03085nmc a2200217 4500 20260524144753.0 260224s xxu PD I116 3 0015570 Acosta, Matías 55868 Vitolo, Martín 55865 Bayona, Luciano 55893 Soria, Mauro 55894 Congreso de Producción y desarrollo de reservas de hidrocarburos (6to : 2016 oct. 24 al 27: Bariloche, Argentina) 55815 Proppant flowback. Caso de estudio yacimiento tight gas- Rincón de mangrullo 5/6/2019 ; 23/11/2016 21 p. Como es conocido, el desarrollo en forma rentable de reservorios de baja permeabilidad, va de la mano de estimulaciones hidráulicas de gran magnitud. Dependiendo de diversos factores, propios de la formación, de la metodología de terminación del pozo o de la forma en que se lo produce, se pueden tener distintos grados de devolución de agente sostén de las fracturas hidráulicas. Existen diversas técnicas tendientes a controlar este problema, ya sea desde la fase inicial de la estimulación del pozo, como remediativas en pozos puestos en producción. El presente trabajo resume la problemática asociada al gran aporte de arena de pozos en un yacimiento tight gas, poniendo en criticidad el desarrollo del mismo, por verse afectada la integridad de instalaciones de superficie, posible pérdida de productividad de pozos, necesidad de intervenciones de limpieza con Coiled Tubing, incrementos de tiempos y costos asociados. El uso de arena resinada curable para estos casos parecería ser la mejor opción, pero no dio los resultados esperados en su primera fase de implementación, llevando a desviar la búsqueda de potenciales soluciones en otras técnicas, con resultados aleatorios y no concluyentes. Sustentado por un mayor entendimiento de la formación y geometría de las fracturas hidráulicas desarrolladas, a partir de simulaciones, perfiles de temperatura y ensayos de pozos, se hizo una continua evolución en la técnica de estimulación, siendo relevante para el control de arena el reemplazo de la técnica "Entrada Limitada"por "Punzado Centralizado" garantizando el correcto empaque con agente sostén resinado en el Near Wellbore. Otro punto importante para el eficiente control de arena con el uso de agente sostén resinado curable, es la correcta dosificación del activador de la resina en función de la Presión, Temperatura de fondo y tiempo de reposo que se le otorgue. Sin tener datos reales de temperatura en fondo durante la estimulación, una subestimación del enfriamiento puede llevar a una dosificación deficiente. El trabajo aborda las acciones llevadas a cabo, curva de aprendizaje y lecciones aprendidas hasta encontrar la solución definitiva al problema y el impacto asociado en el proceso de optimización de la etapa de Terminación. https://biblioteca.iapg.org.ar/ArchivosAdjuntos/Congreso-de-produccion/6to/664.pdf CONGTP ddc 189880 189880 0 0 0 0 257699 CBAAB CBAAB PD I116 3 0015570 2026-03-06 200062124 0 PD I116 3 0015570 200062124 2026-03-06 00:20:01 2026-03-06 ARCHIVO