Cementacion Forzada

I UNIV VERSID DAD TE ECNOL LÓGIC CA EQU UINOCC CIAL FACUL LTAD DE E CIENCIIAS DE LA L INGEN NIERÍA CAR RRERA DE E TECN

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I

UNIV VERSID DAD TE ECNOL LÓGIC CA EQU UINOCC CIAL FACUL LTAD DE E CIENCIIAS DE LA L INGEN NIERÍA CAR RRERA DE E TECNOL LOGÍA DE E PETRÓL LEOS

TE EMA ´´ESTU UDIO DE LA L CEMEN NTACIÓN REMEDIA AL DEL PO OZO TIGU UINO 3´´

TESIS DE E GRADO

PREVIA A LA OBTE ENCIÓN DEL D TÍTUL LO EN TEC CNÓLOGO O DE PET TRÓLEOS

AUT TOR: ANDRÉ ÉS HERNÁN ERAZO O FLORES

DIREC CTOR: ING G. PATRIC CIO IZURIIETA

QUITO-E ECUADOR R Junio o - 2010 II I

DECLARACIÓN

Del contenido de la presente tesis se responsabiliza el autor:

Andrés Erazo Flores CI: 171808006-0

III

AGRADECIMIENTO

Quiero agradecer a las personas que hicieron posible poder terminar mi tesis antes de la obtención de mi título profesional, en primer lugar, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todos mis profesores quienes me dieron la oportunidad de estudiar y forjar mi futuro profesional.

A todos los amigos del gran mundo petrolero que me facilitaron su conocimiento para poder finalizar mi tesis, en especial al Ing. Marco Corrales por su enorme ayuda.

Al Ing. Patricio Izurieta mi director un técnico especialista, que me brindó su tiempo y experiencia para terminar una de mis etapas de mi vida profesional.

A todos ellos muchas gracias.

Andrés Erazo

VI

DEDICATORIA

Esta tesis es dedicada a todas las personas que me han acompañado en mi vida, a la virgen del Quinche que siempre ha estado a mi lado todos los días de mi vida a mis padres quienes con su sabiduría han podido ubicarme donde estoy y el gran ejemplo de mi madre que ha sido mi ángel en la tierra y me enseño que las metas llegan con el esfuerzo, a mis abuelos, hermanos y sobrinos

que son la inspiración para seguir

adelante.

No puedo dejar de lado a mis mejores amigos Negro, Roly, Diego, José, Alex, Lore, Vero, los cuales me han apoyado en las etapas difíciles de mis estudios y de la vida.

Andrés Erazo

VII

ÍNDICE GENERAL HOJA EN BLANCO…………………………………………………………………..I CARÁTULA……………………………………………………………………..…...II DECLARACIÓN…………………………………………………………………..…III CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS……………..……………………………..…..IV CARTA DE LA EMPRESA……………………………………………………………V AGRADECIMIENTO……………………………………………………………..…..VI DEDICATORIA……………………… ……………………………………………..VII ÍNDICE GENERAL………………………………………………………………….VIII ÍNDICE DE FIGURAS…………………………...…………..………………………XV ÍNDICE DE TABLAS………………………………………………………………XVII RESUMEN……………………………………...………………………….……....XVIII SUMMARY………………………………………………………………….………XXI

ÍNDICE DE CONTENIDOS CAPÍTULO I...................................................................................................................1 INTRODUCCIÓN…………………………………………………………..................1 1.1OBJETIVOS………………………………..……………………………….....3 1.2 OBJETIVO GENERAL………………………………………........................3 1. 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS…………….…………………………..….…...3 1.4 JUSTIFICACIÓN……………………..………………………………….…....3 1.5 IDEA A DEFENDER………………………………………...…………….…..4 1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES……………………………………..…4 1.7 METODOLOGÍA…………………………………………………………….. 5

VIII

CAPÍTULO II 2.1 MARCO CONCEPTUAL………………………………………….....……….…7 2.2 MARCO TEÓRICO....................................................................................................7 2.3 OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN……………………………………….…8 2.4 CEMENTACIÓN PRIMARIA……………….……………………………………...9 2.5. PROPIEDADES REQUERIDAS EN UNA LECHADA DE CEMENTO……..…14 2.6. VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA EN LAS LECHADAS DE CEMENTO……………………………………………………………………….…….15 2.7 MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN……………………………………..15 2.8 TIPOS DE CEMENTOS………………………………………….………………..17 2.9 PROPIEDADES DE LOS CEMENTOS API……………………..……….……...19 2.10. PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS…………..20

2.10.1RESISTENCIA DEL CEMENTO PARA SOPORTAR LA TUBERÍA.………………………………………………………………………….…..21 2.10.2 PERDIDA DE CIRCULACIÓN ………………………….………………….22 2.10.3 CONTROL DE FILTRACIÓN……………………………………………….22 2.10.4 ADITIVOS PARA CEMENTOS…………………………………………….…22 2.10.4.1 ACELERADORES…………………………………………………...22 2.10.4.2 RETARDADOR………………………………………………………24 2.10.4.3.ADITIVOS PARA BAJAR LA DENSIDAD……..………………..…24 2.10.4.4. ADITIVOS PARA AUMENTAR LA DENSIDAD………..…….…..25 2.10.4.5 ADITIVOS PARA CONTROLAR LA PÉRDIDA DEL FILTRAD…..25 2.10.4.6. ADITIVOS DISPERSANTES O REDUCTORES………………..…...26 IX

2.10.4.7ADITIVOS PARA CONTROLAR PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN…26 2.10.5 DEFINICIÓN DE SQUEEZE………………………………………...………..27 2.10.6 RAZONES DE UN SQUEEZE………………………………………..…….....27 2.10.7. CLASIFICACIÓN DE LOS SQUEEZES…………….…………………...….28 2.10.8. MÉTODO UTILIZANDO PACKER…………………..……………………..30 2.11.PRUEBAS DE INYECTIVIDAD……………………………………..................30 2.11.1 INFLUENCIA DE LA PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL POZO….......31 2.11.2. TIEMPO DE BOMBEABILIDAD………………………………..……….32 2.11.4. LA VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA DE LAS LECHADAS DE ……CEMENTO………………………………………………………………………..33 2.11.5 LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN...................................................33 2.11.6 EL AGUA PARA MEZCLAR EL CEMENTO………….....……….…..…34 2.11.7. DENSIDAD DE LA LECHADA….………………………………….......35 2.11.8. CONTROL DE FILTRACIÓN...............................................................….35 2.11.9. HERRAMIENTAS PARA UNA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN …….FORZADA ……………………..………….…………….…….……………..…36 2.13. TAPÓN PUENTE RECUPERABLE- RBP……………………………..….......37 2.13.1. OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA……………………………….…37 2.13.2 RETENEDOR DE CEMENTO…………………………………………....39 2.13.3 TAPÓN RECUPERABLE RBP USOS………………………..……….…40 2.13.4 REGLAS GENERALES RBP……………………………………………....41 2.13.5 PARA BAJAR LA HERRAMIENTA……………………………..…...….42 2.13.6. PARA LIBRAR EL TAPÓN ……..……………………………………....43 2.13.7. RECUPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA………………..…………..44

X

2.13.8. FORMA COMO TRABAJAN SUS PARTES AL FIJAR LA ………….HERRAMIENTA …………………………………..……………………....44 2.13.9.FORMA EN QUE ACTÚAN SUS PARTES AL LIBRAR EL TAPÓN…....45 2.14.PACKER RETRIEVAMATIC.- EMPACADURA RECUPERABLE PARA PRUEBAS, TRATAMIENTOS Y CEMENTACIÓN FORZADARTVC……………………………………………………………………………...……46 2.14.1 REGLAS GENERALES RTVC…………………………………………..….46 2.14.2 PARA BAJAR LA HERRAMIENTA………………………………….........46 2.14.3 PARA FIJAR LA HERRAMIENTA……………………..……………….....46 2.14.4.PARA LIBRAR LA HERRAMIENTA...……………………………............47 2.14.5 PARA ABRIR BY PASS……………...………………………..……………47 2.14.6 FORMA COMO ACTÚAN SU PARTES AL FIJAR LA ………HERRAMIENTA……………………………………………………………....47 2.14.7 AL LIBRAR LA HERRAMIENTA………………….…………………..……48 2.14.8 CIBP (CASING IRRETRIVABLE BRIDGE PLIG)……………………..……50 2.14.9 SETTING TOLL……………………………………………………………..…51 2.14.9.1 EL SETTING TOOL MECÁNICO…………………………………..……52 2.14.9.2 EL SETTING TOOL LTD EL DRILL…………………………………….52 2.14.10 STINGER……………...………………………………………………………52 2.15 PERSONAL DE OPERACIONES DE LA COMPAÑÍA DE CEMENTACIÓN..54 2.15.1 SUPERVISOR DE OPERACIONES……………………………..…………...54 2.15.2 OPERADOR MÚLTIPLE……………………………………………..……....55 2.15.3 OPERADOR DE BULK CEMENT…………………………………….…….57 2.15.4 LABORATORISTA……………………………………………………….….58 2.15.5 EQUIPOS DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN………………..…..59 2.15.6 JEFE DEL POZO……………………………...………………………….…..62 XI

2.15.7 EQUIPOS PARA LA CEMENTACIÓN…………………………………….64 2.15.8 MONITORES ELECTRÓNICOS………………………………………….…66 2.16 UNIDAD DE BOMBEO PSM…………………………………………………....66

CAPÍTULO III 3. PROGRAMA PARA LA OPERACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LA ….CEMENTACIÓN......................................................................................................68 3.1.MÉTODO PARA LA INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)……………………………………………… 68 3.2. EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA…………………………………...68 3.3.AMPLITUD DE TUBERÍA…………………………………………………..….70 3.4. TIEMPO DE TRÁNSITO O RECORRIDO AL RECEPTOR ÚNICO…………73 3.5.PRESENTACIÓN DE LA FORMA DE LA ONDA COMPLETA O EXPOSICIÓN DE LA DENSIDAD VARIABLE……………………………………..75 3.6 INTERPRETACIÓN CUALITATIVA……………………………….………….77 3.6.1BUENA ADHERENCIA A LA TUBERÍA-SIN ADHERENCIA A LA ……..FORMACIÓN…..…………………………………….…………………...…….78 3.6.2.EL REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE……………….……….……..81 3.6.2.1. INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA……..….….82 3.6.2.2.RECEPCIÓN COMBINADA Y REGISTRO DE DENSIDAD ....VARIABLE…………………………..…………………………………...…………84 3.7.MEDICIONES ADICIONALES COMBINADAS CON REGISTROS DE CEMENTO…………………………………………………………………………..…85 3.7.1 CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA…………………………….….85 3.7.2.CUANTIFICACIÓN DE CEMENTO…………………………………….…….86 3.7.3. EFECTOS DE TIEMPO DE FRAGUADO……………………………….…..86 3.7.4. EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING……………………..…..89 XII

CAPÍTULO IV 4. PROGRAMA PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL PARA EL POZO TIGUINO 3 ………………………………………………………………………………….90 4.1. DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO…………………………….……….90 4.2.DATOS DE PRODUCCIÓN…………………………………………………….90 4.3 INDICIOS DEL PROBLEMA DEL POZO………………………………….….91 4.4.ANÁLISIS Y MEDIDAS CORRECTIVAS ……………………………….…..91 4.5.EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN……………………………………..93 4.5.1.ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL REGISTRO CBL / VDL……….…..93 4.6.DATOS DEL POZO.…………………………………………………………..…..96 4.7.CÁLCULO DE LA MEZCLA BÁSICA DESIGNADA........................................96 4.7.1. CÁLCULOS………………………………………………………..……..…..96 4.7.1.1. VOLUMEN DE LA MEZCLA………………………………..………..….96 4.7.7.2. CAPACIDAD DE TUBERÍA……………………………………….……..97 4.7.7.3 DESPLAZAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN…………….….…...97 4.7.8. PROGRAMA DE BOMBEO………………………………………….……..…97 4.7.8.1. TIEMPO MÁXIMO…………………………………………………...…...97 4.7.8.2. VOLUMEN DE LA LECHADA / CAUDAL MÁXIMO………………...97 4.7.8.3. TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO……………………….…………….…98 4.7.8.4. TIEMPO DE LA CEMENTACIÓN FORZADA (SQUEEZE)…………...…98 4.7.8.5. TIEMPO DE REVERSAMIENTO……………………………………….....98 4.7.8.6. TIEMPO TOTAL DE MANEJO…………………………………..………...98 .. 4.7.8.7. TIEMPO MÍNIMO DE ESPERA…………………………………………….98 4.7.8.8. CÁLCULOS DE LAS PROPIEDADES DE LA LECHADA………………99 4.8 PESO EN LA PRUEBA DE LABORATORIO ………………………………….100 XIII

4.8.1. REPORTE DEL LABORATORIO…………………………………………....100 4.9. REOLOGÍA…………………………………………………………………....…101 4.10. REPORTE DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN…………………….102 4.11. PROGRAMA DE BOMBEO……………………………………………..........104 4.11.1. PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO……………………………………….105 4.11.2. LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD…………………………………..……106 4.12. BOMBEO DE LA LECHADA…………………………………………………107 4.13. RE-CAÑONEO…………………………………………………………………109 4.14 BHA DE LIMPIEZA Y EVALUACIÓN JET…………………………………..109 4.15. COSTO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN REMEDIAL………....113 4.15.1. COSTO DE LOS MATERIALES …………………………………………113 4.15.2. COSTO DEL SERVICIO Y MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN 4.15.3 REMEDIAL (SQUEEZE)……………………………………………...…....114 4.15.4. COSTO DE LA EVALUACIÓN……………………………….........……..114 4.15.5 COSTO TOTAL……………………………………………………..………114

CAPÍTULO V

5.1.CONCLUSIONES…………………………………………………………...……115 5.2.RECOMENDACIONES……………………………………………………….…118 5.3.BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………….…119 GLOSARIO DE TÉRMINOS……………………………………………………..….120 ANEXOS…………………………………………………………….………..……....122 ANEXOS 1: GUÍA DE CEMENTACIÓN ……………………………………...…122 ANEXOS 2 :GUÍA DE CEMENTACIÓN DE POZOS ……….………………….151 XIV

ÍNDICE DE FIGURAS Pág. FIGURA N.- 1: Torre de reacondicionamiento………………………………………...27 FIGURA N.- 2: Retenedor de cemento…………………………………………….…..39 FIGURA N.- 3: Tapón Recuperable RBP……………………………………….…......41 FIGURA N.- 4: Retrievamatic RTVC………….……………………………….…..… 49 FIGURA N.- 5: CIPB…………………………………...………....…………………...50 FIGURA N.- 6: Stinger…………………………………………………………….......53 . FIGURA N.- 7: Consistómetro Presurizado…………………………...…………….…59 FIGURA N.- 8: Balanza………………………………………………………………..60 FIGURA N.- 9: Viscosímetro…………………….………………………...........…..…60 FIGURA N.- 10 y 11: Analizadores Ultrasónicos de Lechada de Cemento…...…...….61 FIGURA N.- 12, 13,14: Blender 1……………………..………………………..……..62 FIGURA N.- 13: Blender .2……………………..…………………………....………..64 FIGURA N.- 14: Blender 3

…………………………………………..……………...66

FIGURA N.- 15: Rutas de sonido transmitido al receptor …………………………….69 FIGURA N.- 16: Herramienta para registro………………………………………...…72 FIGURA N.- 17: Curva de tiempo tránsito……………………..….………….……….75 FIGURA N.- 18: Registro CBL densidad – variable y el despliegue de la onda com...76 FIGURA N .-19: Ejemplo de Buena Adherencia………….…………………………..79 FIGURA N.- 20: Presentaciones del Registro de Densidad Variable………..…..…….81 FIGURA N.- 21: Registro Caliper……………………………………………………...86 FIGURA N.- 22: Efectos del tiempo de curado en la respuesta del CBL…….....……..87 FIGURA N.- 23: Registro de cementación CBL –VDL……………..……………...…94 XV

FIGURA. N.- 24…CBL 1…………………………...………………………..……....102 FIGURA. N.- 25…………………………….…………………………………...……103 FIGURA. N.- 26-27…CBL 3……………………………...……………………..…...103 FIGURA N.- 28 EQUIPO DE CEMENTACIÓN EN LOCACIÓN DEL POZO…….104

XVI

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N.- 1: Cuadro referencial de datos de amplitud de acuerdo al tipo de material y accesorio………………………………………………………………………….….…88 TABLA N.- 2: Pruebas de Producción Pozo Tiguino 3…………….………….…..…..90 TABLA N.- 3: Análisis físico-químico del agua de formación……………………......91 TABLA N.- 4: Tabla comparativa del análisis de laboratorio…………………….…...92 TABLA N.- 5 Laboratorio………….……………………………………….……….....99 TABLA N.- 6 Laboratorio………………………...…………………………….....…100 TABLA N.- 7 Laboratorio………………………………..…..……………….……....100 TABLA N.- 8: Reología de la lechada…………………….………………….……....102 TABLA N.- 9: Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino3……………..…..111 TABLA N.- 10:..Tiguino 3……………………...…………………………..….……..113 TABLA N.-11:…Tiguino 3…………………...…………………………..….……….114

XVII

RESUMEN

El Tema de esta tesis, permite demostrar que mediante un buen trabajo de cementación y estudio del mismo la cementación remedial o (squeeze) se logra aislar el agua que generan zonas adyacentes hacia las zonas productoras de petróleo y la posterior comprobación mediante pruebas de evaluación llegaran a un trabajo con el sistema bombeo hidráulico jet.

Como se explica en las secciones contenidas en esta tesis, los perjuicios y daños que causan un incremento de la producción de agua en el pozo Tiguino 3, además de ser costosos, pueden acarrear serios problemas a la formación productora y a los equipos de levantamiento artificial .De ahí que se deba hacer todo lo necesario para evitarlo, o totalmente controlarlo.

Como antecedente, El pozo Tiguino 3, presento una variación en su flujo de producción. Al revisar las pruebas de producción del mismo, se ve un incremento del BSW que no es natural y se empezó ha sospechar que provenía de alguna otra zona. Luego de realizar los análisis de BSW al fluido, se confirma que la cantidad de agua que se está produciendo ha aumentado drásticamente.

Realizando pruebas de laboratorio se determina que, la salinidad del agua del pozo ha cambiado, esto confirma que la formación productora está recibiendo agua de las zonas vecinas. Esto hace necesario una cementación correctiva (squeeze), que selle los canales

XVIII

que están permitiendo la movilización de un fluido no deseable en la producción del pozo.

Para planificar la ejecución del trabajo, se recopiló toda la información necesaria de la producción del pozo. Los resultados se aprecian a la culminación del trabajo y en especial, con las pruebas de producción.

En la sección final, Capítulo V, se presenta algunas conclusiones y recomendaciones del estudio realizado en esta tesis.

XIX

SUMMARY

The Topic of this thesis, allows to demonstrate that by means of a good cementation work and study of the same one the remedial cementation or (squeeze) it is possible to isolate the water that they generate adjacent areas toward the areas producers of petroleum and the later confirmation by means of evaluation tests by means of a work with the system I pump jet.

As it is explained in the sections contained in this thesis, the damages and damages that cause an increment of the production of water in the well Tiguino 3, besides being expensive, they can carry serious problems to the formation producer and the teams of artificial rising and perforation .De there that all the necessary one should be made to avoid it, or totally to control it.

As antecedent, the well Tiguino 3, I present a variation in their production flow. When revising the tests of production of the same one, an increment of the BSW that is not natural leave and you began that is necessary to suspect that it came from some other area. After carrying out the analyses from BSW to the fluid, you confirm that the quantity of water that you this taking place has increased drastically.

Carrying out laboratory tests is determined that, the salinity of the water of the well has changed; this confirms that the formation producer is receiving water of the neighboring areas. This makes necessary a cementation corrective (squeeze) that seals the channels that are allowing the mobilization of a non desirable fluid in the production of the well. XX

To plan the execution of the work, all the necessary information of the production of the well was gathered. The results are appreciated to the culmination of the work and especially, with the production tests.

In the final section, it Surrender V, her presents many the conclusions and recommendations of the study carried out in this thesis.

XXI

CAPÍTULO I

CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN La técnica usada en la cementación de un pozo depende de una combinación controlada de cemento seco y agua. Esta combinación, llamada comúnmente “lechada de cemento’ o “mezcla’, pasa a través de un proceso de deshidratación y re-cristalización. El endurecimiento total del cemento ya mezclado tarda unos cuantos años, pero el endurecimiento primario ocurre a unas pocas horas después de ser colocada la mezcla en el sitio deseado

Antes que se endurezca la mezcla de cemento, ésta se puede bombear; el tiempo que dura el bombeo es el que se aprovecha para ligar bien el cemento y desplazarlo en el pozo.

Cuando el cemento seco se combina con agua, sin ningún aditivo, la combinación se llama “mezcla de cemento sin aditivos”. Esta mezcla puede dar resultados bastante satisfactorios de un producto relativamente duro, sólo cuando las proporciones de agua y cemento se mantienen dentro del límite determinado.

Al usar los límites especificados, el peso, viscosidad y tiempo de fraguado pueden variar usando una adición de agua. Si se usa poca o demasiada agua, la mezcla no fraguará como es debido.

Las mezclas livianas de cemento contienen concentraciones altas de agua, mientras que

1

una mezcla pesada contiene menos agua. Las mezclas de cemento se miden comúnmente en libras por galón (Lbs. /gal.), como el lodo de perforación. El peso del cemento seco es tres veces mayor que el del agua, que es de 9.3 Lb/gal.

2

1.1 OBJETIVOS 1.2 OBJETIVO GENERAL Explicar que mediante un Trabajo de Cementación Forzada (squeeze) se logra aislar las zonas que producen agua hacia la formación M-1 y la comprobación de la eficiencia del trabajo mediante pruebas de evaluación con bombeo hidráulico tipo jet.

1. 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ¾ Programar

la ejecución de un Squeeze (cementación remedial) en el Pozo

Tiguino 3 ¾ Indicar las propiedades de flujo de un fluido. ¾ Evaluar las mezclas y determinar la bombeabilidad de una lechada de cemento. ¾ Indicar los costos de la operación

1.4 JUSTIFICACIÓN De confirmar el requerimiento y la necesidad de realizar un squeeze (cementación correctiva), el primer paso es obtener la información necesaria del diseño de la lechada de cemento, luego definir y estudiar el tipo de operación que se hará.

La tecnología corriente actual disponible para probar la calidad de la ejecución de una cementación es sofisticada, sin embargo hay un campo muy grande todavía para mejorar. Consecuentemente, la mayoría de compañías y muchos fabricantes de equipos para la cementación están comprometidos en mejorar y optimizar las técnicas o inventar nuevos procedimientos y equipos para simular las condiciones de pozo más adecuadas.

3

Un entendimiento de la reología de la lechada de cemento es importante para el diseño y evaluación de cualquier cementación. Una adecuada caracterización de la lechada de cemento, permite evaluar la bombeabilidad, determinar las relaciones de presión versus profundidad en el proceso de ubicación, predicciones de perfiles de temperatura cuando se está depositando el cemento en el hueco.

1.5 IDEA A DEFENDER Explicar las técnicas de forzamiento en una cementación correctiva.

Exponer los beneficios que conllevan las operaciones remediales cuando se consigue en el laboratorio una buena reología de la lechada de cemento.

Demostrar que se logro un buen sello en la zona forzada mediante pruebas de evaluación con bombeo hidráulico tipo jet y que se bloquea las zonas que generan agua en el pozo. 1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES Variable Dependiente ¾ El volumen de agua que aumentó el pozo medido en barriles. ¾ El volumen de agua que admita la formación durante la prueba de inyectividad.

Variable Independiente ¾ Compañías de servicios de cementación 4

¾ El tiempo de bombeo de la lechada de cemento durante el trabajo. ¾ El volumen de cemento que será mezclado.

1.7 METODOLOGÍA

1.7.1

Diseño o tipo de investigación: Este estudio posee un diseño teórico-práctico.

1.7.2

Métodos de Investigación: Se utilizarán los siguientes métodos:

1.7.3

Método de análisis.- Este método será utilizado en la revisión de cierta información existente en las compañías de servicios: bases de operaciones de la región oriental.

1.7.4

Método de síntesis.- Se utilizará este método principalmente en la estructuración el informe final y en la propuesta.

1.7.5

Método Inductivo.- Se buscara operaciones con condiciones similares a los ya existentes de los servicios petroleros.

-

Se analizara las experiencias en otros trabajos, adquiridas por las compañías de servicios para ver la posibilidad de ser adaptadas.

Método Deductivo.- Se partirá de los conocimientos generales, mecánica de la provisión de servicios, datos actualizados para la implantación del proyecto.

5

1.7.6

Método de Observación Científica.- Este método se utilizara durante toda la investigación, especialmente durante el trabajo técnico.

1.7.7

-

Técnicas de Investigación: Se pueden usar las siguientes técnicas

Revisión de literatura.- Se buscará información actualizada tanto en, manuales, libros, archivos de ingeniería.

-

1.7.8

Revisión de Internet.- Se buscará información actualizada.

Análisis de los datos.- A los datos recogidos se les analizará y tabulara cualitativamente y cuantitativamente.

1.7.9

Difusión de resultados.- Los resultados de este estudio serán difundidos de dos maneras, la primera de ellas a través de la estructuración de un documento final, Tesis y la segunda a través de la difusión pública oral.

