congreso de perforación, terminación, reparación y...

O rganizado por la Comisiónde Perforación del InstitutoArgentino del Petróleo y del

Gas se desarrolló con una gran afluen-cia de profesionales, técnicos y espe-cialistas de la industria, el Congresode Terminación, Reparación y Serviciode pozos los días 3, 4 y 5 de octubrede 2005 en el Hotel Emperador de laciudad de Buenos Aires.

Para los participantes fue un ámbi-to técnico propicio para la realizaciónde disertaciones y la presentación detrabajos relacionados con la perfora-

Petrotecnia • octubre, 200540 I

I CONGRESOS / EVENTOS

La industria de la perforación y el desafíodel desarrollo tecnológico

Durante el Congreso organizado por el IAPG en la primera

semana de octubre se debatieron temas no sólo vinculados a

las cuestiones tecnológicas sino también los relativos a

aspectos prioritarios como la seguridad en las operaciones,

la capacitación y el desarrollo profesional. Fue un punto de

encuentro para el análisis y el intercambio de ideas

relacionadas con esta temática. Se desarrolló en forma

paralela con la Argentina Oil & Gas Expo 2005 y el Foro

Internacional de Energía.

Congreso de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos

ción, la reparación, la terminación yel servicio de pozos y, además, generóun debate dinámico que permitió elintercambio de información y expe-riencias, así como también la actuali-zación del conocimiento de todosaquellos profesionales involucradoscon esta actividad. El Congreso se desarrolló en coincidencia con laAOG y FIE ’05.

Sin duda, el desarrollo tecnológicoque la especialidad de perforación,terminación, reparación y servicio depozos ha alcanzado en el mundo fueel tema central del encuentro y, enconsecuencia, el principal desafío quedebe afrontar la industria.

En total se presentaron 36 trabajostécnicos, hubo tres conferenciasmagistrales a cargo de reconocidosespecialistas en la materia y se realiza-ron dos mesas redondas en las cualesse abordaron los temas referentes a lacapacitación del personal y a la seguri-dad aplicable en este sector de laindustria del petróleo y del gas.

Los trabajos técnicos se agruparonen cuatro grandes temas: inyección,operaciones, seguridad y terminación.Entre las principales conferencias sedestacaron “Los desafíos de la perfora-ción offshore”, a cargo de Braulio LuisCortés y Xavier Bastos de Petrobras,“Ahora podemos aislar, punzar y esti-mular múltiples zonas en horas en

lugar de días o semanas”, por JamesCurtis y Jorge Arroyo de BJ Services,“Optimización de las cementacionesprimarias en el yacimiento Loma LaLata (Neuquén)”, presentada porMarcelo Sierra de Repsol YPF SA,Pablo Casanueva y Manuel Veiga deBJ Services, “Lecciones aprendidasen la perforación de pozos con des-plazamiento horizontal extendidoen la Cuenca Austral, utilizando unsistema rotativo direccional (RSS)”, acargo de Keith Coghill y CésarSperanza de Pan American Energy yClaudio López de Schlumberger.

En tanto, en la primera mesaredonda –moderada por RobertoCunningham, director general delIAPG– se planteó como tema clave ladetección de necesidades y el diseño

Petrotecnia • octubre, 2005 I 41

Figura 3. Buenos Aires 2005. Pozos terminados por mes vs. WTI

Figura 2. Actividad de perforación y workover en la Argentina. Comparación años 2000-2005

Figura 1. Actividad de equipos perforadores en la Argentina vs. WTI (2000-2005)

de estrategias de capacitación. Gustavo Olivieri, presidente de la

Comisión de Perforación del IAPG ydel Comité Organizador del Congreso,tuvo a su cargo las palabras de cierre dela actividad. En esa ocasión expresó:

Quiero agradecer y felicitar en gene-ral a los autores por el buen nivel téc-nico de las presentaciones.

Próximamente el IAPG informarásobre los planes de actividades de laComisión de Perforación.

Nuestra especialidad está evolucio-nando continuamente, por lo que estetipo de reuniones son una necesidadpara mantenernos actualizados.

En función del éxito de esteCongreso estamos seguros que nos ani-maremos con el próximo; además,como los locales saben y para informara los participantes de los países herma-nos, continuaremos con las Jornadasde Perforación que realizamos normal-mente en los yacimientos."

Figura 4. Pozos terminados. Pozos exploración vs. WTI.

Figura 5. Buenos Aires 2005. Pozos terminados por año en la Argentina.


Por Jorge Arroyo, BJ Services SRL

L a forma particular de produc-ción de algunos yacimientos dela Argentina, ubicados princi-

palmente en la Cuenca del golfo SanJorge y en la Cuenca Neuquina, sonpropicios para que el sistema Excape(external casing perforating) sea consi-derado por sus ventajas y simplicidad.

La puesta en producción de unpozo a partir de varias capas, comosucede en las cuencas antes nombra-das, muchas veces dificulta la logísticade terminación.

Con este nuevo sistema se puedepasar de la perforación del pozo direc-tamente a su producción sin tenerque atravesar la etapa de la utilizaciónde un equipo de workover, haciéndolomás eficiente aún que las terminacio-nes sin equipo tipo rig less.

DesarrolloEl sistema de completación Excape

es el único método de terminación

para pozos de gas y petróleo, en elque se pueden intervenir múltipleszonas de interés utilizando un cañónexterno para efectuar los disparos enforma programada de manera conjun-ta con técnicas convencionales defracturación por etapas.

Cuando se alcanza la profundidadfinal de perforación y se definen laszonas a intervenir, el sistema Excapese ensambla junto con el casing, sebaja al pozo y se posiciona frente a laszonas de interés previamente determi-nadas para luego realizar la cementa-ción primaria.

Finalizado el trabajo de cementa-ción, mediante la utilización de undispositivo de disparo a control remo-to, se detonan las cargas del intervaloinferior y, de requerirse, se procede aensayar la zona para medir su caudal.Inmediatamente después se realiza eltratamiento de fractura hidráulica conel objetivo de aumentar la productivi-dad de dicho intervalo (figura 1).

Luego de completar la primera

etapa de estimulación, se disparan lascargas localizadas frente a la siguientezona de interés. En forma simultáneaal evento del disparo, un mecanismoactúa y cierra una válvula, aislando asíla zona inferior ya estimulada. Elmismo procedimiento se utiliza pararealizar la estimulación de los siguien-tes intervalos: disparo a control remo-to, aislamiento de la zona inferior yfractura hidráulica.

El componente principal del siste-ma es el “módulo de punzado”, com-puesto por los cañones, que se ensam-blan y arman de acuerdo con la longi-tud del tramo de interés a punzar, elsistema de accionamiento para ladetonación de las cargas, la válvula deaislamiento y los tubolizadores excén-tricos por encima y debajo de cadacañón.

Como conjunto opcional, junto almódulo de punzado, se puede adicio-nar un sistema de sensores para moni-torear en tiempo real los valores depresión y temperatura durante la ope-ración de cementación, el proceso defragüe del cemento, la operación deestimulación y el seguimiento durantetoda la vida productiva del pozo.

Las características particulares delproceso de punzado garantizan unaalta y efectiva comunicación del pozocon el intervalo productor.

La detonación de las cargas se reali-za mediante un sistema hidráulicocomandado desde la superficie y cali-brado de manera independiente paracada zona a intervenir.

Luego de producido el disparo enuna nueva zona a estimular, se accio-na la válvula tipo flapper y se aísla lazona. Esta válvula soporta un diferen-cial de presión de 7500 psi (poundsquare inch) y sólo permite el flujo enun solo sentido (hacia arriba).

Terminados los tratamientos en elpozo, cuando se lo quiere poner enproducción y se necesita removerdicho sello, el disco flapper de las vál-vulas se puede romper con wireline ocoiled tubing.

