To Esfuerzo de normal efectivo

Figura 3.11 Envolvente del círculo de Mohr.


3.4.7.1. Esfuerzo de Cohesión.

La cohesión, se refiere a la fuerza que mantiene unidos los granos de la formación productora e

impiden el flujo libre. La roca adquiere su cohesión, a través de los procesos diagenéticos como

mecanismos de compactación, recristalización y solución. Las rocas que han sufrido poco grado

de compactación y que no poseen mucho material cementante, son fácilmente disgregadas y son

conocidas como friables, este tipo de roca se encuentran por lo general en formaciones someras

no sometidas a intenso tectonismo.

Otro factor que contribuye a la cohesión de la roca, es la fuerza capilar que se produce entre los

granos de la roca y el fluido humectante.

3.4.7.2. Esfuerzo de Tensión.

Las fallas por tensión, ocurren cuando la tasa de producción es tan alta, que crea un diferencial de

presión alrededor del pozo que produce esfuerzos superiores a la resistencia a la tensión de la

formación, originando roturas de ésta.

3.4.7.3. Colapso de poros.

La presión de sobrecarga a la que está sometida la formación, es soportada por los granos que

constituyen el esqueleto mineral del sistema y por los fluidos contenidos dentro del espacio

poroso. De esta manera, el esfuerzo al cual está sometido el esqueleto mineral está en función del

esfuerzo efectivo. Este aumentará a medida que se reduce la presión de poros y puede llegar a

producir roturas en el esqueleto mineral, colapsando los poros.

3.4.7.4. Corte o cizallamiento.

Las fallas de corte ocurren cuando la combinación de esfuerzos intercepta la envolvente de

ruptura del círculo de Mohr, alcanzando su resistencia al corte. La resistencia al corte de los

minerales porosos es variable y aumenta linealmente con los esfuerzos compresionales.

A condiciones de pozo, el círculo de Mohr crece a medida que aumenta el diferencial de presión,

pudiendo alcanzar el punto crítico de falla.

3.4.8. Efecto de otros factores en la resistencia de formaciones geológicas.

La resistencia al corte no solo está influenciada por la presión confinante. Aparte de la presión de

confinamiento el factor que más afecta la resistencia al corte es la porosidad. Si todas las

condiciones son iguales, el ángulo de fricción aumenta a medida que disminuye la porosidad.

Otro factor de importancia es el esfuerzo principal intermedio ya que el ángulo de fricción es

directamente proporcional a su magnitud. Otros parámetros de importancia son aquellos que

involucran la composición de la arena tales como tamaño de grano, distribución granulométrica,

angularidad de partículas y tipo de mineral.

3.4.9. Módulos elásticos dinámicos

3.4.9.1. Modulo de Young

Mide el grado de deformación axial de un material como consecuencia de la aplicación de un

esfuerzo axial, es decir, al aplicar un esfuerzo ( ), en un material oc

en forma proporcional. Este módulo se conoce también como módulo de elasticidad y se obtiene

a partir de la curva tensión – deformación generada a partir del ensayo de compresión simple.

a

aE

Ec 3.8

Donde:

E: Módulo de elasticidad de Young

deformación correspondiente

Un Módulo de Young bajo indica un material con alta deformabilidad, mientras que si E es alto,

es señal de baja deformabilidad. El valor de E para rocas está en el orden de 0.5 y 12 MMlpc,

(Vázquez, 1991)

3.4.9.2. Relación de Poisson.

Se obtiene a partir de las curvas tensión – deformación, generadas a partir de ensayos de

compresión simple. Permite cuantificar el grado de deformación lateral y axial o longitudinal al

aplicar a un material un esfuerzo compresivo (Figura 3.12).

x

y

Figura 3.12 Deformación longitudinal y lateral al aplicar un esfuerzo axial.


Para formaciones consolidadas, la relación de Poisson varía entre 0.15 - 0.25 y para formaciones

no consolidadas puede ser cercana a 0.45.

3.4.9.3. Modulo de corte estático.

Esta propiedad mide la resistencia al corte de la roca cuando ésta se somete a un campo de

esfuerzo. Representa la resistencia a un cuerpo a ser deformado y se define por la siguiente

relación:

1

EG

Ec 3.9

Para un fluido, G = 0, para un sólido, G es un número finito. Para la mayoría de los materiales, el

valor de G corresponde a la mitad de E.

3.4.9.4. Modulo volumétrico estático.

Está definido como la relación del esfuerzo hidrostático (p) relativo a la deformación

volumétrica (v).

El módulo volumétrico es una medida de la resistencia de la muestra a la compresión

hidrostática.

y

pKe

Ec 3.10

El inverso del módulo volumétrico se conoce como compresibilidad volumétrica.

3.4.10. Otros ensayos geomecánicos de laboratorio necesarios para definir las propiedades

de las rocas.

El primer paso en el análisis geomecánico de cualquier formación, lo constituye el conocimiento

de las propiedades mecánicas de la roca. Los medios para llegar al conocimiento de dichas

propiedades lo constituyen las pruebas de campo y los ensayos de laboratorio. Para estos se

necesitan muestras de la formación o núcleos los cuales son utilizados en el laboratorio en

conjunto con equipos especiales con la finalidad de medir ciertos parámetros que dan lugar al

conocimiento de las propiedades mecánicas de las rocas, tales como: Relación de Poisson,

Modulo de Young, resistencia a la tensión y a la compresión y el comportamiento esfuerzo-

deformación.

A continuación se describen los ensayos comúnmente utilizados en el laboratorio.

3.4.10.1. Compresión no confinada.

En este ensayo se comprime un cilindro de roca sin confinamiento hasta alcanzar su resistencia

máxima. Tradicionalmente se mide la resistencia máxima, Módulo de Young y Relación de

Poisson. Existen en la literatura algunas correlaciones que ayudan a la determinación de este

parámetro que vale la pena mencionar ya que son de ayuda cuando no se cuenta con este valor.

3.4.10.1.1. Correlación de Knudsen

Encontró una relación entre la porosidad de la formación y la resistencia a la compresión no

confinada UCS, diferencia una correlación para porosidades menores o iguales a 30% y otra para

porosidades mayores a 30%.

Hasta 30% de porosidad:

UCS = 258 e-9 Ec 3.11

Mayor de 30% de Porosidad:

UCS = 111.5 e-11.6 Ec 3.12

3.4.10.1.2. Correlación de Anderson

Estableció una correlación que permite el cálculo de UCS a partir de otras variables como

volumen de arcilla, el módulo volumétrico, Relación de Poisson y velocidad de la onda

compresional de un registro sónico, cuya expresión es la siguiente:

)78.01(*)21(*))1/()1((***103.3 24220 VshVpKxUCS Ec 3.13

3.4.10.1.3. Ensayo de Compresión triaxial.

En este ensayo se comprime un cilindro de roca, bajo una presión de confinamiento constante,

hasta llegar a su resistencia máxima.

Tradicionalmente se miden para una presión de confinamiento dada: la resistencia máxima, el

Módulo de Young, la Relación de Poisson, el comportamiento esfuerzo deformación y la

resistencia mecánica. Se utiliza con otros ensayos triaxiales adicionales a diferentes presiones

confinantes para generar la envolvente de falla.

Con equipo especializado es posible realizar mediciones acústicas para calcular módulos

dinámicos. Este tipo de ensayo se realiza en una celda triaxial que permite someter la muestra a

diferentes condiciones de presión y temperatura para simular las condiciones de yacimiento.

3.4.10.1.4. Ensayo de cilindro Brasileño.

Este ensayo constituye un efectivo y simple método para medir resistencia a la tensión de un

material frágil. Un ensayo estándar usa una sección diametral con el radio de la muestra

aproximadamente igual a su espesor. Una carga lineal es aplicada a la muestra a través de este

diámetro. La distribución de esfuerzo normal a lo largo del diámetro es uniforme y viene dada

por la siguiente expresión:

Dt

PTo

2 Ec 3.14

Donde:

To: resistencia a la tensión (lpc)

P: carga de compresión (en línea) a falla (lb-f)

D: diámetro del espécimen (pulgadas)

T: espesor de la muestra

3.4.10.1.5. Ensayo de coeficiente de Biot.

Este ensayo realizado en una celda triaxial mide el coeficiente de Biot que describe la eficiencia

de las presiones de fluidos en contrarrestar los esfuerzos totales aplicados.

Este importante parámetro, que oscila entre 0 y 1, sirve para calcular los esfuerzos necesarios

para iniciar y propagar la fractura y también para elaborar correlaciones núcleo-perfil. Este

ensayo se realiza aumentando la presión confinante y la presión de poros simultáneamente a una

tasa constante, hasta que la presión de poros alcance el valor de la presión de yacimientos. Esta

primera parte determina la compresibilidad de grano Cs.

Para la segunda parte, la presión de poros se mantiene constante mientras la presión confinante

aumenta hasta alcanzar al esfuerzo horizontal. Esta segunda parte del ensayo determina la

compresibilidad total Cb del material bajo cargas hidrostáticas.

El coeficiente de Biot, puede ser calculado utilizando la siguiente relación:

= 1- b

s

C

C

Ec 3.15

3.4.11. Campo de esfuerzo.

En cualquier estudio geomecánico resulta de suma importancia conocer el estado de esfuerzos en

la formación y/o alrededor del hoyo del pozo, debido a que estos afectan la resistencia mecánica

de la roca y las fuerzas desestabilizadoras causantes de las fallas. Esta definición de esfuerzos se

logra por medio de la determinación de las magnitudes y direcciones de los mismos y la presión

de poros.

3.4.11.1. Esfuerzo vertical o de sobrecarga.

La magnitud del esfuerzo vertical es expresada en términos de peso de la columna de sedimentos

que se encuentra por encima del tope de la formación en estudio.

En la mayoría de los casos, puede ser obtenido directamente mediante la integración de los

registros de densidad de los pozos del área.

3.4.11.2. Esfuerzo horizontal mínimo.

Es el esfuerzo principal menor que actúa en compresión o tensión. Es determinado mediante

pruebas de campo tales como los Minifrac, Microfrac o pruebas Leak off test extendidas. En

dichas pruebas se rompe la roca por inyección de algún fluido y se determina la presión con la

que se cierra la pequeña fractura, este valor es el equivalente a la magnitud del esfuerzo.

3.4.11.3. Esfuerzo horizontal máximo.

Es el esfuerzo principal mayor que actúa en tensión o en compresión. Es muy complicado la

determinación de la magnitud del mismo, se realiza mediante el uso de correlaciones matemáticas

de acuerdo al comportamiento mecánico de la formación (plasticidad, elasticidad, deformación

permanente, etc.) o por anisotropía de esfuerzos.

Dirección del esfuerzo horizontal máximo.