6

CAPÍTULO II

CAPÍTULO II 2. INTRODUCCIÓN En el siguiente capítulo se dan

a conocer los conceptos

de la cementación

correctiva los objetivos de una cementación, el porqué de la misma enumerando cada una de los objetivos y porque puede fracasar, las propiedades de los cementos las herramientas que se utiliza, los equipos de laboratorio para obtener una buena lechada. 2.1 MARCO CONCEPTUAL Detallamos los procedimientos de cada una de las etapas de la cementación correctiva y los equipos a utilizar. 2.2 MARCO TEÓRICO (1) La cementación correctiva es una operación muy común, numerosos trabajos de este tipo son realizados continuamente en los pozos petroleros.

La cementación correctiva o remedial es definida como el proceso de forzar la lechada de cemento, bajo presión, a través de huecos o ranuras en el casing y espacio anular. Cuando la lechada es forzada contra una formación permeable, las partículas sólidas son filtradas por la formación y entra a la misma formación la fase líquida.

Una operación de cementación remedial o squeeze es exitosa, cuando toda la lechada de cemento ingresa al espacio que queda entre el casing y la formación, formando en el mencionado lugar una costra de cemento.

1.-SCHLUMBERGER DOWELL.- Nelson Well Cementing Manual. 1999

7

Las operaciones de cementación tienen muchas aplicaciones durante las operaciones de perforación y completación de pozos. Las aplicaciones más comunes son las siguientes: a) Eliminar el ingreso de agua de otros sectores hacia la zona productora b) Reparar roturas de casings corroídas. c) Sellan a las zonas no productivas o repletadas. d) Sellan zonas de pérdida de circulación.

2.3 OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN. La Cementación de pozos de petróleo y gas tiene como objetivos:



Sujeta la tubería de revestimiento a la formación y por tanto soportar las paredes del pozo



Prevenir que la tubería de revestimiento colapse en secciones críticas



Separa las diferentes zonas por detrás de la tubería de revestimiento y por lo tanto previene el movimiento de fluidos entre las formaciones permeables



Sella horizontes problemas en las formaciones lo cual evita pérdida de circulación en esas zonas



A través de un fraguado rápido el cemento impide posibles reventones en el pozo.



Protege la tubería de revestimiento contra el agua de formación corrosiva y electrolítica



Protege las zonas productoras de petróleo



Protege otros estratos de la formación tales como los de agua dulce, carbón, etc. 8



Ayuda a prevenir los reventones originados en zonas gasíferas de alta presión situadas detrás de la tubería de revestimiento.



Forma un sello contra la contaminación del agua dulce que puede ser utilizada por la gente.

Para lograr estos propósitos el anillo de cemento debe poseer las siguientes características:

1. No debe ser quebradizo; ya que debe evitar la comunicación entre fluidos. 2. El anillo de cemento debe ser impermeable 3. El anillo de cemento debe tener plasticidad 4. Resistencia mecánica a la compresión 5. Resistencia química 6. Bajo filtrado 7. El cemento debe adherirse a las paredes

2.4. CEMENTACIÓN PRIMARIA (2) Una cementación primaria comprende la primera cementación que tiene un pozo terminado de perforar, es decir, es la cementación que adhiere el casing a las paredes del pozo y que comprende las zonas superficiales, intermedias y de producción del pozo. La cementación primaria se la puede dividir en los siguientes tipos:

2. - SCHLUMBERGER DOWELL.- Nelson Well Cementing Manual. 1999

9

a. Superficiales b. Intermedias c. Aislamiento d. Producción e. Liner a.

Cementaciones Superficiales: Son cementaciones que no exceden los 3000 pies de profundidad, este tipo de cementación se usa para: •

Proteger las arenas acuíferas de agua dulce



Proteger de la contaminación de aguas saladas



Sellar secciones de pozos que con problemáticas (como cavidades)



Proporcionar soporte a la cabeza de pozo

La tubería de revestimiento superficial es generalmente cementada hasta la superficie, se emplea normalmente dos lechadas diferentes por razones tecnicas y económicas: cola y relleno. b.

Cementaciones Intermedias: Este tipo de cementación se realiza cuando los problemas que se presentan en la perforación son de tal magnitud que la justifican desde el punto de vista técnico – económico, pudiendo también ser programadas desde un comienzo. Por ejemplo en el caso de entrada de agua o gas, aprisionamiento de la herramienta por presión diferencial, hinchamiento de arcillas, desmoronamiento, perdida de circulación.

c.

Cementaciones de Aislamiento: O también llamada cementación de etapas múltiples, la cual consiste en cementar una tubería de revestimiento de gran longitud en dos o más etapas. Hace posible la colocación del cemento en el anular, entre la tubería de revestimiento y el pozo en intervalos preestablecidos sin 10

necesidad de llenar con cemento totalmente el espacio anular. Esta técnica permite solucionar problemas como: •

Pérdida de circulación



Disminución de la presión hidrostática de la columna de fluido en el espacio anular



Realizar operaciones más económicas.

Esta técnica ayuda además a cementar pozos con dos o más zonas productivas muy separadas entre sí. d.

Cementación de Producción: Esta técnica se utiliza para prevenir flujo entre zonas mientras se produce o se inyecta la zona productora. Se prefiere para esta operación cemento de alta resistencia a compresión, una lechada de un buen control de filtrado, con aditivos en concentraciones adecuadas y tiempo de bombeabilidad de 3.5 a 5 horas.

e.

Cementación de Liner: Los liners son una solución económica para prologar la tubería de un pozo abierto donde ya esta instalado la tubería de revestimiento hasta una determinada profundidad. Los liners son usados principalmente para proporcionar aislamiento y funciones de soporte cuando la tubería de revestimiento ha sido asentada por encima del intervalo de producción.

Dentro de la cementación primaria se debe incluir el trabajo de liner, el cual es un tubo similar a la tubería de revestimiento instalado en la parte no revestida del pozo pero que no se extiende hasta la superficie

Las operaciones de cementación señalados son muy similares entre si con la posible excepción del trabajo del liner. 11

La tubería de revestimiento armada en superficie es introducida hasta la profundidad deseada, en la que se incluyen: el equipo flotador, los equipos centralizadores y los rascadores (limpiadores de pared).

El equipo flotador consta de una zapata guía y del cuello flotador que se instalan en le fondo de la tubería de revestimiento.

La zapata guía tiene una nariz redondeada que se coloca en el fondo para guiar a la tubería a medida que esta desciende dentro del pozo.

El collar flotante va colocado unos pies más arriba del fondo de la tubería y actúa como válvula de contrapresión y para reducir el peso de la tubería de revestimiento sobre la torre de perforación a medida que esta desciende.

Los centralizadores de la tubería de revestimiento sirven para colocar la tubería en el hueco de tal modo que el cemento rellene uniformemente el espacio anular

Los rascadores de pared pueden ser de varios tipos, pero todos sirven para mejorar las propiedades adherentes del cemento al eliminar del hueco la costra de filtrado del lodo de perforación.

A menudo antes de la cementación se aplica el lavado con agua o con una sustancia química a fin de eliminar el lodo espeso, reducir la aparición de canales y conseguir una mayor adherencia del cemento a la formación.

En cemento seco se transporta a granel a la locación del pozo, el mismo que es descargado en la tolva.

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El agua que se utiliza para la mezcla se circula a presión a través de un chorro situado en la base de la tolva, que lleva al cemento en forma de lechada hasta el tanque situada junto al camión. El control del peso de la lechada se ejecuta mediante una válvula de derivación situada en el camión de bombeo. La lechada es bombeada al cabezal del pozo y luego al interior de la tubería de revestimiento.

Previo a las actividades de cementación la tubería de revestimiento y el hueco del pozo son llenados con lodo de perforación.

Para impedir la contaminación en la zona de contacto entre el lodo de perforación y la lechada de cemento se bombea delante de la lechada un tapón de caucho, el cual es soltado en el momento oportuno del recipiente que lo contiene, situado en la parte superior de la tubería de revestimiento y va limpiando a esta a medida que desciende.

Cuando este tapón llega al collar flotante, por la diferencia de presión se rompe el diafragma situado en la parte superior y permite que la lechada de cemento descienda a través del tapón y del equipo flotador hasta el espacio anular que queda detrás de la tubería.

Al completarse la operación de mezcla, un tapón de caucho es situado fuera de su receptáculo y su función es la de impedir la contaminación del cemento con el fluido que sirve para desplazar la columna de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento. Este tapón es sólido y cuando alcanza al tapón de fondo del collar flotante produce una completa interrupción en el desplazamiento de los fluidos que se bombean dentro de la tubería, proporcionando una buena adherencia del cemento.

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Después de que el cemento frague el collar flotante y el cemento que queda en las juntas inferiores de la tubería son perforados y eliminados.

El tiempo que transcurre entre la cementación y la reanudación de las operaciones se conoce como WOC (tiempo de espera del cemento), el cual depende del tipo de trabajo, de la profundidad, de la temperatura, del fondo del pozo y de la resistencia del cemento para mantener la tubería en su sitio.

Después de la cementación se realizan controles de temperatura a fin de averiguar la altura a la que llego el cemento detrás de la tubería de revestimiento. A mediad que el cemento fragua este emite una considerable cantidad de calor y midiendo la temperatura del fluido de la tubería de revestimiento es posible localizar la parte superior de la columna de cemento detrás de la tubería.

Comparando lo bombeado y lo llenado se puede calcular el volumen de cemento utilizado.

2.5. PROPIEDADES REQUERIDAS EN UNA LECHADA DE CEMENTO ( 3) Las propiedades de determinación, la temperatura del pozo las condiciones del pozo y los problemas durante la perforación deben considerarse al diseñar la composición de una lechada de cemento. “Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los siguientes:

1. Influencia de la temperatura y presión del pozo 2. Presión hidrostática de la columna de lodo 3. Viscosidad y contenido de agua de la lechada.

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4. Tiempo de bombeabilidad. 5. Resistencia requerida del cemento 6. Calidad del agua de mezclado disponible 7. Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido 8. Densidad de la lechada 9. Calor de hidratación o de reacción 10. Permeabilidad del cemento fraguado 11. Control de filtración 2.6 VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA EN LAS LECHADAS DE CEMENTO Las lechadas deben poseer una viscosidad o consistencia que ofrezca un desplazamiento eficiente del lodo y permitan buena adherencia del cemento con la formación y la tubería. La cantidad de agua proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de la lechada sin separación de agua libre. El tamaño de la partícula el área superficial y todos los aditivos influyen en a cantidad de agua de mezcla requerida para lograr una viscosidad particular de lechada. 2.7 MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN

Los materiales básicos que intervienen en la fabricación de cementos son los resultados de la mezcla en proporciones adecuadas de caliza y arcilla, que se componen de silicio, cal, alumina y oxido de hierro, estas materias primas se muelen, se mezclan y pasan a través de un horno rotatorio en donde se son calcinadas y convertidos en un material llamado escoria

3.- BJ SERVICES, Manual de Cementación, 1999 Pagina 24

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La escoria es molida hasta volverla en polvo fino a la que se agrega cantidades de yeso a fin de controlar las propiedades del fraguado del cemento.

El producto final es el cemento Pórtland que contiene compuestos químicos de bióxido de silito, de oxido de calcio, de oxido de hierro, de oxido de aluminio, de oxido de magnesio, de trióxido de azufre.

Los compuestos básicos son los siguientes:

-

Silicato tricalcico

-

Silicato dicalcico

-

Aluminato tricalcico

-

Aluminoferrita tetracalcica

El cemento utilizado en los pozos petroleros debe ser el apropiado para que cumpla una gran variación de la temperatura y presión, por lo tanto se deben preparar algunos tipos de cementos que satisfagan las temperaturas de 80 grados F o menores de pozos someros y de pozos de 20.000 pies de profundidad con temperaturas de fondo que pasan de 400 grados F.

La primera propiedad e la lechada es la llamada tiempo de bombeo o tiempo de espesamiento, la lechada debe permanecer fluida durante un tiempo suficiente para permitir su bombeo en dirección descendente por la tubería de revestimiento y en dirección ascendente por el espacio entre la tubería y la formación, debiendo además tener el cemento un adecuado factor de seguridad, en caso de que ocurra una inevitable suspensión de las operaciones.

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El cemento bombeado al pozo debe fraguar en un lapso de tiempo razonable debiendo desarrollar una resistencia suficiente para la continuación de las operaciones normales de perforación, esta resistencia variaran de acuerdo a las distintas operadoras.

Según Farris la resistencia mínima requerida para una cementación primaria de la tubería de revestimiento es de 8 lbs/pul2 (resistencia tensorial), o aproximadamente 100 lbs/pulg2 de resistencia a la compresión.

2.8 TIPOS DE CEMENTOS

Los cementos utilizados en las actividades de perforación de pozos petroleros se dividen de acuerdo a la resistencia inicial, cementos Pórtland y cementos retardados.

Los cementos se clasifican de acuerdo a institutos que estudian y dictan especificaciones para la fabricación de los cementos Pórtland. Estos grupos incluyen: •

ACI American Concrete Institute



AASHO American Society for Testing materials



API American petroleum Institute



ASTM American Standar Testing Materials

De estos grupos el mejor conocido dentro de la industria petrolera en es ASTM el cual se encarga de los cementos para la construcción y el API se encarga de dictar las normas y especificaciones de los cementos utilizados solamente en pozos petrolíferos y gasíferos.

El ASTM provee especificaciones para cinco tipos de cemento Pórtland:

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Tipos: I, II, III, IV y v

Estos cementos están sujetos a diferentes rangos de presión y temperatura y difieren de los cementos que se elaboran para usarse en condiciones atmosféricas. El API provee las especificaciones que cubren 9 clases de cementos para pozos petroleros y se designan como clases: A, B, C, D, E, F, G, H, y J. Las clases A y B corresponden a los tipos I, II y III del ASTM; y los tipos IV y V del ASTM no tienen correspondencia con ninguna clase de API.

El comité API ha hecho otra clasificación considerando las profundidades en la que se utilizaran los cementos, basándose en pruebas de simulación de pozos y recomienda seis clases de cementos para pozos petroleros:

Clase A.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando no se requieran propiedades especiales. Similar al cemento ASTM C 150, Tipo I

-

Clase B.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se requiera resistencia al sulfato. Es similar al cemento ASTM C 150, Tipo II.

-

Clase C.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se requiera una elevada resistencia inicial. Es similar al cemento ASTM C 150, Tipo II.

-

Clase D.- Para ser usado hasta 12000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones moderadamente altas.

-

Clase E.- Para ser usado hasta 14000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones altas.

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-

Clase F.- Para ser usado hasta 16000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones extremadamente altas.

-

Clase G.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características similares desde clase A hasta clase E.

-

Clase H.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características similares desde la clase A hasta F y similar en composición química al cemento API clase B.

2.9 PROPIEDADES DE LOS CEMENTOS API (4) En las operaciones de terminación de pozos los cementos son universalmente usados para desplazar el lodo de perforación y llenar el espacio anular que existente entre las paredes del pozo y el casing. Los cementos deben estar elaborados para condiciones de borde de pozo que varían desde la superficie hasta aquellas en que las profundidades exceden los 3000 pies donde los rangos de temperatura van desde áreas congeladas hasta más de 700 grados Fahrenheit en pozos geométricos perforados para producción e inyección de vapor. Las normas API no cubren todas las propiedades de los cementos sobre tales rangos de profundidad y presión, sin embargo ofrecen las propiedades físicas y químicas de distintas clases de cementos que deberán afrontar la mayoría de las condiciones del pozo.

4.- BJ SERVICES, Manual de Cementación, 1999 Pagina 133

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Estas especificaciones incluyen: •

Análisis químicos



Análisis físicos



Contenido de agua



Resistencia a la compresión



Tiempo de bombeabilidad

2.10 PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS

Se han realizando importantes adelantos en cuanto a la prueba de los cementos y aditivos empleados en la cementación, el equipo probador de lata presión como el probador Stanolind de tiempo de espesamiento permite probar los cementos en base a presiones y temperatura simuladas que se encuentran en las operaciones reales

y

proporcionan un registro preciso del tiempo que la lechada de cemento permanecerá fluida al bombearla.

Los procedimientos estándar para probar cementos de diversas profundidades se hallan en el API RP 10B titulado Procedimientos.

Los gráficos de la prueba de cementación de la tubería de revestimiento están basados en datos reales, en donde la línea normal de temperatura estática de fondo se calcula a partir de la formula 80+0.015Xprofundidad en pies. Se considera a esta temperatura promedio de la formación a distintas profundidades correspondientes a la costa del golfo y es similar a otras áreas en los pozos superan los 10000 pies.

La curva móvil de la temperatura del fondo del pozo obtenida de mediciones reales efectuadas mientras se hacía circular fluidos en los pozos, siendo esta la temperatura 20

que debe alcanzar la lechada de cemento para la cementación a profundidades determinadas. La diferencia vertical entre esta curva y la curva estática de temperatura del fondo del pozo representa la cantidad de enfriamiento que experimenta un pozo mientras se hace circular fluido

La curva de temperatura de la descarga de lodo constituye la temperatura promedio de los volúmenes devueltos de lodo, en la superficie, mientras se hace circular el fluido. La diferencia vertical entre esta y la curva móvil y la temperatura del fondo del pozo, representa el enfriamiento que experimenta la lechada al volver a la superficie desde el fondo.

La curva de temperatura de la succión del lodo constituye la temperatura promedio del lodo que entra a; pozo a través de la bomba. La diferencia vertical entre esta y la temperatura de descarga del lodo, representa el enfriamiento que experimenta el fluido ala atravesar los estanques de lodo durante la circulación

2.10.1 RESISTENCIA DEL CEMENTO PARA SOPORTAR LA TUBERÍA. Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas para soportar el casing durante la perforación y mediante el aumento de la densidad de la lechada el tiempo requerido para desarrollar la resistencia a la compresión se ve disminuido. La densidad incrementa la resistencia y el calor de hidratación del cemento. Las lechadas de cemento con excesiva relación de agua dan por resultado cementos débiles y por consiguiente deberán evitarse en los extremos de la tubería. Mediante la selección de cementos apropiados y la aplicación de buenas practicas de cementación, el tiempo WOC (tiempo de espera de cemento), de cementación superficial puede reducirse de dos a tres horas. 21

2.10.2. PERDIDA DE CIRCULACIÓN. Al seleccionar materiales que controlan la perdida de circulación se debe tomar en cuenta: a) Los materiales deben poderse manipular por el equipo de bombeo. b) Las aberturas deben ser pequeñas para permitir que el material tapone y selle. 2.10.3. CONTROL DE FILTRACIÓN. El control de filtración normalmente se obtiene por el agregado de aditivos para esta finalidad que son polímetros de cadena larga mezclados en las lechadas en concentraciones de 0,1 al 1,2 % por peso de cemento.

2.10.4. ADITIVOS PARA CEMENTOS. ¾ Aceleradores ¾ Retardadores ¾ Para bajar la densidad ¾ Para aumentar la densidad ¾ Dispersantes o reductores de fricción ¾ Para controlar perdidas de circulación ¾ Para controlar las pérdidas de filtrado

2.10.4.1 ACELERADORES. Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad demasiado corto, el objetivo de acelerar el tiempo de fragüe de una lechada es incrementar una resistencia a la compresión en el menor tiempo posible evitándose de esta forma que las operaciones posteriores en el taladro, queden suspendidas por 22

un periodo prolongado. Los aceleradores son usados en operaciones de Cementación superficial y también como tapones de cemento. El acelerante más comúnmente usado es el Cloruro de calcio (CaCl2) y se añade en concentraciones del 1% al 2% por peso de cemento.

El cloruro de calcio y el cloruro de sodio se usan frecuentemente para reducir el tiempo de espera del cemento. Esto rige particularmente en la tubería de superficie donde se desea reanudar las operaciones normales de perforación lo más antes posible después de la cementación.

Constituye en práctica como el emplear para este fin el cloruro de calcio como acelerador más eficaz de lechadas de cemento y además es económico y fácil de conseguir.

El empleo del 2 % del cloruro de calcio en base al peso del cemento o de la mezcla de cemento produce los siguientes efectos:

-

Acelera el tiempo de espesamiento

-

Acelera el tiempo de fraguado

-

Aumenta la resistencia inicial

-

Reduce el tiempo de espera del cemento

El cloruro de sodio, cuando se usa en cantidades iguales a las del cloruro de calcio producirá una aceleración del tiempo de fraguado, sin embargo es menos eficaz que el primero. El agua salada tendrá el mismo efecto cuando su concentración varíe entre 40000 y 60000 ppm.

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2.10.4.2. RETARDADORES. Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad prolongados, por lo tanto retardan el fraguado del cemento, el objetivo de retardar el tiempo de fragüe de una lechada es disminuir la resistencia a la compresión. Se usan en concentraciones de 0.1 % al 0.4%

Los más eficaces que se usan actualmente son compuestos de lignita y de denominan lignosulfatos de calcio, se los emplea para retardar al cemento Pórtland común, cuando las condiciones del pozo están fuera del rango recomendados para este tipo de cemento.

En algunos casos se han utilizado cementos retardados con el fin de ampliar su tiempo de espesamiento en pozos sumamente calentéis.

La cantidad de retardador dependerá de la temperatura del fondo del pozo, pudiendo agregar el retardador en forma seca al cemento o al agua de mezcla, estos materiales se emplean con altos porcentajes de gelificador de cemento bentonita a fin de obtener una lechada de menor viscosidad que sea fácil de bombear y de manipular.

2.10.4.3. ADITIVOS PARA BAJAR LA DENSIDAD. Existen tres métodos para bajar la densidad de la lechada: ¾ Controlando el agua ¾ Agregando materiales de bajo peso especifico ¾ Los anteriores en conjunto.

24

2.10.4.4. ADITIVOS PARA AUMENTAR LA DENSIDAD Este tipo de aditivos son usados para •

Incrementar la densidad.



Mejorar el desplazamiento del lodo

Cuando se desea incrementar la densidad de la lechada en pozos profundos el sulfato de bario de una densidad específica de 4.2 puede incrementar la densidad de la lechada hasta 18 y 19 lbs/gal. Otros materiales como el ferrofósforo también puede agregarse par aumentar la densidad de lechada algo mas que con el sulfato de bario. 2.10.4.5 ADITIVOS PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE FILTRADO Este tipo de aditivos son usados para: •

Evitar pérdidas de fluidos por filtración



Minimizar los posibles problemas a causa de zonas con filtración.

Se utilizan varios materiales como se indican a continuación:

-

Materiales fibrosos desmenuzados

-

Escamas de celofán

-

Escamas de mica

-

Perlitas expandidas

-

Cáscara de nuez granuladas

Se han utilizado numerosos aditivos para la pérdida de circulación en pozos petroleros, estos materiales incluyen materiales fibrosos desmenuzados, escamas

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de celofán, escamas de mica, perlitas expandidas, cáscaras granuladas de nuez y otros.

Estos se usan como materiales de relleno para evitar la pérdida de circulación en formaciones cavernosas que aparecen durante la cementación.

Algunos materiales fibrosos que se agregan a los lodos de perforación no pueden usarse en cementos, debido a que contienen ciertos elementos solubles que retardan el fraguado del cemento. Su elección dependerá de la ubicación del problema y de la magnitud, tipo de la abertura que deba cerrarse.

2.10.4.6. ADITIVOS DISPERSANTES O REDUCTORES Este tipo de lechadas son usadas para proveer propiedades de flujo, permitiendo al bombeo de una lechada en flujo turbulento, minimizando los requerimientos de potencia hidráulica. Este tipo de aditivo se mezcla en seco, en la planta de cemento de la compañía de servicios, variando las concentraciones del 0.1 al 0.9% por peso de cemento. Este tipo de aditivo se emplea generalmente en todas las lechadas donde se requiera buenas propiedades de flujo lográndose buenos tiempos de bombeabilidad, buen control de filtrado y buena reología.

2.10.4.7. ADITIVOS PARA CONTROLAR PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Este tipo de aditivos son usados para: •

Proteger las formaciones sensibles



Prevenir la deshidratación de la lechada



Mejorar las cimentaciones a presión

26

Estos aditivos son utilizados en concentraciones de 0.1 al 1.5% por peso de cemento, son usados en trabajos de cementaciones de producción, liner y cementaciones de remedio o squeeze. FIGURA # 1 Torre de reacondicionamiento de pozos

Fuente: Helmerich & Payne International Drilling (HP) Elaborado por: Andrés Erazo

2.10.5. DEFINICIÓN DE SQUEEZE Loa cementación correctiva o squeeze es el tipo de cementación forzada más común en la industria petrolera y su objetivo principal es el de obtener un sello entre el casing y la formación. 2.10.6. RAZONES DE UN SQUEEZE Las razones para realizar una cementación forzada son: ¾ Control de la relación gas –petróleo ¾ Control de las altas relaciones de agua – petróleo gas – petróleo. ¾ Para reparar perdidas por el casing ¾ Para sellar pérdidas de circulación. 27

¾ Para evitar la migración de fluidos de una zona productora. ¾ Para aislar zonas productoras entre si y poner a producir una de ellas. ¾ Para corregir defectos de las cementaciones primarias, como son problemas de canalización o llenado insuficiente. ¾ Para prevenir migración de lo fluidos desde zonas abandonadas.