Dada la configuración asimétricadel sistema, debido al módulo de pun-zado, es necesaria la utilización decentralizadores excéntricos por enci-ma y por debajo de cada zona con elobjetivo de proteger los distintos com-ponentes, garantizando una óptimacirculación del fluido para removercorrectamente el lodo durante la

Figura 1. Diagrama de válvula flapper

Congreso de Perforación. Resumen de los principales trabajos técnicos

Ahora podemos aislar, punzar y estimular múltiples zonas en horas, en lugar de días o semanas


etapa de cementación y, además, dis-minuir la presión de fricción sobrecada módulo montado.

Desde mediados del año 1999 yhasta la fecha se han realizado más decincuenta trabajos entre los EstadosUnidos, México y Canadá, con dieztrabajos más ya programados y pen-dientes a la fecha de publicación deeste artículo.

Se ha logrado utilizar con éxito elsistema en pozos de más de cuatro milmetros de profundidad, con tempera-turas estáticas de fondo (BHST) de140° C, pesos de lodo de 1978 gra-mos/litro, inclinaciones de 90°, conseveridades de hasta 16°/100 ft (pies)y un máximo de veintisiete módulosde punzado en un pozo.

La performance obtenida de losmódulos de punzado muestra valoresdel 98% de éxito en los disparos, unerror promedio de dieciocho centíme-tros en su ubicación en profundidad,se ha alcanzado un longitud máximade diecinueve metros para un módu-lo, 100% de efectividad en el funcio-namiento de las válvulas flapper y 4%

de arenamientos prematuros (screenouts) sobre un total de 456 tratamien-tos de fracturas hidráulicas realizadas.

ConclusionesEn síntesis, el sistema External

casing perforating, permite:• Reducir el costo por barril producido.• Disminuir de manera sustancial el

tiempo de terminación del pozo(todas las zonas se pueden fractu-rar en pocas horas).

• Minimizar el tiempo de puestaen producción de una capa yatratada.

• Disminuir el volumen de fluido alutilizar el volumen de desplaza-miento de una zona como col-chón (pad) hacia la otra.

• Aumentar el factor de recobro dereservas.

La terminación de un pozo ahorapuede realizarse en horas en vez dedías o semanas.


Por K. Coghill, (Pan American Energy), C. Speranza, (Pan American Energy) y C. López (Schlumberger)

E ste artículo comparte la expe-riencia obtenida por un opera-dor del área luego de algunos

intentos fallidos, esperando animar ala industria local a tener más de estetipo de trabajos de interacción quepermitan una fluida comunicaciónentre todos los involucrados en la per-foración de pozos con desplazamientoextendido en la Cuenca Austral. Losresultados describen las razones y las

ventajas del sistema rotativo direccio-nal usado en conjunto con lodo basepetróleo y un sistemático manejo delconocimiento, que llevaron a un agre-gado de valor que superó al costo delas herramientas usadas.

La identificación de prospectos depetróleo y de gas a partir de la inter-pretación de sísmicas 3D offshore eintermareal registradas recientementepor la UTE Tierra del Fuego –formadapor Pan American Fueguina (PAE,operador), Pioneer Natural Resourcesy Repsol YPF, en la bahía de SanSebastián en la provincia de Tierra delFuego– requirió de la perforacióndesde tierra de dos pozos con un des-

plazamiento horizontal de 2800 y3300m (1670 y 1790mTVD), respecti-vamente.

Estos pozos representaron un desafío, dado que en la cuenca existíanantecedentes tanto positivos comonegativos. Éstos se referían a pozos per-didos (verticales y horizontales), debi-do a la inestabilidad (química y mecá-nica) de las formaciones a perforar,como a pozos que lograron récordsmundiales de extensión horizontal. Laexperiencia de estos pozos no fue capi-talizada para disminuir la curva deaprendizaje debido, entre otros facto-

res, a la falta de continuidad de lasoperaciones y de las personas involu-cradas, hecho que fuerza a un aprendi-zaje reiterado cuando se reanudan lasactividades de perforación.

IntroducciónEl proyecto consideraba la perfora-

ción de un pozo dirigido de avanzadadesde la costa norte de la bahía de SanSebastián para probar la existencia dereservorio de acuerdo a sísmica recien-temente interpretada (figura 1) y de unpozo de desarrollo en el extremo sur dela misma bahía, siendo este último elde mayor extensión horizontal.

Éstos se debían realizar en un áreaecológicamente sensible, protegidapara especies migratorias, de produc-ción ovina orgánica, donde se habíacertificado la aplicación de la normaISO 14.001. Además, las condicionesclimáticas del área son especialmenteadversas, dada las bajas temperaturas(-20° C durante el invierno) y losvientos reinantes (de hasta 140kphdurante el verano).

Debido a los altos costos de movili-zación de los equipamientos a Tierrade Fuego, se desarrolló –entre distin-tos operadores de la isla– una estrate-gia para compartir parte de los equi-pamientos y de los servicios. Se inten-tó contar con las compañías de servi-cio que ya habían participado en lospozos extendidos exitosos de campa-ñas anteriores de PAE y de otros ope-radores. Se planificaron dos pozos ver-ticales en otro yacimiento, dandolugar para evaluar, tanto los servicioscomo los equipamientos, antes de ini-ciar la perforación en cabo Nombre.

Logísticamente, esta área se

Figura 2. Parámetros que influencian la limpieza de un pozo de alto ángulo

Lecciones aprendidas en la perforación de pozos con desplazamiento horizontal extendido en la CuencaAustral, utilizando un sistema rotativo direccional (RSS)

Figura 1. Campaña de perforación 2004 CNS a4. Curvas de avance programadas y planeadas con pozos de referencia


encuentra muy aislada del resto de lasoperaciones en el país, lo que generauna dificultad adicional por los tiem-pos y costos que lleva tener en el árealos servicios necesarios (limitacionesde vuelos, respuestas ante emergenciaoperativas, distancia físicas –800km aRío Gallegos, 1600km a ComodoroRivadavia, etcétera–).

Consideraciones de diseñoLos pozos extendidos requieren de

consideraciones especiales en lo quehace a su limpieza y estabilidad. Estasdos consideraciones afectan en espe-cial a los siguientes problemas operati-vos, de cierta frecuencia en este tipode pozo: limitaciones hidráulicas; altotorque y arrastre, elevados riesgos deaprisionamiento diferencial, mecánicoy pérdidas de circulación, entre otros.

Se observan los principales paráme-tros que afectan a la limpieza de pozo.Éstos se distribuyen para ver con faci-lidad cuáles pueden modificarsedurante la ejecución en el pozo y cuáles su efecto sobre la limpieza delmismo. Se prestó mucha atención alcaudal de perforación (una limitantedel equipo por la que se adicionó unatercera zaranda), a la penetraciónmáxima (ajustada sobre la base de losparámetros usados en simuladorespropios y de compañías de servicio), alas píldoras de limpieza con fibras y ala densidad del lodo.

En lo que hace a las cañerías delpozo CNS.a-4, se consideró una pri-mera cañería de 13 3/8” (33,9cm)@100mTVD como cañería guía paraaislar de las capas no consolidadas yde potenciales pérdidas de circulación.La segunda cañería se diseñó para pro-

teger la curva y aislar de zonas de acuíferas y de potenciales pérdidas decirculación. El KOP se definió en150mTVD para construir una curva de3°/30m, finalizando la misma con 70°a unos 10m debajo de la formaciónCabeza de León, donde se fijó el zapa-to de 9 5/8” (24,4cm). La tercera cañe-ría se consideró la más importante porsu tangente prolongada –de unos2000m a 70°–, por la presencia dearcillas reactivas e inestables y, ade-más, por la dificultad de obtener unaeficiente limpieza. El plan fue asentar-la en el tope de la formación produc-tiva Springhill. Como contingencia alos posibles problemas, al realizar laentubación de la cañería (con conexiones premium de alto torque) secontó con un sistema de entubación(casing running, también por primeravez en el país) que permitió rotarla ycircularla a 7” (17,8cm). El tipo delodo usado fue KCL polímero,11,2ppg (1344sg). La densidad de estasección (8 3/4” –22,2cm–) llevó a ais-larla a fin de evitar pérdidas de circu-lación cuando se ingresase a la forma-ción productiva, la que se planeó per-forarla con 6125” (15,5cm) con unfluido tipo drill in para minimizar eldaño y con la menor densidad posi-ble. La última cañería, la de produc-ción, se pensó como un liner de 5”(12,7cm), que se asentaría una vezperforados unos 30m en la formaciónLemaire, manteniendo la misma tan-gente de 70° que la cañería anterior,lo que representan unos 300m de sec-ción de 6 1/8”.