La determinación de la dirección de este esfuerzo puede realizarse con cierto grado de precisión

si existe información acerca de la dirección y dimensión de los breakouts (alargamiento alrededor

del diámetro nominal del hoyo en una sola dirección y es originado por un esfuerzo de falla de

extensión) y/o fracturas de formación en pozos vecinos. Tal información es obtenida desde

Calipers de 4 brazos y registros de imágenes de pozos (imágenes resistivas o acústicas). Esta

información puede ser analizada utilizando la técnica de inversión de esfuerzos.

3.5. Mecanismo de arenamiento.

Se han identificado dos mecanismos de arenamiento:

La migración de finos correspondiente a la producción de arenas intersticiales, el cual se

caracteriza por preservar la integridad de la roca y la producción de arenas inducida por la

acumulación de esfuerzos que se identifica por destruir la roca y afectar la estabilidad ce la

formación.

La condición de producción de arena en interior del yacimiento se inicia en el momento en que se

presenta un flujo de evacuación del hidrocarburo con una consecuente perdida de presión al

interior del pozo. Dicho flujo ocasiona a demás una condición de erosión del material que inicia

una etapa de migración de manera conjunta con el medio acuoso. Este proceso se puede describir

en tres fases independiente consecuentes una de la otra. En la primera el material se encuentra en

un estado sólido de equilibrio estático. La segunda fase se presenta como un arenamiento o etapa

de semifluidización, que es en la que el material inicia su proceso de migración aunque en

pequeñas cantidades. La última fase es la de flujo, en la cual el material se comporta como un

fluido y viaja a través de su misma estructura granular.

El problema de arenamiento es radicalmente distinto al problema de migración de finos desde el

punto de vista del mecanismo que causa el desprendimiento de las partículas, aunque ambos

están relacionados con el transporte de partículas de la formación. El desprendimiento de

partículas en el arenamiento es causado por una interacción física entre los fluidos y sólidos de la

formación debido a las fuerzas de arrastre y gradientes de presión sobre el esqueleto mineral. La

migración de finos es causada principalmente por una interacción química entre los fluidos y

sólidos de la formación debido a cambios químicos en los fluidos que causan el desprendimiento

de partículas de arcillas. Estas partículas de arcillas pueden migrar y causar taponamiento de los

poros aumentando considerablemente el daño a la formación. Muchas veces los dos fenómenos

están relacionados ya que al movilizarse muchas partículas de finos se puede crear un espacio lo

suficientemente grande para que se mueva una partícula de arena.

En rocas consolidadas, la resistencia al arenamiento viene dada por el grado de estabilidad de las

cavidades producto de las actividades de cañoneo, es decir que la producción excesiva de arenas

va dejando cavidades en la formación detrás del revestidor. Si se deja que la producción de arena

continué, estas vacíos seguirán creciendo alrededor del revestidor dejando a este sin soporte, lo

que puede causar que el mismo colapse. De lo contrario si ellas son estables durante la vida del

pozo, nunca existirá desprendimiento de partículas que son las causantes de dicho problema.

En rocas de arenas no consolidadas la resistencia al arenamiento viene dada por el grado de

estabilidad de las estructuras de puente de arena y/o de arco de arena que se forman en las

entradas de orificios por donde fluye el hidrocarburo; como pueden ser las aperturas de una

rejilla, garganta de poros de las gravas de empaques o los orificios cañoneados.

La estabilidad de estas cavidades está controlada por el estado de esfuerzos alrededor de ellas (el

cual viene dado por el valor de ∆P y la tasa de flujo) y la resistencia de la roca, el compartimiento

de dichas cavidades puede expresarse en tres etapas. En la etapa A la cavidad crece y se

estabiliza para una tasa de flujo Q a una presión P luego de expulsar un poco de arena de la

cavidad. Si se aumenta la tasa de flujo y el diferencial de presión en la etapa B, notaremos que la

cavidad expulsa mas arena y crece en tamaño hasta estabilizarse a una nueva tasa de flujo y

presión. El cambio de flujo causó un crecimiento de la cavidad debido de la producción de arena

de la misma. Esta tasa de flujo y presión puede seguir aumentándose creando más expulsión de

arena, crecimiento de la cavidad y su eventual estabilidad. Este proceso de crecimiento de

cavidad y su eventual estabilización puede seguir hasta que se llega a un valor crítico de flujo y

presión (etapa C), donde ya no puede existir estabilidad de la cavidad. En estos momentos se dice

que la tasa crítica de arenamiento del pozo ha sido excedida y el mismo continuará produciendo

arena sin parar.

3.6 Proceso de manifestación de la producción de arena.

Para detectar la presencia de arena durante la vida productiva de un pozo se realiza en la mayoría

de los casos a través mediciones de sólidos producidos (expresado en libras por 1000 barriles) y

manifestaciones externas tales como desgaste de equipo, limpieza de recipientes, entre otros.

Según estas manifestaciones externas se logran reflejar 4 etapas para los pozos productores de

arena:

Etapa 1: El pozo produce arena sin existencia de manifestaciones externas. Para la detección

de pozos problemas en esta primera etapa se requiere de mediciones de sólidos y en algunos

casos mediciones continuas con sensores especializados. Esta etapa no tiene un costo

asociado por corrección, pero constituye la etapa inicial de un pozo potencialmente

problemático y desde un punto de vista preventivo representa la etapa donde se deben tomar

las medidas iníciales.

Etapa 2: Empieza a notarse desgaste de los equipos de producción, especialmente

estranguladores, válvulas y codos en contacto con los fluidos producidos, a quienes la acción

abrasiva de la arena en el crudo causa desgaste de las paredes. Esta segunda etapa puede tener

un costo asociado bastante alto debido a que generalmente es necesario reemplazar o reparar

equipo dañado. Algunas veces es necesario cerrar el pozo para cambiar equipos desgastados

lo que causa un potencial diferido. En algunos casos extremos las fallas de equipos pueden

causar problemas con los equipos y válvulas de seguridad, creándose situaciones

potencialmente muy peligrosas.

Etapa 3: La producción de arena es todavía mayor y se empieza a taponar la tubería de

producción del pozo, y en muchos casos, los equipos y las líneas de producción en superficie.

Este taponamiento puede ser gradual o a veces súbito, creándose un puente o un tapón de

arena. En algunos casos este taponamiento viene asociado con contaminantes como parafinas,

asfáltenos, escamas, entre otros, que actúan como agentes cementantes entre los granos de

arena, facilitando entonces la formación de tapones de arenas. Con el taponamiento de la

tubería y/o líneas de producción siempre viene asociado un potencial diferido, por

encontrarse el pozo cerrado. Adicionalmente a esta perdida de ingresos está el costo de

reparación del pozo, ya que se necesita limpiarlo por medio de trabajos de guaya, snubbing o

tubería continua.

Etapa 4: La cantidad de arena producida acumulada alcanza proporciones graves y en

formaciones de arenas consolidadas la arena producida deja cavidades en la formación. Esta

arena proviene de los orificios cañoneados los cuales aumentan de tamaño. Este aumento de

tamaño de las cavidades puede ser tan grande, que cavidades de los orificios cañoneados

adyacentes empiezan a unirse creando una mayor cavidad detrás del revestidor. Si esta

cavidad continúa creciendo entonces el revestidor puede quedar sin soporte lateral lo que

pudiera causar falla por pandeo y colapso del mismo. Esta etapa constituye la última y la más

grave, en la vida de un pozo con serios problemas de producción de arenas.

3.7 Clasificación de las formaciones productoras de arena.

La producción de arena es característica de arenas no consolidadas, estas se pueden clasificar en

tres categorías de acuerdo con su grado de friabilidad.

3.7.1 Formaciones totalmente no consolidadas.

Estas arenas no poseen ningún tipo de material de cementación, manteniéndose agregadas

solamente por la pequeñas fuerza de cohesión y compactación. Por lo tanto lo granos son

fácilmente suspendidos en hidrocarburos o agua. Dichas formaciones son altamente móviles y

una gran cantidad de arena puede ser producida o inyectada en ella sin ningún cambio aparente

en las características de la misma. Es difícil perforarlas ya que generalmente colapsan al ser

atravesadas. La producción de arenas se inicia con la producción de fluidos y permanecen

constantes o puede incrementarse hasta alcanzar grandes cantidades.

3.7.2 Formaciones parcialmente consolidadas.

En estas formaciones, el efecto de la cementación intergranular está presente muy débilmente, lo

que reduce la resistencia a las fuerzas de arrastre ejercidas por los fluidos producidos. Cuando se

produce la arena, la remanente se redistribuye y queda menos consolidada o menos empaquetada,

dicha producción se caracteriza por no ser constante y dependiente de la tasa de crudo

determinada, este aporte de arena después de algún tiempo (días o meses) detenerse, debido a la

formación de una cavidad inestable.

3.7.3 Formaciones consolidadas.

En este tipo de formación los granos de arenas están generalmente muy bien consolidados,

pero no son lo suficientemente competentes como para soportar las fuerzas aplicadas

cuando los fluidos son producidos. El arenamiento suele presentarse a tasas de flujo

elevadas. Generalmente producen arena por algunos días para posteriormente declinar la

producción con el tiempo.

3.8 Tipos de producción de arena.

3.8.1 Producción de arena transitoria.

Esto hace referencia a la producción inicial y posterior declinación de la concentración de arena

con respecto al tiempo, bajo tasas constantes de producción. Este fenómeno es frecuentemente

observado cuando el pozo ha sido puesto a producción después de haberse realizado algún tipo de

técnica operacional como: cañoneo, acidificación, cambios de reductor, entre otros. Durante este

lapso, la concentración de arena, volumen acumulado y periodo de declinación varían

considerablemente.

3.8.2 Producción continúa de arena.

Como su nombre lo indica, bajo condiciones constantes o no de producción, existe un aporte

continuo de arena. Ahora bien, puede manejarse una concentración de arena aceptable pero esto

dependerá de algunas consideraciones operacionales como: erosión, capacidad y manejo de arena

en el separador, como también se debe tomar en cuenta el sistema de levantamiento artificial,

ubicación del pozo, entre otros.

A nivel mundial se acepta un volumen promedio de arena entre 6 – 600gr/m3 y 16kg/10

6 m

3

(1lb/MMPCN) en pozos productores de petróleo y gas respectivamente. Gran parte del volumen

de arena producida de una formación se almacena en el fondo del pozo y dependiendo de la

capacidad de levantamiento del fluido producido y de la concentración de arena, puede

eventualmente ocasionar el taponamiento del intervalo cañoneado. Esto ocasiona un a

disminución considerable de la producción de fluidos. La producción normal solo se logra una

vez que haya limpiado el pozo.

3.8.3 Producción catastrófica de arena.

Se refiere al evento donde una alta tasa de flujo causa que el pozo repentinamente muera. La

producción catastrófica se manifiesta inicialmente con una acumulación de arena en las tuberías o

reductor, para posteriormente generar un arrastre masivo de arena obstruyendo el fondo del pozo.