2.10.7. CLASIFICACIÓN DE LOS SQUEEZES (5) Existen dos tipos de cementación forzada: de Alta Presión y de Baja Presión. •

Cementación de Alta Presión: Involucra la rotura de la formación y el bombeo de la lechada o el filtrado del cemento en la formación, hasta alcanzar en superficie un valor determinado de presión que debe ser mantenida sin retorno.



Cementación de Baja Presión: Involucra colocar la lechada en el intervalo a tratar, y en la aplicación de una presión suficiente para formar un revoque de cemento deshidratado en perforaciones, canales o fractura que pueden estar abiertas.

a.

Tapones de Cemento: Se llama Tapones de Cemento a las operaciones en las cuales se colocan en el pozo cierto volumen de lechada para cubrir una determinada longitud, ya sea en pozo abierto o cerrado, hay cuatro aplicaciones básicas y estas son: •

Cuando es necesario bloquear una zona productora agorada, se coloca un tapón que cubra la longitud de dicha zona. También este tipo de tapones se usa en pozo abierto para cerrar una zona acuífera.

5.- BJ SERVICES, Manual de Cementación, 1999 Página 156

28



Cuando se perfora pozos direccionales, se hace un tapón para que sirva de aislamiento a la herramienta direccional que se apoya sobre ese tapón



Se llama tapones de abandono cuando la lechada se coloca en forma tal de prevenir la migración de fluidos

entre diversas zonas de un pozo que es

abandonado. El número y la longitud de los tapones dependen del pozo en sí, y de las reglamentaciones que existan la respecto. •

Para evitar pérdida de circulación se fuerza la lechada a penetrar en la zona donde se advierta esa pérdida, con intención de que penetre en la misma, y se selle las fracturas y vacíos existentes, hasta cierta distancia de la pared del pozo.

b.

Re-cementación: Se usa para solucionar problemas de llenado, cuando un determinado tramo de la columna quedó vacío después de la cementación primaria. Para realizar esta operación se perfora el casing en la parte inferior y luego en la superior, con el objetivo de que por las perforaciones inferiores entre la lechada y por las superiores reverse la lechada hacia la superficie, quedando de esta manera cementado todo el tramo de tubería que estaba vacío.

Dentro de la cementacíon secundaria se incluye al retrotaponamiento, el cual consiste en colocar un tapón de cemento en el sitio apropiado de un pozo y dejarlo fraguar, se aplica generalmente para interceptar el paso del agua de fondo del pozo, o para reducir la profundidad del mismo con el propósito de producir de una formación superior, esta operación se aplica para desviar o cambiar de dirección de la perforación.

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2.10.8. MÉTODO UTILIZANDO PACKER Este método utiliza las herramientas que se les conocen como packers o tapones recuperables. Este método es considerado de mayor precisión que el anterior debido a que el cemento y al presión son aplicados en zonas definidas por las herramientas.

Antes de bombear el cemento es necesario hacer una prueba de presión o de inyectividad, que consiste en conocer el caudal de fluido que puede recibir la zona de perforaciones en la que se va realizar la cementación.

Luego es necesario colocar el cemento en la posición deseada, algunas veces se puede colocar un tapón puente o un retenedor para aislar otra zona. Cuando la presión deseada ha sido alcanzada, el remanente de la lechada debe ser reversada. Los objetivos que se deseen alcanzar estarán determinados por el método que se escoja de alta o baja presión.

2.11. PRUEBAS DE INYECTIVIDAD Las pruebas de inyección son pruebas rutinarias de bombeo que permiten evaluar la capacidad de una formación para aceptar un volumen de fluido bombeado desde superficie con presiones de hasta 2500 psi. Las operaciones son realizadas con agua de formación o con agua de río tratada y filtrada. Se considera a una formación buena receptora de fluido cuando acepta como mínimo una rata de inyección de 2 BPM o 2880 BFPD.

Las actividades se inicia cuando la compañía de servicios arma líneas de prueba y revisadas con 4000 psi y a continuación, con la sarta reinyectora se realiza la prueba de 30

admisión con 15 bls de agua en la formación en dos fases: En la primera, con una rata de 2 BPM y una presión de 2000 psi y en la segunda fase con ratas de inyección de 2.5 BPM a una presión de 2000 psi. En las dos fases la inyección es considerada aceptable. Estos resultados reflejan la capacidad de la formación del pozo para aceptar un fluido. 2.11.1. INFLUENCIA DE LA PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL POZO La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la resistencia a la compresión de las lechadas de cemento. La temperatura tiene mayor influencia; a medida que la temperatura aumenta, la lechada de cemento se deshidrata y fragua más rápidamente, ocasionando que el tiempo de bombeabilidad disminuya.

El tiempo requerido para que una lechada de cemento alcance el fondo dependerá de la medida del casing y del caudal de desplazamiento. El diseño de las lechadas de cemento para condiciones específicas de pozo y velocidad de desplazamiento de la lechada por cada 1000 pies de profundidad, así como la potencia hidráulica requerida, caudal de desplazamiento, volumen de lechada, y relación entre el diámetro del pozo y tuberías, se utilizan como bases para la determinación del tiempo de bombeo que resultará a partir de una composición determinada de la lechada. Los datos de resistencia del cemento están basados en las temperaturas y presiones a que está expuesta la lechada en el fondo del pozo, e indican el tiempo requerido para que el cemento resulte suficientemente fuerte para soportar la tubería de revestimiento.

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2.11.2. TIEMPO DE BOMBEABILIDAD El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y bombear la lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la casing y el pozo.

Mientras se aplica calor y presión a la lechada de cemento colocada en el consistómetro, continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia de la misma. El límite de la bombeabilidad ha sido establecido cuando la lechada requiere 100 uc (unidades de consistencia).

Las recomendaciones específicas del tiempo de bombeabilidad dependen del tipo de trabajo, condiciones de pozo y del volumen de cemento que se desea bombear. Cuando la profundidad a cementar sea de 6000 a 10000 pies, el tiempo de bombeabilidad comúnmente previsto en el diseño de lechada será de ± 3 a 3 ½ horas. Este período nos permite un factor de seguridad adecuado ya que algunas cementaciones de gran volumen requieren más de 90 minutos para ubicar la lechada.

Para colocar un tapón de cemento, el tiempo de bombeabilidad no deberá exceder 1 hora, debido a que la mayoría de los trabajos se terminan en menos de una hora. Las cementaciones varían según las distintas técnicas. Los cortes o interrupciones del bombeo en las cementaciones a presión con hesitación (proceso de reducir la viscosidad) reducen significativamente el tiempo de bombeabilidad de una lechada. Aunque normalmente estas interrupciones no se consideran en los ensayos de laboratorio, éstas pueden influir para dejar el cemento fraguado en el tubing antes de finalizar la cementación a presión.

32

2.11.4. LA VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA DE LAS LECHADAS DE CEMENTO. En las cementaciones, las lechadas de cemento deben tener una viscosidad o consistencia y permitan una buena adherencia del cemento con la formación y la tubería de revestimiento.

Para lograr estos objetivos, las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua que proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de lechada sin separación de agua libre. El tamaño de la partícula, el área superficial, y los aditivos, todos influyen en la cantidad de agua de mezclado requerida para lograr una viscosidad particular de la lechada.

Si bien el incremento en el contenido de agua nos permitirá mayores tiempos de bombeo y retardo en el fragüe, nunca debemos incrementar el agua del cemento, a menos que agreguemos bentonita o un material similar, las cuales tienen la propiedad de retener el agua. El exceso de agua siempre nos producirá un cemento de poca resistencia al esfuerzo y a la corrosión.

2.11.5. LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para soportar una serie de casings o tuberías de revestimiento.

Al decidir cuánto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe; es decir el tiempo WOC (tiempo de espera del cemento), es importante lo siguiente: 33

a)

Conocer la resistencia del cemento antes de que la re-perforación pueda continuar, y

b) Conocer las características del desarrollo de la resistencia de los cementos en uso.

Las siguientes observaciones que muestran la resistencia a la compresión de los cementos para soportar la tubería de revestimiento están basadas en experiencias de campo:

a)

Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas para soportar el casing durante la perforación y mediante la aumento de la densidad de la lechada, el tiempo requerido para desarrollar la resistencia a la compresión adecuada que se ve disminuido.

b) La densificación incrementa la resistencia y el calor de hidratación del cemento. c)

Las lechadas de cemento son excesiva relación de agua, dan por resultado cementos débiles y por consiguiente deberán evitarse en los extremos de cañería.

2.11.6. EL AGUA PARA MEZCLAR EL CEMENTO Idealmente, el agua para mezclar el cemento debe ser razonablemente limpia y libre de productos

químicos

solubles,

materia

orgánica,

álcalis,

y

otros

materiales

contaminantes. Esto no siempre es práctico, pero donde sea posible debe considerarse la 34

mejor fuente de agua. El agua más utilizada en la cementación se obtiene del yacimiento, o de un río.

Esta agua es satisfactoria para la mezcla con el cemento para lo pozos, particularmente cuando es relativamente clara y posee un contenido de sólidos menor a 500 ppm.

Los materiales inorgánicos (cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos) aceleran el fragüe del cemento, dependiendo de la concentración en que están presentes. Estos productos cuando están mezclados con el agua en pequeñas concentraciones, tienen un efecto dañino en los pozos no profundos. Esta misma agua si se utiliza en pozos profundos con alta temperatura, causará un fragüe prematuro de la lechada del cemento, particularmente si el agua contiene ciertas cantidades de carbonatos y bicarbonatos. 2.11.7. DENSIDAD DE LA LECHADA La densidad de una lechada en todos los trabajos de cementación, excepto en las cementaciones a presión, debe ser lo suficientemente elevada para controlar el pozo.

En las operaciones de campo, la densidad se controla con equipos electrónicos, estos equipos miden en tiempo real y en forma continúa la operación.

2.11.8. CONTROL DE FILTRACIÓN El control de la filtración de las lechadas de cemento es muy importante en cementaciones de pozos y cementaciones a presión (Squeeze). 35

La pérdida por filtrado a través de un medio permeable puede causar un aumento de la viscosidad de la lechada y un rápida deposición de revoque del filtrado, restringiendo el flujo.

Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son: el tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad. El API ha especificado un ensayo para medir la filtración en 30 minutos con 100 a 1000 psi de presión en un aparato llamado filtro prensa.

La capacidad actual de la Compañías de Servicios para diseñar una lechada de cemento adecuada, es el resultado de haber estandarizado los equipos de laboratorio y procedimientos de ensayos; además, las Compañías de Servicios cuentan con laboratorios especializados para realizar los ensayos simulando las condiciones de fondo de pozo.

2.11.9. HERRAMIENTAS PARA UNA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN FORZADA Existen diversas herramientas para las operaciones de cementaciones forzadas, las funciones principales de esas herramientas en el subsuelo es para colocar le lechada de cemento de una manera eficiente. Las herramientas usadas en los trabajos correctivos son utilizadas en el interior del pozo para lograr la colocación selectiva de la lechada de cemento durante la realización

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un squeeze. Las herramientas se utilizan generalmente para aislar áreas de revestimiento y que son colocadas mecánica o hidráulicamente.

2.13. TAPÓN PUENTE RECUPERABLE – RBP (RETRIEVABLE BRIDGE PLUG) “En este caso se utiliza herramientas por encima y por debajo de la zona para aislar de las presiones de trabajo las demás zonas. El packer o tapón puente recuperable (RBP) se corren en la tubería al mismo tiempo junto con otros packers.

Cuando se llega a la profundidad de trabajo, debajo de la zona de trabajo se fija el RBP y es soltado de la tubería. El packer es levantado hacia arriba y colocado sobre la zona de interés. Los tapones puente son utilizados para aislar el revestimiento debajo de la zona a ser tratada. Actúa como barrera sólida para prevenir el flujo y resistir la presión de encima y debajo. El tapón es colocado a la profundidad deseada y luego es liberado de la tubería de trabajo permitiendo que se realice la remediación encima del tapón.

Los RBP pueden ser fijados y soltados cuantas veces sea necesario. A menudo son corridos en tándem con un packer recuperable de agarre por compresión”

2.13.1. OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA Cuando la herramienta de encuentra en la posición de bajada, la válvula ecualizadora se encuentra abierta, permitiendo la comunicación detrás de los elementos de la herramienta. Esto permite velocidades rápidas de bajada de la herramienta (running in). 37

Las cuñas colocadas por compresión sostienen la presión diferencial entre arriba y debajo de la herramienta cuando es colocada. Los elementos del packer cuando son colocados, también ejercen una fuerza que mantiene el recipiente bowl (o canasta de cuñas) debajo de las cuñas. Esto mantiene el RBP en la posición de colocación bajo una carga de tensión (para probar la herramienta) El RBP tiene un solo conjunto de cuñas y no está diseñado para bombear a través de él cuando está colocado.

Como el RBP está colocado y se deja en su sitio, un ensamble de herramienta que pesca se (requiere para colocación un cuello de pesca) y retiro de la herramienta mientras se encuentra en el pozo.

El RBP se fija moviendo hacia abajo lentamente y luego haciendo cuatro o cinco giros hacia la derecha, esto desatornilla las roscas gruesas del eje de asentamiento a través de la tuerca dizzy (tuerca ajustable a la sarta). El setting mandrel (configuración del mandril) ahora puede deslizarse a través de la tuerca dizzy y permitir que las cuñas muerdan las paredes del revestimiento.

Cuando la herramienta comienza a tomar peso y las cuñas a morder el revestimiento, no se requieren más giros a la derecha. Mas peso aplicado colocara las cuñas completamente y expandirá los elementos. Para librar la tubería de la herramienta se debe aplicar un torque a la izquierda (1/4 de giro) y luego levantar la tubería. Esto cierra la válvula ecualizadora y suelta la herramienta del cuello de pesca del RBP.

38

nta de pescaa debe agarrrar el cuello o de pesca y Para retirrar la herraamienta, la herramien abrir la váálvula ecuallizadora. Leevantando el e RBP y giirando a la derecha 10 0 o 15 giross completoss, el RBP quueda libradoo y asegurad do.” 2.13.2. RE ETENEDO OR DE CEM MENTO (5)) Se utiliza cuando la herramienta se debe colocar c cercca de la zonna de interéés y hay laa posibilidadd de cemenntar la herraamienta den ntro del pozo, tambiénn si debe seer colocadaa entre perfforaciones o si la cantiidad de cem mento que se s va ha utiilizar en el squeeze see desconocee. FIGU URA # 2 Retenedor de cementto

Fuente: Halliburton H E Elaborado por: Andrés Eraazo

El reteneddor de cem mento o paccker perforaable puede ser colocaddo por cablle, sarta dee perforacióón o tubería.. Su diseño es compactto para miniimizar el tieempo de perrforación.

5.- BJ SERV VICES- Robinnsón Narváez,, Gerente de Operaciones, O 2 2004 Página 24

39 3

Como es perforable, se puede trabajar sin temor de que la herramienta quede atrapada y también es posible dejar presurizada la zona donde se realice el trabajo, con esto se elimina los problemas de retorno de flujo.



OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA

Para colocar el retenedor, se levanta dos pies sobre la profundidad. Esto suelta los resortes o cojines de fricción del mandril de colocación. La herramienta debe ser girada entonces diez veces a la derecha y luego descendida a la profundidad de colocación. Esto suelta las cuñas superiores. Tensión sobre la herramienta coloca entonces las cuñas superiores, comprime los elementos y coloca las cuñas inferiores.

2.13.3.-TAPÓN RECUPERABLE RBP. (RETRIVABLE BRIDGE PLUG) La siguiente herramienta nos muestra el uso y la utilización en la operación de la cementación remedial.

USOS.- Puede bajarse al pozo solo o con packer FFC, Full Bore, RTVC, o similares. Sus aplicaciones en pruebas, reacondicionamientos de zonas como:

40

FIGURA # 3 Tapón Recuperable RBP

Fuente: Baker Manual Elaborado por: Andrés Erazo

Tratamientos, ensayos fracturas, cementos forzados entre otros, hacen de el una herramienta confiable y no compleja para su manejo desde superficie. 2.13.4. REGLAS GENERALES: 1.- Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse. 2.- La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del casing o tubería de revestimiento. 3. – Si se realizan disparos en zonas por encima del tapón los residuos pueden perjudicar a la herramienta el momento de realizar su enganche, por tanto es aconsejable

41

circular el pozo aunque por un corto periodo de tiempo, con el fin de limpiar la herramienta de cualquier residuo que se hubiese depositado en la parte superior de la misma. 4. – Tratar en lo posible que el tapón nunca tope el fondo del pozo, pues eso perjudicaría en algunos casos al momento de enganchar, ya sea por acumulamiento de residuos o por daños en su estructura. 5. – Al realizarse

operaciones de fractura o cementación es indispensable que la

herramienta se encuentre lejos de los punzados, colocando sobre el 30 ft de colchón de arena con el fin de evitar cualquier tipo de contacto con los fluidos en operación, ello podría ocasionar la pesca de la herramienta imposible quizá de recuperar. No olvidar circular el pozo luego de la operación para limpiar la herramienta y proceder a enganchar. 6.- Antes de empezar a correr la herramienta, fijarse que el pozo se encuentre lleno de fluido. 2.13.5. PARA BAJAR LA HERRAMIENTA: 1.- Enroscar y apretar el pescante debajo del packer cuando se baje con este, hacerlo con llaves de tubo y debajo de la mesa rotatoria. En caso de bajarse solo, el pescante puede ser apretado directamente al tubing con la llave de la mesa rotatoria. 2 .- Levantar packer, pescador (tubing y pescador) con los elevadores y ayudados con el winche donde engancharemos al tapón, haremos que la cabeza penetre en el pescante, hasta quedar enganchado, soltaremos el winche del tapón y tendremos enganchado pescante y tapón verificar una o dos veces mas si este engancha y libera sin dificultad alguna. No apoyar el tapón sobre la mesa rotatoria para enganchar, puesto que cualquier falla del operador de la maquina o falla del elevador hará que todo ese peso se 42

descargue sobre el tapón perjudicándolo u ocasionando la torcedura o doblamiento en la mayoría de los casos del control bar. 3 .- Una vez colgada la sarta, chequear todos sus mecanismos. 4 .- Tomar en cuenta que el pozo este lleno de fluido antes de empezar a bajar, hacerlo despacio hasta que la herramienta tope el nivel de fluido. Por seguridad hacer amarrar los cachos del elevador puesto que en la mayoría de los casos por falta de peso o por falta de fluido, la herramienta tiende a atrancarse y es necesario ayudarse con los elevadores en forma leve hasta que su bajada se normaliza.

2.13.6. PARA LIBRAR EL TAPÓN: 1.- El tapón se fija por presión diferencial y mecánicamente. 2.- Existen dos maneras:

a) Llegando a la profundidad deseada, subimos la tubería de 4 a 5 ft girando a la IZQUIERDA de una a dos vueltas y un cuarto, manteniendo siempre el torque bajamos hasta que este tome peso (2000 a 4000 lbs.) en ningún caso superar las 10000 lbs. Manteniendo el torque subimos la tubería para librar el tapón 4 a 5 ft, desconectamos las llaves y hacemos el mismo trabajo mas arriba con el fin de probar si este esta desenganchado caso contrario repetiremos la operación. b) Bajamos el tubing 5 ft levantamos lentamente 2 ft y luego giramos a la IZQUIERDA de un cuarto a dos vueltas, manteniendo el torque continuamos levantando hasta llegar a la profundidad correcta, bajamos nuevamente y el tapón tomara peso (3000 a 4000 lbs.) manteniendo este torque subiremos 5 ft, liberaremos llaves y haremos el mismo procedimiento que el método 2.1 . 43

c) Si bajamos con packer, fijaremos el mismo y haremos prueba de presión en zona ciega.

2.13.7. RECUPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA: 1.- Usaremos el pescador apropiado. 2.- Hacer circular el pozo por 10 a 20 min. Para limpiar las impurezas que se pueden haber colocado sobre el tapón. 3.- Se baja lenta y cuidadosamente hasta topar el tapón, en ningún caso superar las 10000 lbs de peso. 4.- Se levanta el tubing 1 ft y se espera 5 min. para igualar las presiones casing y el tubing. 5.- Se subirá entonces lentamente la tubería 10 ft., mas y volveremos a bajar, si el momento de pasar la marca donde señalamos su fijación este no agarra peso, tendremos entonces enganchado de lo contrario volveremos a toparlo en el mismo sitio o quizá un poco mas abajo y aremos el mismo proceso. 6.- Enganchado el tapón mientras sacamos tubería tener cuidado de no hacer girar la tubería a la izquierda ni hacer bajar mucho la tubería en el momento de poner las cuñas ello puede ocasionar la pérdida del tapón.

2.13.8.

FORMA

COMO

TRABAJAN

SUS

PARTES

AL

FIJAR

LA

HERRAMIENTA. Cuando llega a la profundidad deseada y es librado del pescador ambas válvulas quedan cerradas en posición vertical, debido a eso y por el diseño de sus copas la herramienta 44

queda en el sitio donde se la dejo. Cualquier diferencial de presión entre su parte superior e inferior origina fuerzas que actúan sobre la superficie de las gomas provocando un movimiento relativo entre estas y el cuerpo del tapón. Este movimiento hacen que las mordazas se desplacen sobre el cuerpo cónico y se fijen en el casing.

Si la presión es mayor en la parte superior del tapón, las fuerzas originadas por la diferencial de presión actúan sobre la parte superior de la goma y el desplazamiento hará que se fijen las mordazas inferiores al casing y viceversa. Mientras mayor sea la diferencial de presión hará que las gomas empaqueten mejor y las mordazas se fijen con mayor fuerza al casing.

2.13.9. FORMA EN QUE ACTÚAN SUS PARTES AL LIBRAR EL TAPÓN. Para librar el tapón si la presión es mayor desde el fondo del pozo que actúa sobre la parte inferior del tapón, se dará peso a la herramienta para que se abra la válvula inferior y se puedan igualar las presiones, si es lo contrario se levantara el tubing y se abrirá la válvula superior.

Si se desconoce de donde proviene y actúa la diferencial de presión se dará peso a la herramienta y se realiza el proceso de enganche cuidando de no pasar las 10000 lbs de peso.

45

2.14. PACKER RETRIEVAMATIC.- EMPACADURA RECUPERABLE PARA PRUEBAS, TRATAMIENTOS Y CÉMENTACIÓN FORZADA – RTVC Por ser una herramienta que soporta condiciones severas de pozo se la usa casi en todo tipo de tratamientos y cementaciones forzadas de reacondicionamiento.

2.14.1. REGLAS GENERALES: 1.- Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse. 2.- La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del casing. 3.- Puede ser usado con cualquier tipo de tapón recuperable convencional.

2.14.2. PARA BAJAR LA HERRAMIENTA. 1.- Enroscar y apretar la herramienta con el tubing usando la llave de la mesa rotatoria. 2.- Cuando la herramienta está colgada del tubing verificar sus partes el sistema de mordazas mecánicas deben bajar en posición de candado y verificar una o dos veces mas este mecanismo antes de bajar al pozo. 3.- Percatarse de que el pozo este lleno de fluido.

2.14.3. PARA FIJAR LA HERRAMIENTA: 1.- Llegando a la profundidad de fijación subimos el tubing de 4 a 5 ft giramos de una a dos vueltas a la derecha y bajamos a poner peso (6000 a 8000 lbs.) de esta manera la herramienta quedara fijada hacerlo lentamente una vez que la herramienta empezó a

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tomar peso desconectamos las llaves y por ningún motivo hacer girar con la llave de la mesa.

2.14.4. PARA LIBRAR LA HERRAMIENTA: Levantamos la tubería hasta librar el peso colocado sobre ella tensionando 1000 lbs esperamos 5 min. para ecualizar presiones giramos a la izquierda de una a dos vueltas con el propósito de colocar candado a las mordazas mecánicas y sacaremos tubería. Puesto que al colocar las cuñas hará que el packer se fije nuevamente.

2.14.5. PARA ABRIR BY PASS: Es necesario librar el packer es decir quitarle el peso colocado sobre el, con el fin de que el espacio que se encuentra entre las gomas y el casing sea mayor y fluido que pasa por ese sector hará menos fricción sobre ellas evitando cortarlas o dañarlas.

2.14.6. FORMA COMO ACTÚAN SUS PARTES AL FIJAR LA HERRAMIENTA “Llegando a la profundidad de fijación al girar a la derecha el sistema de mordazas mecánicas inferiores se desconectará de la posición de candado ayudado por el bloque de fricción (drag block) el mismo que está diseñado para asegurar una correcta fricción entre él y el casing, puesto que su sistema de resortes dará la expansión necesaria para su fijación y durante todo el tiempo que la herramienta permanezca en el pozo. Al empezar a bajar el tubing este sistema de mordazas mecánicas se fijaran en el casing el peso que colocamos sobre la herramienta hará actuar al sistema hidráulico superior haciendo que los pistones se ajusten al casing y empaqueten las gomas este peso hará 47

además que el sistema de mordazas mecánicas se agarren mas al casing asegurando su fijación. El sistema de sello (unloader seal) se asentara sobre el labio del sello compresor (seal compresor) evitando así que el fluido pase al espacio anular provocando comunicación de fluido casing tubing. De esta manera el packer quedará fijado y empaquetado.”