Durante la planificación se auditóel equipo con una compañía externa.Durante su trabajo previo, antes de

movilizarse a la isla, fue auditado nue-vamente para confirmar que las reco-mendaciones se habían implementa-do. En esta etapa se incorporaron pro-cesos para mejorar la comunicacióndentro del grupo de perforación, conlos socios y expertos de BP, con lascompañías de servicio (Drill Well onPaper), con el equipo multidisciplina-rio de PAE (Front end Loading, NoDrilling Suprises Assessment) y con elpersonal propio y de terceros en loca-ción (Technical Limit).

Se identificó la información de lospozos de referencia tanto de PAEcomo de otros operadores del áreahechos en otras campañas y quemejor aplicaban junto con sus apren-dizajes. Éstos se tomaron como basepara el programa. Dentro los pozos dereferencia se observaron grandesvariaciones respecto de su éxito opera-tivo y mostraron una gran sensibili-dad al tipo de lodo usado y al tiempoinsumido en la perforación del pozo.

Resultados inicialesLos resultados de la perforación

hasta el fin de la sección de 8 3/4”(22,2cm) se encontraron dentro de loesperado y cercanos al objetivo grupaldel Technical Limit. Durante la perfo-ración se llevó a cabo un control delos recortes recuperados (mojado yseco) y de la evolución de las tenden-cias de torque y presión fuera delfondo, peso en el gancho (PUW: pickup weight; SOW: slack off weight)durante cada conexión y en cada tirodurante las maniobras. El objetivo deestos controles consistió en evaluar lastendencias de estos parámetros, consi-derando adecuado que las tendenciasse mantuviesen estables. En esemomento no se contó con los valoresde referencia teóricos. Sin embargo, lapercepción sobre la base de los moni-toreos realizados (que incluyeron losresultados de las píldoras de limpieza)fue que el pozo se encontró en condi-ciones de limpieza y estabilidad paraentubar sin calibración previa, a finde reducir los riesgos posibles de ines-tabilidad de las formaciones reactivasrecientemente perforadas.

Una vez iniciada la entubación enaproximadamente 1600mMD, seencuentra resistencia. Al contar conherramientas como el casing runing yal poder rotar cañería se intenta conti-nuar con circulación y rotación para


vencer esta resistencia, que se conside-ró puntual y producto de cierta ines-tabilidad. Sin embargo, durante esteproceso se comenzaron a producirempaquetamientos con admisionesparciales, lo que llevó a que la cañeríase aprisione en 2051mMD. Luego devarios intentos y al maniobrar con píl-doras de limpieza de formulacionesvariadas y colchones libradores, sedecide cortar cañería de 7” mecánica-mente y realizar un sidetrack. Durantela operación y antes del abandono delpozo original, se consideraron variasopciones a partir de la reunión conexpertos de BP en limpieza, lodo yentubación.

Estas opciones se vieron limitadaspor falta de tiempo, debiéndose conti-nuar con el mismo lodo y la herra-mienta direccional, buscando mejorarlas prácticas operativas.

Dentro de los principales cambiosen el programa para realizar en CNS.a-4bis pueden mencionarse el incre-mento de la rotación de la columna a80-120rpm de 40-60rpm, el uso de píl-doras pesadas 2-3ppg (0.24-0.36sg) sinfibra (para remover los recortes que seencuentren entrampados debajo delsondeo) en lugar de las low vis hi confibra, el incremento del punto defluencia (YP: yield point) al rango supe-rior de 25-30 (para que su suspensiónsea lo más prolongada posible), unmejor control del MBT (metiline bluetest) y la circulación luego de cadadeslizamiento.

El tramo de 8 3/4” (22,2cm) origi-nal insumió siete días para poder per-forarse; en cambio, el sidetrack tomóonce días para terminarse. Estas dife-

rencias de tiempo en la perforaciónse deben principalmente a dificulta-des direccionales, como el aumentodel trabajo direccional producto de lasalida del sidetrack, manteniendo dis-tancia al pozo original, la falla deluniversal bottom hole orienting sub(UBHO), que lleva a la pérdida de 10°en la tangente, y la tendencia a per-der ángulo (de 1° a 1.5°/30m) másfuerte que la observada en el pozooriginal. Como resultado de todoesto, el tiempo insumido se incre-mentó de 12% a 25%. La limpiezasufrió como consecuencia de esto,dado que durante el deslizamiento lacapacidad de acarreo de recortes–hemos aprendido– debe considerar-se nula.

Por otro lado, el incremento deltiempo favoreció el envejecimientodel pozo. Al disminuir la limpieza, losproblemas de direccionabilidadaumentaron sin tener la respuesta delconjunto esperada y sólo respondien-do a peso alto sobre el trépano, lo querepercutió en las ROP instantáneas ylas aumentó, dificultando la respuestadel conjunto direccional por unamayor acumulación de recortes,cerrando el círculo.

Luego de haber circulado en elfondo se decide realizar la calibracióndel pozo, se saca y se realiza una para-da a circular para limpiar el pozo cada500m, de acuerdo con los incremen-tos de arrastre observados en manio-bras previas. En 2200m se produjo un

Figura 3. Gráfica de maniobras de sacada y bajada durante la perforación, donde se pueden apreciarlas significativas diferencias tanto en magnitud como en consistencia. Las amplitudes de variaciónentre los dos primeros pozos fallidos y los realizados con RSS y OBM, son muy marcadas


empaquetamiento durante la circula-ción intermedia, por lo que se decidiósacar el conjunto direccional y realizarla limpieza del pozo desde el zapato alfondo. El tiempo adicional que tomóla perforación del tramo, más elempaquetamiento sufrido, aumentó lainestabilidad del pozo, lo que hizoque tomase más tiempo limpiarlo y,cuando se logró, se produjo la pescadel MWD (measurement while drilling)+ Monel + trépano. El tiempo totalinsumido agravó la inestabilidad delpozo, totalizando doce días desde elalcance de la profundidad final hastadecidir el abandono. Como productode la creciente inestabilidad no sepudo recuperar la pesca, se decidió elabandono temporario y se planearonlos cambios de fondo imperativosantes de continuar con la campaña.

Revisión del programa para el SS.a-92

Tanto el pozo original como el pri-mer sidetrack fallaron como resultadode este sistema Motor/WBM (waterbase mud) que no permitió obtenersuficiente estabilidad de pozo paramantener una adecuada limpieza delmismo con la cantidad de desliza-miento requerido para la curva planeada. A continuación de estos dosintentos no exitosos en CNS.a-4, sedecidió mover el equipo de perfora-ción al pozo SS.a-92 y utilizar en ésteel sistema direccional rotativo (RSS,PowerDrive de Schlumberger, moviliza-do desde Inglaterra, para usarse porprimera vez en el país) para asistir lalimpieza de pozo, asegurando la rota-ción de la columna el 100% del tiem-

po de perforación durante las correc-ciones direccionales y reducir la tor-tuosidad; mientras, el sistema de lodobase petróleo –OBM, materiales movi-lizados desde Bolivia, y la planta delodo desde Tartagal– mejoraría la esta-bilidad de las paredes del pozo. Unarevisión de pares (peer review) con lossocios y especialistas en lodo y limpie-za de pozos extendidos de bp y Baroidpermitió establecer procedimientosdetallados para la perforación de lassecciones de 8 3/4”.

Sistema de rotativo direccionable

El sistema de perforación direccionalrotativo (RSS) es el resultado evolutivológico de los sistemas convencionales.Éstos adolecían de algunas limitacionesoperativas, como las dificultades paramantener la orientación estable, limpie-za reducida, baja penetración, riesgosde aprisionamientos, sondeo sometidoa grandes esfuerzos axiales, alta tortuo-sidad y, en ciertas circunstancias, laimposibilidad de deslizar.