3.9 Cambios en la geometría del fondo de pozo debido a la producción de arena.

La producción de arena genera cambios en la geometría de la cara de la arena productora. Una

medida cualitativa y/o cuantitativa de dichos cambios se ve reflejada en el volumen promedio

acumulado de arena producida. En formaciones que han sido revestidas, cementadas y

cañoneadas, al ser puestas a producción se pueden generar fuerzas de corte sobre los granos de

arena (constitutivas de la matriz de la roca y que están muy cercano y/o alrededor de cada

perforación) ocasionando su desprendimiento paulatino. En consecuencia, se ha generado un

aumento considerable de dicha perforación formando grandes cavidades que en casos muy

severos han ocasionado el colapso del revestidor.

La existencia de dichas cavidades ha sido confirmada en el campo por cambios en el perfil de

densidad y la eficiencia de flujo. Incluso se ha demostrado en el campo que el aumento en

tamaño de dichas cavidades es más severo cuando el pozo ha sido cañoneado en una sola

dirección (0º fase).

Diferentes pruebas realizadas han demostrado que las causas que originan cambios en la

geometría de las perforaciones se deben a:

Disminución de la distancia entre perforaciones como consecuencia del aumento de la densidad

de tiro, sobre todo si se cañonea en una misma dirección (0º fase).

Técnica de operación de cañoneo generado principalmente por una alta condición de desbalance,

generado el movimiento o producción instantáneas de fluidos lo que provoca altos esfuerzos de

corte sobre la cara de la arena.

Mala cementación frente al estrato productor, ya que el revestidor y el cemento actúan como

soporte mecánico de la roca. En ausencia de cemento dicho soporte se minimiza y en

consecuencia se corre un alto riesgo de producción de arena como resultado de la ruptura de la

roca.

Orientación del cañoneo. Es sumamente importante conocer la dirección de los esfuerzos ya que

si en un pozo su cañoneo fue orientado en dirección de sus máximos esfuerzos, el riesgo de

producir arena es mínima y aun cuando el pozo posea una pésima cementación este soportara

como si tuviese una excelente calidad de la misma.

3.10 Operaciones que ocasionan el arenamiento.

Los esfuerzos desestabilizadores y la resistencia mecánica de la formación pueden ser afectados

substancialmente por las operaciones tradicionales de pozos, tales como perforación,

completación, producción y estimulación. Por lo tanto, para poder analizar los fenómenos de

arenamiento se tienen que estudiar no solamente las características mecánicas de la formación a

su estado virgen, sino también, hay que analizar aquellas operaciones de pozos que puedan alterar

los esfuerzos desestabilizadores y la resistencia mecánica de la formación; en tal sentido dichas

operaciones pueden: Disminuir substancialmente la resistencia mecánica de la formación y

aumentar las velocidades de los fluidos los cuales causaran esfuerzos de arrastre excesivos.

3.10.1 Perforación.

Las actividades de perforación causan daños a la resistencia mecánica de la formación, los cuales

son directamente proporcionales a la tasa de penetración de la mecha, adicionalmente el tipo y

calidad de los lodos de perforación pueden afectar de una manera considerable el problema de

arenamiento ya que los fluidos de perforación también pueden ocasionar daños debido a los pesos

demasiados altos que causan rompimiento mecánico de la formación (fractura hidráulica no

planificada) y problemas de invasión de lodos que causan daño de formación en las

inmediaciones del pozo (skin damage) y que además reducen la permeabilidad.

La invasión de filtrado de los fluidos de perforación pueden causar daño debido a:

reordenamiento de arcillas, formación de emulsiones, bloqueo de agua y cambios de

humectabilidad de la roca.

Aunque la perforación siempre va causar algún daño a la formación, se deben optimizar las

operaciones para minimizar dichos daños.

Cabe destacar que los resultados obtenidos usando solamente la información procedente de

ensayos de laboratorio para obtener parámetros geomecánicos, no pueden ser usados

directamente ya que los núcleos son tomados durante la actividad de perforación y el daño a la

formación que esta actividad y la subsiguiente pueden causar podría ser muy grande.

De igual manera ocurre con las conclusiones obtenidas utilizando solamente herramientas de

perfilajes para predecir el arenamiento (como por ejemplo el registro de propiedades mecánicas),

ya que dichos registros se corren a hueco desnudo y por lo tanto no pueden tomar en cuenta el

daño de la formación causado por las actividades de cementación, cañoneo, producción y

estimulación.

3.10.2 Cementación.

Las actividades de cementación pueden fomentar problemas de arenamiento, ya que si se dejan

canales entre la formación y el revestidor, estos se volverán canales preferenciales de flujo donde

las velocidades serán excesivas y por lo tanto causaran mayores fuerzas de arrastre.

Adicionalmente, si el cemento no hace buen contacto con la formación, entonces esta no tendrá

confinamiento y los esfuerzos efectivos serán muy bajos. Debido a la ley de Mohr-Coulomb

sabemos que los esfuerzos efectivos bajos producen resistencias al corte también bajas, por lo

que una mala cementación crearía zonas de baja resistencia alrededor del pozo.

3.10.3 Completación.

Las actividades de cañoneo constituyen uno de los procedimientos mas importantes en la

completación del pozo ya que se crea el contacto final entre la formación y el pozo productor. El

fenómeno de arenamiento en formaciones consolidadas tiene su origen en el mecanismo de

estabilidad de las cavidades producto del cañoneo. En formaciones consolidadas el pozo produce

a través de los orificios de las perforaciones perpendiculares al eje del pozo, las cuales fueron

causadas por las operaciones de cañoneo.

Asimismo, la arena producida que es arrastrada por los fluidos de producción proviene de estos

túneles de cañoneo, por lo que se deben entender los factores que intervienen en la estabilidad de

las actividades de cañoneo para la optimización de las mismas; dichas formaciones no van a tener

problema de arenamiento si estas cavidades son estables durante la vida productora del pozo. El

cañoneo de arenas no consolidadas debe ser con cargas grandes para agujeros grandes que no

generen una caída de presión excesiva en las cercanías del pozo y así evitar el arrastre de

partículas de arena. La planificación de las actividades de cañoneo debe tomar en cuenta las

características de la formación, los equipos en el pozo y las condiciones del pozo al momento del

cañoneo.

Los parámetros geométricos del diseño para el cañoneo del pozo son: densidad de tiros,

profundidad de penetración, ángulo de fases entre tiros, diámetro del perforador. Estos deberán

ser especificados en función de las propiedades mecánicas de la formación.

La completación mecánica (equipo de producción) de un pozo esta íntimamente ligada a la forma

como fue inicialmente perforado y completado el mismo (hoyo abierto o revestido). Si el pozo

fue completado a hueco abierto entonces se debió haber tomado las previsiones correspondientes

para que no exista riesgo de producción de arena. Estas previsiones corresponden cualquiera que

sea el caso empaque con grava, uso de rejillas, forros preempacados, uso de los métodos

químicos, entre otros. Si por el contrario el pozo fue revestido se debe tener cuidado en la técnica

empleada por el cañoneo, de manera que no se corra el riesgo de producir arena. Si se logra esto

se tendrá abierta a producción el pozo en una tasa por debajo de la tasa critica de producción libre

de arena, por lo que no es necesario el uso de ningún tipo de control de sólido como puenteo

mecánico, método químico o alguna otra técnica que evite la producción de arena.

3.10.4 Estimulación.

Es de suma importancia conocer si el en pozo se ha efectuado algún trabajo de estimulación y

analizar cuales han sido los resultados del mismo. De la experiencia que se tenga dependerá el

éxito de las operaciones futuras.

3.10.5 Producción.

Las actividades de producción quizás sean las más perjudiciales desde el punto de vista de

arenamiento, Aquellos pozos que sufren bruscas variaciones de tasas en cortos períodos de

tiempo, debido a las aperturas y cierres de los mismo (por cambios no justificados de reductores

o equipo de superficie), o donde ocurran una baja presión de fondo fluyente, ocasionando un

aumento del gradiente de presión frente a la cara de la arena (pozos completados a hueco abierto)

o alrededor de la cavidad de una perforación (para el caso de pozos revestidos y cementados),

generalmente tienden a convertirse en pozos productores de arenas. En aquellos campos con

algunos “pozos problemas” de arenamiento, los otros pozos tienen que ser sometidos a una

estricta vigilancia durante su etapa operacional para evitar que el problema se extienda a los

pozos sin arenamiento.

3.11 Efectos de la producción de arena.

La producción de arena en los pozos puede ocasionar múltiples inconvenientes, los cuales están

relacionados con las grandes inversiones para el mantenimiento y reparación de equipos,

efectuados tanto en el subsuelo como en superficie. Además, los efectos de la producción de

arena son perjudiciales para la productividad a corto y largo plazo.

A pesar de que algunos pozos producen arena dentro de los límites permisibles y manejables,

estos pozos son la excepción y nunca la regla. Para la mayoría de los casos, pensar en la

posibilidad de tratar de manejar una producción de arena severa a lo largo de la vida del pozo no

es una alternativa operacional económica, atractiva, segura ni prudente. Los problemas más

comunes que ocasiona la producción de arena son:

Reducción de la producción efectiva, causada por el arenamiento del hoyo.

Desgaste de los equipos, especialmente estranguladores, válvulas y codos en contacto con los

fluidos producidos, a quienes la acción abrasiva de la arena en el crudo causa desgaste de las

paredes. Este desgaste puede tener un costo asociado considerablemente elevado debido a que

generalmente es necesario reemplazar o reparar el equipo dañado

Taponamiento de las líneas de flujo, este taponamiento puede ser gradual o a veces súbito,

creándose un puente o tapón de arena, consecuencia de que en algunos casos dicha

obstrucción viene asociada con contaminantes como parafinas, asfáltenos, escamas entre

otros, que actúan como agentes cementantes entre los granos de arena. Con el taponamiento

de la tubería y /o líneas de flujo siempre viene asociado un potencial diferido, por encontrarse

el pozo cerrado, originándose una perdida de ingreso y costo de reparación del pozo.

El deterioro o ruptura del equipo de subsuelo y de superficie, así como de las instalaciones de

distribución y recolección de petróleo ocasionados por el poder abrasivo de la arena,

especialmente si se utilizan bombas de levantamiento artificial. Entre estos equipos se

encuentran:

En las Estaciones de flujo; La arena generada en la producción de pozos, ocasiona daños

severos en partes de las bombas, tales como: válvulas de asiento, empaques y pistones.

Adicionalmente, al efecto que origina en las bombas, la arena gradualmente se deposita en los

tanques, separadores y otros recipientes de las Estaciones de Flujo, afectando su capacidad y

funcionamiento óptimo.

En los Patios de tanque; La arena transportada hacia los patios se deposita en los tanques de

almacenamiento de crudo, lo cual incrementa la frecuencia de trabajos de remoción de

sólidos. En condiciones normales, el mantenimiento de un tanque de lavado debe hacerse

cada 10 años, pero debido al aumento del contenido de arena en el crudo producido, la

limpieza de estos tanques, en algunos casos, se está realizando cada 3 a 5 años, lo que

ocasiona costos adicionales por remoción de sólidos. Adicionalmente, la arena depositada en

los tanques de lavado afecta el proceso de deshidratación y por lo tanto disminuye el tiempo

de residencia afectando la deshidratación del crudo. Estos costos no se han cuantificado.