2.14.7. AL LIBRAR LA HERRAMIENTA. (6) “Al quitar el peso sobre la herramienta es decir al levantar el tubing el sistema de sello superior (unloader seal), volverá a su posición original esto hará que el sistema hidráulico superior trabaje haciendo que los pistones se retraigan a su posición normal, al igual que las empaquetaduras se ecualizaran presiones y la herramienta quedara libre puesto que al levantar el tubing el sistema mecánico de mordazas bajarán a su posición, procedemos entonces a girar el tubing hacia la izquierda con esto lograremos colocar candado nuevamente al sistema y de esta manera evitaremos que el packer se fije nuevamente cuando se baje tubería para enganchar el tapón si se trabaja con este o se fije simplemente al momento de poner cuñas cuando se saque tubería”.

6.- BJ SERVICES - Marco Corrales Palma, Gerente de Ventas, 1999 Página 78

48

FIGURA A#4

Reetrievamatiic RTVC

Fueente: Baker Manual M Elaboraado por: Andrrés Erazo

49 4

2.14.8. CIIBP (CASIING IRRET TRIEVAB BLE BRIDG GE PLUG)). Es un reteenedor de cemento c quee puede serrvir como tapón mienttras no sea perturbado o con el stin nger, se lo usa como retenedor para p la opeeración tem mporal de ceementación n forzada y luego es perforado, un u tapón pu uente propiaamente dich ho, a más de d diferir en n su mecan nismo con el retenedo or tiene el propósito de aislar un intervaalo inferiorr indeseablee, generalm mente produ uctor de ag gua, aunquee puede serr colocado en el pozo o eternamen nte, en un determinaado momen nto puede ser s perforad do con pro opósitos dee hacer reaccondicionam mientos en zonas inferiores.

FIGU URA # 5 CIIBP

Fuente: BJ Services manuaal E Elaborado por: Andrés Eraazo

50 5

Son

tapones

que pueden ser asentados mecánicamente con

la tubería o

eléctricamente mediante cable, herramientas con las que se esta trabajando, posteriormente tensionar la tubería para liberar RBP. Para recuperar el RBP bajar con tubería hasta toparlo, girar hacia la derecha dando peso a la tubería ± 5.OOO a 6.OOO libras para que se enganche el pescante, tensionar hasta recuperar el peso original, aproximadamente en un minuto igualar presiones y luego sacar la tubería.

2.14.9. SETTING TOOL Es

una

herramienta

de

funcionamiento

mecánico,

que

permite

asentar

mecánicamente un retenedor de cemento o un tapón puente, maniobrando la tubería en la superficie con rotación, tensión y aplicación de peso, de acuerdo a las características de marca de la herramienta utilizada, hasta lograr que se asiente la profundidad deseada, siempre baja acoplado inferiormente por el stinger y este último introducido en la herramienta que se quiere asentar, y superiormente se acopla con una unidad de control o centralizador.

Los accesorios propios del Settinq Tool, los acoples con otras herramientas de apoyo, así como la eficiencia y maniobras varían de acuerdo a las especificaciones de cada compañía que pueden proporcionar estas herramientas y servicios.

Dentro de estas herramientas se distinguen el Setting Tool mecánico y el Setting Tool LTD El DRILL.

51

2.14.9.1 EL SETTINQ TOOL MECÁNICO, es usado para asentar un retenedor de cemento o un tapón puente debajo de una empacadura recuperable. El Settinq tool (herramienta fijadora hidráulica) mecánico tiene cementación

un

pasadizo

abierto

para

forzada, tratamientos o cañoneo, abajo o sobre el retenedor de

cemento después que este ha sido asentado. Este permite flexibilidad en el tratamiento de zonas múltiple E-s(centro de zona).

2.14.9.2 SETTING TOOL LTD EL DRILL, es usado para asentar un retenedor de cemento con tubería de producción o tubería de perforación, permite que la tubería se llene con el fluido del pozo cuando el retenedor está bajando.

El retenedor de cemento es asentado con una combinación de rotación y tensión de la tubería. Normalmente cuando se usa para asentar un retenedor de cemento EZ DRILL SV, este Setting tool permite probar la tubería con presión antes de realizar un trabajo de cementación forzada.

Después de que el retenedor se cemento es asentado, el stinger del Setting tool abre y cierra la camisa deslizante del retenedor.

2.14.10. STINGER Se introduce dentro de un retenedor de cemento cuando este último ya ha sido colocado a profundidad mediante cable o se lo introduce en el retenedor de cemento en superficie para bajarlos en conjunto y asentar a la profundidad requerida.

52

FIGURA # 6 Stinger

Fuente: Dowell-Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

Cuando se lo utiliza en un retenedor previamente asentado con cable baja desprovisto del mecanismo mecánico que caracteriza al Setting tool y únicamente baja acoplado con un centralizador que hacen más fácil su entrada en el retenedor y ejecutar la operación de cementación. Para, este caso el Setting Tool puede ser convertido en stinger quitándole los accesorios convenientes. Cuando se lo utiliza con un retenedor que va a. ser asentado mecánicamente, se lo baja introduciendo en el retenedor y necesariamente requiere del mecanismo del Setting Tool que le permita fijarse a. la profundidad requerida.

53

El Stinger Baker puede ser retirado del retenedor con aproximadamente 10.000 libras de tensión o también mediante la rotación de 10 v u e l t a s a la de r e c h a. Puede decirse que el Stinger es parte de un Setting Tool desprovisto de los accesorios que le permiten el accionar mecánico mediante el cual por las maniobras de la tubería puede asentar un retenedor de cemento o un tapón en el pozo. 2.15.

PERSONAL

DE

OPERACIONES

DE

LA

COMPAÑÍA

DE

CEMENTACIÓN (7) 2.15.1. SUPERVISOR DE OPERACIONES Es un técnico con muchos años de experiencia en lo relacionado a cementación primaria, squeeze, manejo de herramientas de prueba, estimulaciones, etc. El supervisor de operaciones, generalmente es el operador con más experiencia o, también puede ser un Ing. de Cementación ya formado para este tipo de servicios. El supervisor de operación tiene como misión, planificar y ejecutar cualquier tipo de operación; en este caso, un squeeze. Su trabajo generalmente empieza de la siguiente manera:

1. Recibe la orden de trabajo del cliente. Organiza y clasifica al personal operativo de cementación y logística quienes a su vez se encargan de escoger los equipos necesarios como también los productos y materiales para la cementación. Otro grupo de personal se dedica a la verificación de las unidades y a seleccionar las herramientas necesarias para la operación.

7. - BAKER TOOLS.- Sales manual, 1997Página 55

54

2. El Supervisor de operaciones tiene varias charlas con el personal operativo, para explicar detalladamente el plan a seguirse para posteriormente ejecutar la operación asignada. Coordina con el Ing. de la compañía (cliente), los detalles técnicos más importantes para la cementación (Squeeze) y finalmente, revisan en conjunto los programas de cementación. Luego pide autorización para planificar el área de trabajo en la locación del pozo, para ello dialoga o se pone en contacto con el jefe de Pozo y, propone un plan tentativo de ubicación de todos los equipos en el pozo. También coordinan actividades con el jefe de cementación, los dos charlan con el jefe del taladro para coordinar los asuntos técnicos concernientes a la conexión de tuberías de alta presión entre los equipos de cementación, la torre de perforación y el cabezal del pozo.

3. Durante la operación, el supervisor de operaciones dirige la operación de cementación coordinadamente con el Ing. de Pozo, Jefe de taladro y su personal de cementación.

4. El Supervisor de operación al final de la operación es el encargado de preparar el reporte de operaciones tanto para el jefe de pozo como para el gerente de operaciones de su compañía.

2.15.2. OPERADOR MÚLTIPLE Es un técnico de mucha experiencia en el campo. Un operador múltiple quiere decir que conoce los servicios de cementación primara, secundaria (squeeze), herramientas, estimulaciones, bombeos de larga duración, etc. El se encarga del total de la operación. 55

De ordenar el movimiento de los equipos a la locación del pozo hasta el retorno de los mismos a la base de operaciones de la contratista. Para iniciar la operación, este operador recibe órdenes del jefe de operaciones; por consiguiente, sus actividades son las siguientes:

1. Identificar el tipo de trabajo a ejecutarse. 2. Seleccionar al personal necesario y requerido para la operación. 3. Escoger los equipos a utilizarse.

Con referencia al personal mencionado, el asigna obligaciones a cada uno de ellos Las funciones son: •

Verificar el estado de las unidades y realizar las pruebas a las mismas.

Este personal tiene que pasar un reporte y el visto bueno de las mismas antes de salir a la operación. También este personal que son operadores de otros niveles, se encarga de los repuestos y misceláneos necesarios que serán llevados en conjunto al pozo. En cuanto a los equipos a utilizarse a su criterio y disponibilidad, selecciona las unidades de cementación que de acuerdo al tipo de cimentación. Determina el número de equipos transportadores a granel "Bulks"(camión trasportador). Escogen los equipos como: ¾

Cabezas de cementación

¾

Swages ( línea de tubos terminales de prensado) 56

¾

Chicksans (uniones articuladas de acero usadas en tuberías a alta presión)

¾

Tuberías de alta presión

¾

Un número de válvulas de diferentes diámetros

¾

Herramienta para la concepción de las mismas.

También este operador se encarga de buscar personal de soporte como:

¾ Mecánicos ¾ Técnico electricistas ¾ Técnico electrónico

El operador múltiple es el que opera la unidad de cementación. El éxito de la operación depende de la habilidad del operador múltiple y su equipo.

2.15.3 OPERADOR DE BULK CEMENT Su misión principal es transportar el cemento más los aditivos, desde la planta de cemento de la compañía de servicios, hacia la localización del pozo a cementarse. Su trabajo se inicia, cuando recibe órdenes del operador múltiple. Ubica la unidad transportadora "Bulk" para que sea cargada, cuando la unidad esta lista "en condiciones de operación " solicita el jefe de laboratorio las órdenes de transporte, las minas que son canalizadas con el jefe de la planta. La unidad de transporte es cargada mediante compresores neumáticos, una vez terminado el llenado de la carga, son sellados para evitar pérdidas de los materiales e inmediatamente se dirige al pozo. 57

Durante la operación, el operador del Bulks inicia la descarga del cemento y los químicos. El momento que el operador múltiple ordena por radio el inicio de la operación a todo el personal que está a cargo de los equipos, empieza la descarga del Bulk hacia la unidad mezcladora (Batch Mixer) o la PSM unidad de bombeo.

La descarga se realiza mediante un compresor que se encuentra junto a los trompos de cemento de la unidad.

Terminada la operación, desconectan líneas de la unidad Bulk y retorna hacia la base de operaciones, para un control mecánico de la unidad y también para preparar su reporte de operaciones.

2.15.4. LABORATORISTA Es un tecnólogo petrolero especializado en cementación y está a cargo del el diseño de las lechadas de cemento, para las diferentes tuberías de revestimiento. El éxito de la operación depende de la pericia de este técnico. El trabajo directamente con el Ingeniero de Cementación.

Su trabajo lo realiza en un laboratorio cuyos equipos fundamentales son: los consistómetros, balanzas, blender, hornos, prensas, etc.

58

2.15.5 EQUIPOS DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN FIGURA # 7 Consistómetro Presurizado

Fuente: Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

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Consistómetro: Simula las condiciones del pozo: Presión, Temperatura, Circulación y nos da el tiempo de bombeabilidad en unidades de consistencia. FIGURA # 8 Balanza digital

Fuente: Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA # 9 Viscosímetro Fann 35

Fuente:Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

60

FIGURA # 10 y 11 Analizadores Ultrasónicos de Lechada de Cemento

Fuente: Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

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Los analizadores Ultrasónico de Lechada de Cemento “UCA” que mide la resistencia a la compresividad.

FIGURA # 12 Blender

Fuente: Dowell-Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

Blender (Homogenizador para lechadas de cemento): Simula la densidad programada a usarse en el pozo.

2.15.6. JEFE DE POZO El Jefe de Pozo, es la persona directamente responsable de las operaciones en el pozo y es el representante de la Empresa dueña del pozo (Campo / concesión). A su cuidado esta, desde que se coloca y cementa hasta que se entrega el pozo. 62

Si bien es cierto que todos estos trabajos los realizan compañías contratistas especializadas, la misión del Jefe de pozo es la de estar preparado para, planificar y analizar la buena ejecución de los mismos, sin olvidar que, tiempo es igual a costos por lo que necesita coordinar, asignado y modificando a las compañías contratistas para su ejecución dentro de los cronogramas establecidos y así conseguir la productividad deseada en otras palabras el Jefe de Pozo debe reunir las características de un líder.

Es de interés también mencionado que tanto los materiales, equipos y suministros usados en el pozo, como sus sobrantes es de responsabilidad del Jefe de Pozo, los mismos que controla mediante sencillos balances contables (debe y haber) y son descargados mediante órdenes de transferencia (transfer ticket T/T).

FUNCIONES ¾ Supervisar al personal de compañías contratistas encargadas de las operaciones de Perforación y Reacondicionamiento. ¾ Supervisar operaciones de Wire-Line en reacondicionamiento de pozos. ¾ Realizar reconciliaciones de tuberías, sal, químicos y materiales utilizados en complementaciones de producción. ¾ Elaborar diagrama final, tally de tubería y herramientas de la complementación definitiva bajada en cada pozo. ¾ Cumplir con las demás funciones y responsabilidades compartibles con su actividad que le sean asignadas por la autoridad competente.

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2.15.7. EQUIPOS PARA LA CEMENTACIÓN La mayoría de las compañías de servicios fabrican el equipo adecuado para el trabajo que deben realizar. Todo el equipo de cementación y las herramientas especiales son manejados por personal de servicio capacitado, con la supervisión por gente con muchos años de experiencia en el campo. Todo lo mencionado se respalda por la organización de investigación más completa en la industria petrolera.

Grafico # 13 Equipos de Cementación

Fuente: Dowell-Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

Puede usarse de varias maneras como: 1. En la cementación de sartas de revestimientos superficiales, intermedias y de producción. 2. Para la cementación forzada (Squeeze). 3. En el taponamiento con cemento para evitar el agua del fondo del pozo y para operaciones de desvío. 4. En el taponamiento de fracturas naturales, cavidades, fugas y formaciones absorbentes que causan pérdida de circulación. 64

5. En tareas de bombeo a presión para: ™

Pruebas de tubería de revestimiento, conexiones y tuberías en general.

™

Matar pozos descontrolados.

™

Establecer la circulación alrededor de la tubería de revestimiento o tubería de perforación atascada.

™

Ubicar las fugas en las tuberías de revestimiento rajadas.

™

Apagar incendios de campos petroleros.

™

Circular petróleo caliente.

™

Mezcla de los materiales de fluidos de perforación con los aditivos del cemento.

™

La cementación de fugas de la teoría del revestimiento.

™

La consolidación de formaciones de arena floja.

™

Estimulación química.

™

Fracturamiento de formaciones.

™

Aplicación de cemento para consolidación

El equipo de cementación está diseñado y construido para funcionar y prestar servicio en condiciones de campo cubriendo excesos de altura, temperatura y humedad.

El equipo es evaluado técnicamente, seleccionado y ensamblado en unidades de varios tipos que se requiere para las difíciles condiciones encontradas en los campos petroleros. Además, cada unidad se prueba completamente antes de entregarla al campo.

65

2.15.8 MO ONITORE ES ELECTR RÓNICOS S Toda operración de Cementación C n es monito oreada y conntrolada poor equipos electrónicos e s que sirvenn para visualizar en tiempo real la secuenciia operativaa de una op peración dee cementaciión. Grafico o # 14

Fueente: Dowell-Schlumbergerr Elaaborado por: Andrés Erazoo

ombas de laas unidadess de bombeo mediantee Estos monnitores estáán conectaddos a las bo magnetic pick p ups coomo tambiénn a consolass de controll que están uubicados assí: una en laa caseta del jefe del pozo y otra paara el Ing. de d cementacción de la coompañías de d servicios,, y son quiienes visuaalizan los parámetros p del programa de cem mentación que q se estaa ejecutandoo.

2.16. UNIIDAD DE BOMBEO B PSM (8) Las unidaades móvilees de cemenntación vien nen en varioos tipos gennerados parra satisfacerr los diferenntes requisiitos de la industria deel petróleo, el más com mún es “el camión dee

66 6

cementación con unidades de bombeo gemelas; las presiones máximas llegan a 14.000 lbs, dependiendo del tipo de mezclador, pueden mezclar y desplazar hasta 15 pies de lechada normal por minuto siempre que haya suficiente cemento y agua disponible. Cada una de las dos bombas de desplazamiento positivo es impulsada por un motor diesel de 335 hp; un motor adicional impulsa el chasis.

La fuerza es transmitida por un convertidor de torsión o transmisión. El equipo adicional es un tanque de 20 bls., para mezcla, el sistema de mezcla por recirculación PSM, la tubería de alta presión y el equipo electrónico de monitoreo.

Estas unidades móviles de bombeo son las de más rendimiento, disponibles en el campo y se diseñan para satisfacer las necesidades de cementación y bombeo requeridas en las zonas de alta presión.

La unidad de mezcla es parte esencial del equipo de bombeo, es mezclar continuamente las composiciones secas de cemento con el fluido de acarreo. Al lograr esto, el resultado es una lechada de cementación con propiedades predecibles que se proporcionan a la velocidad deseada. “El sistema normal de mezcla a chorro, hidráulico de alta presión a revolucionado el tratamiento de cementación de pozos petrolíferos. Consiste de una tolva en forma de embudo, un tazón mezclador, tubo de descarga, sumidero y líneas del abastecimiento de agua”

8.- BJ SERVICES, Manual de Cementación, 1999 Página 189

67

CAPÍTULO III

CAPÍTULO III 3.

PROGRAMA PARA LA OPERACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LA

CEMENTACIÓN El programa para la interpretación de la cementación nos muestra como se dan los resultados y los datos de los registros de adherencia de cemento. 3.1. MÉTODO PARA LA INTERPRETACIÓN ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)

DEL REGISTRO DE

El propósito de utilizar el registro CBL es determinar lo siguiente: a) La presencia o ausencia de cemento en ciertos intervalos de profundidad y, b) Si el cemento está pegado a la tubería, a la formación o los dos.

Los autores señalan que, cuando las condiciones conductivas no están presentes, se pueden hacer evaluaciones razonables de integridad del cemento utilizando métodos cualitativos racionales inteligentes. 3.2. EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA (9) El transmisor es el corazón del sistema. Este es apagado y encendido alternativamente con cadencia fija. “Cuando es energizado por un convertidor que causa un cambio de tamaño físico súbito, el transmisor vibra, lo que a su vez produce ondas de compresión elásticas. Estas ondas de vibración están acopladas acústicamente desde el transmisor por medio de un fluido especial a una camisa especial de retención, la cual traslada la energía al hueco del pozo, propagando ondas esféricamente en todas las direcciones desde el transmisor. 9. - WESTERN ATLAS: CEMENT BOND LOGS MANUAL.-1999 Página 168

68

p hacia h debajo de la caamisa del instrumento i o Las ondass de comppresión se propagan verticalmeente, a travvés del fluiddo del conttorno del poozo horizonntalmente a través dell fluido del fondo del pozo. p e frente de onda que se s movilizaa directamen nte hacia laa Para efecttos de registros CBL, el cubierta es e de interés principal.. Cuando este impactaa sobre el ccasing, un poco p de suu energía se s refleja, mientras la restantee es traslaadado al iinterior deelantero, all revestimieento de cem mento y a la formación. Fig. 15 5 R Rutas de soonido transmitido al receptor

Fu uente: Schlum mberger Elaaborado por: Andrés Erazoo

Todos loss materiales que rodeean al transmisor estáán sujetos a la vibracción. Estoss materialess permiten el paso de ondas de sonido s a traavés de elloos en form ma de ondass elásticas. Cada tipo de materiaal exhibe sus s efectoss característticos sobree las ondass

69 6

elásticas. Estos efectos influyen en la velocidad de propagación de la onda, la amplitud y la frecuencia.

El receptor opera esencialmente como un transmisor en forma inversa. El paso de ondas desde el transmisor a través del lodo, la protección, el cemento, la formación y de regreso al receptor altera las ondas de compresión.

“Las ondas de tipo de corte viajan más lentamente que las ondas de compresión. La forma de onda acústica completa puede incluir tantas ondas compresivas como de corte que vienen directamente a través del fluido del orificio y ondas de reflejo adicionales denominadas ondas Stoneley (ondas de pozo).”

3.3. AMPLITUD DE TUBERÍA (10) En términos del oído humano, amplitud significa “cuan ruidosa”. En el caso del registro CBL la medición de amplitud de tubería representa la cantidad de energía recibida en el receptor, la cual es una distancia fija (usualmente 3 pies (1metro) desde el transmisor.

El término “atenuación” es representante de la pérdida de energía durante la transmisión. Es la medición desde la cual los números cuantitativos de resistencia del cemento a la compresión y el índice de adhesión son derivados. La interpretación cualitativa generalmente aceptada de la curva de amplitud es como sigue:

10. - BAKER: Fundamentals of Formation Evaluation 2000 Página 112

70

1.- La amplitud alta indica que la tubería es relativamente libre de vibrar; sin embargo, está pobremente adherida o sin soporte.

2.- La amplitud inferior indica que la cubierta está más confinada o adherida. El confinamiento causa absorción de la energía de onda y por lo tanto menor amplitud.

3.- Lecturas de amplitud entre valores máximos y mínimos son funciones logarítmicas del porcentaje de adhesión. Esta única medición y la interpretación sobre simplificada de ella es el origen de la mayoría de los cuentos creados acerca del registro de adherencia de cemento CBL.

“La amplitud puede ser medida con precisión eléctrica, pero las restricciones físicas del instrumento de registro y su relación con el casing, hueco del pozo, cemento y formación y su relación física entre sí complica la medición.

71

FIGURA # 16 Herramienta para registros CBL

Fuente: Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

Un número de condiciones físicas pueden conducir a interpretaciones erróneas de amplitud. Algunas de estas, junto con las fuentes de referencia que se relacionan con ellas, son como sigue: 1.- Método de detección de amplitud-entrada fija o entrada flotante.- Erróneamente, las amplitudes pueden ocurrir con entradas flotantes.

2.- Formación rápida.- Esta condición ocurre más temprano o al mismo tiempo que la llegada del casing. La lectura de amplitud es muy cuestionable. 3.- Excentricidad de la herramienta.- Esta condición reduce la amplitud. 72

4.- Tiempo de curado de cemento insuficiente.- Esta condición incrementa la amplitud. 5.- Revestimiento de cemento.- ¾ pulgada), que no está en contacto con la formación. La condición es común, pero a menudo no es reconocida.

Se puede esperar que ocurra en la fase de zonas permeables, en vista de que la costra de lodo es un enemigo natural del cemento. El cemento no se adhiere a la costra de lodo. Cuando el lodo se seca, se separa del cemento, creando un vacío entre el cemento y la formación.

12.- SCHLUMBERGER, wire line Formation Testing and Sampling, USA. 1996 Página

78

Fig. 19 9 Ejem mplo de Bueena Adhereencia

Fu uente: E.L. Big gelow. Gulf Oil O Elaaborado por: Andrés Erazoo

ndiciones desfavorable d es para accoplamientoo El espacio vacío reesultante prresenta con acústico porque p pocca energía acústica peermanecerá en el alojjamiento. El E cementoo atenuará la l energía transmitidaa. En razón n del pobrre acoplamiiento acústtico con laa formaciónn, cualquierr energía trransmitida adentro a y recibida r dessde la form mación seráá muy débill.

Como se observa o en la signaturaa de forma de onda coompleta de la Figura 20, 2 tanto lass llegadas de d alojamiennto como laas llegadas de d formacióón sobre loss intervalos de 10320 a 10390 piees, 10410 a 10445 pies , 10470 a 10495 pies y 10505 a 10520 pies son ya seaa faltantes o muy débilles. La ampplitud de tu ubería sobree aquellos inntervalos ess baja. Unaa

79 7

interpretación de la integridad del cemento basada solamente en la amplitud sería un error grave. Las llegadas de lodo ocurren alrededor de 950 µseg. El tiempo de llegada del tubo para revestimiento de 7 pulgadas, 40 lb (18 kg) debería leer alrededor de 260 µseg sobre la curva de tiempo de recorrido y alrededor de 375 µseg sobre la forma de onda completa. Cualquier resistencia a compresión o cálculos de índice de adhesión bajo estas condiciones son dudosos porque la integridad del cemento es en realidad pobre.

Aunque muchos usuarios dudan la asignación de forma de onda completa de exhibiciones de densidad variable, la mala interpretación de cualquier presentación es relativamente simple. La correlación del Registro de densidad variable (VDL) con registros a hueco abierto o cubierto con tubería que son sensibles a cambios de porosidad/litología pueden mostrar rápidamente al usuario que hay un acoplamiento acústico a la formación. Para que ocurra un acoplamiento razonablemente fuerte, el cemento debe estar presente en por lo menos una mayor parte del espacio anular.

La información del calibrado de orificio abierto es útil en la interpretación de cualquier junta de orificio cubierto. El conocimiento de tiempos, métodos y los aspectos físicos/mecánicos de la operación de entrabado de juntas y la terminación del pozo son factores importantes en la evaluación de las respuestas de junta.