Al tener sus componentes externosen rotación, aun durante la construc-ción de la curva, el RSS elimina todasestas limitaciones y permite extenderel horizonte posible de diseños y facti-bilidad de ejecución de pozos. Su efi-ciencia y desarrollo se basa en un prin-cipio relativamente sencillo: crear unafuerza lateral que “empuje” al trépanohacia una dirección determinada.

El problema esencial radica en ladificultad de direccionar ese esfuerzocuando todo el sistema está en rota-ción. La solución consiste en un desarrollo notable llamado control

unit, que logra permanecer estáticocon relación con las paredes del pozo,aun cuando todo el resto continúa enrotación; de este modo, y mediante eluso de sensores específicos, se lograconocer con certeza una posición dereferencia, tanto relativa al pozocomo al norte magnético.

Un sistema electromecánico daapertura a un pad, que actúa sobre lasparedes del pozo y direcciona el avan-ce de la perforación hacia una posi-ción planificada. De este modo, selogra un continuo de inclinaciónincremental, giro o ambos, y se mini-miza hasta un punto casi ideal la tor-tuosidad en el trayecto. El RSS tienecapacidad de transmitir y recibirinformación, motivo por el cual sepuede modificar su respuesta en todomomento. El continuo desarrollo dela herramienta lleva a considerarlatambién ideal para secciones tangen-tes, dado que mediante un autorrele-vamiento puede cambiar su programa-ción y lograr mantenerse en unamisma inclinación con un estrechomargen de desvío.

Desde una óptica puramente direc-cional, el RSS es una solución paracualquiera de las situaciones operati-vas cambiantes que se presentandurante la ejecución de un pozo. Estolleva a considerarlo un conjunto en símismo, con la consecuente simplifica-ción en el diseño de BHA, que redun-da en sartas más simples y una econo-mía en tiempos de maniobra. La granventaja operativa en el uso del RSS essólo parte del beneficio de sistemaque, como resultado de su aplicación,deja un pozo de mayor calidad paralas tareas posteriores de perfilaje,entubado y terminación.

El éxito de este tipo de herramientaen aplicaciones similares se verificócon otros sitios de bp en el mundo(Estados Unidos, Latinoamérica,Europa, y Asia), en donde se ha utili-zada exitosamente, antes de iniciar sumovilización al país.

Inestabilidad químicaComo parte de la revisión de lo

actuado en los pozos CNS.a-4 yCNS.a-4bis se enviaron muestras derecortes para ensayar con distintostipos de fluidos, base agua (KCL) ybase petróleo. Los resultados de losensayos pueden observarse en la figu-ra 8, así como la significativa diferen-


cia observada en el hinchamientolineal de los recortes de las distintasformaciones atravesadas durante laperforación de la sección de 8 3/4”,según el tipo de lodo utilizado.

El plan original consistió en consi-derar una situación similar a la deotro operador cercano en el área. Sinembargo, los resultados alcanzadosmostraron que existían importantesdiferencias. Este hecho se reafirmacuando se consideran los pozos en lacuenca que, aun siendo verticales yperforados con OBM, se perdieron;otros, dirigidos de alto ángulo, perfo-rados con WBM, resultaron exitosos ymuestran que las variaciones en elcomportamiento de las formacioneses muy marcado en áreas relativamen-te cercanas. La razón de esto podríaencontrarse en las variaciones decomposición de las arcillas. Al presen-tarse un mayor porcentaje de caolinitay uno menor de illita/illita-smectita,cuando se utiliza un lodo con KCL, suefecto sobre la caolinita hace que, aldeshidratarse, pierda cierta estabilidadmecánica. La caolinita es la matriz dela porción arcillosa y este efecto redu-ce su capacidad para resistir esfuerzosy la hace más disgregable.

La selección del lodo de acuerdocon este comportamiento es el lodobase petróleo o emulsión inversa, quese formuló a través de reuniones conexpertos (internos de PAE, bp; inter-nos/externos de Baroid y terceras par-tes) para acordar su composición ypropiedades. Un breve resumen deéstas: 80/20 diesel/agua, densidad de1300gr/lt alcanzada con baritina, car-bonato de calcio como agente de

puenteo, salinidad de entre 210.000 y250.000mg/lt, estabilidad eléctricamayor a 800.

Inestabilidad mecánicaEn relación con los problemas que

se presentaron, se encargó un estudiode geomecánica para identificar losmodos de falla de la zona y determi-nar los valores de densidad que per-mitiesen una perforación más estable.Los resultados de dichos estudiosmostraron que el estado de tensionesdel área corresponde al modo transcu-rrente o de rumbo deslizante (Shmax>Sv> Shmin). En base a este modelo,se determinó que el Shmin es –comomínimo– de 15,6ppg (1872sg) en basea los FIT realizados. La dirección pre-ferencial recomendada de perforaciónes en la dirección paralela (que en lazona es NE-SE) a las cadenas de losAndes, que en la cuenca tienen unefecto menos marcado que en otrasáreas como la del norte argentino o elsur boliviano. Sin embargo, el objeti-vo se encontraba condicionado por lalocación en superficie y la del subsue-lo, haciendo que la dirección de per-foración fuera en dirección sur. Ésta seencuentra en una zona de transiciónque requiere más peso de lodo paramantener el pozo estable, comparadocon la dirección recomendada. Losvalores usados en la perforación de lospozos fallidos se encontraban dentrodel rango de densidades recomenda-dos por el estudio, indicando nueva-mente que el efecto químico de lainestabilidad fue el más revelante enlos pozos mencionados (véase la figu-ra 10 para más detalles).

Influencia de los parámetros y prácticas de perforación

La influencia de los parámetros deperforación ha jugado un rol impor-tante en lo que hace a la limpieza delpozo. El caudal crítico de limpiezanecesario para asegurar la limpiezadepende de las RPM de la columna deperforación, del tipo de flujo del flui-do, su reología y de la velocidad depenetración, entre otros.

El caudal usado estuvo de acuerdocon lo recomendado y la ROP se con-troló dentro del rango sugerido porlas simulaciones corridas a tal efecto;de acuerdo con las interdependenciasexistentes, se eligió ajustar las RPM–de 80/120 a 120/140– y mantener losvalores reológicos del lodo en el rangoalto –YP = 25-30lb/pie^2 (0.012-0.015kg/cm^2)–. Del mismo modo seplaneó mantener las píldoras densifi-cadas sin fibras para asegurar la lim-pieza incrementando su densidad a 3-4ppg (0,36-.48sg), con incrementosde los tiempos de circulación de hastacuatro fondos arriba (BU) con rota-ción máxima, comparados con el1,7BU encontrado como valor típicoen la bibliografía para este tipo de diá-metro e inclinación de pozo. Esto per-mitió limpiar el pozo durante la per-foración sin tener que recurrir amaniobras o a períodos de circulaciónprolongados.

Para reforzar los procedimientos yasegurar la comunicación a todo elequipo, se estableció una serie de prác-ticas operativas escritas distribuidas atodos a través de talleres. Estas prácti-cas contenían los rangos de trabajo decada parámetro y los criterios a usarseantes de los problemas esperados.También contaban con la finalidad deasegurar el entendimiento y cumpli-miento de los procesos. Como ejemplopodemos mencionar los puntos en loscuales se hacía especial mención en lasprácticas: caudal, rotación de lacolumna, uso del RSS, cómo realizarlas conexiones, control del ROP, con-trol de recortes de perforación, pará-metros críticos del lodo, uso de píldo-ras y materiales de puenteo, cómo rea-lizar maniobras cortas y acciones anteun empaquetado del sondeo.