En los Oleoductos principales y troncales; el transporte de arena con el crudo produce un

efecto erosivo en las tuberías que puede generar roturas y con ello derrames que causan daños

ambientales y costos de reparación

Producción diferida, Si la velocidad de producción es lo suficientemente rápida para

transportar arena hacia arriba por la tubería de producción, esta arena podría quedar atrapada

en el separador, en la tubería de producción y en los tanques, y si el volumen de arena que

permanece atrapada en las mencionadas áreas es muy grande, será necesario efectuar una

limpieza para que el pozo pueda producir eficazmente. Para poder restablecer la producción,

se necesitara cerrar el pozo, abrir el equipo de superficie y extraer manualmente la arena.

Colapso de la formación, Los fluidos producidos pueden arrastrar consigo grandes volúmenes

de arena fuera de la formación, si este proceso se extiende por un largo lapso de tiempo, se

desarrollará un vació detrás de la tubería de revestimiento, el cual continuará ampliándose

mientras se produzca más arena. Cuando el vació es lo suficientemente grande, la lutita

suprayacente o la arena de formación que se encuentre por encima de dicho vació podría

colapsar hacia él, debido a la falta de material que proporcione soporte. Al producirse este

colapso, los granos de arena se rodean para crear un nivel de permeabilidad inferior al que

existía. Esto se da especialmente en el caso de una arena de formación que posea un volumen

elevado de arcilla o una amplia variedad de tamaño de grano y/o muy poco contenido de

arcilla.

Colapso del revestidor, Las socavaciones originadas por una alta producción de arena pueden

alcanzar un tamaño excesivo tal, que las cavidades de los orificios cañoneados adyacentes

comiencen a unirse con esta, creando una cavidad de mayor tamaño detrás del revestidor, si

esta condición persiste el revestidor puede quedar sin soporte lateral lo que pudiera causar

falla por pandeo y colapso del mismo.

Perdida de la presión a la salida del petróleo, la presión a la cual se encuentra el hidrocarburo

es de gran importancia para los niveles de producción que se pueden alcanzar en un

yacimiento, debido a que en función de esta presión se estima una velocidad y un caudal de

salida del hidrocarburo. Una variación de una de estas dos condiciones hacen que la

estructura diseñada para el yacimiento quede sobredimensionada o subdimensionadas.

Contaminación del yacimiento, en la medida en la roca receptora del hidrocarburo pierde

estabilidad, se va erosionando mezclándose con el petróleo, haciendo de este un material

mucho más denso y difícil de extraer, por lo cual en muchas ocasiones se debe abandonar la

labor de explotación (Teoría de la perdida de estabilidad del manto arenisco).

3.12 Influencia del líquido saturante sobre las propiedades mecánicas de la roca.

Esta claro que la mayoría de las rocas atravesadas durante la perforación de un pozo son porosas

y que este espacio vació esta a su vez lleno de líquido que puede ser agua o hidrocarburo

(petróleo o gas), bajo ciertas condiciones de presión (conocida como presión de poro o

yacimiento) y temperatura. La influencia de líquido que satura la roca, sobre las propiedades

mecánicas de esta, consiste en la alteración directa de la magnitud de presión de confinamiento y

se manifiesta de dos formas.

Imagínese una muestra de roca aislada por todas partes, por una partícula impermeable. Si la

muestra no esta saturada de líquido, al crear una presión hidráulica confinante “P”, ella se

deforma elásticamente disminuyendo en algunas cantidades el volumen de los poros. Al mismo

tiempo, sobre el esqueleto de la roca obrara una fuerza externa, cuya magnitud se determina de

modo absoluto por la presión hidráulica.

Pero si la muestra se halla saturada de liquido (que es lo que generalmente ocurre) con una

presión de poro inicial de (Ppor) al deformarse bajo la influencia de la presión hidráulica externa

“P”, la reducción del volumen de poro provocada por ella hace que la presión de poro del liquido

saturante se acentué. Por lo tanto, sobre el esqueleto de la roca se ejercerá una fuerza de

compresión externa determinada no por la presión hidráulica, sino solo por la diferencia entre

estas y la presión de poro (P-Ppor). Si dicha diferencia es igual a cero, el esqueleto de la roca no

experimentara compresión de confinamiento y las propiedades mecánicas de la roca casi no

cambiarían, incluso bajo una presión hidráulica muy alta.

Supóngase ahora que la muestra de la roca permeable no esta aislada. Al ejercer presión

hidráulica en los poros de la roca penetra el líquido externo con cuya ayuda se ejerce esa presión.

Cuanto menor es la viscosidad del líquido tanto mayor es la velocidad de su filtración en la

muestra y por consiguiente, la presión de poro aumentara rápidamente. Sobre el esqueleto de la

roca también actúan la diferencia entre la presión hidráulica externa y la presión de poros si esa

diferencia es pequeña (como sucede generalmente) entonces al ejercer compresión hidráulica

confinante, las propiedades mecánicas de las rocas experimentan un ligero cambio. La influencia

de líquido saturante sobre las propiedades de deformación depende de la liofilidad de la roca, es

decir, cuanto mayor sea la humectabilidad, mayor es la velocidad de saturación del líquido en

consecuencia, la presión de poro aumenta más rápidamente. Por consiguiente, cuanto mayor sea

la saturación de líquidos en el medio poroso menor será la variación de las propiedades de

deformación de las mismas.

Pero en la práctica dichos fluidos (hidrocarburo y agua) que saturan el medio poroso son

producidos disminuyendo de esta manera la presión de poro y yacimiento. En consecuencia, la

diferencia entre la presión de sobrecarga y la presión de poro o yacimiento aumenta ocasionando

cambios en las propiedades mecánicas de la roca como producto de la deformación elástica a la

que esta sometida la misma.

3.13 Migración de finos

Ocasionalmente el fenómeno de migración de finos es confundido con el fenómeno de

arenamiento. Tradicionalmente el personal operacional ha llamado erróneamente la presencia de

un “polvillo” en las tuberías y separadores como presencia de finos. Sin embargo, el uso correcto

de la palabra “fino” está relacionado con cualquier partícula pasando el tamiz #200 que equivale

a partículas con tamaño menor a 0.074mm (74μm).

Los finos son pequeñas partículas que están adheridas a las paredes de los poros de la roca, las

cuales son producidas in situ o por operaciones de campo, están compuestos por limos que son

partículas con tamaños entre 0.074mm y 0.002mm y por arcillas que son partículas con tamaños

menores de 0.002mm.

Según Shelton (1964), “cambios en el carácter del fluido intersticial durante la perforación y

producción, pueden afectar fuertemente a los minerales de arcillas presentes en el yacimiento y

causar una reducción adicional en la permeabilidad de las areniscas”.

Sustentando la base del autor se puede decir que para que ocurra migración de finos, las

partículas deben desprenderse de la superficie del grano, dispersarse y fluir a través del medio

poroso hasta llegar a los cuellos de los poros, lo que causa un taponamiento severo y una

disminución en la permeabilidad del medio poroso en la región cercana al pozo, donde la

velocidad del fluido es máxima.

Esto ocurre cuando la formación no tiene suficiente resistencia para poder soportar los esfuerzos

desestabilizadores. Cuando estos esfuerzos desestabilizadores son superiores a la resistencia

mecánica de la formación y a la capacidad de los granos individuales de arena; de oponerse a ser

trasportados a través de las perforaciones por donde pasan los fluidos del yacimiento hacia el

pozo, se produce el desprendimiento de estas partículas y/o pedazos de formación.

Generalmente, la migración de partículas finas se produce en dos etapas:

Desprendimiento de las partículas por sensibilidad a los fluidos.

Transporte de las partículas por el fluido.

El efecto del desprendimiento de las partículas se produce por incompatibilidad entre los fluidos

de origen externo y los de la formación, que tienden a reducir las fuerzas de adhesión entre las

partículas y las paredes de los granos; y las fuerzas hidrodinámicas que desprenden la partícula

de tamaño entre 2μm y 40μm.

3.13.1 Factores que influyen en el proceso físico de desprendimiento y Transporte de las

partículas finas.

Tasa de flujo: Si la velocidad del flujo es baja, las partículas finas dispersas pueden ordenarse

gradualmente para realizar su recorrido en la formación a través de los poros. En cambio, a

velocidades altas, no existe una distribución adecuada de las partículas, lo que hace que

interfieran unas con otras y se acumulen en los cuellos de los poros, taponándolos.

Viscosidad: A medida que aumenta la viscosidad del fluido en el medio, aumentan las fuerzas

de arrastre sobre las partículas, por lo que será más fácil desprender las partículas si el fluido

es más viscoso.

Mojabilidad de superficies y partículas: En general, cualquier fluido al moverse en el medio

poroso puede alcanzar una velocidad de arrastre suficiente para desprender partículas de las

paredes de los poros. Cuando la saturación de la fase que moja, aumenta, y está se hace

móvil, se alcanza con facilidad la velocidad crítica, y las partículas comienzan a desprenderse

y migrar.

3.13.2 Las Arcillas.

Las arcillas son silicatos de aluminio hidratados. Su estructura está formada por capas

tetraédricas de silicio-oxígeno y capas octaédricas de aluminio-oxígeno-hidróxilo. En la red

cristalina de la arcilla, puede ocurrir que cationes divalentes sustituyan, en las capas octaédricas,

al aluminio. El efecto de las arcillas dentro de una formación, produce una carga neta superficial

negativa, que es compensada por cationes intercambiables, como K+, Na+ y Ca2+, que se

adhieren a la superficie basal.

Según Almon y Davies (1983), “en el manejo de los yacimientos es de gran importancia

considerar la composición de los minerales de arcillas, pues éstos reaccionan de modos muy

diferentes con los fluidos y tratamientos usados en la perforación, completación y producción de

pozos. Además cada grupo de minerales de arcillas, contiene varios miembros los cuales pueden

ser muy diferentes en términos de morfología e incluso composición química, por lo que la

velocidad de reacción entre dichos minerales de arcillas y el fluido de completación introducido

en el pozo, puede variar de modo significativo dentro de un mismo grupo”.Estos finos también

son conocidos como partículas finas tienen un tamaño promedio de grano menor a 40μm.

Las principales partículas que se hallan en un medio poroso son las arcillas autigénicas,

(caolinita, ilita, esmectita y clorita) seguidos por cuarzo, sílice amorfo, feldespatos y carbonatos

(calcita, dolomita y siderita)

3.13.2.1 Efecto de fluidos acuosos en las arcillas.

Depende principalmente de los siguientes factores:

La estructura química de las arcillas

La diferencia entre la composición de los fluidos naturales de la formación y los fluidos

inyectados

El arreglo de las arcillas en la matriz o en los poros

La manera en la cual las arcillas son cementadas en la matriz de la formación

La cantidad de arcillas presentes

3.13.2.2 Mecanismos de hinchamiento.

Pueden ocurrir debido a la interacción de las arcillas y la invasión del filtrado:

Hinchamiento Cristalino: Ocurre debido a la adsorción de capas de agua en la superficie de las

partículas de arcillas, y puede ocasionar que el volumen de las arcillas se incremente más del

doble.