Se puede hacer el juzgamiento de en cuanto a si la cuantificación del cemento puede ser hecha confiablemente a partir de mediciones de amplitud. Si no es así, se puede hacer

80

d onda com mpleta o ex xhibición dee una evaluaación califiicada de cuaalquier sea de forma de densidad variable, v y si s se dispone, el tiempo o de recorriddo de recepttor simple. 3.6.2.

EL REGIISTRO DE E DENSIDA AD VARIA ABLE (13)

Esta es unna señal inntensa moduulada que continuamen c nte detalla la amplitud d en variass matrices desde d blancoo a negro veersus la profundidad. El E tiempo dee escala es similar s paraa la señal deetallada. Fig g. 20 Presen ntaciones del d Registro o de Densid dad Variable

Fuente: Scchlumberger Elaborado E por: Andrés Eraazo

13. - SCHLU UMBERGER R, wire line Formation Testin ng and Samplling, USA. 1996 Página 178 8

81 8

La ventaja de esta presentación es que esta provee una panorámica continua del hueco.

Sus características no son fácilmente reconocidas en una sola onda y puede ser corrida de abajo hacia arriba junto con otras ondas para identificar casing, formación o arribo de fluidos.

En la Fig. 21 se interpreta para ser usada como complemento en el entendimiento del desarrollo de la variable de densidad. La típica onda acústica desarrolla señal versus tiempo el cual es presentado en la parte inferior de la grafica. En la ilustración las represtaciones negras demuestran amplitud positiva y las blancas amplitudes negativas.

3.6.2.1.

INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA

Para estudiar las características de una sola onda, la teoría puede ser poco útil, para aplicaciones prácticas sin embargo es necesario examinar las profundidades verticales de los intervalos adyacentes para formaciones geológicas críticas.

Las características pueden ser reconocidas en una onda que es a menudo poco identificable cuando varias ondas son examinadas simultáneamente.

Un simple y práctico acercamiento para identificar la importancia de las características del VDL es presentado en la Fig.21, pero esta figura es muy generalizada, se puede ver la tubería, la formación y señales de fluido que son fácilmente reconocidos. Si estas tres señales pueden ser individualmente identificadas una determinación práctica de la presencia o ausencia de cemento puede ser acertada. Formaciones muy consistentes 82

tienen tiempos de arribo sobre una profundidad considerable y son más difíciles para reconoce. La señal del VDL ocurrirá en un tiempo relativo y constante, un valor aproximado del VDL puede determinarse añadiendo 114 micro segundos.

El VDL o señal de atenuación es intensa por lo tanto una aproximación del tiempo de tubería es adecuado para propósitos interpretativos.

La ondas de liquido o lodo también pueden ser reconocidos por sus constantes tiempos de arribo que desde el T-R (tiempo-respuesta)

son arreglado y las propiedades

acústicas de fluido no se modificaran, un arribo será indicado como dato de línea. Los movimientos de los instrumentos mientras ascienden a través del fluido crearan alguna interferencia causando algunos disturbios en la investigación.

Cambios en la medida del casing también tienen un significante efectúen el fluido del tiempo de arribo y la amplitud. Esto es también directamente relacionado entre la identificación del casing y la amplitud del fluido o lodo.

Un método general puede usarse para determinar la proximidad donde ondas de fluido/lodo este es: Fluido de arribo = fluido en el tiempo de transito x espacio T-R (tiempo – respuesta). Los arribos compresivos de formación es predecible si el usuario tiene información de la porosidad disponible, con algunos arreglos y un valor aproximado de tiempo de viaje

83

(190 mseg). El tiempo para pasar el diámetro de un casing y a través de el espesor del casing puede será (900x5) +100 =500. Cálculos más precisos se pueden realizar pero deben incluir datos de diámetro de casing (espacio anular entre la tubería).

Para evaluaciones con cemento usando VDL un tiempo aproximado de formación en los arribos será suficiente. Fallas para identificar ondas compartidas no deberán ser una molestia ya que este es el típico caso en bajas velocidades. Las amplitudes compartidas deberían ser bajas ya que son provocadas por arribos de compresión tardíos, particularmente cuando el transito en la formación es mas grande que 100 microsegundos.

3.6.2.2.

RECEPCIÓN VARIABLE

COMBINADA

Y

REGISTRO

DE

DENSIDAD

También es posible presentar la densidad variable con una señal de onda completa, la recepción investigada es normalmente presentada a intervalos de profundidad de 5 a 10 pies para evitar muchas aproximaciones en la pantalla Fig. 21. Dos cintas cara a cara presentan alternativas de acercamientos. Software de computadores son requeridos para proveer de una presentación combinada. La localización de los collares es asumida en la mitad de cada respuesta, estos proveen una verificación de las conexiones entre collares y sus profundidades.

84

3.7.

MEDICIONES ADICIONALES COMBINADAS CON REGISTROS DE CEMENTO

3.7.1.

CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA

La información del caliper define el tamaño, forma y rugosidad de la pared del hueco que esta detrás de la tubería que siempre es importante en el tema de un registro de cementación.

Conocimiento de la litología detrás de la tubería también es importante. El Caliper y datos de litología ayudan a explicar los datos del CBL.

Los datos de formación y tubería tomados por el VDL son relativamente bajos y caracterizan la salinidad de los intervalos ilustrados. Los intervalos de anhidrita presentan respuestas en amplitudes que no toman en cuenta a la tubería. Las formaciones de sal son dificultosas para ser cementados ya que el agua en la lechada tiende a disolver la sal y agrandar el hueco.

85

FIGUR RA # 21 Regisstro Calipeer

CALIPE

Fu uente: Schlum mberger Elaaborado por: Andrés Erazoo

3.7.2.

CUANTIIFICACIÓN N DE CEM MENTO

3.7.3 EF FECTOS DE D TIEMPO O DE FRA AGUADO La lechadda es diseñaada para prooveer un seello hidráullico en el anular suficiiente para soportar completacionnes y operaaciones de producción.

86 8

El tiempo de fraguado requerido para la compresibilidad esta en función de temperatura de fondo, presión y aditivos usados en la mezcla. Algunos aditivos aceleran el proceso mientras que otros lo retardan los procesos de fraguado, mientras que otros necesitan más de dos semanas para obtener una dureza deseada. El tiempo de fraguado es importante en la determinación del tiempo apropiado para correr un registro acústico Fig. 24. Fig. 22 Efectos del tiempo de curado en la respuesta del CBL

Fuente: Baker Elaborado por: Andrés Erazo

Si un registro es corrido antes del fraguado, no será útil para monitorear la calidad de la cementación. Las medidas de amplitud en la tubería son tomadas para cálculos de compresibilidad del cemento.

87

TA ABLA # 1 Cuad dro referen ncial de datos de ampllitud de acu uerdo al tip po de materrial y accessorio

Fuentee: Baker Elaaborado por: Andrés Erazoo

Para que estas e mediddas sean adeecuadas parra los respeectivos cálculos. Es un n requisito conocer el apropiadoo tiempo dee fraguado antes de coorrer el reggistro (esto es un pre requisito) varios facctores debeen considerrarse, antess de aceptar la mediida de la amplitud como: c ¾

Asumir el 100 % de la disttribución deel cemento.

¾

Instrrumentos ceentralizadorres

¾

Pressencia o aussencia de miicro ánulos

¾

Espaacio anular de cementoo mayor a ¾ de pulgadaa 88 8

¾

El tiempo de retorno de la formación vs. el tiempo de arribo del casing

3.7.4. EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING

a.

Los efectos de la dimensión del casing, pared, espesor diámetro son independientes de cada uno y pueden ser aislados. El diámetro no tiene efecto en la rata de atenuación ni influencia a la amplitud

89

CAPÍTULO IV

CAPÍTULO IV

4.

PROGRAMA PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL PARA EL POZO TIGUINO 3. En el siguiente capítulo se muestra como se aplica el programa para una cementación remedial y su buena planificación para obtener los mejores resultados.

4.1.

DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Como podemos observar la curva de producción del pozo se mantiene bastante regular con 1330 BPD de petróleo con una producción de agua de 6900 a 7020 BPD durante el mes de diciembre del 2004 y parte de enero del 2005.

4.2.

DATOS DE PRODUCCIÓN TABLA # 2 Pruebas de Producción Pozo Tiguino 3

FECHA 10/12/2004 14/12/2004 21/12/2004 28/12/2004 06/01/2005

PETROLEO AGUA BPD BPD 1351 6970 1339 6906 1344 7037 1339 7001 1322 7027

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Andrés Erazo

90

4.3 INDICIOS DEL PROBLEMA DEL POZO El problema se ha dado debido al incremento repentino en el flujo total producido por el pozo, para verificar esta variación se realiza un monitoreo más riguroso, realizándose un análisis de BSW de muestras de fluido tomadas a diferentes horas del día, concluyéndose que existe un incremento en el agua producida. También se realiza el chequeo de los demás parámetros de operación del pozo como son: El amperaje de la bomba, las presiones y temperatura de fondo del pozo, etc.

4.4. ANÁLISIS Y MEDIDAS CORRECTIVAS Debido a los problemas en la arena M-1 en que se produjo el incremento de la producción de agua en el pozo se hace necesario realizar un análisis de la salinidad en el laboratorio.

TABLA # 3 Análisis físico-químico del agua de formación ARENA ARENA ARENA M1 U Inferior U Superior BSW % APIº Ph Temp. ºC SALINIDAD ClNa - (mg/l) ALKAL. TOTAL (Ca CO3 mg/l DUREZA TOTAL (Ca CO3 mg/l DUREZA DEL CALCIO (Ca CO3 mg/l DUREZA DEL MAGNECIO (Mg CO3) mg/l

60 16,5 7,7 25 16629 640 960 666 321

71 16,2 7,7 23 16364 731 1474 1212 214

Fuente: PRUEBAS DE TIGUINO 3 Elaborado por: Andrés Erazo

91

65 15,8 7,5 19,5 17942 473 8130 6879 1087

ARENA ARENA Basal Tena T 48 16,5 7,6 32 38963 604 2469 2090 378

78 19 7,9 25 4600 1196 330 175 158

Esto se realiza tomando una muestra del fluido producido por el pozo y mediante decantación o por centrifugación se separa el agua para poder examinarla en un equipo que analiza la conductividad de esta muestra y nos da las cantidades de sales que tiene el agua y también por titulación para determinar otros datos como dureza cálcica o cuanto magnesio tiene la muestra.

Con este dato y comparándolo con anteriores análisis de salinidad del mismo pozo o de pozos que produzcan de la misma formación o zona se puede determinar si el agua esta viniendo de otra formación o si viene de la misma.

Otra forma de verificar que el aislamiento de las zonas tiene algún problema sería correr un registro de CBL (Cement Bond Log) para revisar la calidad del cemento en el exterior de la tubería de revestimiento (casing). Dadas las circunstancias se realizara los dos métodos para verificar la condición del cemento. Después de realizarse el análisis de laboratorio y salinidad se obtuvo los siguientes datos. TABLA # 4 Tabla comparativa del análisis de laboratorio DATOS DE LA ZONA M1 BSW % APIº Ph Temp. ºC SALINIDAD ClNa - (mg/l) ALKAL. TOTAL (Ca CO3 mg/l DUREZA TOTAL (Ca CO3 mg/l DUREZA DEL CALCIO (Ca CO3 mg/l DUREZA DEL MAGNECIO (Mg CO3) mg/l

8 16,5 7,7 2 16629 640 960 666 321

Fuente: PRUEBAS DE POZO TIGUINO 3 Elaborado por: Andrés Erazo

92

DATO DE MUESTRAS M1 71 16,2 8,1 21,9 16534 780 970 597 300

En el cuadro de datos de laboratorio podemos comparar los resultados del análisis del agua de este pozo, es evidente que las características del agua de esta zona no son las que se esperaría de acuerdo a la zona que está produciendo. 4.5.EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN

4.5.1. ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL REGISTRO CBL / VDL Interpretando de los resultados del registro de adherencia del cemento, se tienen los siguientes valores:

Desde 10.000 hasta 9.800 pies la herramienta interpreta valores de adherencia entre 25 mV, en promedio los valores están en los 60 mV. Conclusión: Esto es tubería en tramos definidos es libre, sin cemento.

Desde 9.800 hasta 9.700 pies (200´) la herramienta interpreta valores de adherencia entre 25 mV y 50 mV, en promedio los valores están en los 30 mV. Esta interpretación muestra una adherencia pobre del cemento.

Desde 9.700 hasta 9.600 pies (100´) la herramienta interpreta valores de adherencia entre 50 mV y 65 mV, en promedio los valores están en 50 mV. Esto es tubería libre, por consiguiente no tiene cemento. Del registro de las operaciones de cementación, obtenemos la siguiente información que señala lo siguiente: Pasado 11 días que se cementó el pozo, se cambio el fluido del pozo, o sea un lodo de 10.5 lpg (desde el collar de etapas @ 8273´ hasta superficie) con agua fresca de 8.3 lpg para registrar el CBL / VDL. La presión hidrostática fue variada

93

en 950 psi. los cuales causaron un micro-anillo Este efecto se define como la rotura del sello hidráulico, que ya estuvo creado entre el cemento y las paredes de la tubería de revestimiento debido la disminución de 950 PSI de presión hidrostática aplicada a las paredes internas de la tubería.

FIGURA # 23 Registro de cementación CBL -VDL

Fuente: Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

94

Cont… Registro CBL – VDL

Fuente: Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

95

4.6.DATOS DEL POZO: (Operación: Squeeze) CIA.

Cliente:

CAMPO: POZO:

Prueba No: 2006-02

Tiguino

Date: May-17

Numero 3

Profundidad:

9800 pies

Perforación:

9800 pies

Casing:

7 pulg.

Peso del Lodo:

4.8 ppg.

Máx. presión squeeze :

de

3.5 pulg.

9.3 #

3.5 #

4500 psi.

BHST:

198 ºF

AT

9800 pies

BHCT:

154 ºF

AT

9800 pies

Volumen Max:

15 cu.ft / min.

Volumen de Desplaza. :

4 BPM

Volumen Reversado:

5 BPM

Sacos:

100 sks.

4.7.CALCULO DE LA MEZCLA BÁSICA DESIGNADA: Cemento Tipo “G” +0.5 % FL-19 +0.6 % CD-31

4.7.1. CÁLCULOS: 4.7.1.1.VOLUMEN DE LA MEZCLA # SACOS x 100 x 1.335 cu.ft/sk 133.5 = cu. ft = 23.83 bls

96

4.7.7.2.

CAPACIDAD DE TUBERÍA

A 9800 ft.

De

3.5 pulg. @ 9.3 #

=

84.5 bls

TOTAL = 84.5 bls

4.7.7.3

DESPLAZAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN

Calculo para localizar cabeza de

5 bls.

la mezcla dentro de squeeze tool Capacidad de la tubería

84.5 bls

Menos

5.0 bls

Menos Volumen de Mezcla Menos el Corte de Agua

23.8 bls 5.0 bls _______

DESPLAZAMIENTO CON AGUA DE FORMACIÓN…………….

4.7.8.

50.7 bls.

PROGRAMA DE BOMBEO 5 bls de agua fresca 24 bls de lechada de cemento 5 bls de agua fresca atrás de la lechada 51 bls de agua de formación

4.7.8.1.

TIEMPO MÁXIMO Se calcula es horas, minutos y segundos

4.7.8.2.

VOLUMEN DE LA LECHADA / CAUDAL MÁXIMO

133.5 ft 3 / 15.0 ft 3 /min. = 9 minutos

97

4.7.8.3.

TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO

Desplazamiento Total / Caudal de Desplazamiento =

55.7 bls / 4.0 BPM

=

14 minutos.

Desplazamiento Total = agua fresca detrás + desplazamiento de agua de formación.

4.7.8.4. =

4.7.8.5.

TIEMPO DE LA CEMENTACIÓN FORZADA (SQUEEZE) 35 Minutos

TIEMPO DE REVERSAMIENTO

Capacidad del tubing / Circulación Inversa 84.5 bls / 5.0 BPM = 17 minutos

4.7.8.6.

TIEMPO TOTAL DE MANEJO

Tiempo máximo

9 minutos

Tiempo de desplazamiento

14 minutos

Tiempo de forzamiento

35 minutos

Tiempo de circulación Inversa.

17 minutos

Tiempo total de manejo =

75 minutos

4.7.8.7.

TIEMPO MÍNIMO DE ESPERA

Tiempo Total de Manejo + Seguridad 75 minutos + 120 minutos =

195 minutos

98

o, = 3 Hrs. 15 minutos

4.7.8.8.

CÁLCULOS DE LAS PROPIEDADES DE LA LECHADA

CIA: Operadora

cliente:

CAMPO:

Tiguino

POZO:

3

Test #: 02 Fecha: Jun-10

La marca de cemento y clase:

“G "

La proporción & aditivos:

0.37. FL-19

La densidad deseada:

+ 0.67. CD-31

16.0 lb. / Gal

Gal / Sack deseado:

5.89 TABLA # 5

MATERIALES 1.-Cemento G 2.- FL-19 3.- CD-31

Total Materiales Agua Total Lechada

Materiales Libras 11.000 0.550 0.660

ABS. Vol. (ft 3 ) 0.559

111.210

0.559

48.400 159.610

0.776 1.335

% Mix Agua Agua (libras) 44.0 48.400 0.000 0.000 0.000 48.400

% Peso total lechada 68.918 0.345 0.411 0.000 69.676 30.324 100.000

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

La densidad de la lechada =

119.53 lb. / ft 3

El rendimiento de la papilla =

1.335 ft 3 /Sack

Agua = 44.0 % por peso de cemento; Peso por el saco de cemento =

; 16.0 lb./Gal 1.916 g/cc

5.8 Bal/Sack

110 lb. /sack

99

4.8

PESO EN LA PRUEBA DE LABORATORIO

TABLA # 6 600 ce = 1.- Cemento G 2.- FL-19 3.- CD-31 0 Agua AGUA DULCE

1,149.39 g 792.27 g 3.96 g 4.75 g 0.00 g 348.60 g 62.35 lb. / ft 3 7.4806 gal / ft 3 8.34 lb. / Gal AGUA SALADA 64.00 lb. / ft 3 7.4806 ft 3 Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

4.8.1.

REPORTE DEL LABORATORIO

Los resultados que arrojo los análisis del laboratorio fueron: TABLA # 7 REPORTE NO. 37 Cemento Clase “G” La proporción de aditivos : 0.5 % FL – 19 + 0.6% CD – 31 Agua: Locación SBHT : 198 º F CBHT : 154 ºF Profundidad total: 9800 Pies Densidad de la lechada ( #/gal ) :16.0 Rendimiento de la lechada( ft 3 / sk de cemento): 1.335 Perdida de fluido a 100 PSI y 154 ºF a 30 minutos = 34 cm 3 Tiempo de espaciamiento( 100 BUC) : 3 Horas y 11 Minutos Resistencia a la compresión a: 24 Horas 2112 PSI Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

100

4.8.REOLOGÍA Reología es la ciencia que estudia el flujo y deformación de

los fluidos. Las

propiedades de flujo de un líquido pueden ser definidas por la resistencia a fluir (viscosidad). Se caracteriza por la relación entre el esfuerzo de corte (presión diferencial aplicada) y la velocidad de corte (caudal). Se clasifica de acuerdo al comportamiento de su viscosidad como función de la velocidad de corte (Newtoniano o no Newtoniano).

Aplicaciones en Cementación: ƒ

Evaluar la mezcla y la bombeabilidad de lechadas

ƒ

Determinar tasas de desplazamiento apropiados para una remoción de lodo efectiva y colocación de lechada

ƒ

Estimar presiones de fricción

ƒ

Calcular los HHP requeridos

La Reología de una lechada de un fluido se calcula mediante la correlación del estrés de corte y la tasa de corte. El aparato utilizado es el viscosímetro FANN 35, ya que suministra mediciones reológicas en la mescladora (BACHT) (con tal de que la temperatura esté por debajo de los 95 ºC, debido a la evaporación del agua) y la presión atmosférica.

Las velocidades de corte son: 300, 200, 100, 60, 30 rpm. La velocidad rotacional de 600 rpm. se omite de la prueba debido al efecto de centrífuga, donde los sólidos se separarán de la lechada.

101

4.10. REPORTE DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN TABLA # 8 Reología de la lechada R.P.M. (FANN)

READ

VISCOSIDAD PLÁSTICA: 44 Cp

600

93

PUNTO DE DEFORMACIÓN : 3

300

49

n’ = 0.89846

200

36

k’ = 0.00177

100

19

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA. # 24 REOLOGIA: 0,5 FL-19

Densidad (PPG)

100 80 60 40 20 0 0

0,2 % 44%

De

0,4 CD

-

Agua

31

0,6 CEMENTO Densidad

1

PPG

Viscosidad Plastica Punto de fluencia

"G", =

16

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

102

0,8

FIGURA # 25 REOLOGÍA: 0,5% FL-19

'n ADIMENCIONAL

1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 0

0,2

0,4

0,6

% CD - 31

0,8

1

Valores de 'n Valores de 'n

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA # 26-27 Reología: Tiempo Vs. Perdida por Filtrado REOLOGIA: 0,5 % FL - 19

K ' (lb.seg.^n / ft^2)

0,04

0,03 Valores de k'

0,02

0,01

0 0

0,2

0,4

0,6 % CD - 31

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

103

0,8

1

T IEM PO P Vs. FL LUID LOS S 45

FLUID LOSS (cc)

40 35 30 25 20 15 10

tiempo/F-loss

5 0 0

5

10

15 20 TIEMPO (min)

2 25

30 0

35

Fuentee: BJ SERVIC CES Elaborado por: Andrés Eraazo E

4.11.

P PROGRAM MA DE BO OMBEO

El program ma de bombbeo es plannificado con n la debida calificaciónn del jefe de d pozo conn los estudioos previos de d pozos sim milares. Figura. # 28 Equipos de Cemen ntación en locación dell pozo

Fuente: Dow well-Schlumb berger Elaborado por: p Andrés Erazo E

104

4.11.1.

PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO

El programa de trabajo está planificado de la siguiente manera:

1. Antes de comenzar el trabajo se realizara una reunión de seguridad para indicar las responsabilidades de cada persona que va ha intervenir en el trabajo.

2. Se realizara la prueba de las líneas de 2" que van desde los equipos de cementación hasta el cabezal del pozo, donde se encuentra montada la cabeza de cementación, las líneas se probaran con una presión de 5000 PSI durante cinco minutos chequeando que no exista goteos en tas uniones de las tuberías. 3. El taladro de reacondicionamiento debe probar que exista circulación a superficie esto se realiza bombeando agua por el tubing del pozo y revisando que exista retorno por la línea del anular del pozo que debe estar alineada a los tanques de agua del taladro, en caso de que no se produzca el retomo del fluido y se produzca la subida de presión en la descarga de las bombas que están inyectando el agua al pozo se debe revisar si alguna válvula se encuentra cerrada.

4. Fijar el retenedor de cemento y el stinger a la profundidad deseada, para esto el taladro de reacondicionamiento ya debe haber bajado las herramientas hasta la profundidad en la que se va ha realizar la cementación.

5. Realizar prueba de presión del tubing y del stinger y del retenedor de cemento para esto el retenedor de cemento debe estar fijado y el stinger de estar fijado y cerrado para

105

presurizar y probar que no existan fugas en el tubing, a este se lo probara con 4000 PSI de presión por 5 minutos para ver si baja o no.

6. En caso de que exista perdida de presión se volverá a asentar el stinger y verificar que está cerrado.

4.11.2.

LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD

Verificado que no existe perdida de presión en el tubing y que las herramientas de fondo están trabajando bien se procederá a realizar la prueba de inyectividad, para lo cual es necesario presurizar a la formación inyectando 10 bls de agua por el tubing hasta e! límite de presión permitido que seria, la presión de fractura de la formación que es 3500 psi. Para esto, se debe tener en cuenta, cuantos barriles de agua se han bombeado hasta que se llego a esta presión, junto con este dato, se debe estar pendiente de cómo baja la presión y en cuanto tiempo se llega a 100 psi o menos; luego, nuevamente se debe presurizar a los 3500 psi contando los barriles de agua que se han bombeado en cada presurización, esto se realiza unas cuatro o cinco veces hasta tener el tiempo promedio en que bajo la presión y el volumen de agua que se inyecto en cada prueba con este dato se tiene un volumen de agua inyectado y un tiempo promedio, esto nos indica cuantos barriles de fluido está admitiendo la formación y en cuanto tiempo, lo que sería la rata máxima de bombeo para realizar la cementación forzada.

El dato de la prueba de inyectividad es usado también para calcular cuántos barriles de lechada se deben mezclar, claro está que en los datos del laboratorio también se tiene un volumen de lechada pero esto puede cambiar dependiendo de los resultados de esta

106

prueba, ya que sería un gasto de recursos mezclar 40 bls de lechada cuando la inyectividad de la formación es muy baja.

4.12.

BOMBEO DE LA LECHADA

1. Terminada la operación de la prueba de inyectividad, se eleva el stinger 5 pies hacia arriba, fijándole en ese nivel pero sin cerrarlo, para comenzar con el trabajo.

2. El bombeo comienza inyectando 5 bls. de agua fresca como un colchón lavador delante de la lechada. 3. Se mezcla y se bombea la lechada con una densidad de 15.8 ppg. (Libras / galón).

4. Justo al terminar de bombear la mezcla se bombea 5 bls de agua fresca como colchón para que el cemento no se mezcle con el agua salada, porque la sal hace que el cemento fragüe más rápido.