Además de las prácticas escritas serealizaron diagramas de flujo para lasmaniobras consideradas críticas, paraasegurar que las primeras acciones aseguir se encuentren acordadas en


forma previa y entendidas (con com-pañías de servicio, personal en elequipo y en las oficinas en BuenosAires) con el fin de evitar desvíosimportantes que lleven a situacionesirreversibles. Para todos aquellos even-tos que pudiesen haber acontecido setomaron todas las contingencias queel grupo pudo imaginar, para lo quese realizaron los diagramas basándoseen ellas, tomando como ejemplo algu-nos de los siguientes: entubaciones,maniobras de bajada, fijación de liner,etcétera.

Además, se contó con un sistemade registro electrónico que permitíarealizar el seguimiento de las opera-ciones desde cualquier PC con accesoa Internet durante las veinticuatrohoras con una demora de quinceminutos, mientras que a través de lared interna de PAE, el acceso y laactualización se realizaba en tiemporeal. La ventaja de este sistema, ade-más del monitoreo “en línea”, tam-bién fue tener una base de datos conlas maniobras realizadas para poderrealizar un análisis posterior de loshechos, lo que permitía especialmentecapturar oportunidades de mejoraque, de otro modo, pasaban inadverti-das. Junto con este sistema se utilizóun perforador automático que permi-tió realizar un control de ROP muyefectivo, ya que el mismo puede ajus-tarse por presión diferencial de motorde fondo (secciones de 12 1/4”[31,1cm] y 6 1/8” [15,5cm]), por tor-que del top drive o por WOB.

Al final de cada sección de los pozosrealizados con RSS y OBM se procedióa revisar lo actuado en un formato pre-establecido (AAR: after action review).Este proceso permite capturar las opor-tunidades de mejoras: lo que se repeti-ría, lo que se modificaría y lo que no sevolvería a realizar.

Cuando el grupo efectúa estas cali-ficaciones, permite que las mismas seincorporen al proceso de planifica-ción y operación y asegura que todoslos puntos de vista hayan sido consi-derados; así, se evita que se presentensituaciones no deseadas o, al menos,pueden minimizarse. Los efectoscolaterales se reducen mediante laaplicación de este proceso. Además,se presentó la ventaja adicional demejorar el “manejo del cambio” enun grupo multidisciplinario y entiempo real.

Resultados finales sección 83/4” de SS.a-92 y CNS.a-4/III

Al presentar los resultados, no puedeevitarse mencionar que los dos pozosperforados de la sección de 8 3/4” nopudo entubarse en forma exitosa con elsistema convencional/WBM.

El pozo SS.a-92 fue perforado sinningún inconveniente, a pesar de quela maniobra intermedia de control depozo, como producto del calibre estre-cho, generó mecánicamente derrumbesa lo largo de la sección. Estos derrum-bes de hasta cinco centímetros de diá-metro se limpiaron luego de tres fon-dos arriba, sin que éstos vuelvan agenerarse. La cañería de 7” luego fuecorrida a 3550mMD en un pozo de 70°con carga de arrastre y asentamientode acuerdo al plan (FF 0,17 en cañería,0,22 a pozo abierto). El desplazamientohorizontal total al final de la secciónde 8 3/4” fue de 2917m, 1670m TVD.

El pozo CNS.a-4/III se realizó conun mínimo de inconvenientes opera-tivos en la sección de 8 3/4”, asentan-do la cañería en un pozo de 71,5° conun desplazamiento horizontal de2510m y 1572mTVD. Los dos tramosse perforaron en siete días en prome-dio, el mismo tiempo insumido en laperforación del más rápido de lospozos fallados, aun con opciones sig-nificativas de mejorarlos.

Como puede observarse, las dife-rencias entre los pozos realizados conmotor/WBM y con RSS/OBM son sig-nificativas, tanto desde el punto devista de magnitud (altura y pendientede la curva) como desde las variacio-nes presentes (curva mucho menossuave). Estos parámetros –pendiente,altura de la pendiente y suavidad(consistencia de valores)– se han con-siderado aspectos importantes almomento de evaluarlas. La pendientemás pronunciada puede relacionarsecon la calidad del pozo en lo que hacea la tortuosidad, las variaciones deDLS y la estabilidad del pozo.

Una curva con igual pendientepero con valores más altos puede aso-ciarse con el efecto lubricante delOBM. Las variaciones, inconsistencias,en los valores de las curvas podríanrelacionarse con falta de limpieza,variaciones de DLS muy localizadas yacumulación de recortes.

Al evaluar lo observado, podemosdecir que el PUW (pick up weight, pesoal sacar la herramienta) se redujo en

20% al final de tramo, comparando elmotor/WBM vs. RSS/OBM.

Al considerar el SOW (slack offweight: peso al bajar la herramienta)del CNS.a-4/III, puede observarse que,despreciando las variaciones produci-das por el efecto de llenado del pozo,es una línea casi recta alineada conlos valores teóricos predichos paraéste, si se considera un factor de fric-ción de 0,18. Al evaluar nuevamente,puede concluirse que se obtuvo unamejora del 60% con el sistemaRSS/OBM, comparado con el sistemamotor/WBM, en lo que hace al SOW.

En particular, tanto el PUW comoel SOW de este pozo, las curvas desacada y bajada son las más suaves detodos los pozos, lo que evidencia unatendencia positiva de mejora en lascondiciones generales de este pozo enparticular. Esta mejora muestra unaevolución positiva en los resultadosque pueden atribuirse a las mejorasintroducidas antes mencionadas. Laamplitud de oscilaciones del PUW seredujo hasta menos de una terceraparte en el caso del RSS/OBM, compa-rado con el caso motor/WBM.

En relación con el torque, uno delos primeros indicadores de limpieza einestabilidad, que muestra una reduc-ción promedio del orden de 50%entre los pozos realizados conmotor/WBM vs. OBM/RSS y unareducción del mismo orden en lasoscilaciones respecto de la línea base(línea de tendencia).

En relación con la velocidad depenetración, puede decirse que si bienlos valores máximos estuvieron con-trolados, éstos pudieron mantenerse alo largo de toda la sección en el pozoCNS.a-4/III, viéndose ya la mejora enel SS.a-92. Esto se advierte en la figura18. Se considera que la razón resideen el efecto que ha tenido una limpie-za efectiva de pozo, una mayor suavi-dad de la tangente, la no alternanciaentre modos (slide/rotary) y la lubrici-dad del lodo, que ha permitido unatransferencia de peso más efectiva quese tradujo en la constancia de la ROP.

ConclusionesComo se ha podido observar, las

mejoras en la realización de la seccióntangente de 8 3/4”, que representó lasituación de más riesgo en la realizaciónde los pozos considerados, se relacionan


con las siguientes variaciones al progra-ma que se enuncia a continuación:• Uso de RSS para asegurar la limpie-

za del tramo, debida a la asistenciade la rotación de la columna entodo momento así como también ala reducción de la tortuosidad, elespiralado del pozo, que aumentóla eficiencia al no tener que realizardeslizamiento para corregir la direc-ción. Esto permitió evaluar laherramienta para sus potencialesusos futuros, en éste como en otrostipos de pozo de alto costo.

• Uso de lodo base aceite, para man-tener la estabilidad química ymecánica dando margen paramanejar situaciones imprevistasque ocasionan tiempos perdidos, siel consabido “envejecimiento” delpozo que se produce con sistemasbase agua.

• Manejo del conocimiento a travésde consultas a pares en reunionescon expertos externos, con conoci-miento y experiencia internos y delas compañías de servicio. Revisiónfrecuente de los resultados obteni-dos con los mismos grupos de tra-bajo, a fin de asegurar la vigenciade los procedimientos y su mejoracontinua.Es importante destacar que, a pesar

de todos los cambios introducidos enpoco tiempo, el sistema de manejo yde revisión continua ha permitido laejecución de los pozos sin incidenteso accidentes tanto personales comoambientales. Vale mencionar que elvalor agregado a las operaciones hasido mayor que el costo de las herra-mientas utilizadas.

Por Marcelo Sierra, Manuel Veiga y Pablo Casanueva (Repsol YPF SA y BJ Services SRL)

L as conclusiones puntualizan lasclaves para los éxitos obtenidosbasados en nuevas tecnologías.