Hinchamiento Osmótico: Debido a que la concentración de cationes es mayor entre las capas de

arcillas que en el cuerpo mismo de las arcillas.

La Montmorillonita es la única arcilla que se hincha por absorción de agua y la Caolinita, Clorita

e Ilita pueden ser clasificadas como arcillas no hinchables.

3.13.2.3 Dispersión de las Arcillas.

Puede incrementar el daño de formación y es causada por: surfactantes no iónicos específicos,

ácidos u otros fluidos de bajo pH.

3.13.2.4 Estabilizadores de Arcillas.

Los más utilizados y comunes son: Salmuera Sintetizada, Iones de Hidróxido de Aluminio,

Polímeros Orgánicos, Cloruro de Potasio, Cloruro de Amonio, Hidróxido de Potasio.

3.13.2.5 Remoción de las partículas de arcillas bloqueadoras.

Los más utilizados y comunes son: ácido clorhídrico y ácido fluorhídrico con solventes mutuales.

3.13.2.6 Arcillas mas frecuentes en los yacimientos de arenisca.

Caolinita: Al2Si2O5 (OH)4

Es un aluminio-silicato hidratado (ALSiOH). Este grupo incluye las siguientes variedades

polimórficas: Caolinita propiamente dicha, dickita, nacrita, endelita (para la caolinita hidratada) y

haloisita (para la caolinita parcialmente hidratada). Estos minerales de arcillas, son muy comunes

en las rocas sedimentarias y pueden presentarse en ellas tanto de origen detrítico como

autigénico.

No hay agua ínter laminar. No se expande, pero se fractura y migra, por efecto de la

concentración iónica del medio. Se reconoce fácilmente en microfotografías por su aspecto de

láminas paralelas perfectamente colocadas unas sobre otras.

Los tratamientos ácidos no tienen un efecto real sobre los minerales de este grupo, sin embargo,

poseen problemas de producción en las areniscas por dos razones: están ligeramente adheridos a

los granos huéspedes y el tamaño relativamente grande de los cristales individuales.

Ambos factores hacen que los fluidos turbulentos al entrar, pueden separar o desprender las

partículas de caolinitas ligeramente adheridas a las paredes de los poros o substrato, sobre todo en

zonas cercanas a la perforación del pozo. Estas caolinitas desprendidas pueden migrar a la

“gargantas de poros” donde se alojan y actúan como válvulas que restringen el paso de los

fluidos, debido al tamaño relativamente grande de los cristales individuales. Este problema es

fácil de resolver a través del uso de cualquier sistema de estabilización de las arcillas, tal como el

“polihidróxido de aluminio”, tanto tiempo como el tratamiento sea llevado en la historia de pozo.

Ilita (K1.8 (AL1.6Feo0.2Mg0.2) (Si3.4Al0.6)010(OH)2).

Es un silicato hidratado que contiene K, Si y Al (KalSiOH). , Se presenta en sección fina, como

agregados cristalinos intergranulares o como parches y/o forros o envoltorios fibrosos. Las

partículas o variedades cristalinas más gruesas, son hojuelas de 15-20 micras. La forma más

común de presentarse en las areniscas, es como precipitados delgados fibrosos que crecen

perpendiculares a las paredes de los poros o como forros o envoltorios delgados sobre las

partículas o granos detríticos. Las fibras rara vez exceden las 12-15 micras.

Su estructura básica es también una capa octaédrica entre dos tetraédricas pero algunos iones de

silicio han sido sustituidos por aluminio, y la neutralización de la carga negativa resultante se

realiza por medio de iones de potasio ínter laminar.

La illita se reconoce en microfotografías por su forma de agujas o cabellos. Es muy propensa a

quebrarse y migrar por el movimiento de fluidos.

El principal problema de ingeniería es que su desarrollo o formación en una arenisca, genera gran

volumen de microporosidad, que puede enlazar gran cantidad de agua a las partículas huéspedes

resultando así una alta saturación de agua irreducible. La ilita a veces crece en los poros como

masa de finos cristales parecidos a cabellos los cuales pueden reducir la permeabilidad en forma

considerable.

Estas arcillas pueden ser disueltas usando una mezcla consistente de ácidos hidroclóricos e

hidrofluóricos.

Clorita ((MgFe)5(AlSi3) (AlO10) (OH)8).

Son aluminio-silicato hidratado, que contienen frecuentemente altas cantidades de Fe y Mg. Se

presentan en muchas areniscas, como envoltorios de granos compuestos por cristalitos fibrosos

que crecen hacia afuera, perpendicularmente desde la superficie de los granos y delineando las

paredes de los poros, pudiendo en algunos casos rellenar totalmente el espacio íntergranular,

obstruyendo de esta manera la permeabilidad de dichas rocas. Estos envoltorios pueden variar de

unas pocas micras a 30 micras de espesor, pero las fibras cristalinas parecen tener valores

mayores o iguales a 1 micra de ancho.

Su estructura básica consta de capas alternas, una octaédrica entre dos tetraédricas (2:1). La

unidad 2:1 es fundamentalmente trioctaédrica, de composición (Mg Fe3) (Si Al)4 O10 (OH)2.

Por su parte, la capa brucítica presenta (Mg Al)3 (OH)6. La unidad trioctaédrica está

desbalanceada eléctricamente y esta deficiencia de carga se compensa por sustituciones en la

capa brucítica. Se reconoce en microfotografías porque sus láminas planas están dispuestas en

forma de rosetas u hojas de repollo. Esta arcilla no es propensa a disgregarse y migrar ni a

expandirse, pero, por su alto contendido de hierro, es muy problemática a la hora de inyectar

ácido clorhídrico en una formación.

Son extremadamente sensitivos a los ácidos y a las aguas oxigenadas, por lo que se disuelven

fácilmente en HCl diluido; el Fe++ liberado puede precipitar como un hidróxido férrico

gelatinoso Fe (OH)3, cuando el ácido se ha terminado este hidróxido férrico tiene grandes

cristales, mayores que la garganta de los poros, a través de los cuales ellos no pueden pasar. Este

problema de precipitación puede ser solucionado si se añade químicos apropiados al ácido (un

depurador oxigenado y un agente quelatante al Fe++) y teniendo cuidado de recuperar todo el

ácido introducido dentro del pozo.

Ahora bien, debido que en los poros de una arenisca, pueden encontrarse diferentes variedades de

minerales de arcillas, e incluso una variedad puede envolver a otra, tales ocurrencias pueden

causar problemas en la designación del sistema de lodos y forma de trabajar para un pozo

individual. Por lo que la presencia de una variedad de minerales de arcillas, requiere de varios

aditivos diferentes.

Esmectita (Montmorillonita) (Ca, Na)7(Al, Mg, Fe)4(Si, Al) 8O20 (OH)4(H2O)n.

Este grupo incluye las siguientes especies mineralógicas: montmorilonita, beidelita, nontronita,

hectorita, saponita, estevensita y vermiculita. La montmorillonita es de este grupo de arcillas, la

más común.

Estos minerales pueden presentarse en las areniscas como envoltorios que delinean las paredes de

los poros o los granos si su origen es precipitado, o pueden encontrarse como agregados cripto a

microcristalinos en los espacios intersticiales, si son de origen detrítico.

Se presenta en las areniscas comúnmente como agregados microcristalinos de varios tamaños.

Estos agregados, están compuestos de partículas (o "libritos") pseudos-hexagonales de caolinitas,

empaquetados apretadamente con tamaños promedios que varían de 5 a 20 micras en diámetro,

aunque también podrían observarse como agregados en forma de abanicos y longitudes mayores

a las 100 micras.

Se reconoce en la microfotografía por su apariencia de hojuelas continuas, formando estructuras

en forma de colmena. Su estructura básica es una capa octaédrica entre dos tetraédricas (relación

2:1). Las uniones las forman los grupos (OH). El agua de baja concentración salina y otras

moléculas polares, incluyendo orgánicas, pueden expandir la esmectita, hasta separar

completamente las capas. Estos minerales tienen una estructura similar al de las micas, pero los

enlaces entre las capas son débiles, por lo que cantidades variables de agua pueden entrar en las

unidades laminares causando su expansión.

Los problemas de producción que presentan las areniscas ricas en minerales de arcillas del grupo

esmectita, son por lo menos de tres tipos:

Los minerales son extremadamente sensibles a la introducción de agua.

Los forros o envoltorios de poros de esmectita, tienden a romperse ligeramente y migrar durante

la expansión.

La estructura de la esmectita, le causa al sistema de poro que tenga una relación área superficial /

volumen de poro grande.

La alta relación área superficial/volumen de poro, trae consigo una alta saturación de agua

irreducible y una alta saturación de agua crítica, lo cual puede permitir a un pozo producir agua

libre de petróleo, con la presencia de una alta saturación de agua. De no ser esto considerado,

pozos potencialmente productivos terminan siendo tapados, obstruidos y abandonados. Una

expansión de los minerales de arcillas debido a la introducción de agua relativamente fresca en

los poros, puede traer como resultado el sello o la obstrucción de las gargantas en los poros, con

el resultado de una pérdida de permeabilidad.

Las esmectitas con alto contenido de Na+, pueden expandirse de un 600 a 1000 % de su volumen

original. Las películas o envoltorios de este tipo de minerales de arcillas, tienden a ser destruidos

por dicha expansión, resultando la liberación de dichas arcillas las cuales migran dentro del

sistema de poros con su consecuente obstrucción.

Este problema de expansión, puede evitarse mediante el uso de una “base de petróleo” o usando

“cloruro de potasio (KCl)”, en la perforación, completación y estimulación del pozo. Si la

expansión ha ocurrido dentro del yacimiento, el daño puede ser corregido acidificando con una

mezcla débil de “ácido hidroclórico e hidrofluórico”.

3.14 Daño de Formación.

Según Rincón (2002). “Las causas de una baja productividad en un pozo pueden variar desde un

problema fundamental del yacimiento hasta restricciones al flujo en la zona cercana al pozo, o en

el pozo mismo. Las curvas potenciales incluyen: baja permeabilidad natural del yacimiento, baja

permeabilidad relativa a la fase de hidrocarburos, daño a la formación, perforaciones de poca

penetración o tapadas, y restricciones al nivel de pozo”.

En tal sentido el daño de formación es cualquier restricción al flujo de fluidos o cualquier

fenómeno que distorsiona las líneas de flujo de los fluidos. Disminuye significativamente en la

productividad, y ocasiona una caída de presión adicional en las cercanías del mismo. El daño

puede ser natural, una transformación artificial de los fluidos producidos del yacimiento que

atraviesan una formación, o inducido por los fluidos utilizados en las operaciones de pozos, tales

como perforación, terminaciones y reparaciones, o estimulaciones.