5. Cuando de termina de bombear el agua fresca, se desplaza la lechada (24 bls.), en este momento se bombea el volumen de agua de formación, calculado un volumen de +/-51 bls. para que el cemento alcance a la sección donde se va a ejecutar el squeeze (9624 y los 9770 pies).

6. Se cierra el stinger para comenzar a forzar el cemento dentro de la formación.

107

7. Se forza el cemento dentro de la formación con una presión máxima de 3500 psi. Y un volumen de 25 bis de lechada. Esto se realiza bombeando agua de formación hasta que la presión suba a 3500 psi, si con la rata de bombeo mínima no se puede mantener la presión por debajo de los 3500 psi, se debe parar hasta que baje la presión unos 500 PSI para reiniciar el forzamiento con una rata muy baja.

8. La maniobra se ejecuta cuidando que la presión se mantenga. Los operadores e ingenieros de cementación toman muy en cuenta el tiempo de bombeo que se tuvo en el laboratorio, un descuido u omisión de el dato del laboratorio se corre el riesgo de que el cemento atrape las herramientas y a la tubería en el fondo del pozo.

9. Se levanta el stinger 5 pies y se comienza a reversar el cemento con un volumen de igual a 1.5 veces la capacidad del tubing.

10. Se debe estar pendiente en la piscina del rig (torre de perforación) para observar la lechada de cemento que viene por la línea de retorno del tubing. Conociendo la rata de bombeo que se está usando, se puede calcular cuántos barriles de cemento se ha reversado. Esta operación se realiza, hasta que se tenga agua limpia saliendo en el retorno del tubing.

11. Se presuriza el pozo con +/- 1500 psi y se cierra de 8 a 12 horas, para que se endurezca el cemento y se cañonee la formación o se corran registros.

108

12. Circulando y limpiando el tubing. 13. Sacando stinger con tubería de 3 ½¨. 14. Armando BHA moledor. 15. Esperando fraguado de cemento 16. moliendo el retenedor. 17. Circulando el pozo para limpiar cemento. 18. Desconectando kelly swivel y colgando en la torre. 19. Desarmar los equipos que están conectados como son la cabeza de cementación, y tas líneas de 2" que se armaron con la unidad de bombeo.

4.13.

RE-CAÑONEO

El objetivo del Squeeze o cementación remedial es sellar grietas o micro anillos que fueron producto de fallas en la cementación primaria, que esta permitiendo el ingreso del fluido agua a la zona productora M-1; por lo tanto, no es necesario realizar recañoneos o perforaciones a la zona.

4.14

BHA DE LIMPIEZA Y EVALUACIÓN JET

Terminada la cementación remedial, con la bomba del rig (torre de perforación), se recircula el pozo para limpiar los cortes de cemento y otras impurezas del fondo, luego se baja la completación de evaluación llamada BHA (bottom hole assambly).

109

Posteriormente se conecta líneas de la unidad de bombeo para ejecutar la limpieza total del pozo, para ello se desplaza la bomba jet 9 A de geometría 2.81” para que se asiente en la camisa de la completación de evaluación.

El fluido motriz que es agua de formación, dará inicio a la limpieza del pozo. Posteriormente, va apareciendo el fluido de la formación y la columna hidráulica del casing va alivianando por el aporte de petróleo de la formación. En la siguiente página un resumen tabulado de las operaciones de limpieza y evaluación.

110

TABLA # 9 Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino 3 COMPAÑIA

POZO

CAMPO Tiguino

3

BOMBA Jet 9 A Oil Well

OPERACIONES DE EVALUACION

HORA

PRESIÓN

Hr/ Min.

INYEC. Psi

INYEC.

INYEC.

BS&W

POR HORA POR DIA INYEC bls

bls

%

TOTAL

LECTURA

TOTAL

INYECT. TK-CONTADOR RECUPER bls

Pies

bls

PROD.

PROD.

BS&W

HORA POR DIA RETORNO bls

bls

%

19:00 Desplazando bomba jet 9A a camiza 2,81 y estabilizando unidad de bombeo 21:00

3500

78

1872

100

78

1,80

28

28

672

100

22:00

3500

78

1872

100

156

3,90

86

58

1392

100

23:00

3500

78

1872

100

234

6,20

144

58

1391

100

0:00

3500

78

1872

100

312

8,40

204

60

1440

100

1:00

3500

78

1872

100

390

10,50

262

58

1392

100

2:00

3500

78

1872

100

468

12,60

320

58

1392

100

3:00

3500

78

1872

100

546

14,80

378

58

1392

100

4:00

3500

78

1872

100

624

17,00

436

58

1392

98

5:00

3500

78

1872

100

702

evacuando

494

58

1392

98

6:00

3500

78

1872

100

780

tanque

552

58

1392

98

7:00

3500

78

1872

100

858

bota

610

58

1392

98

8:00

3500

78

1872

100

936

7,70

668

58

1392

98

9:00

3500

78

1872

100

1014

9,10

707

39

936

85

10:00

3500

78

1872

100

1092

10,40

743

36

864

85

11:00

3500

78

1872

100

1170

11,70

779

36

864

85

12:00

3500

78

1872

100

1248

13,10

818

39

936

85

13:00

3500

78

1872

100

1326

14,30

851

33

792

85

14:00

3500

78

1872

100

1404

evacuando

891

40

960

85

15:00

3500

78

1872

100

1482

tanque

924

33

792

85

Fuente: Ecuapet Elaborado por: Andrés Erazo

111

Continuación….

Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino 3 19:00 20:00 W L baja elementos de presion hasta las 21:00 hrs. 21:00 22:00 Desplazando bomba jet 9A a camiza 2,81 y estabilizando unidad de bombeo 23:00

3500

78

1872

100

78

9,20

0:00

3500

78

1872

100

156

10,80

44

44

1056

80

1:00

3500

78

1872

100

234

12,20

82

38

912

77

2:00

3500

78

1872

100

312

13,60

120

38

912

75

3:00

3500

78

1872

100

390

15,10

161

41

984

60

4:00

3500

78

1872

100

468

16,60

202

41

984

60

5:00

3500

78

1872

100

546 evacuando

243

41

984

60

6:00

3500

78

1872

100

624

tanque

284

41

984

60

bota

324

40

960

60

7:00 Se para bombeo para buil up por 14 hrs.

__

__

Fuente: Ecuapet Elaborado por: Andrés Erazo

De la evaluación del pozo con bombeo hidráulico tipo jet, se puede observar que la zona productora quedo aislada de otras zonas productoras de agua. El BSW de la formación de 60% se estabilizo, y también comparado la salinidad de la formación con los de las muestras se nota que se igualaron, por lo que, se decide dar por terminado las operaciones. Los resultados son positivos. 112

4.15. COSTO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN REMEDIAL Costo promedio del rig (torre de perforación), para una operación de 5 días: US $. 25440.00.

4.15.1.

COSTO DE LOS MATERIALES TABLA # 10 MATERIAL

UNIDAD

CANT.

VENTA

VENTA

US$

US$

CEMENTO "G"

Sks

100

14,99

1.499,00

CD-32

Lbs

94

10,47

984,18

BA-10

Lbs

66

7,21

475,86

FL-52

Lbs

19

10,31

195,89

FP-6L

Lbs

8

41,88

335,04

1

2.150,04

2.150,04

RETENEDOR 7"

TOTAL US$

5.640,01

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

113

4.15.3. COSTO DEL SERVICIO Y MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN REMEDIAL (SQUEEZE) TABLA # 11 SERVICIO

CANT.

1

COSTO DEL SERVICIO US$

COSTO DE LOS MATERIALES US$

COSTO TOTAL

5.545

5.640,01

11.428

US$

SQZ Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

4.15.4.

COSTO DE LA EVALUACIÓN

Total horas evaluadas netas: 34 hrs.……………………………… us $. 4.590,00

4.15.5.

COSTO TOTAL……………………………………

114

us $ 41.458,01

CAPÍTULO V

CAPÍTULO V

5.1. CONCLUSIONES

¾ De la evaluación del pozo con bombeo hidráulico tipo jet, se puede observar que la zona productora quedo aislada de otras zonas productoras de agua. El BSW de la formación de 60% se estabilizó, y también comparado la salinidad de la formación con los de las muestras se nota que se igualaron, por lo que, se decide dar por terminado las operaciones. Los resultados son positivos.

¾ La elección de la técnica de colocación de la lechada, también depende de la condiciones del pozo. Cuando existe una comunicación entre zonas, como es el caso que se explica en el presente trabajo, es deseable usar un retenedor de cemento, si es posible.

¾ Los volúmenes de lechada dependen del tipo de forzamiento (alta vs. baja presión) y la longitud del intervalo. Es también muy importante monitorear de cerca la presión de superficie cuando se esta efectuando una cementación forzada de baja presión.

¾ El efecto U-tubing debe ser controlado especialmente cuando se forza con empacadores. Esto es para asegurarse que la lechada es inyectada dentro de las perforaciones y no arriba del empacador. La lechada de cemento por arriba de la herramienta podría atraparla y atorarse en el agujero. 115

¾ Las herramientas de aislamiento son usados dependiendo del tipo de trabajo y un manifold de forzamiento se usa en la superficie para tener centralizado el control del trabajo.

¾ La evaluación de un trabajo de Squeeze (cementación remedial) se logro conseguir con las siguientes técnicas que se mencionan a continuación: o Obtener la presión final de Forzamiento. o Obtener una prueba de presión positiva después del tiempo de fraguado. o Prueba de Influjo creando una presión diferencial negativa por succión del pozo o desplazando por un fluido más ligero. o CBL o registros de temperatura.

¾ Una operación de Squeeze exitoso, dependiendo de la condiciones del pozo, implica el correcto diseño de la lechada de cemento. Algunas propiedades criticas de la lechada incluyen: control de filtrado, baja viscosidad, baja agua libre, tiempo bombeable controlado y densidad de la lechada.

¾ El CBL en la práctica c un pobre cemento aumentara la amplitud y un cemento bueno la disminuirá. Tomando en cuenta el tamaño de la tubería, peso, espesor, resistencia del cemente a la compresibilidad la interpretación cualitativa y cuantitativa del registro en la determinación de la presencia de cemento en el espacio anular.

116

¾ Para tener una buena imagen del tren de ondas completo proveniente de la formación en secciones cementadas y con buena adherencia a la tubería, requisito básico es que las señales provenientes de la formación deban ser mas fuertes que las provenientes del revestidor. La interpretación del VDL puede dividirse en dos casos como ejemplo.

o Mala adherencia del cemento a la tubería o Mala adherencia del cemento a la formación

117

5.2. RECOMENDACIONES. ¾ Se recomienda disponer del dato de la salinidad del pozo para referencia del lavado del pozo y la limpieza del agua de matado del pozo. La limpieza del pozo tiene dos valores referenciales que son: Un BSW estabilizado y los datos de salinidad equilibrados o igualadas.

¾ Si en el laboratorio se adquiere una buena reología de la lechada de cemento entonces se obtiene un buen sello que bloqueará las zonas que aportan agua, reduciendo así considerablemente el índice de producción de agua del pozo (BSW).

¾ Un buen diseño de la lechada de cemento y una eficiente operación, también redundará otros beneficios colaterales como: disminución de la corrosión de los BHA (bottom hole assambly), de producción, la optimización del equipo de levantamiento artificial y menores costos del tratamiento químico del fluido en superficie. ¾ Los productos químicos que se utilicen y los sobrantes de los mismos deberán ser sometidos a un almacenamiento adecuado y en su lugar a su destrucción total

118

BIBLIOGRAFÍA •

BJ Service - Curso, Fundamentos de Cementación, , 1997



BJ SERVICES.- Manual de Cementación.- 1998



BAKER OIL TOOLS.- Sales Manual,1987



BJ SERVICES.- Manual de Cementación.- 1998



BJ Services – Manual de entrenamiento para Operadores, 1998



Centrilift- Hugues, Field service Manual



Departamento de Ingeniería de Petróleos de Lago Central de la Filial Petroproducción de Petroecuador.



Dowell-Schlumberger- Manual de Equipos y herramientas, 1996



Fundamentos de la Ingeniería,2004Ing. Marco Corrales UTE-



Schlumberger. Dowell .-Nelson Well Cementing Manual. 1999



PETROECUADOR.- Glosario de la Industria Petrolera. Reedición 2001.

119

GLOSARIO GLOSARIO DE TÉRMINOS (15)

VELOCIDAD DE CORTE (Shear Rate).- Representa el gradiente de velocidad (medida de la velocidad relativa entre las dos plaquetas). Esta expresada en segundos recíprocos (seg-1). Normalmente la Velocidad de corte en la pared (para los fluidos newtonianos) esta dada por eso es tan fácil de calcular y aplicarla. Sin embargo se debe recordar que la verdadera velocidad de corte se puede bajo estimar por arriba de un 20% usando la velocidad de corte de un fluido newtoniano.

VISCOSIDAD APARENTE.- Es la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte de el fluido, una propiedad que nos da la fuerza necesaria para mover el fluido determinado. Es una medida de la resistencia interna que ofrece el fluido al flujo debido a sus fuerzas interna (friccional y electrostática).

Para los fluidos newtonianos donde la relación entre el esfuerzo y velocidad de corte es constante, la viscosidad es absoluta. Para los fluidos no Newtonianos el esfuerzo y la velocidad de corte no es constante y la viscosidad es llamada viscosidad aparente y es valida solo para la velocidad de corte medida.

LA VISCOSIDAD PLATICA es la pendiente de la porción de línea recta del esfuerzo de corte y la velocidad de corte observada con los fluidos plásticos de Binghan y es constante”.

120

CEMENTO.-

Cal hidráulica que sirve para fabricar una especie de argamasa. El

cemento que se usa en las instalaciones petroleras es el corriente, tipo Pórtland y se calcula por sacos de 94 lbs., cada uno, medida que se usa también para las cantidades a granel.

LECHADA.- Mezcla de cementos que se bombea en el pozo y que al endurecerse o fraguarse se proporciona sustentación a la tubería de revestimiento.

REVESTIMIENTO.- Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de perforación, tubería de acero que se atornilla por piezas, (tiene un diámetro inferior al del pozo) y sirve para evitar el desplome de las paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación de un pozo. Cuando se requiere anclar firmemente el tubo de revestimiento en la roca o cuando se pretende evacuar gases a aguas se procede a cementar el entubado, inyectando una determinada cantidad de lechada de cemento. SARTA.- Serie de tubos que se unen para formar la sarta de perforación. Puede ser de revestimiento o de producción.

ESFUERZO DE CORTE (Shear Stress).- Representa la fuerza por unidad de área (presión de bombeo o caída de la presión en el flujo) la cual causa que el fluido fluya a una velocidad V1, cuando la V2=0. El esfuerzo de corte es uniforme a través del fluido y pueden ser expresados como libras fuerza por pies cuadrados.

15.- BJ SERVICES.- Manual de Cementación.- 1998 Página 25,26,86,99

121

ANEXOS

ANEXOS

GUÍA DE CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS

GENERALIDADES La cementación de pozos es un antiguo procedimiento que comenzó a utilizarse cuando el destino de los mismos era la producción de agua. En un principio se utilizaron materiales como breas, asfaltos y otros productos Luego cuando se empezó a perforar pozos de petróleo y gas se busco mejores materiales ya que ahora las profundidades, presiones y temperaturas a controlar eran más grandes que los de un pozo de agua. Se utilizó el cemento Pórtland como material estándar para el procedimiento de cementación, ya que éste es de bajo costo, es de fácil adquisición, es resistente e impermeable después del fraguado, además sus propiedades pueden ser modificadas para que resulten operaciones más eficientes. Al principio el material cementante era colocado por lo perforadores con métodos simples y de eficacia dudosa, los resultantes poco satisfactorios fueron determinantes de que la operación de colocar el cemento se convirtiera en una función especializada, desarrollándose los modernos equipos y técnicas que se emplean actualmente. La cementacion de un pozo petrolero consiste en desplazar una lechada de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento, y por el espacio anular en sentido ascendente de tal manera que la tubería de revestimiento queda unida a la formación. Esta tecnología se ha practicado donde quiera que se perforaban los pozos petroleros. La cementacion es una operación compleja, que requiere de equipos especializados así como de personal altamente calificado. La vida útil del pozo depende fundamentalmente de la operación de cementacion y de su eficiencia y control. Al atravesar las formaciones en la perforación del pozo es posiblemente que encontremos zonas permeables que contengan petróleo, agua y gas, por lo que se hace necesario separar estas formaciones entre si, a fin de evitar que el gas o los fluidos no deseados se desplacen hacia en pozo en forma ascendente y descendente, lo cual se logra bombeando una lechada de cemento en el espacio entre el hueco del pozo y la tubería de revestimiento. Una vez fraguado el cemento se convierte en una barrera contra el desplazamiento de los fluido que se encuentran formando parte de las formaciones.

122

OBJETIVOS DE LA CEMENTACIÓN La Cementación de pozos de petróleo y gas tiene como objetivos: •

Sujeta la tubería de revestimiento a la formación y por tanto soportar las paredes del pozo Prevenir que la tubería de revestimiento colapse en secciones críticas Separa las diferentes zonas por detrás de la tubería de revestimiento y por lo tanto previene el movimiento de fluidos entre las formaciones permeables Sella horizontes problemas en las formaciones lo cual evita pérdida de circulación en esas zonas A través de un fraguado rápido el cemento impide posibles reventones en el pozo. Protege la tubería de revestimiento contra el agua de formación corrosiva y electrolitica Protege las zonas productoras de petróleo Protege otros estratos de la formación tales como los de agua dulce, carbón, etc. Ayuda a prevenir los reventones originados en zonas gasiferas de alta presión situadas detrás de la tubería de revestimiento. Forma un sello contra la contaminación del agua dulce que puede ser utilizada por la gente.

• • • • • • • • •

Para lograr estos propósitos el anillo de cemento debe poseer las siguientes características: 8. 9. 10. 11. 12. 13. 14.

No debe ser quebradizo; ya que debe evitar la comunicación entre fluidos. El anillo de cemento debe ser impermeable El anillo de cemento debe tener plasticidad Resistencia mecánica a la compresión Resistencia química Bajo filtrado El cemento debe adherirse a las paredes

DISPOSITIVOS, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE CEMENTACIÓN El proceso de cementación incluye los siguientes dispositivos, herramientas y equipos:

a.

Zapatos: Son tapones de un material fácilmente destructible. El la cementación usamos dos tipos de zapatos: Zapato Guía y el Zapato Flotador.

123



Zapato Guía: Es un dispositivo que se coloca en el extremo del primer tubo y cuya función es guiar a la tubería de revestimiento a través de la irregularidades del pozo al mismo tiempo que protege el extremo de la tubería y sirve como tope de la cementación. Está construido de acero con un revestimiento interior de cemento que es perforable.



Zapato Flotador: Tiene la misma finalidad que el anterior con el agregado de una válvula instalada en la parte revestida con cemento. Esta válvula evita la entra de fluido del pozol al casing.

b.

Collares: son dispositivos que se colocan en el casing a una distancia del zapato que esta dada por 1.2 o 3 tubos y tiene como finalidad evitar el retorno de la lechada por el casing. Están construidos en acero con el interior de cemento u otro material perforable. Tiene roscas en ambos extremos que permite su conexión al casing en ambas direcciones.

c.

Cementaciones en etapas: En este tipo de cementaciones se usan los siguientes dispositivos y herramientas:

d.

Cabezas de cementación: Constan de un cilindro de acero dividido por los pasadores en dos compartimientos donde se alojan. En el compartimiento entre los pasadores 2 y 1, el tapón inferior o fusible y entre el 1 y la tapa roscada el tapón de cierre o superior, inmediatamente debajo del pasador 2, del pasador 1 y encima del tapón de cierre, mediante uniones del tipo Weco se acopla un manifold con tres válvulas Hamer que permiten la correcta utilización de las cabezas de cementación.

e.

Dispositivos para las tuberías: Entre estos tenemos





Centralizadores: Su función es centrar el casing en el pozo a fin de obtener un anillo de cemento de espesor uniforme y deben tener suficiente resistencia y superficie de rozamiento. Permite presiones hidrostáticas uniformes en el anular alrededor de la tubería, tienden a evitar que el casing se acune y por lo tanto permanezca colgado y mejora la circulación y evita la canalización de la lechada de cemento. Rascadores: Son elementos de limpieza, su propósito es eliminar restos de material extraños adheridos a las paredes del pozo, con esta limpieza se pretende conseguir una buena adherencia del cemento con las paredes de la formación.

124



Canastas: Son dispositivos que se colocan en el casing en un liner con el propósito de que actúen como una barrera exterior durantes los trabajos de cementación.

f.

Packers y Tapones: Estos dispositivos se usan para cementaciones a presión, como tapones de abandono o en cementaciones de reparación. Los packers pueden ser recuperables o perforables mientras que los tapones pueden ser ciegos o retenedores de cemento.

g.

Equipos de bombeo, transporte y almacenado: los equipos de bombeo (Skid y camión bomba) están provistos de dos bombas triples cuya capacidad máxima de bombeo por bomba es de 8 BPM, están provistos de mangueras de succión de 4 pulgadas y en la descarga de 2 pulgadas.

El mezclador es del tipo jet el cual induce un vacío parcial en la garganta (venturi) que arrastra el cemento, un chorro a turbulencia proporciona un mezclado completo. El transporte de cemento se lo realiza en silos verticales los cuales van montados sobre un camión y el almacenamiento se lo hace en la plata de cemento.

Los procedimientos de perforación utilizados en las actividades operacionales pueden dividirse en dos: Cementacion primaria la cual se aplica a los problemas de pérdida de circulación durante la perforación y a cementar la tubería de revestimiento después de haber localizado las formaciones productoras. A esta se le considera como la operación básica que se realiza inmediatamente después de introducir la tubería en el pozo. Cementacion secundaria o correctiva es todo trabajo de reparación o reacondicionamiento que requiera el empleo de cementacion primaria, se incluyen en esta todos los trabajos de cementacion forzada y otras medidas correctivas empleadas para detener el flujo de agua hacia el interior del pozo, para controlar la relación gaspetróleo, o para solucionar problemas que pueden presentarse en el pozo. CEMENTACION PRIMARIA Una cementación primaria comprende la primera cementación que tiene un pozo terminado de perforar, es decir, es la cementación que adhiere el casing a las paredes del pozo y que comprende las zonas superficiales, intermedias y de producción del pozo. La cementación primaria se la puede dividir en los siguientes tipos: 125

f. g. h. i. j. f.

Superficiales Intermedias Aislamiento Producción Liner

Cementaciones Superficiales: Son cementaciones que no exceden los 3000 pies de profundidad, este tipo de cementación se usa para: • Proteger las arenas acuíferas de agua dulce • Proteger de la contaminación de aguas saladas • Sellar secciones de pozos que con problemáticas (como cavidades) • Proporcionar soporte a la cabeza de pozo La tubería de revestimiento superficial es generalmente cementada hasta la superficie, se emplea normalmente dos lechadas diferentes por razones tecnicas y económicas: cola y relleno.

g.

Cementaciones Intermedias: Este tipo de cementación se realiza cuando los problemas que se presentan en la perforación son de tal magnitud que la justifican desde el punto de vista técnico – económico, pudiendo también ser programadas desde un comienzo. Por ejemplo en el caso de entrada de agua o gas, aprisionamiento de la herramienta por presión diferencial, hinchamiento de arcillas, desmoronamiento, perdida de circulación.

h.

Cementaciones de Aislamiento: O también llamada cementación de etapas múltiples, la cual consiste en cementar una tubería de revestimiento de gran longitud en dos o más etapas. Hace posible la colocación del cemento en el anular, entre la tubería de revestimiento y el pozo en intervalos preestablecidos sin necesidad de llenar con cemento totalmente el espacio anular. Esta técnica permite solucionar problemas como: • Pérdida de circulación • Disminución de la presión hidrostática de la columna de fluido en el espacio anular • Realizar operaciones más económicas. Esta técnica ayuda además a cementar pozos con dos o más zonas productivas muy separadas entre sí.

i.

Cementación de Producción: Esta técnica se utiliza para prevenir flujo entre zonas mientras se produce o se inyecta la zona productora. Se prefiere para esta operación cemento de alta resistencia a compresión, una lechada de un buen control de filtrado, con aditivos en concentraciones adecuadas y tiempo de bombeabilidad de 3.5 a 5 horas.

j.