Además, enfatizan la importancia delestrecho trabajo en equipo entrerepresentantes de la compañía opera-dora y de servicio y la necesidad deabandonar el paradigma de la altaresistencia a la compresión por el con-cepto de cemento flexible, dúctil,soportado por el empleo de simulado-res de esfuerzos a que se ve sometidoel pozo durante su vida útil.

El yacimiento Loma La Lata seencuentra en la Cuenca Neuquina,ochenta kilómetros al noroeste de laciudad de Neuquén.

Los pozos alcanzan profundidadesque oscilan entre los 3000 y 3300m ytienen como objetivo principal la for-mación Sierras Blancas, con una poro-sidad promedio de 13% y permeabili-dad neta entre 0,1md [0,0001um2] y50md [0,05um2].

Históricamente, las prácticas decementación empleadas en el yaci-miento se han traducido en muy bue-nos resultados de cementación, tantoen cañerías intermedias como liners.Sin embargo, aun con estos antece-dentes exitosos, la cementación pri-maria continúa planteando desafíos.Las zonas de bajos gradientes de frac-tura, condiciones de semisurgencia y

necesidad de altas columnas decemento requieren modificar los crite-rios de diseño tradicionales y el tipode lechadas utilizadas hasta elmomento en el yacimiento. Otro retoes la necesidad permanente de mini-mizar el impacto ambiental e incre-mentar más aún la seguridad.Además, siempre tiene vigencia elcontinuo mejoramiento técnico y laoptimización de costos.

Los desafíos en el diseño de lascementaciones que se presentaronpodrían dividirse en dos partes:• A comienzos de este año se comen-

zó a incluir como futura zona pro-ductiva potencial, la formaciónCentenario, que se deja aislada enla cañería intermedia. Para cubriresta zona y evitar la futura corro-sión de los casing, la altura de ani-llo de cemento necesaria tuvo queextenderse hasta 1800m.

• El último tramo de la perforación delos pozos del yacimiento se realizaen condiciones de semisurgencia,debido a la sobrepresión observadaen la formación Quintuco y la nece-sidad de no perder fluido en la zonaobjetivo principal de Sierras Blancas,menos presionada. El objetivo de lacementación de cañerías tipo linerconsiste en poder aislar de formaadecuada la arena productora de gasSierras Blancas para su posterior ter-minación con fractura hidráulica,manteniendo controlada la presiónde la formación Quintuco y asegu-

Optimización de las cementaciones primarias en el yacimiento Loma La Lata


rar así un buen sello de cemento a laaltura del colgador del liner.Estos desafíos hacen que cada dise-

ño de cementación sea un reto paralos ingenieros de la compañía opera-dora y los especialistas de la compañíade servicio.

El presente trabajo describe diver-sas acciones que permitieron avanzarpara atender a los nuevos desafíos y laoptimización de los trabajos, en lacañería intermedia y en los liners. Eldiseño de las lechadas se modificópara obtener varios fines: reducciónde la densidad por el potencial de pér-didas, mejora de las propiedadesmecánicas (flexibilidad) del cementopara incrementar la vida útil y permi-tir fracturar. El objetivo se logró con laintroducción de microesferas cerámi-cas (mec), que soportaron el análisiscon un simulador de respuesta delcemento a distintos tipos de esfuerzo.

También se modificaron los volúme-nes y el tipo de colchones mediante laaplicación de tecnología innovadora enel tipo y la secuencia de colchones.

Escenario de perforación y cementaciones convencionales

Un pozo tipo del yacimiento LomaLa Lata consiste en la perforación deltramo para cañería guía de 9 5/8”(244,5mm) hasta 350m de profundi-dad con trépano tricono de 12 1/4”(311mm) utilizando lodo base agua,donde se cubren con cemento las are-nas acuíferas del grupo Neuquénhasta boca de pozo.

El tramo siguiente para cañeríaintermedia de 7” se perfora con trépa-no de 8 3/4” (222mm) hasta unos15m por debajo de la formaciónQuintuco, aproximadamente 2050mde profundidad, utilizando lodo emul-sión inversa (O/W = 100/0) de densi-dad promedio 0,92/1,020g/ml. Estasección se entuba con casing de 7”(178mm) de 26lb/pie (38,7kg/m), uti-lizando zapato y collar flotador. Elobjetivo de la cementación de estasección consiste en cubrir con muybuena calidad de cemento unos 300men el fondo, donde luego se colgará elliner y por encima de esta lechada seutiliza otra de relleno hasta el crucede la cañería anterior.

El interés geológico histórico en esteyacimiento es la formación SierrasBlancas. Esta sección se entuba con unliner de 5” (127mm) de 18lb/pie

(26,8kg/m), utilizando zapato y collarflotador. El objetivo de la cementaciónde esta sección consiste en cubrir conmuy buena calidad de cemento desdeel fondo del pozo hasta 100m por enci-ma del tope de la formación Catriel.

Debido a que durante la etapa determinación de estos pozos se realizala fracturación hidráulica de la forma-ción productiva, se debe garantizaruna buena aislación con el objetivode poder estimularla, evitando comu-nicaciones entre otras zonas y/o are-nas acuíferas cercanas.

En el yacimiento Loma La Lata haymás de trescientos pozos perforados.Actualmente se perforan y terminanun promedio de treinta pozos al añocon seis equipos de perforación enforma permanente y cinco equipos determinación. Este nivel de actividadpermite evaluar rápidamente los resul-tados de las mejoras o los cambiosintroducidos en el diseño de lacementación y así realizar los ajustesnecesarios para los trabajos siguientes.

La cementación tradicional de unpozo procura aislar adecuadamente laformación Sierras Blancas para luegopoder estimular esta zona asegurandoun buen sello hidráulico a la alturadel colgador del liner; para evitar, deesta manera, el uso de empaquetado-res en carreras secundarias con el con-secuente aumento de los costos en laperforación del pozo (costo de laherramienta y horas adicionales deequipo y servicios). Además, elempleo del empaquetador representaun elemento de posible falla durantela operación.

La profundidad final de los pozosvaría entre 3000 y 3300mTVD y la altu-ra de los anillos de cemento oscilan, enpromedio, entre 1000 y 1200m.

Los trabajos de cementación con-sistieron en:• Para el caso de la cañería intermedia

de 7” en el bombeo de un colchónde 20bbl de gasoil, 40bbl de colchónmecánico gelificado bases oil(CMGBO), 60bbl de colchón quími-co con solvente sustituto (CQCSS),143bbl de lechada de relleno de den-sidad 1,35g/ml (más detalles de suspropiedades se encuentran en latabla 1, lechada A) y una lechadaprincipal de tipo convencional, dedensidad 1,850g/ml, aditivada paratener un filtrado menor a100cc/30min y una bombeabilidad

entre 180 y 200 minutos.En este tipo de cementaciones, los

gradientes dinámicos máximos en eltope de Quintuco fueron de0,62psi/ft. Los resultados de los traba-jos eran sistemáticamente buenos.• En el caso del liner de 5” en el bom-

beo de un colchón de 60bbl de unCQCSS adecuado según los ensayosrealizados, 46bbl de lechada decabeza de densidad 1,750g/ml (másdetalles de sus propiedades en latabla 1 lechada D) y 16bbl delechada principal de tipo conven-cional, de densidad 1,870g/ml, adi-tivadas en ambos casos para tenermuy bajos filtrados, control de gasy bombeabilidades entre 150 y 180minutos.En este tipo de cementaciones, los

gradientes dinámicos máximos en labase de Sierras Blancas fueron de0,59psi/ft. Los resultados de los traba-jos eran sistemáticamente buenos.

Necesidad de lechadas conmejores propiedades parafuturas zonas de interés

A comienzos del año 2005 secomenzó a incluir como futura zonaproductiva potencial, la formaciónCentenario, que se deja aislada en lacañería intermedia de 7”. Es por estoque la lechada tradicional que se utili-zaba hasta el momento, cuya finali-dad era sólo proteger el casing contrala corrosión, tuvo que modificarsepara conseguir una mejora en las pro-piedades mecánicas (flexibilidad) delcemento para una futura fracturaciónhidráulica. Esto sumado a la restric-ción de no superar gradientes dinámi-cos de 0,64psi/ft en el tope de la for-mación Quintuco (aproximadamenteen 2100m de profundidad).