Frecuentemente el daño de formación se ha identificado como uno de los problemas

tradicionales que tiene influencia en el fenómeno de arenamiento de pozos petroleros, ya que

este afecta la tasa de producción del pozo. Al tener un valor de daño de formación alto en las

inmediaciones del pozo, el fluido ejercerá una mayor presión sobre el esqueleto mineral de la

formación debido a lo limitada de la capacidad de flujo.

Debe señalarse que las operaciones de pozos que pueden causar daños de formación son las que

involucran fluidos de perforación y completación. Los mecanismos de daños atribuidos a los

fluidos de perforación y completación pueden ser ocasionados debido a la invasión del filtrado

como a la invasión y migración de sólidos.

3.14.1 Daño por migración de finos.

El daño puede ser causado por la migración de finos, la acumulación de incrustaciones, la

acumulación de parafinas, asfáltenos u otros materiales orgánicos e inorgánicos. También puede

ser producido por el taponamiento causado por la presencia de partículas extrañas en los fluidos

inyectados, cambios en la mojabilidad, hinchamiento de las arcillas, emulsiones, precipitados o

barros resultados de reacciones ácidas, por la actividad bacteriana y por el bloqueo de agua. Estos

mecanismos de daños pueden ser naturales o también inducidos.

3.15 Predicción de la producción de arena.

A pesar de que existen algunas técnicas de análisis y pautas que se han diseñado para ayudar a

determinar si el control de arena es necesario, ninguna ha demostrado ser universalmente

aceptada o completamente precisa. Actualmente, predecir si una formación producirá o no arena

no constituye una ciencia exacta, por lo que se necesita mejorar los métodos. La mejor manera de

definir si se requiere controlar la producción de arena en un pozo en particular consiste en

efectuar una prueba de producción extendida con una completación convencional y observar si se

produce arena. Los pozos referenciales que producen en la misma formación, en el mismo campo

y en condiciones similares son también un buen indicador de la necesidad de aplicar controles a

la producción de arena.

La dificultad que implica si un pozo requiere o no control de arena se incrementa cuando el

mismo se perfora en un área donde existe poca o ninguna experiencia de producción y donde los

diversos factores de yacimientos son ligeramente distintos de los que se manifestaron en regiones

explotadas con anterioridad. Incluso cuando las propiedades del yacimiento y la formación son

prácticamente idénticas a otras explotaciones, las condiciones operativas y los riesgos podrían

sugerir la utilización de estrategias distintas.

La predicción de la magnitud de la producción de arena en yacimientos moderadamente débil es

crucial para la minimización de la incertidumbre cuando se diseña una terminación. Además la

predicción correcta de la producción de arena puede significar un ahorro de varios millones de

dólares por pozo para las compañías operadoras.

3.15.1 Proceso de predicción de arena.

En la predicción de arena, la roca (arenisca) es considerada como un material de construcción en

el que las paredes y las perforaciones son “construidos” en un proceso de excavación. La carga

sobre la construcción está determinada por el esfuerzo in situ, la presión de poro en la formación

y la presión hidrostática del pozo. Si la carga excede la capacidad de formación, una falla ocurrirá

en alguna parte de la pared o en la superficie de las perforaciones; una falla de este tipo significa

que la deformación de la roca se vuelve localmente tan grande que los puentes entre granos

individuales de arena se rompen.

En consecuencia, los granos se sueltan y siguen el flujo de producción. Los parámetros básicos

de entrada son:

Las propiedades mecánicas de la formación, lo cual es una descripción matemática del

comportamiento de deformación de la roca cuando esta es sometida a esfuerzo. La base de esta

descripción se deriva de pruebas mecánicas a los tapones de núcleos, y hasta cierto punto, de

registros de fondo del pozo.

El esfuerzo y la presión de poro de la roca, previos a la excavación. El esfuerzo de la roca está

caracterizado por la magnitud y la dirección de los tres esfuerzos principales.

Las condiciones limites y de geometría, las cuales incluyen el azimuth y la desviación del pozo,

la estrategia de completación (hoyo abierto, alineado y cañoneado en dirección arbitraria o en

direcciones especificas), el peso del lodo durante la perforación y la excavación, así como

también el efecto de la caída de presión y la depleción durante la producción.

3.15.2 Metodologías predictivas de arenamiento.

Existen diferentes tipos de metodologías para predecir arenamiento. Estas metodologías pueden

ser divididas en tres grandes familias:

3.15.2.1 Métodos basados en pruebas de campo.

Este tipo de observaciones se realiza midiendo las libras de arena producidas versus diferentes

tasas de producción. La tasa de producción se controla mediante el cambio gradual y secuencial

del diámetro de reductores monitoreando de esta manera el P. La figura 3.13, ilustra la vida

productiva de un pozo productor de arena; como se puede observar en la parte superior de la

figura un pozo se abre a producción con un reductor pequeño lo que crea un P y una tasa de

producción que aunque pequeña, crea un pico de producción de arena por un tiempo y luego esta

tasa disminuye.

Al aumentar el tamaño del reductor, nuevamente se desestabilizan las cavidades productoras y

otra vez ocurre la producción de arena hasta que la misma se estabiliza. Hay que notar que la tasa

de producción de arena se estabiliza a un valor superior al que tenía antes. Los cambios de P y

tasa siguen desestabilizando la formación y luego esta se estabiliza después de cierto tiempo;

siempre y cuando se mantenga por debajo de un P y tasa crítica por encima de la cual no hay

estabilidad de la cavidad. Este punto debe ser considerado como el diferencial de presión crítico

(Pc).

Figura 3.13 Caso ideal y real de la tasa de producción de fluido y de arena.

(Fuente: Bravo y Pedrozo, 2005)

3.15.2.2 Métodos basados en observaciones de campo (Análisis de la metodología Shell).

Análisis de la metodología Shell fue desarrollada por Veeken y otros (1991), utiliza el principio

de la onda compresional y es muy utilizada especialmente cuando no existe ninguna información

adicional disponible.

Veeken elaboró una correlación entre ∆Pc en función de tiempo de tránsito de la onda

compresional (∆tp), utilizando resultados reales de pozos alrededor del mundo, donde se conoce

si el pozo produce arena bajo determinadas condiciones de P. Como es de esperarse, un menor

valor de ∆tp implica un mayor valor de P ya que la formación es más rígida y quizás por ello,

más resistente.

Ellos definieron 3 zonas (Figura3.14); una zona inferior que crea un límite conservador, por

debajo de cual, cualquier combinación entre P y ∆tp no produce fallas; una zona superior que

crea un límite liberal, por encima del cual cualquier combinación entre P y ∆tp produce fallas y

una zona de riesgo intermedia, donde no está claro si la combinación de P y ∆tp puede causar

arenamiento. El límite liberal viene dado por la siguiente ecuación:

tpPc 10811910 Ec.3.16

El límite conservador viene dado por la siguiente ecuación:

tpPc 10810344 Ec.3.17

Este método presenta el inconveniente que para su análisis debe ser calibrado para cada campo en

particular.

Figura 3.14 Correlación entre diferencial de presión crítico y tiempo de tránsito de la onda compresional para definir

condiciones de arenamiento.

(Fuente: Bravo y Pedrozo, 2005)

3.15.2.3 Métodos basados en ensayos de laboratorio.

Entre las metodologías basadas en ensayos prácticos de laboratorio se tienen:

Método de Coates y Denoo.

El método de Coates y Denoo (Coates y Denoo, 1981) de análisis, fue el primero en ser utilizado

para determinar resistencias mecánicas a partir de registros acústicos. El método trabaja

estimando los esfuerzos verticales y horizontales para luego calcular los esfuerzos principales en

un sistema de coordenadas cilíndricas. El círculo de Mohr es luego utilizado para calcular el

esfuerzo de corte máximo que puede soportar un elemento de roca producto del drawdown. El

criterio de falla utilizado en este método es el de Mohr-Coulomb y se asume un valor fijo de

ángulo de fricción de 30 grados.

Método de BP-Willson

Esta metodología está basada en encontrar la Pwf necesaria para causar instabilidad del hoyo

debido a que los esfuerzos tangenciales exceden la resistencia de la roca. En el procedimiento

BP-Willson (Willson, 1992), la falla ocurre cuando el esfuerzo tangencial mínimo es igual al

valor del UCS.

3.15.3 Técnicas de predicción de arena.

3.15.3.1 Un parámetro.

En este caso la predicción de producción de arena se aferra a un solo parámetro. Es criterio

de algunos ingenieros, basados en observaciones de campo, que aquellos pozos que sean

completados mecánicamente por debajo de 7000’, 12000’, etc., no requieren de un equipo de

control de arena ya que se suponen que la formación es consolidada. Otros se aferran a la

idea de pensar que aquellas arenas que posean un tiempo de transito de 90 a 120µseg/pie de

una onda compresional de sonido (leído en un registro sónico) no amerite el uso de algún

equipo de control de arena.

3.15.3.2 Dos parámetros.

Obviamente, al considerar dos parámetros los resultados obtenidos en la predicción de

producción de arena serán más confiables. Si se abre inicialmente un pozo a producción con una

tasa muy baja, de manera que se pueda ir incrementándola lentamente y al mismo tiempo

monitorear el volumen de arena producida hasta obtener el máximo volumen permisible, se ha

determinado la tasa critica de producción de arena considerado dos parámetros. Esto fue lo

aplicado al inicio del análisis y determinación de tasas criticas libres de producción de arena

aplicadas por diferentes autores.

3.15.3.3 Multiparámetros.

El uso de la mayor información disponible y validada sería lo ideal. Esto es lo que conocemos

como mutiparametros. El uso de los modelos matemáticos involucra el conocer información de

igual parámetros. La predicción de arena seria correlacionada con un amplio rango de parámetros

los cuales mediante un análisis dimensional se pudiese caracterizar y seleccionar, por una

determinada formación, aquellos parámetros que poseen mayor incidencia en la producción de

arena. Obteniéndose resultados más cercanos a la realidad, es decir, con el menor grado de

incertidumbre posible.

3.16 Control de arena.

Se define como control de arena al conjunto de técnicas mediante las cuales se maneja, total o

parcialmente la misma, esta se producen conjuntamente con los hidrocarburos, restringiendo en

algunos casos la productividad del pozo.

Los problemas de producción de arena se presentan en aquellas formaciones no consolidadas,

cuyos componentes mayoritarios son granos finos de arenas donde el material cementante no

provee suficiente fuerza de cohesión como para soportar los esfuerzos ocasionados por el paso de

fluidos a través de ellos, lo que origina un desmoronamiento de la arena y por consiguiente el

arrastre de las partículas más finas hacia el interior del pozo.

3.17 Factores para la selección del método de control de arena apropiado.

Una vez que se ha identificado el pozo o los pozos que requieren la aplicación de una tecnología

de control de arena, el método apropiado se debe determinar basándose en ciertos criterios, de

acuerdo con lo siguiente:

Economía: el costo inicial de la tecnología y su efecto en la producción.