Cementación de Liner: Los liners son una solución económica para prologar la tubería de un pozo abierto donde ya esta instalado la tubería de revestimiento hasta una determinada profundidad. Los liners son usados principalmente para 126

proporcionar aislamiento y funciones de soporte cuando la tubería de revestimiento ha sido asentada por encima del intervalo de producción. Dentro de la cementacion primaria se debe incluir el trabajo de liner, el cual es un tubo similar a la tubería de revestimiento instalado en la parte no revestida del pozo pero que no se extiende hasta la superficie Las operaciones de cementacion señalados son muy similares entre si con la posible excepción del trabajo del liner. La tubería de revestimiento armada en superficie es introducida hasta la profundidad deseada, en la que se incluyen: el equipo flotador, los equipos centralizadores y los rascadores (limpiadores de pared). El equipo flotador consta de una zapata guía y del cuello flotador que se instalan en le fondo de la tubería de revestimiento. La zapata guía tiene una nariz redondeada que se coloca en el fondo para guiar a la tubería a medida que esta desciende dentro del pozo. El collar flotante va colocado unos pies más arriba del fondo de la tubería y actúa como válvula de contrapresion y para reducir el peso de la tubería de revestimiento sobre la torre de perforación a medida que esta desciende. Los centralizadores de la tubería de revestimiento sirven para colocar la tubería en el hueco de tal modo que el cemento rellene uniformemente el espacio anular Los rascadores de pared pueden ser de varios tipos, pero todos sirven para mejorar las propiedades adherentes del cemento al eliminar del hueco la costra de filtrado del lodo de perforación. A menudo antes de la cementación se aplica el lavado con agua o con una sustancia química a fin de eliminar el lodo espeso, reducir la aparición de canales y conseguir una mayor adherencia del cemento a la formación. En cemento seco se transporta a granel a la locacion del pozo, el mismo que es descargado en la tolva. El agua que se utiliza para la mezcla se circula a presión a través de un chorro situado en la base de la tolva, que lleva al cemento en forma de lechada hasta el tanque situada junto al camión. El control del peso de la lechada se ejecuta mediante una válvula de derivación situada en el camión de bombeo. La lechada es bombeada al cabezal del pozo y luego al interior de la tubería de revestimiento. Previo a las actividades de cementacion la tubería de revestimiento y el hueco del pozo son llenados con lodo de perforación.

127

Para impedir la contaminación en la zona de contacto entre el lodo de perforación y la lechada de cemento se bombea delante de la lechada un tapón de caucho, el cual es soltado en el momento oportuno del recipiente que lo contiene, situado en la parte superior de la tubería de revestimiento y va limpiando a esta a medida que desciende. Cuando este tapón llega al collar flotante, por la diferencia de presión se rompe el diafragma situado en la parte superior y permite que la lechada de cemento descienda a través del tapón y del equipo flotador hasta el espacio anular que queda detrás de la tubería. Al completarse la operación de mezcla, un tapón de caucho es situado fuera de su receptáculo y su función es la de impedir la contaminación del cemento con el fluido que sirve para desplazar la columna de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento. Este tapón es sólido y cuando alcanza al tapón de fondo del collar flotante produce una completa interrupción en el desplazamiento de los fluidos que se bombean dentro de la tubería, proporcionando una buena adherencia del cemento. Después de que el cemento frague el collar flotante y el cemento que queda en las juntas inferiores de la tubería son perforados y eliminados. El tiempo que transcurre entre la cementacion y la reanudacion de las operaciones se conoce como WOC (tiempo de espera del cemento), el cual depende del tipo de trabajo, de la profundidad, de la temperatura, del fondo del pozo y de la resistencia del cemento para mantener la tubería en su sitio. Después de la cementacion se realizan controles de temperatura a fin de averiguar la altura a la que llego el cemento detrás de la tubería de revestimiento. A mediad que el cemento fragua este emite una considerable cantidad de calor y midiendo la temperatura del fluido de la tubería de revestimiento es posible localizar la parte superior de la columna de cemento detrás de la tubería. Comparando lo bombeado y lo llenado se puede calcular el volumen de cemento utilizado. CEMENTACION SECUNDARIA. La cementación secundaria se utiliza cuando el proceso de cementación primaria no resulto exitoso, debido a que el volumen de cemento fue calculado erróneamente, el cemento ha sido contaminado con fluidos de perforación o hay una perdida de cemento dentro de la formación. La cementación secundaria puede ser clasificada en los siguiente tipos: a. b. c. c.

Cementación Forzada o squeeze Tapones de Cemento Re-cementación

Cementación Forzada o Squeeze: Es la operación en la cual la lechada de cemento se inyecta forzada a baja o alta presión ya sea a un espacio vacío, a perforaciones, fracturas, canales, rotura del casing, etc. 128

La más común de las operaciones de cementación secundaria es la cementación forzada, consiste en aplicar presión hidráulica para obligar a la lechada de cemento a que entre en el espacio permeable de una formación puesta al descubierto, o a través de los agujeros de la tubería de revestimiento o de liner. Las operaciones de cementación forzada requieren altas presiones si se ejecuta a través de una disposición de packers colocadas sobre el sitio en el cual el cemento debe entrar en la formación. Los packers se emplean para corregir problemas tales como: -

Alto GOR Altos volúmenes de agua Reparación de filtraciones de la tubería de revestimiento Aislamiento de las zonas productoras antes de empezar los disparos para la producción Cementación correctiva en la aparición de canales o de una cantidad insuficiente de cemento en la cementación primaria. Aislar mediante sellamiento una formación de baja presión Abandono de zonas productora agotadas para impedir la migración de fluidos y la contaminación de otras zonas del pozo.

La cementación a presión su usa para los siguientes objetivos: • • • • •

Control de la relación gas-petróleo, asilando la zona productora de liquido de la zona adyacente de gas. Para reparar pérdidas en el casing, el cemento puede ser introducido a través de los agujeros producidos por la corrosión. Para sellar pérdidas de circulación Para corregir defectos de la cementación primaria, tales como problemas de canalización o llenado insuficiente. Para prevenir la migración de fluido a partir de zonas a abandonadas. Se emplea para sellar perforaciones no necesarias o tapar zonas productivas.

Existen dos tipos de cementación forzada: de Alta Presión y de Baja Presión. • •

d.

Cementación de Alta Presión: Involucra la rotura de la formación y el bombeo de la lechada o el filtrado del cemento en la formación, hasta alcanzar en superficie un valor determinado de presión que debe ser mantenida sin retorno. Cementación de Baja Presión: Involucra colocar la lechada en el intervalo a tratar, y en la aplicación de una presión suficiente para formar un revoque de cemento deshidratado en perforaciones, canales o fractura que pueden estar abiertas.

Tapones de Cemento: Se llama Tapones de Cemento a las operaciones en las cuales se colocan en el pozo cierto volumen de lechada para cubrir una determinada longitud, ya sea en pozo abierto o cerrado, hay cuatro aplicaciones básicas y estas son: 129

• • •



e.

Cuando es necesario bloquear una zona productora agorada, se coloca un tapón que cubra la longitud de dicha zona. También este tipo de tapones se usa en pozo abierto para cerrar una zona acuífera. Cuando se perfora pozos direccionales, se hace un tapón para que sirva de aislamiento a la herramienta direccional que se apoya sobre ese tapón Se llama tapones de abandono cuando la lechada se coloca en forma tal de prevenir la migración de fluidos entre diversas zonas de un pozo que es abandonado. El número y la longitud de los tapones dependen del pozo en sí, y de las reglamentaciones que existan la respecto. Para evitar pérdida de circulación se fuerza la lechada a penetrar en la zona donde se advierta esa pérdida, con intención de que penetre en la misma, y se selle las fracturas y vacíos existentes, hasta cierta distancia de la pared del pozo.

Re-cementación: Se usa para solucionar problemas de llenado, cuando un determinado tramo de la columna quedó vacío después de la cementación primaria. Para realizar esta operación se perfora el casing en la parte inferior y luego en la superior, con el objetivo de que por las perforaciones inferiores entre la lechada y por las superiores reverse la lechada hacia la superficie, quedando de esta manera cementado todo el tramo de tubería que estaba vacío.

Dentro de la cementación secundaria se incluye al retrotaponamiento, el cual consiste en colocar un tapón de cemento en el sitio apropiado de un pozo y dejarlo fraguar, se aplica generalmente para interceptar el paso del agua de fondo del pozo, o para reducir la profundidad del mismo con el propósito de producir de una formación superior, esta operación se aplica para desviar o cambiar de dirección de la perforación. MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN Los materiales básicos que intervienen en la fabricación de cementos son los resultados de la mezcla en proporciones adecuadas de caliza y arcilla, que se componen de silicio, cal, alumina y oxido de hierro, estas materias primas se muelen, se mezclan y pasan a través de un horno rotatorio en donde se son calcinadas y convertidos en un material llamado escoria La escoria es molida hasta volverla en polvo fino a la que se agrega cantidades de yeso a fin de controlar las propiedades del fraguado del cemento. El producto final es el cemento Pórtland que contiene compuestos químicos de bióxido de silito, de oxido de calcio, de oxido de hierro, de oxido de aluminio, de oxido de magnesio, de trióxido de azufre. Los compuestos básicos son los siguientes: -

Silicato tricalcico Silicato dicalcico Aluminato tricalcico Aluminoferrita tetracalcica

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El cemento utilizado en los pozos petroleros debe ser el apropiado para que cumpla una gran variación de la temperatura y presión, por lo tanto se deben preparar algunos tipos de cementos que satisfagan las temperaturas de 80 grados F o menores de pozos someros y de pozos de 20.000 pies de profundidad con temperaturas de fondo que pasan de 400 grados F. La primera propiedad e la lechada es la llamada tiempo de bombeo o tiempo de espesamiento, la lechada debe permanecer fluida durante un tiempo suficiente para permitir su bombeo en dirección descendente por la tubería de revestimiento y en dirección ascendente por el espacio entre la tubería y la formación, debiendo además tener el cemento un adecuado factor de seguridad, en caso de que ocurra una inevitable suspensión de las operaciones. El cemento bombeado al pozo debe fraguar en un lapso de tiempo razonable debiendo desarrollar una resistencia suficiente para la continuación de las operaciones normales de perforación, esta resistencia variaran de acuerdo a las distintas operadoras. Según Farris la resistencia mínima requerida para una cementación primaria de la tubería de revestimiento es de 8 lbs/pul2 (resistencia tensorial), o aproximadamente 100 lbs/pulg2 de resistencia a la compresión. TIPOS DE CEMENTOS Los cementos utilizados en las actividades de perforación de pozos petroleros se dividen de acuerdo a la resistencia inicial, cementos Pórtland y cementos retardados. Los cementos se clasifican de acuerdo a institutos que estudian y dictan especificaciones para la fabricación de los cementos Pórtland. Estos grupos incluyen: • ACI American Concrete Institute • AASHO American Society for Testing materials • API American petroleum Institute • ASTM American Standar Testing Materials De estos grupos el mejor conocido dentro de la industria petrolera en es ASTM el cual se encarga de los cementos para la construcción y el API se encarga de dictar las normas y especificaciones de los cementos utilizados solamente en pozos petrolíferos y gasíferos. El ASTM provee especificaciones para cinco tipos de cemento Pórtland: • Tipos: I, II, III, IV y v Estos cementos están sujetos a diferentes rangos de presión y temperatura y difieren de los cementos que se elaboran para usarse en condiciones atmosféricas. El API provee las especificaciones que cubren 9 clases de cementos para pozos petroleros y se designan como clases: A, B, C, D, E, F, G, H, y J. Las clases A y B

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corresponden a los tipos I, II y III del ASTM; y los tipos IV y V del ASTM no tienen correspondencia con ninguna clase de API.

El comité API ha hecho otra clasificación considerando las profundidades en la que se utilizaran los cementos, basándose en pruebas de simulación de pozos y recomienda seis clases de cementos para pozos petroleros: -

-

-

-

-

Clase A.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando no se requieran propiedades especiales. Similar al cemento ASTM C 150, Tipo I Clase B.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se requiera resistencia al sulfato. Es similar al cemento ASTM C 150, Tipo II. Clase C.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se requiera una elevada resistencia inicial. Es similar al cemento ASTM C 150, Tipo II. Clase D.- Para ser usado hasta 12000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones moderadamente altas. Clase E.- Para ser usado hasta 14000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones altas. Clase F.- Para ser usado hasta 16000 pies de profundidad cuando se encuentren temperaturas y presiones extremadamente altas. Clase G.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características similares desde clase A hasta clase E. Clase H.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características similares desde la clase A hasta F y similar en composición química al cemento API clase B.

PROPIEDADES DE LOS CEMENTOS API En las operaciones de terminación de pozos los cementos son universalmente usados para desplazar el lodo de perforación y llenar el espacio anular que existente entre las paredes del pozo y el casing. Los cementos deben estar elaborados para condiciones de borde de pozo que varían desde la superficie hasta aquellas en que las profundidades exceden los 3000 pies donde los rangos de temperatura van desde áreas congeladas hasta mas de 700 grados Fahrenheit en pozos geométricos perforados para producción e inyección de vapor. Las normas API no cubren todas las propiedades de los cementos sobre tales rangos de profundidad y presión, sin embargo ofrecen las propiedades físicas y químicas de distintas clases de cementos que deberán afrontar la mayoría de las condiciones del pozo.

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Estas especificaciones incluyen: • • • • •

Análisis químicos Análisis físicos Contenido de agua Resistencia a la compresión Tiempo de bombeabilidad

PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS Se han realizando importantes adelantos en cuanto a la prueba de los cementos y aditivos empleados en la cementación, el equipo probador de lata presión como el probador Stanolind de tiempo de espesamiento permite probar los cementos en base a presiones y temperatura simuladas que se encuentran en las operaciones reales y proporcionan un registro preciso del tiempo que la lechada de cemento permanecerá fluida al bombearla. Los procedimientos estándar para probar cementos de diversas profundidades se hallan en el API RP 10B titulado Procedimientos. Los gráficos de la prueba de cementación de la tubería de revestimiento están basados en datos reales, en donde la línea normal de temperatura estática de fondo se calcula a partir de la formula 80+0.015Xprofundidad en pies. Se considera a esta temperatura promedio de la formación a distintas profundidades correspondientes a la costa del golfo y es similar a otras áreas en los pozos superan los 10000 pies. La curva móvil de la temperatura del fondo del pozo obtenida de mediciones reales efectuadas mientras se hacia circular fluidos en los pozos, siendo esta la temperatura que debe alcanzar la lechada de cemento para la cementación a profundidades determinadas. La diferencia vertical entre esta curva y la curva estática de temperatura del fondo del pozo representa la cantidad de enfriamiento que experimenta un pozo mientras se hace circular fluido La curva de temperatura de la descarga de lodo constituye la temperatura promedio de los volúmenes devueltos de lodo, en la superficie, mientras se hace circular el fluido. La diferencia vertical entre esta y la curva móvil y la temperatura del fondo del pozo, representa el enfriamiento que experimenta la lechada al volver a la superficie desde el fondo. La curva de temperatura de la succión del lodo constituye la temperatura promedio del lodo que entra a; pozo a través de la bomba. La diferencia vertical entre esta y la temperatura de descarga del lodo, representa el enfriamiento que experimenta el fluido ala atravesar los estanques de lodo durante la circulación

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CLASIFICACIÓN DE LOS ADITIVOS DEL CEMENTO En la industria petrolera existen más de 40 aditivos que se utilizan con el cemento API para conseguir características óptimas de una lechada de cemento para cualquier condición de pozo. En general los aditivos se clasifican en: a. b. c. d. e. f. g. h. a.

Aceleradores Retardadores Para bajar la densidad Para aumentar la densidad Dispersantes o reductores de fricción Para controlar perdidas de circulación Para controlar la perdida de filtrado Materiales especiales Aceleradores: Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad demasiado corto, el objetivo de acelerar el tiempo de fragüe de una lechada es incrementar una resistencia a la compresión en el menor tiempo posible evitándose de esta forma que las operaciones posteriores en el taladro, queden suspendidas por un periodo prolongado. Los aceleradores son usados en operaciones de Cementación superficial y también como tapones de cemento. El acelerante más comúnmente usado es el Cloruro de calcio (CaCl2) y se añade en concentraciones del 1% al 2% por peso de cemento. El cloruro de calcio y el cloruro de sodio se usan frecuentemente para reducir el tiempo de espera del cemento. Esto rige particularmente en la tubería de superficie donde se desea reanudar las operaciones normales de perforación lo más antes posible después de la cementación. Constituye en práctica como el emplear para este fin el cloruro de calcio como acelerador más eficaz de lechadas de cemento y además es económico y fácil de conseguir. El empleo del 2 % del cloruro de calcio en base al peso del cemento o de la mezcla de cemento produce los siguientes efectos: -

Acelera el tiempo de espesamiento Acelera el tiempo de fraguado Aumenta la resistencia inicial Reduce el tiempo de espera del cemento

El cloruro de sodio, cuando se usa en cantidades iguales a las del cloruro de calcio producirá una aceleración del tiempo de fraguado, sin embargo es menos eficaz que el primero. El agua salada tendrá el mismo efecto cuando su concentración varíe entre 40000 y 60000 ppm.

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b.

Retardadores: Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad prolongados, por lo tanto retardan el fraguado del cemento, el objetivo de retardar el tiempo de fragüe de una lechada es disminuir la resistencia a la compresión. Se usan en concentraciones de 0.1 % al 0.4%

Los mas eficaces que se usan actualmente son compuestos de lignita y de denominan lignosulfatos de calcio, se los emplea para retardar al cemento Pórtland común, cuando las condiciones del pozo están fuera del rango recomendados para este tipo de cemento. En algunos casos se han utilizado cementos retardados con el fin de ampliar su tiempo de espesamiento en pozos sumamente calentéis. La cantidad de retardador dependerá de la temperatura del fondo del pozo, pudiendo agregar el retardador en forma seca al cemento o al agua de mezcla, estos materiales se emplean con altos porcentajes de gelificador de cemento bentonita a fin de obtener una lechada de menor viscosidad que sea fácil de bombear y de manipular. c.

Aditivos para bajar la densidad: Este tipo de aditivos son usados para relleno, pudiendo tener tiempos de bombeabilidad adecuados de acuerdo a los requerimientos del pozo al agregar. Existen tres métodos para bajar la densidad de la lechada de cemento: • Controlando el agua • Agregando materiales de bajo peso específico • Las dos anteriores en conjunto El aditivo más usado para este propósito es la bentonita en diferentes formulaciones mezclado en seco del 1 al 12% por peso de cemento y prehidratado del 1% al 3% por peso

Los aditivos reductores de densidad son: -

Bentonita Puzolanas Perlitas Hidrocarburos

Bentonita de cemento.- La bentonita ha sido empleada como aditivo del cemento durante muchos años, para carear lechada de menos densidad y para reducir la separación del agua. La cantidad de bentonita varía entre el 1% y el 25 % dependiendo del tipo de trabajo. La bentonita es una arcilla coloidal que requiere grandes volúmenes de agua. Al usarse con el cemento el agua adicional es el principal factor que determina la reducción de la densidad de la lechada.

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Altos porcentajes de bentonita en el cemento causara una disminución de la resistencia a la compresión y al tiempo de espesamiento, tanto del cemento Pórtland como los demás cementos retardados. Los grandes volúmenes de agua requeridos para gelificar el cemento, disminuye la resistencia al ataque de los sulfatos y eleva la permeabilidad del cemento. Cementos modificados.- Se aplica este término a las lechadas de cemento Pórtland común Tipo I y de altos porcentajes de bentonita (entre 5 y 25 %) con una proporción entre 0.5 y 1.5% de lignosulfatos de calcio Estas lechadas poseen propiedades similares a las de cementos gelificados, excepto por el uso del lignosulfato de calcio que actúa como agente retardador y dispersante, con lo cual la lechada se vuelve mas fácil de bombear en condiciones altas de temperatura del pozo. Punzolanas en el cemento. Son materiales silicios que por si mismos nos poseen propiedades cementadoras, pero una vez subdivididas en partículas mas finas químicamente en presencia de agua con cal a temperaturas ordinarias para formar compuestos que tiene tales propiedades. Se usan con cemento Pórtland reaccionan con la cal liberadas del cemento y se vuelven cementadoras. En años recientes se han empleado las puzolanas en las cementaciones de pozos petroleros con el fin de crear una lechada mas liviana, mejorar la manejabilidad del cemento, conseguir mejores cualidades para el hueco, reducir los costos de cementación e incrementar la resistencia del cemento a los tanques del sulfato o de aguas saladas. La resistencia inicial de estos materiales es menor que la del cemento Pórtland normal y es similar a las de los cementos gelificadores pero con tiempo puede desarrollar una resistencia final cercana e incluso superior a del cemento Pórtland. Se recomienda empleo de estos materiales con cementos comercialmente retardados para su uso en pozos profundos. Perlita expandida en el cemento.- La perlita es un material volcánico que es extraído, tamizado y expandido técnicamente para formar un producto celular de peso extremadamente bajo, se la crea para crear un aditivo de peso liviano para el cemento y se emplea con el cemento Pórtland o con cementos retardados, con un porcentaje de bentonita, 2-6 % para evitar que la perlita sea segregada de la lechada de cemento. Además de reducir el peso de las lechadas, aumenta el volumen de estas y actúa como material formador de puentes para las formaciones porosas o fracturadas que se encuentran durante la cementación. Hidrocarburos en el cemento.- Se ha utilizado hidrocarburos en medida limitada con el cemento Pórtland, para reducir el peso de la lechada más allá del rango normal de los cementos de bentonita o perlita. El hidrocarburo es emulsionado 136

con agua y un agente emulsificador antes de mezclarlo con el cemento. Se pueden obtener lechadas con pesos de 11 lbs/gal. Este tipo de lechadas poseen un ángulo de reposo mayor que el de los cementos gelificados y son empleados en unos pocos casos en trabajos de perdida de circulación en los cuales no se puede utilizar lechadas de peso normal. Las desventajas de los cementos con hidrocarburos es su baja resistencia a la compresión y el equipo extra que se requiere para emulsionar el fluido antes de la mezcla. El valor del kerosén o Diesel incrementan los costos de la cementación. d.

Aditivos para aumentar la densidad: Este tipo de aditivos son usados para • Incrementar la densidad. • Mejorar el desplazamiento del lodo Cuando se desea incrementar la densidad de la lechada en pozos profundos el sulfato de bario de una densidad específica de 4.2 puede incrementar la densidad de la lechada hasta 18 y 19 lbs/gal. Otros materiales como el ferrofósforo también puede agregarse par aumentar la densidad de lechada algo mas que con el sulfato de bario.

e.

Aditivos dispersantes o reductores de fricción: Este tipo de lechadas son usadas para proveer propiedades de flujo, permitiendo al bombeo de una lechada en flujo turbulento, minimizando los requerimientos de potencia hidráulica. Este tipo de aditivo se mezcla en seco, en la planta de cemento de la compañía de servicios, variando las concentraciones del 0.1 al 0.9% por peso de cemento. Este tipo de aditivo se emplea generalmente en todas las lechadas donde se requiera buenas propiedades de flujo lográndose buenos tiempos de bombeabilidad, buen control de filtrado y buena reología.

f.

Aditivos para controlar la perdida por circulación: Este tipo de aditivos son usados para: • Evitar pérdidas de fluidos por filtración • Minimizar los posibles problemas a causa de zonas con filtración. Se utilizan varios materiales como se indican a continuación: -

Materiales fibrosos desmenuzados Escamas de celofán Escamas de mica Perlitas expandidas Cáscara de nuez granuladas

Se han utilizado numerosos aditivos para la pérdida de circulación en pozos petroleros, estos materiales incluyen materiales fibrosos desmenuzados, escamas de celofán, escamas de mica, perlitas expandidas, cáscaras granuladas de nuez y otros. 137

Estos se usan como materiales de relleno para evitar la perdida de circulación en formaciones cavernosas que aparecen durante la cementación. Algunos materiales fibrosos que se agregan a los lodos de perforación no pueden usarse en cementos, debido a que contienen ciertos elementos solubles que retardan el fraguado del cemento. Su elección dependerá de la ubicación del problema y de la magnitud, tipo de la abertura que deba cerrarse. g.

Aditivos para controlar la perdida por filtrado: Este tipo de aditivos son usados para: • Proteger las formaciones sensibles • Prevenir la deshidratación de la lechada • Mejorar las cimentaciones a presión Estos aditivos son utilizados en concentraciones de 0.1 al 1.5% por peso de cemento, son usados en trabajos de cementaciones de producción, liner y cementaciones de remedio o squeeze.

h.

Aditivos para Retrogresión de la resistencia, Anti-Espumas y Aditivos Especiales: Estos aditivos son usados para problemas especiales suscitados durante la perforación, se usan para: • Mejorar la adherencia • Prevenir la reprogresión de la resistencia • Evitar la formación de espumas.

CEMENTOS ESPECIALES -

Cementos de resina Cementos de aceite y diesel Cemento de yeso

Resinas en el cemento.- Las resinas pueden utilizarse en los cementos iniciales altos y en el cemento Pórtland de una manera eficaz para mejorar la cementación entre la formación, y para aislar gas o agua del fondo del pozo cuando hayan fallado otros tipos de lechada de cementación Este tipo de material se recomienda principalmente para la cementación forzada y en amplios rangos de temperaturas. La resina en el cemento produce lechadas que son manejadas del mismo modo que el cemento puro. En algunos casos se requieren pequeños volúmenes, las lechadas se colocan en el pozo mediante una cuchara vertedero. Al mezclar las resinas se emplean para rematar una operación de cementación cuando se ha encontrado problemas con el agua del fondo del pozo. 138

Sometidas a presión las lechadas de cemento con resinas se fijan en las paredes del pozo y forman una costra del filtrado que reduce la penetración del fluido de la lechada. La desventaja es el costo de la resina que hace prohibitivo su uso en grandes cantidades, a pesar de que es uno de los materiales más eficaces para sellar tubería en los domos salinos, en el almacenamiento de LPG, etc. Cementos con diesel oil.- Este tipo de cemento se emplea para impedir el paso de aguas de formación indeseables, esta compuesto por una mezcla de cemento Pórtland, un agente superficiario activo y diesel oil, en la cual el cemento no se hidrata. Se utilizado de la misma manera que las lechadas convencionales al agua, pero tiene una ventaja de que fragua ni se endurece hasta que entra en contacto con el agua. Esta característica proporciona un ilimitado tiempo de bombeo para la realización de pruebas, siendo necesario volúmenes de lechada relativamente pequeños. El agente superficiario de este cemento reduce la cantidad de diesel oil requerida para obtener una lechada de viscosidad dada. Estas lechadas se mezclas aproximadamente a 15 lbs/gal, y cuando se las introduce a presión produce un material de elevada resistencia a la compresión. El agua empieza a penetrar en la lechada tan pronto como se efectúa el contacto y continúa penetrando en ella hasta que el cemento haya fraguado. El tiempo de espera depende del cemento Pórtland y de la temperatura del pozo. Cementos de yeso.- Estos cementos son de elevadas resistencias iniciales y tiempos de fraguado controlados, son diseñados de modo especifico para pozos de petróleo y de gas, se los utiliza principalmente para taponamientos temporales y cuando de desea una resistencia elevada en cuestión de horas. Por su tiempo breve de fraguado se introduce en los pozos mediante una cucharada de cementación. CONSIDERACIONES SOBRE LA LECHADA DE CEMENTO Las profundidades de terminación, la temperatura, presión, condiciones del pozo y los problemas durante la perforación deben considerarse al diseñar la composición de una lechada de cemento.

Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los siguientes: a. b. c. d.

Profundidad del pozo Temperatura y presión del pozo Presión hidrostática de la columna de lodo Viscosidad y contenido de agua de la lechada 139

e. f. g. h. i. j. k. l. m.

Tiempo de bombeabilidad y espesamiento Resistencia requerida del cemento para soportar la tubería de revestimiento Calidad del agua de mezclado disponible Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido Densidad de la lechada Permeabilidad del cemento fraguado Calor de hidratación Control de filtración Resistencia al ataque de las sales del fondo del pozo.

a.

Influencia de la presión y la temperatura del pozo: La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la resistencia a la compresión de las lechadas de cemento. La temperatura tiene mayor influencia, a medida que esta aumenta la lechada tiende a deshidratarse y fragua más rápidamente ocasionando que el tiempo de bombeabilidad disminuya.

b.

Presión hidrostática de la columna de lodo: La presión impuesta a la lechada, por el peso hidrostático de los fluidos del pozo, también reducen el tiempo de bombeabilidad.

c.

Viscosidad y contenido de agua de las lechadas de cemento: En las cementaciones primarias la lechada de cemento debe poseer una viscosidad o consistencia que ofrezcan un deslazamiento eficiente del lodo y permitan una buena adherencia del cemento con la formación y la tubería. Para lograr esto las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua que proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de lechada sin separación de agua libre.

d.

Tiempo de Bombeabilidad: El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo recurrido para mezclar y bombear la lechada de cemento dentro del pozo y hacia el anular entre la tubería y la pared del pozo. Los ensayos de tiempo de bombeabilidad simulando las condiciones de pozo en una laboratorio especializado, se establecen para temperaturas de hasta 210 grados Fahrenheit y presiones de hasta 1000 PSI. Las recomendaciones especificad del tiempo de fragüe dependen del tipo de trabajo, condición es de pozo y del volumen de cemento que se desea bombear.

e.

Resistencia del cemento para soportar la tubería de revestimiento: El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para soportar la sarta de casing. Las investigaciones has demostrado que una capa de cemento en un anillo de 10 pies teniendo solamente 8 PSI de resistencia a la tensión pueden soportar mas de 200 pies de casing, aun bajo condiciones pobres de adhesividad del cemento.

f.

Calidad del Agua de mezclado: Idealmente al agua para mezclar el cemento debe ser limpia y libre de productos químicos solubles, materia orgánica, álcalis y otros contaminantes sólidos. Sin embargo el agua que se utiliza generalmente proviene de fuentes cercanas a la locación de perforación. Los materiales inorgánicos (cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos) acelera el fragüe del cemento, dependiendo de la concentración en la que este presentes y por tanto causara un fraguado del cemento prematuro. 140

g.

Efectos del fluido de perforación y aditivos del fluido de perforación sobre el cemento: Un problema significativo en la cementación del pozo es la remoción efectiva del lodo de perforación durante el desplazamiento de la lechada, esta contaminación puede ser causa para cementaciones defectuosas. La mejor forma de combatir la contaminación es la utilización de tapones de goma en la tubería.

h.

Densidad de la Lechada: La densidad de la lechada debe ser lo suficientemente elevada para controlar el pozo, esto se logra mediante el uso de ciertos aditivos controladores de densidad de los cuales el más usado es la bentonita. Para controlar y medir la densidad del cemento se usan balanzas presurizadas alas cuales al presurizar el cemento 30 PSI aprox.

i.

Pérdidas de Circulación: al seleccionar los materiales para controlar pérdidas de circulación deben tenerse en cuenta dos factores: • Los materiales a bombearse deben deber ser manipulables por el equipo de bombeo. • Las aberturas deben ser suficientemente pequeñas para permitir que tal material taponará y sellará.

j.

Permeabilidad: La permeabilidad decrece con el tiempo y la temperatura, el cemento fraguado tiene baja permeabilidad inclusive mas baja que la que poseen la mayoría de las formaciones

k.

Calor de Hidratación: cuando se mezcla cemento con agua ocurre una reacción exotérmica con una considerable liberación de calor, mientras mayor es la masa de cemento, mayor será la evolución de calor.

l.

Control de Filtración: la pérdida de filtrado a través de u medio permeable puede causar un aumento e la viscosidad de la lechada y la rápida formación de un revoque restringiendo el flujo. Los factores que influyen en la perdida por filtrado de la lechadas son el tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad.

m. Resistencia al ataque de las salmueras del pozo: Las salmueras de las formaciones

que contienen sulfato de sodio, sulfato de magnesio y cloruro de magnesio son consideradas entre los agentes más destructivos para los cementos en el fondo del pozo, ya que los sulfatos son considerados como agentes corrosivos con respecto al cemento fraguado en el fondo del pozo.

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PLAN DE CEMENTACIÓN Planificación previa: Debido a que muchos factores influyen en el éxito de una operación de cementación primaria, se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones para planificar el trabajo: 1. Borde del pozo: • Diámetro • Profundidad • Temperatura • Desviación • Propiedades de la formación 2. Fluido de perforación • Tipo • Propiedades • Densidad • Compatibilidad con el cemento 3. Tubería de revestimiento • Tipo de roscas • Profundidad de fijación de los equipos de flotación • Centralizadores • Rascadores • Dispositivos de etapas 4. Operaciones del equipo de perforación • Tiempo y velocidad de movimiento de la tubería • Tiempo de circulación antes de la cimentación 5. Composición de la lechada • Tipo • Volumen • Densidad • Propiedades • Ensayos previos con el agua de mezcla del pozo 6. Unidad de bombeo y mezclado • Tipo de mezclador • Cabezas de cementación • Tapones • Espaciadotes • Movimiento del casing durante la cementación • Canales de desplazamiento • Velocidad de mezclado 142

7. Personal • Responsabilidad de las partes involucradas. REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTACIÓN Estos registros aparecen en conjunto como TT, GR, CBL, CCL y VDL, el CET es independiente. Todos los registros sirven para detectar las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y del pozo, tanto en una cementacion primaria, como después de cualquier otra cementacion posterior durante los trabajos de reacondicionamiento cuando en el hueco se ha corrido tubería de revestimiento y es necesario hacer una cementacion forzada (squeeze). Los registros básicos de cementación son el CBL y VDL, el CET solo es solicitado ocasionalmente y pueden correrse en hueco abierto. Siempre van acompañados de un detector de collares, CCL y el Gamma Ray, GR, con el propósito de que la herramienta pueda ubicarse a la profundidad correcta. Gamma Ray.- El registro de rayos gamma mide la variación de radioactividad natural de las formaciones. El registro depende de la actividad combinada de uranio, torio y potasio en cada formación. En formaciones sedimentarias refleja el contenido de lutitas en la formación, lo mismo que en las arcillas. Puede ser corrido en pozos entubados, lo que hace útil en las operaciones de completacion y reacondicionamiento de pozos. Este registro es útil para delinear capas de lutitas y para determinar la proporción de arcillas de una roca yacimiento. Es usado también para detectar y evaluar minerales radiactivos. Debido a su capacidad de penetración a través del acero es frecuentemente corrido en huecos con tubería de revestimiento, junto con registro CCL (casing collar locator) para prepósitos de correlación y exacto posicionamiento de los cañones para punzar las zonas de interés. Tiempo de Tránsito.- Este registro es utilizado como un controlador de calidad y es el tiempo que se emplea para detectar el primer arribo al receptor a través de una barrera flotante que es el umbral de nivel de detección. Si la herramienta esta centralizada en el pozo en tubería libre el TT debería proporcionar valores precisos. Debido a que el TT es constante siempre y cuando se tenga tubería de las mismas características en la zona a registrarse se obtendrá una línea constante., estos valores cambian por la descentralización de la herramienta y los collares. En la cementacion las variaciones del TT puede deberse a factores que incrementan o decrementan como los collares, salto de ciclo, descentralización de las herramientas. Registro de Collares (Casing collar locator).- Es un registro localizador de collares de la tubería de revestimiento. Las herramientas de control de cementacion es corrida en conjunto con registros de correlación como Neutron y Gamma Ray. Los dos últimos servirán para correlacionar los registros de cementacion con respecto a los registros ahueco abierto y con el CCL se puede correlacionar posteriormente nuevos registros de cementacion o en operaciones de cañoneo. Registro de adherencia de cemento (Cement Bond Log) CBL.- El CBL indica la buena a mala adherencia del cemento a la tubería, para lo cual se basa en la medición de la 143

atenuación que sufre la onda sónica, al incidir en la tubería, lo cual se manifiesta por la amplitud que registra la curva y que viene dado en milivoltios. En la práctica un pobre cemento aumentara la amplitud y un cemento bueno la disminuirá. Tomando en cuenta el tamaño de la tubería, peso, espesor, resistencia del cemente a la compresibilidad la interpretación cualitativa y cuantitativa del registro en la determinación de la presencia de cemento en el espacio anular., existen varias posibilidades como se indican a continuación -

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Que el registro indique que la tubería no este cementada o Por ausencia de cemento o Por presencia de micro-anulo que incrementa la amplitud Que el registro indique que la tubería esta cementada. o Sin embargo de esta posibilidad se puede incurrir en errores debido a ciertas condiciones como: ƒ Métodos de detección de la amplitud ƒ Formaciones rápidas no porosas ƒ Herramientas descentralizadas ƒ Insuficiente tiempo de fraguado del cemento ƒ Espesor del cemento menor a ¾” ƒ Burbujas de gas ƒ Espacios vacíos en el cemento ƒ Tipos de transmisión, frecuencia de transmisión, etc. ƒ Técnicas de operación

Registro de densidad variable (Variability density Log) VDL.- Este registro determina la buena o mala adherencia del cemento con la formación y/o tubería mediante el comportamiento de un conjunto de curvas gruesas de acuerdo a sus ondulaciones o paralelismo y al rango en que estas se verifiquen dentro de la escala. Para tener una buena imagen del tren de ondas completo proveniente de la formación en secciones cementadas y con buena adherencia a la tubería, requisito básico es que las señales provenientes de la formación deban ser mas fuertes que las provenientes del revestidor. La interpretación del VDL puede dividirse en dos casos como ejemplo. -

Mala adherencia del cemento a la tubería Mala adherencia del cemento a la formación

Herramienta para la evaluación del cemento (Cement evaluation Tool) CET.- Pertenece a nueva generación de herramientas ultrasónicas cuya construcción permite el examen detallado del cemento detrás de la tubería. El diseño moderno aprovecha el principio de resonancia de la señal en el espesor de la tubería. El CET supera los registros convencionales que dan información de la medida de la calidad del cemento alrededor de la tubería, son difíciles de interpretar, son sensibles al grado de acoplamiento entre la tubería, el cemento y la formación y están afectados por los microanillos, por lo tanto este suministra una medición de la presencia y la resistencia del cemento que es mucho menor sensible al microanillo y permite visualizar 144

las canalizaciones a través del cemento. Se puede interpretar fácilmente y contribuye para un examen circunferencial de la tubería en cada profundidad. CONDICIONES ADVERSAS QUE AFECTAN LA CEMENTACIÓN Hueco perforado inadecuadamente. Diámetro interno de hueco pequeño, pata de perro, erosión/separaciones de la tubería, inestabilidad del hueco, selección incorrecta del asiento del revestimiento. Pobre condición del lodo. Alta resistencia del gel y punto de cadencia, alta perdida del fluido, gruesa retorta del filtrado, alto contenido de sólidos, material de la perdida de circulación, compatibilidad del lodo/cemento.

Perdida de circulación. Zonas de perdida no están selladas antes de la cementación. Excesiva presión de circulación en el anular causa la perdida de cemento. Raspadores quitan la píldora LCM protectora. Presión anormal. Complica la planeación/perforación del pozo. Tubulares pesados reducen espacio, lechadas con alta densidad requiere mas control, movimiento de tubería mas difícil, problemas del liner. Presión subnormal Pega diferencial, perdida de filtrado de cemento, lechada con bja densidad, resistencia reducida. Formación sensitiva al agua Arenas con arcilla sensitiva a agua fresca se filtran, bloqueo de agua en zonas de gas seco. Alta temperatura Gelatinizacion del lodo, cemento con rápido fragüe sin retardante, elongación de revestimiento, problemas de contracción, limitaciones en las herramientas de fondo, retroceso de la resistencia al cemento.

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PAUTAS PARA UNA BUENA CEMENTACIÓN -

Condiciones del lodo para estabilizar el pozo y para lograr valores reológicos óptimos pero seguros. Movimiento continúo de la tubería durante acondicionamiento del lodo y operaciones de cementación. Bombear lo mas que se pueda de espaciador en cuanto sea practico adelante del cemento Utilizar cuantos centralizadores sean prácticos para centralizar la tubería de revestimiento en el hueco Diseño apropiado de la reología de la lechada de cemento Altas ratas de desplazamiento de la bomba mejoran la posición del cemento. Condiciones de la formación determinan la ventana de presión de la bomba Prevenir la contaminación de lodo/cemento Conocer las limitaciones de la presión de la formación del pozo.

MÉTODOS PARA EVALUAR LOS TRABAJOS DE CEMENTACIÓN. -

Pruebas de presión de zapato Inspección de temperatura Registro de adherencia del cemento Inspección del trazador Pruebas de producción LISTA DE REVISIÓN PREVIA A OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

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Determinar máxima densidad permitida del cemento para prevenir fracturamiento de la formación. Si se permite, la densidad del cemento debe ser al menos 1 ppg más pesado y preferiblemente 2-3 ppg más pesado que el fluido de perforación Determinar la temperatura de cementación en el fondo del hueco por medio de los registros. Diseñar la lechada de cemento para un trabajo específico utilizando especificaciones de la compañía o industria. Diseñar pre-flujo/espaciadores para ser desplazados en el flujo turbulento. El tiempo de contacto en el tope del yacimiento debe ser por lo menos de 10 minutos. Utilizar la misma agua y cemento para la mezcla de prueba como para lo que se utilizara en la locación Revisar la compatibilidad de la lechada de cemento, lodo de perforación y píldoras en cuanto a la temperatura ambiente y la temperatura de circulación en el fondo del hueco. Ir a la planta de la compañía proveedora de cemento para hacer una revisión de control de calidad de las operaciones de mezcla de cemento. Mezclar por baches la lechada de cemento si es posible utilizando mezcladoras de paleta o hélice. No utilizar mezcladoras convencionales tipo jet para lechadas de cemento.

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En la locación, recoger un galón de muestra de cemento seco y dos galones de muestra de agua de mezcla. Mantenerlo hasta que el resultado del trabajo sea terminado. Calcular el volumen de cemento que será bombeado y el volumen de agua de la mezcla requerida para la mezcla del cemento Calcular el tiempo, volumen y estroques para obtener la presión de punto de igualdad después de empezar el desplazamiento. Calcular el peso teórico del revestimiento en intervalos de 100 pies. Calcular el tiempo, volumen y estroques para el desplazamiento una vez que la tubería de revestimiento este en el fondo para realizar una circulación completa. Calcular el volumen de lodo requerido para desplazar el cemento. Estimar las velocidades de cemento anticipadas en el anular durante las distintas etapas del trabajo Estimar el tope del cemento en el anular. Revisar dos veces todos los cálculos con el representante de la compañía de cementación en la locación previamente a la cementación. PAUTAS PARA MONITOREAR EL TRABAJO DE CEMENTACIÓN.

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El perforador encargado debe identificar los tapones de tope y de fondo. Asegurar que los tapones estén instalados apropiadamente en la cabeza de cementación Cabeza de cementación debe ser instalada en la puerta "V", si es posible. Todas las conexiones a la cabeza de cemento deben estar en su lugar y listas para el inmediato acople Probar todas las líneas desde la unidad de cementación hasta la cabeza del revestimiento a 300-5000 psi Comenzar la reciprocación y el acondicionamiento inmediatamente después de que el revestimiento alcance el fondo. La reciprocación del revestimiento no tiene que ser rápida. Seleccionar una longitud de estroque entre 15-30 pies sin poner una conexión en el cabezal del pozo. Tomar 1-3 minutos para completar un ciclo de estroques dependiendo de las condiciones del hueco. Asegurar que los retornos completos estén presentes o que la rata de pérdidas de lodo sean constantes con las perdidas anotadas anteriormente Acondicionar el lodo tal que las resistencias de gel, viscosidad plástica, punto de cedencia y densidad de lodo son lo más bajo posible sin dejar caer sólidos o crear un problema de estabilidad del pozo Acondicionar el hueco con ratas de GPM equivalentes a las ratas anticipadas del bombeo del cemento Circular y acondicionar lodo/hueco para un mínimo de 100% de volumen de hueco o 11-1/2 volumen de revestimiento. Peso de lodo de entrada/salida deben ser igual y las rumbas deben estar limpias Monitorear tendencias de arrastre de levantado y asentado mientras la reciprocación. Parar la reciprocación con el revestimiento cerca al fondo si la tendencia del arrastre indica tendencia a la pega Mezclar en baches los espaciadores y la lechada de cemento, si es práctico. Observar la operación de mezcla, recoger muestras mojadas y secas. Pesar y registrar lechadas continuamente utilizando una balanza presionada y un densímetro durante el trabajo. Observar el tiempo de asentamiento superficial y una separación de agua libre de las muestras mojadas 147

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Registrar la presión superficial/rata de bombeo continuamente durante todo trabajo. Registrar cemento total mezclado y el tiempo de desplazamiento Una típica secuencia de eventos durante un trabajo de cementación: bombear el espaciador, soltar el tapón del fondo, bombear el cemento, soltar el tapón del tope, limpiar las líneas de superficie el cemento y desplazar cemento hasta que el tapón del tope siente Tan pronto el cemento haya sido bombeado, soltar el tapón del tope, revisar válvulas/indicadores en la cabeza de cementación para verificar si los tapones se soltaron. NUNCA PERMlTlR QUE EL CEMENTO DENTRO DEL ANULAR PARE DE MOVERSE CUANDO EL TAPÓN SE SUELTA Observar los retornos de lodo por si hay pérdidas, ganancias. retornos de pre-flujo o cemento hacia la superficie Disminuir la rata de bombeo para sentar el tapón en el collar flotador. Sentar el tapón con la presión apropiada, 500-100 psi sobre la presión de circulación o suficiente para la prueba de presión del revestimiento. Mantener 5-15 minutos, soltar la presión y revisar los flotadores Si el flotador se mantiene, dejar el revestimiento abierto durante el tiempo de espera de fraguado del cemento. Una pequeña cantidad de retorno de flujo se espera debido la expansión del calor Si el tapón no se asienta en los golpes de bombeo calculados. sobredesplazar el tapón no más del volumen entre el collar flotador y el zapato. PAUTAS PARA LAS OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

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Si el flotador falla, aplicar una presión aproximada a la cual el tapón fue bombeado. Mantener presión hasta que la fuerza inicial del cemento se desarrolle, monitorear la presión inicial Centrar la carta superficial del revestimiento en la rotaria inmediatamente después de asentar el tapón y esperar fraguado del cemento. Para sistemas de suspensión de la línea de lodo, sentarse en el colgador de tal línea de lodo, y circule el anular arriba del colgador con agua de mar Normalmente el revestimiento tiene que ser sentado con la misma carga con que se cementa Para sistemas de suspensión de línea de lodo, el revestimiento debe ser sobretensionado a un valor predeterminado previamente a asentar las cuñas para prevenir pandeo de la conexión a colgar Revisar la piscina de lodo y el BOP por sí hay contaminación de cemento, afrontar inmediatamente Asegurar que el conector a colgar sea compatible con la sarta y el asiento del ensamblaje, calibrar el diámetro externo del revestimiento Un representante del fabricante del cabezal de pozo debe estar presente para la instalación de cuñas, empaquetamiento y cabeza de revestimiento. Probar la cabeza de revestimiento previamente a conectar el equipo de BOP Si el registro de temperatura se corre para localizar el tope del cemento, revisar con la compañía de cementación para el tiempo recomendado de espera de fraguado del cemento antes de que se corra

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Limpiar la cabeza de revestimiento y los flanges. Se tiene que limpiar para que este seca y libre de imperfecciones la empaquetadura de la brida y la ranura de. No se debe engrasar la empaquetadura de la brida Todas las tuercas y tornillos se deben limpiar y deben ser del tamaño correcto. Todas las tuercas se deben ajustar igualmente para que sellen apropiadamente Revisar todos los "nipples", válvulas y líneas en la cabeza de pozo y el conjunto de válvulas del BOP para la correcta rata de presión y los procedimientos apropiados de prueba Las prácticas de perforación de cemento no debe perjudicar la integridad del trabajo de cementación No se debe imponer ninguna fuerza en el revestimiento porque puede alterar el sellado del cemento. No se debe entrar al revestimiento sino hasta que la fuerza del cemento deseada se logre Calcular la profundidad del tapón de tope y comunicarle los datos al perforador antes de perforar hacia afuera del revestimiento Perforar los tapones, collar flotante, cemento y zapato con peso rpm reducido y para prevenir daños en el revestimiento Una prueba de formación equivalente o una prueba de fuga es necesaria en un hueco para determinar la efectividad del sello de cemento y el gradiente de fractura de la formación. DETECCIÓN DE PROBLEMAS EN EL CEMENTO. Monitorear trabajo de cemento mediante la continua medición de la rata de bombeo, rata de retornos, densidades de superficie y presiones pueden proporcionar una detección temprana de algunos problemas de cementación. SOLUCIÓN A PROBLEMAS DE CEMENTACIÓN Canalización del cemento.

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Lodo acondicionado pobremente antes de comenzar la operación de cementación Periodo de caída libre de cemento termina antes de lo anticipado debido a presión anular Presión de superficie mas alta de lo esperado Rata mas baja de retornos a través de las plataformas de caída libre Inesperada caverna en las paredes del hueco.

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Periodo de cementación de caída libre es más larga de lo esperado debido a la disminución de la presión anular Presiones de superficie son más bajo de lo anticipado después de caída libre Reducir la rata de retornos cuando zonas de lavado son encontrado seguidas por el incremento en la rata de retornos en anulares cercanos al calibre Retornos erráticos después del periodo de caída libre Pérdida de circulación

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El pozo sale de caída libre después de los esperado 149

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Presiones de superficie son más bajas de lo anticipado Las ratas de retorno de la línea de flujo son menores de lo esperado Caída libre dentro del revestimiento es fuerte debido a la reducción de presión anular hidrostática. Puede ser indicado por un vacío fuerte en la cabeza de cementación Condición de influjo

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Pozo sale de caída libre después de lo esperado Presiones de superficie son más bajas de lo esperado Rata de retornos son mayores que lo anticipado durante y/o después del periodo de caída libre Restricciones de hueco abajo

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Pozo va en caída libre más tarde y sale de caída libre más pronto de lo esperado Presión de superficie es más alta de lo esperado Rata de retornos es más baja de lo anticipado durante plataformas de caída libre Rata errática de retornos. Las primeras son mas altas de lo esperado durante la desaceleración, luego se nivelan antes de salir de la caída libre Deshidratación de la lechada de cemento

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Caída libre comienza aproximadamente cuando se espera pero termina prematuramente debido a que las presiones friccionales son más altas Presiones de superficie son más altas de lo esperado Rata de retornos es normal hasta que comienza la deshidratación luego comienza a disminuir

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS Artículos Técnicos -

Planning The Directional Well, A. Calculation Method by W.H. Mcmillan , junio 1981 Predicting Bottomhole Assembly Perfomance by J.S. Williamson, marzo 1987 Drillpipe Buckling in Inclined Holes by R. Dawson, octubre 1984 Directional Drilling Oil and Gas Journal, febrero 1979 Criterios Generales para la Planificación de pozos horizontales, Oscar Valdez, Pemex

Libros y Manuales -

Manual de perforación de pozos horizontales, IMP, México 1992 Información estadística sobre perforación de pozos, PEMEX 1993 Diseño y tecnología de pozos horizontales y direccionales, APE, Asesores Petroleros, México, 1997 Horizontal Well, R.Aguilera, Gula Publishing Company, 1991 Operaciones de Perforación y Fluidos, P.Izurieta, Maestría en Exploración, Explotación y Producción de Hidrocarburos.

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