En general, y como ya se explicóanteriormente, en esta cañería secementaba con una lechada principalunos 300m y luego se continuaba conuna lechada de relleno, cuya alturavariaba entre 1600 y 1800m, la cual,una vez fraguada, desarrollaba bajaresistencia y alta porosidad que, sinembargo, alcanzaban para proteger ysoportar la cañería; pero con propieda-des reducidas para soportar una futurafractura hidráulica.

Para solucionar este problema seutilizó el simulador de propiedadesmecánicas del cemento (SPMC) de lacompañía de servicios, que tiene en


cuenta las propiedades físicas y elcomportamiento químico de cada unode los componentes de la lechada, ytambién efectos sinergéticos entreéstos. Dicho simulador permite estu-diar el efecto sobre la integridad delanillo de cemento de las operacionesde terminación, reparación, estimula-ción y la propia producción.

Con el objetivo de dejar de lado elparadigma de la resistencia a la com-presión y difundir el concepto de“cemento flexible” en el diseño delechadas, se ha utilizado dicho simula-dor de resistencia de cemento que tam-bién evalúa el desempeño del cementobasado en su respuesta mecánica aesfuerzos cíclicos, con el propósito dediseño de lechadas preliminares.

El principal objetivo del simuladorconsiste en optimizar el diseño delechadas con la correcta selección decemento, aditivos y densidad deacuerdo con las condiciones de pozopara satisfacer los requerimientos enforma adecuada y, al mismo tiempo,reducir los costos de cementación yde perforación. El simulador tambiénes una herramienta útil para interpre-tar resultados o problemas observados

identificando sus causas reales.Para afrontar esta necesidad se

estudiaron diversas alternativas coneste simulador, teniendo en cuenta lanecesidad futura de fracturar las for-maciones como parte de la termina-ción. Como resultado del análisis, sedecidió el empleo de lechadas alivia-nadas con el uso de microesferas cerá-micas de baja densidad, cuyo empleoen lechadas de cemento ofrece variosbeneficios:• Utilizable en zonas débiles donde se

necesitan bajas presiones hidrostá-ticas, generando altas resistenciasdel cemento.

• Incrementan en forma significativala resistencia final de las lechadasen comparación con lechadasextendidas convencionales de igualdensidad.

• En particular, mejoran las resisten-cias a la tracción (RT) y flexión (RF)del cemento, que produce un fra-güe mas elástico y dúctil delmismo.El uso de MEC como alivianante,

cuya densidad es de sólo 0,7g/ml, per-mite lograr muy bajas densidades delechada manteniendo la posibilidad

de control de filtrado, reología y otraspropiedades sin el uso exagerado delos aditivos correspondientes. Elempleo de MEC se recomienda enespecial para los trabajos donde serequieran bajos valores de presión enel anular y buenos valores de resisten-cia. El diseño completo de lechada,que incluye también otros aditivos,resulta también en cemento fraguadode características flexibles y dúctilespara soportar en forma adecuada losesfuerzos a que se someterá el pozodurante su vida útil, según se comen-tó antes. Las propiedades de la lecha-da se detallan en la tabla 1, comolechada B. En este caso, también seaprecian las mejores propiedades deflexibilidad y elasticidad del cemento,que permiten resistir en forma ade-cuada los esfuerzos de una fracturahidráulica, según se analizó con elsimulador correspondiente.

Se ensayaron distintas lechadas enlaboratorio y, la que cumplió con laspropiedades requeridas con una densi-dad de 1,338g/ml, se utilizó con éxitoen varios pozos del yacimiento.

Con este tipo de diseños se dejó deexagerar la importancia de la resisten-cia a la compresión (RC) del cemento,dando relevancia a las ideas renovado-ras de utilizar cementos con buenaspropiedades mecánicas. En otros tér-minos, el concepto de cemento “flexi-ble”, donde no se pone énfasis envalores absolutos de resistencia sinoen mayores relaciones RT/RC y RF/RC,además de buenas propiedades elásti-cas (bajo módulo de Young, referen-cias 1, 2 y 3). Las propiedades másimportantes de la lechada empleadase resumen en la tabla 1 (lechada B).Nótense, por ejemplo, las mejoresrelaciones RT/RC, RF/RC y menormódulo de Young.

En el análisis con el simulador deesfuerzos durante la vida del pozo seencontró que el cemento fraguado, demucha mejor resistencia y más elásti-co que la lechada convencional,soportaba holgadamente un trata-miento de fracturación hidráulica.

Esta lechada liviana no sólo ofreciómejores propiedades y la solución delproblema de levantar anillos altossino que también permitió el colgadodel liner ante alguna eventual falla enla operación de cementación.

Con esta lechada se pudo cementarcon éxito este tipo de pozos, sin recu-rrir a operación en dos etapas, utili-zando colchones convencionales (sinFigura 1. Propiedades de lechadas y de cemento fraguado


nitrógeno) y así mantener durantetoda la operación de cementación elgradiente por debajo de 0,64psi/ft.

Corresponde señalar que si bien elempleo de MEC incrementa los costosde lechada, este incremento de costoestá sobradamente compensado por elahorro que representa realizar el tra-bajo en una sola etapa, según seexpresó anteriormente.

Además, al evaluar los resultadosobtenidos en los trabajos que emplea-ron lechadas alivianadas utilizandoMEC, se concluyó que la mejor alter-nativa técnico económica era seguirempleando este tipo de lechadas en lacementación de la cañería intermediade todos los pozos “tipo” del yaci-miento.

En todos los casos señalados hastaahora, para el diseño de las operacio-nes, se recurre en forma sistemática ala simulación con software apropiado,donde se busca lograr un adecuadocontrol de las presiones durante todala operación. En este sentido, por logeneral se simulan diversas opcionespara evaluar en cada caso la mejorforma de realizar el trabajo.

Necesidad de lechadas livianaspor pérdidas potenciales en liner

El último tramo de la perforación delos pozos del yacimiento se realiza encondiciones de semisurgencia debido ala presión observada en la formaciónQuintuco y la necesidad de no perderfluido en la zona objetivo principal deSierras Blancas, menos presionada. Así,existía el potencial de que durante lacementación se produjeran problemasde desbalance frente a las zonas presu-rizadas (por ingreso de gas).

El objetivo de la cementación decañerías tipo liner consiste en poderaislar de forma adecuada la arena pro-ductora de gas Sierras Blancas para suposterior terminación con fracturahidráulica, manteniendo controlada lapresión de la formación Quintuco, ase-gurando así un buen sello de cementoa la altura del colgador del liner.

Un nuevo desafío que se sumó a lanecesidad de anillos largos de cemen-to fue la aparición de algunos pozoscon posibles pérdidas de circulacióndebido a zonas depletadas con bajosgradientes de fractura.

A título de ejemplo, para la cemen-tación del pozo LLL.a-17Re se realiza-ron, en estrecha colaboración entre losingenieros de perforación de la compa-ñía operadora y los representantes de la

compañía de servicios,simulaciones minucio-sas del trabajo emple-ando distintas alterna-tivas de lechadas prin-cipal y de cabeza. Losresultados obtenidosmostraron que, en estaoperación, el gradientede presiones máximoen el zapato durante laoperación de cementa-ción no superó0,55psi/ft.

Para afrontar estanecesidad se estudia-ron diversas alternati-vas con el mismosimulador de resisten-cia del cemento(SPMC) que se expli-có anteriormente,teniendo en cuenta lanecesidad futura defracturar las forma-ciones como parte dela terminación.Como resultado delanálisis, se decidió elempleo de lechadasalivianadas con el usode MEC.