Historia del pozo: eventos importantes durante la vida productiva del pozo.

Aplicabilidad: grado de dificultad que representa la ejecución de la tecnología.

Duración del trabajo: estimar la producción libre de arena y la necesidad o frecuencia con la

que debe ser repetida la tecnología para el control del arenamiento.

La selección de una tecnología apropiada para el control de arena requiere la comprensión

extensa de cada una de las tecnologías existentes así como sus modificaciones y variaciones.

Escoger una tecnología determinada está basado principalmente por la rentabilidad; sin embargo

una serie de factores están relacionados con los costos de completación, entre los cuales se

encuentran:

Simplicidad del diseño.

Tiempo mínimo del empleo de taladro para disminuir viajes.

Tiempo mínimo de ensamblaje de los equipos en superficie.

Profundidad del pozo.

Problemas de control de pozo, como pérdida de fluidos, zonas de presiones anormales.

Espaciamiento entre los intervalos y número de intervalos a completar.

Presión de fondo fluyente, temperatura y fluidos.

Disponibilidad de colocar equipos en superficie de bombeo y mezcla.

Vida requerida de la completación del pozo.

Costos de trabajos mayores.

Consideraciones de seguridad.

Cada uno de estos factores contribuye con el proceso de selección del sistema. También es

importante destacar que estas decisiones varían de acuerdo a la ubicación del yacimiento

geográficamente.

3.18 Mecanismos de control de arena.

3.18.1 Reducción de las fuerzas de arrastre o fricción.

Por lo general, es el medio más sencillo y económico para controlar la producción de arena.

La tasa de producción de fluidos que ocasionen movimiento de arenas y finos debe

considerarse como una tasa por área unitaria de formación permeable abierta del pozo.

Cuando la tasa de producción del pozo fluctúa en una forma marcada las fuerzas de

arrastre se incrementan de una manera significativa. Para mantener una tasa fija de

producción, la tasa de flujo por área unitaria puede controlarse mediante:

Control de la presión de fondo fluyente a través del uso de reductores.

Aumento de la densidad de cañoneo.

Apertura de una longitud mayor de sección.

Crear una ruta de conducción desde alguna distancia hasta el yacimiento por medio de

fracturas apuntaladas.

Determinación de la tasa crítica de producción.

3.18.2 Modificación de la tasa de o velocidad de producción.

La modificación de la velocidad o tasa de producción representa un medio para el control de la

arena de la formación, se fundamenta en una reducción de la velocidad en el área cercana a la

boca del pozo (en lacara de la arena) mediante la restricción de lasa tasa de producción,

disminuyendo la caída depresión en la cara de la formación

Este método de control de arena permite el uso de técnicas de completación sencillas con la

desventaja de limitar los volúmenes de producción, debido a que se produce a tasas inferiores a

las tasas criticas de arrastre o de inestabilidad de la matriz de los granos de la formación, por otra

parte las propiedades de la roca cambiaran a lo largo de la vida del pozo y esto puede inducir

producción de arenan incluso o velocidades o tasas de producción restringida.

3.18.2.1 Reductores de flujo.

Son dispositivos mecánicos que se utilizan en los pozos para provocar una restricción al flujo,

con objeto de controlar el aporte de agua y arena proveniente de los yacimientos. Para pozos con

condiciones críticas de producción de sólidos pertenecientes en su mayoría a yacimientos no

consolidados, el control se realiza con restricciones más exigentes: dobles y triples cajeras de

reductores en serie. Estas producen una estrangulación gradual del flujo, donde el sentido va de

un reductor de menor diámetro a uno de mayor diámetro, logrando así crear la contrapresión

necesaria para evitar daños por excesivo diferencial de presión.

Algunas de las aplicaciones de estos dispositivos se pueden resumir a continuación:

Aprovechamiento eficiente de la energía natural del yacimiento.

Evitar pérdidas de producción por fallas recurrentes de los sistemas de control de sólidos en

superficie y en subsuelo.

Evitar roturas de líneas de flujo.

Prevenir colapsamiento de los revestidores de producción a nivel de arena productora.

Evitar altos riesgos operacionales.

Taponamiento y ruptura de oleoductos por efectos erosivos.

Evitar problemas de producción.

Arenamiento. Al restringir la producción se minimizan los límites de afluencia de arena.

Conificación de agua y de gas.

Proveer la contrapresión necesaria al yacimiento para evitar daños producidos por excesivo

P.

Mantener estable la producción (evitar variaciones de caudal o cabeceo).

Evitar fluctuaciones de presión corriente arriba del reductor.

3.18.2.1.1 Tipos de Estranguladores de Flujo.

Entre los estranguladores más utilizados se encuentran los siguientes:

Estrangulador ajustable o válvula de múltiple orificio: Este dispositivo tiene la capacidad de

cambiar el diámetro del orificio de flujo cuando sea requerido. Algunos tienen en su vástago

graduaciones visibles que permiten observar el diámetro efectivo del orificio.

Estrangulador fijo o positivo: Esta compuesto de un cuerpo o caja en cuyo interior se pueden

instalar o reemplazar manualmente orificios de diámetros diferentes. Estos reductores que se

reemplazan manualmente pueden ser de diferentes materiales, generalmente se diferencian por

su tamaño: cortos (llamados morocheros) o largos (especiales), siendo estos últimos de mejor

calidad debido a su resistencia a la erosión. En la figura 3.15, se apreciar un tipo de reductor y el

diámetro al cual es restringido el flujo.

Figura 3.15 Tipos de reductores.

(Fuente: Suárez y Parra, 2002)

Entre los principales materiales para la fabricación de reductores se encuentran:

Acero 4140 y dureza mayor a 32 Rocwell-C.

Materiales de alta dureza para endurecimiento por tratamiento térmico tipo 8620 ó 16CN6, lo que

garantiza sobre 60 Rocwell-C hardness.

Acero al carbono sin recubrimiento interno.

Acero al carbono recubierto internamente con carburo de tungsteno (Exitoso).

Revestidos con cerámica.

3.18.3 Practicas selectivas de completación.

Estas prácticas representan otro medio para controlar la arena, basado en la integridad o

resistencia de la formación.

En arenas de mayor resistencia a la compresión es posible obtener un mayor diferencial de

presión que normalmente permitirá tasa y velocidades de producción mas elevadas sin que

comience la producción de arena. Sin embargo, este método puede limitar la cantidad de zonas

que pueden ser perforadas, restringiendo la producción total del pozo.

3.18.4 Aumento de la resistencia de la formación.

Esto se puede lograr a través de la consolidación de los granos de arenas, este mecanismo tiene

una aplicación especializada, deja el espacio poral de la arena completamente abierto y puede

utilizarse en revestidores de diámetros pequeños

CAPITULO IV

MARCO METODOLOGICO

4.1 Tipo de investigación.

Según Hurtado J, en su publicación titulada “Metodología de la investigación, una comprensión

holistica”, la presente investigación se clasifica de la siguiente manera:

4.1.1 Según el nivel de conocimientos.

“Investigación descriptiva: Consiste en la caracterización de un hecho, fenómeno, individuo o

grupo, con el fin de establecer su estructura o comportamiento.”

La investigación es descriptiva porque analizando la producción de arena, se caracterizó de

manera independiente cada uno de los elementos que pueden influir en el origen de la misma, con

el fin de de determinar como es y como se manifiesta.

“Investigación proyectiva: Consiste en la elaboración de una propuesta, un plan, un programa o

un modelo, como solución a un problema.”

La investigación es proyectiva porque en base a los resultados del proceso investigativo se genero

un modelo de producción de arena en el yacimiento C4-X.01.

4.1.2 Según el diseño de la investigación.

“Investigación de Campo: Es aquella que consiste en la recolección de datos directamente de

los sujetos investigados o de la realidad donde ocurren los hechos (datos primarios), sin

manipular o controlar variable alguna, es decir, el investigador obtiene la información pero no

altera las condiciones existentes”.

Finalmente la presente investigación puede ubicarse dentro de este renglón, debido a que la

recolección de la información se realizó en el sitio donde se encuentra el objeto de estudio, se

tomaron datos directamente de las carpetas de pozos, sistemas de bases de datos de la empresa,

históricos de producción, pruebas de presión, análisis convencionales de núcleo y muestras de

pared, sin modificar el estado real de dicha información.

4.2 Población y Muestra.

La población de este estudio, esta comprendida por los 32 pozos completados en el yacimiento

C4-X.01, bloque central del área LL-652.

Debido a que la investigación se realizo a partir de la información tomada del total de los pozos

del yacimiento, no existe muestra para el estudio.

4.3 Técnicas e Instrumentos de recolección de datos.

Durante el desarrollo de esta investigación, fue necesario revisar toda la información

bibliográfica disponible para el yacimiento C4-X.01 y los pozos completados en este. Además, de

la utilización de varias herramientas de computación, bases de datos y entrevistas; de esta

manera, dicha información se clasificó de acuerdo al tipo cómo sigue:

4.3.1 Información bibliográfica: Este tipo de información se refiere a todo material impreso o

en digital que presente relación con el yacimiento C4-X.01y con la problemática de la producción

de arena en operaciones de producción de petróleo. Esta a su vez, puede clasificarse en:

4.3.1.1 Tesis de grado: Se refiere a aquellos trabajos especiales de grado que guardan relación

con el tema de estudio, de los cuales se obtuvo información para la ejecución del mismo.

4.3.1.2 Artículos técnicos (Papers): Los cuales comprenden publicaciones científicas realizadas

por miembros de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo (SPE), que constituyen avances teóricos y

tecnológicos correspondientes al tema de control de arena.

4.3.1.3 Publicaciones de libros asociados al tema de estudio: Se consultaron textos relacionados

con producción de petróleo, completación de pozos, geología de Venezuela y geomecánica

aplicada a la ingeniería de petróleo.

4.3.1.4 Publicaciones en digital: Se revisó información disponible en formato digital, como

artículos de revistas y páginas de Internet relacionadas con el tema y área en estudio. Además se

contó con presentaciones realizadas por ingenieros custodios del yacimiento y pozos, como

reportes post mortem, revisiones anuales y otros.

4.3.2 Programas informáticos: Se utilizaron una serie de programas corporativos de la empresa,

de los cuales se obtuvo y procesó la información durante el desarrollo del estudio, para la

elaboración de mapas, gráficos y tablas, conformados como sigue:

4.3.2.1 Well Monitor: Es una base de datos donde se almacenan resultados de pruebas de

producción realizadas a los pozos del área, así como también información histórica disponible, a

partir de la fecha en fue diseñada. Entre los datos registrados, se encuentran: producción de

petróleo, agua y gas, presión de yacimiento, de fondo fluyente, tasa de inyección de gas lift,

reductores, fallas en los pozos, profundidad libre (HUD), que conformaron factores

determinantes para la caracterización de los pozos con problemas de arenamiento.

4.3.2.2 OFM (Oil field Manager): Es un software que almacena data histórica de producción, a

partir del cual se pueden generar curvas de declinación de presión, curvas de producción versus

tiempo, de producción acumulada y actual y mapas de localizaciones de pozos, empleados para la

revisión del comportamiento de producción de los pozos del yacimiento.

4.3.2.3 Towc/s Reporter: Programa que almacena resultados de pruebas de producción realizadas

a los pozos del área, con su fecha correspondiente. La utilización de este, se consideró para la

obtención de reportes de producción y conocimiento exacto para cuantificar de las caídas de

producción.

4.3.2.4 CILL: Es un sistema de información, en el que se almacenan los datos de producción de

los pozos correspondientes a estado actual, completación, reductores de flujo, presiones de

cabezal, revestidor y tubería de producción, registro de visitas de pozos, fallas, análisis de

muestra, entre otros.

Esta herramienta se utilizó para tener un conocimiento preciso de las medidas de producción de

los pozos de interés, e igualmente de reportes de fallas, presencia de reductores en las líneas de

flujo y análisis de muestra de arena de los mismos.

4.3.3 Aplicaciones de manejo de textos y gráficos: Se refiere a aquellos programas que se

utilizaron para organizar y almacenar información escrita, tablas y gráficos; estos se presentan a

continuación: Microsoft Word, Microsoft Excel, Microsoft Power Point y Microsoft Visio.

4.3.4 Información del yacimiento y pozos completados en el mismo: Esta información esta

comprendida por las características generales y específicas tanto del yacimiento como los pozos,

conformada por:

4.3.4.1 Carpeta del Pozo (Well File): Esta carpeta contiene toda la información referente a los

pozos, desde su programa de perforación hasta la información actual y está dividida en

subcarpetas de acuerdo con el contenido.

Se utilizó la información concerniente al tema de estudio, como grado, peso y diámetro nominal

de los revestidores, tubería de producción y tuberías ranuradas, topes y bases de los revestidores

y tuberías, pescados dentro del hoyo, trabajos de cañoneo y recañoneo, tipos de cañones

utilizados, compañía de servicio que proporciono los mismos y diseño del trabajo, diseño de

empaque con grava, reductores utilizados en el pozo, trabajos de limpieza y reportes de trabajos

mayores y menores. Es importante mencionar que no todos los pozos completados en el

yacimiento contienen toda la información de interés.

4.3.4.2 Carpeta de Registros: Se encuentran archivados los registros corridos en el pozo, tales

como caliper, rayos gamma (GR), temperatura, neutrón, densidad, resistividad, potencial

espontáneo, entre otros.

Se revisó esta carpeta con el fin de identificar la existencia de registros acústicos o de imagen,

que facilitaran la elaboración de análisis de esfuerzos de la formación.

4.3.4.3 Guaya fina: Corresponde con los trabajos de guaya que se han realizado a en cada uno de

los pozos. De la información aquí almacenada se obtuvieron los datos correspondientes a HUD y

detalles operacionales que reflejen la problemática de producción de arena.

4.3.4.4 Historias de pozos: Es la información más importante de todos los trabajos mayores,

reparaciones, estimulaciones y operaciones de rutina como chequeos mecánicos, pruebas de

producción y de presión, que han sido realizados en el pozo durante toda su vida productiva.

Además, cuenta con información característica del pozo como intervalos cañoneados, topes de las

formaciones, etc.

4.3.4.5 Registros de producción y pruebas de presión: Es una carpeta donde se recopila toda la

información referente a pruebas de presión a pozos productores e inyectores, PLT, IPLT, entre

otras, de las que se revisaron pruebas de restauración, fluyentes y estáticas.

4.3.4.6 Pozos trabajados: Es un archivo donde se resume la información más importante de todos

los trabajos mayores realizados a los pozos del área, desde 1998 hasta la actualidad.

Se revisó la información de trabajos realizados a los pozos completados en el yacimiento Santa

Bárbara.

4.3.5 Entrevistas: Para la realización del análisis y diagnóstico de la producción de arena, se

contó con el apoyo del equipo de ingenieros y geólogos de la empresa, así como también

personal de empresas operadoras y de servicio, quienes a través de sus experiencias y

conocimientos, generaron un aporte importante para el estudio. Cabe destacar, que muchas de

estas entrevistas se llevaron a cabo sin tener estructura especifica, es decir, de carácter libre, sin

embargo estuvieron orientadas por objetivos preestablecidos, correspondientes con la

investigación.

4.4 Técnicas de Procesamientos de datos.

La metodología aplicada en el desarrollo de este estudio para procesar y analizar los datos

obtenidos fue generada y organizada, basándose en el cronograma de actividades y objetivos

específicos .

Con la finalidad de predecir la producción de arena en el yacimiento C4-X.01, se dividió el

estudio en las siguientes fases:

4.4.1 Fase I: Descripción geológica, petrofísica y geomecánica del C4-X.01.

Para el cumplimiento de esta fase se revisaron las características propias del yacimiento tales

como los ambientes sedimentarios, estructura, estratigrafía, minerales predominantes en la

formación, granulometría y fluidos presentes, de acuerdo con el siguiente orden:

4.4.1.1 Geología del área: Se refiere a la región donde se encuentra ubicado el yacimiento en

estudio, en este caso la Cuenca del Lago de Maracaibo, debido a que la comprensión de los

fenómenos regionales que permitieron la acumulación de reservas de hidrocarburos en esta área,

permite obtener un mayor entendimiento de los parámetros regionales que pueden afectar la

problemática de producción de arena, como los ambientes sedimentarios predominantes, la

estratigrafía regional que definió la depositación de los estratos y cuerpos de arena presentes, al

igual que la estructura regional que señala la actividad tectónica que ha permitido la generación

de fallas.

4.4.1.2 Geología del yacimiento C4-X.01: Constituida por la identificación de los ambientes que

caracterizaron la depositación de los paquetes de arena, el tipo de roca, los estratos que se

depositaron, fallas sellantes y fallas internas, teniendo en cuenta que el desplazamiento tectónico

de estas constituye un factor clave para el análisis del fenómeno de arenamiento.

4.4.1.3 Correlaciones de pozos: Comprendidas por los perfiles litológicos correspondientes a

cada pozo, donde se reflejan lo valores de las curvas GR, potencial espontáneo, resistividad y

correlaciones empíricas de saturación de agua, porosidad, permeabilidad. Estas fueron utilizadas

para observar de manera grafica la continuidad lateral de las arenas y disminución de espesores,

lo cual permitió, desde esta perspectiva, establecer semejanzas y diferencias para los pozos con

problemas de arenamiento.

4.4.1.4 Ubicación del contacto agua-petróleo: Con los mapas estructurales del yacimiento, se

identificó la ubicación de este, permitiendo establecer relaciones entre origen del agua en los

pozos productores del yacimiento y las causas de la producción de arena.

4.4.1.5 Evaluación mineralógica: Constituida por la revisión, lectura detallada e interpretación

de los resultados de distintos análisis mineralógicos disponibles para el yacimiento. Se persiguió

determinar la presencia de cemento, matriz, al igual que los minerales y su abundancia en la

formación, haciendo énfasis en los minerales de arcilla, debido a su tendencia problemática

(migración de finos, arcillas expansibles y agregados granulares) y reacción de modos muy

diferentes con los fluidos y tratamientos usados en la perforación, completación y producción de

los pozos.

Los análisis mineralógicos revisados para la evaluación, están conformados por:

4.4.1.5.1 Análisis SEM (Scanning Electrón Microscopy): Es un tipo de prueba que consiste en la

creación de imágenes a partir del enfoque de alta energía de electrones en la superficie de una

muestra de roca y la detección de señales de la interacción entre los electrones con la superficie

de la muestra. Los rayos de los electrones penetran la superficie de la muestra a grandes

profundidades, dando como resultado imágenes tridimensionales de alta resolución permitiendo

captar características propias de la roca como estructura, forma de los granos de arena y arcilla,

espacios porosos, entre otros.

4.4.1.5.2 Análisis de secciones finas: Se refiere a observaciones microscópicas realizadas a cortes

finos de muestras de roca de solo 0.03mm (30μm) de espesor, las cuales se llevan a cabo

colocando la sección fina entre dos filtros polarizantes, permitiendo identificar los minerales y

arcillas presentes, el escogimiento y empaquetamiento entre otros, a partir de las propiedades

ópticas de los mismos.

4.4.1.5.3 Difracción de rayos X (XRD): Esta prueba conforma un conjunto de técnicas analíticas

no destructivas que revelan información acerca de la estructura cristalográfica, composición

química de la roca basándose en la calibración de curvas de dispersión de rayos X, los cuales se

hacen pasar a través de la muestra de roca.

4.4.1.5.4 Gráficos de interrelación: Conformados por una serie de tablas donde se ubican los

valores correspondientes a las curvas de Rayos Gamma Espectral (SGR), para determinar el tipo

de mineral de arcilla presente en una formación.

4.4.1.5.5 Descripción de muestras obtenidas durantes las actividades de perforación: Comprenden

todos aquellos reportes redactados por los geólogos del área o yacimiento, luego de analizar

muestras de canal. En ellos se encuentra la información correspondiente a color de la arena,

minerales observados, forma de los granos, cemento y matriz, entre otros.

4.4.1.6 La evaluación petrofísica y granulométrica de la formación: Constituida por la

revisión, lectura e interpretación de la siguiente información:

4.4.1.6.1 Análisis convencionales de núcleo: Se refieren a pruebas de laboratorio donde se

determinan los parámetros petrofísicos de la roca como porosidad, permeabilidad, saturaciones y

densidad de la formación. El conocimiento de estos parámetros permite establecer relaciones

entre las características de cada uno de los miembros productores por pozo.

4.4.1.6.2 Evaluaciones petrofísicas: Comprende la recopilación y revisión de registros de pozos y

parámetros petrofísicos para definir a partir de estos, los modelos petrofísicos que más se ajusten

al comportamiento del yacimiento y con ellos establecer valores de corte (CUT-OFF), que

permiten determinar cuantitativamente los espesores de arena neta petrolífera . Estas

evaluaciones son realizadas por los geólogos y geofísicos del área.

Se efectuó una revisión de estas evaluaciones para cada uno de los pozos, luego se realizaron

comparaciones entre los ellos, estableciendo similitudes y diferencias, lo cual se consideró

especialmente para la selección de la técnica de control de acuerdo con los espesores de las

arenas productoras.

4.4.1.6.3 Análisis granulométricos: Consisten en hacer pasar una muestra de arena a través de una

serie de tamices con diferentes diámetros que son ensamblados en una columna que se somete a

vibración y movimientos rotatorios intensos en equipos diseñados para tal fin. Tomando en

cuenta el peso total y los pesos retenidos en cada tamiz se elabora una curva granulométrica.

La revisión de estos análisis permitió la visualización de la tendencia homogénea o heterogénea

de las arenas del yacimiento y el tamaño de los granos, que su vez conforman parámetros a

considerar en la aplicación de una técnica de control de arena determinada.

Para identificar el tipo de partícula predominante en el yacimiento, se utilizo la siguiente tabla.

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