Para simplificar lacementación prima-ria, realizarla en unasola etapa y reducirlos costos, se resolvióemplear una lechadade cabeza 1,43g/ml,como la descrita en el punto anteriorpara cubrir 950m hasta el colgador(las propiedades de esta lechada sedetallan en la tabla 1, lechada C) yuna lechada principal 1,87g/ml paracubrir 300(m) de anillo en el fondo.

Debe destacarse que otra de lasopciones consideradas para resolverestos tipos de problemas sin necesi-dad de recurrir a dispositivos de dobleetapa fue el empleo de cemento espu-mado. Sin embargo, se concluyó queno era la alternativa más apropiadaen la situación a atender. El cementoespumado requiere que se coloquepor encima una lechada “casquete”(cap slurry) no espumada o algúnmedio equivalente (colchón muy vis-coso, por ejemplo) para mantener laestabilidad termodinámica y que elnitrógeno no pierda el equilibrio y seescape por desbalance de presiones(independientemente de aditivosestabilizadores). La presencia de una

lechada “casquete” aumenta la pre-sión hidrostática a punto tal quedemanda densidades muy bajas decemento espumado en las condicio-nes de los pozos en análisis, que pue-den reducir su competencia para ais-lar y resistir los esfuerzos posteriores aque se verá expuesto el cemento(incluyendo la fracturación hidráulicacomo parte de la terminación). A estodebe añadirse que una operación concemento espumado es de ejecuciónmás compleja, con varios factores adi-cionales que siempre son causas defracaso potenciales.

En síntesis, el empleo de este tipode lechadas livianas representó unaalternativa sencilla, de ejecución con-trolable, que permitió un ahorro sig-nificativo al evitar el empleo de dispo-sitivos de segunda etapa con los cos-tos directos e indirectos asociados. Lacalidad del cemento logrado continuósiendo excelente.

Figura 2. Columna estratigráfica típica. Pozos Loma La Lata


Diseño de lechadas para lineren zonas depletadas

El diseño de la lechada de densidadigual a 1,430g/ml para la primeraetapa planteó varios desafíos, en parti-cular el requerimiento de que lalechada tenga control de gas, buenaspropiedades para una futura estimula-ción hidráulica y estabilidad, ademásde la baja densidad.

Los criterios de diseño empleadosen este caso muy exigente se detallana continuación.

PPéérrddiiddaa ppoorr ffiillttrraaddoo. Al considerarlas condiciones del reservorio y las pers-pectivas de encontrar zonas con aportede gas se recomendaron valores de pérdi-da de filtrado inferior a 50ml. Este valortiene en cuenta que en la formulación seincluyen aditivos cuya sinergia actúaespecíficamente para control de gas.

EEssttaabbiilliiddaadd ddee llaa lleecchhaaddaa. Se pre-tendió un valor de fluido libre igual acero o trazas, realizando el ensayo atemperatura y con inclinación de 45°.Otro requerimiento usual es que en elensayo de sedimentación la diferenciade densidad entre el tope y el fondo dela columna de cemento no debe supe-rar el 3%. Sin embargo, se procuróobtener una estabilidad mayor (< 2%).

CCoonnttrrooll ddee ggaass. Las propiedades decontrol de intrusión de gas se verifica-ron en laboratorio con el equipamien-to correspondiente a un modelo deflujo de gas. Este ensayo es muy exi-gente, dado que se generan condicio-nes para flujo de gas (gradiente depresión) muy superiores a las que sepueden dar en la realidad de un pozo,por crítica que sea la situación.Además, en el ensayo se simulan, encondiciones de temperatura de fondo,todos los períodos del proceso de fra-güe (hidratación inicial, lenta transi-ción entre líquido y sólido con even-

tual gelificación, fragüe temprano). Enconsecuencia, este ensayo es unaforma más completa de evaluar simul-táneamente el efecto de todos los fac-tores involucrados (control de filtra-do, estabilidad, desempeño sinérgicode aditivos, etcétera).

Evolución de los programas de colchones

Al igual que el caso del cemento,ha habido una evolución en los pro-gramas de colchones empleados paralimpiar el lodo emulsión inversa delanular y preparar el mismo para pos-teriormente alojar la lechada decemento.

Durante muchos años se empleó enla cementación de las cañerías inter-medias una secuencia de 20bbl (3m3)de gasoil seguidos de 40bbl (6m3) deun colchón base oil gelificado(CMGBO) y, por último, 60bbl deagua con surfactante, seguidos luegopor las lechadas, según fuera antesdescrita. El objetivo consistía en diluircon el gasoil la emulsión inversa yremover los residuos oleosos que ellodo inverso deja en las paredes delpozo. La función del colchón base oilgelificado era realizar una limpiezamecánica adicional y actuar comoespaciadora. La función del agua consurfactante era prevenir problemas deincompatibilidad con el cemento yacuohumectar, dentro de lo posible,las paredes del pozo antes de la colo-cación de la lechada principal. Labuena calidad del cemento obtenidoavalaba el empleo de este programade colchones.

Sin embargo, en un intento deobtener aún mejores resultados en lacalidad del cemento se investigaronen el laboratorio con ensayos especia-les diversas posibilidades. Como resul-

tado, se adoptó un nuevo programade colchones consistente en un col-chón de gasoil con una solución desolventes, se continuó utilizando elcolchón mecánico base gasoil gelifica-do y un espaciador turbulento consis-tente en una emulsión de fase externaacuosa y cuya fase interna (oleosa)estaba compuesta por un novedososolvente sustituto base terpenos(SSBT), que es un solvente biodegrada-ble. Los surfactantes apropiados danestabilidad a la emulsión y acuohu-mectan las paredes (en la medida quees posible en presencia del solvente).

Con el objetivo de reducir el impactoambiental, minimizar los riesgos deseguridad asociados al empleo y lamanipulación de fluidos, basados en losresultados de laboratorio de remoción ycompatibilidad de fluidos de perfora-ción, colchones y lechadas de cemento,se recomendó el empleo de este nove-doso tipo de colchón químico. La basede esta nueva tecnología es un materialbiodegradable, no tóxico, que constitu-ye una alternativa a los solventes (enespecial, a los aromáticos). Es un mate-rial basado en terpenos con el agregadode un paquete de surfactantes amigablecon el ambiente. El colchón químico sepuede formular con concentracionesvariables de este SSBT (por lo general,2% a 5%) según ensayos de eficienciade limpieza sobre muestras del lodo atratar. Además, no tiene el riesgo para lasalud del personal de operaciones aso-ciado al empleo de aromáticos.

Así, el programa de colchonesactualmente empleado consiste en unpequeño volumen de gasoil con lasolución de solventes, con el objetivode diluir el lodo de perforación, segui-do del colchón mecánico y, por últi-mo, un volumen de colchón químicobase SSBT. Como características impor-tantes, ayuda a dejar las paredes delpozo fuertemente acuohumectadas, loque contribuye al éxito de la cementa-ción. El sistema es compatible con losfluidos presentes en el pozo y no causaemulsiones. Otro punto importante atener en cuenta es que durante el bom-beo de este nuevo colchón químico(no inflamable) se puede reciprocar lacañería, ya que no se estaría bombean-do fluido base petróleo.

Es importante destacar que con elnuevo programa de colchones emplea-do se obtuvieron aún mejores resulta-dos (en cuanto a limpieza del espacio


anular), con la ventaja de no utilizarsolventes aromáticos y resultar, por lotanto, muy importante desde el puntode vista de preservación de la salud,protección del medio ambiente eincremento de la seguridad en lasoperaciones y en el manipuleo, tantoen locación por parte del personal dela compañía de servicios de bombeocomo en el retorno por anular porparte del personal de la compañía per-foradora.

Es importante mencionar que coneste nuevo sistema de cementaciones seobtienen excelentes resultados y, encomparación a iguales resultados conotras compañías del mercado, el costo deeste tipo de operaciones para la compa-ñía operadora es sensiblemente menor.

FuturoAun con estos resultados exitosos,

la cementación primaria continúaplanteando desafíos.

Tal es el caso de pérdidas de circula-ción durante la perforación o la necesi-dad de columnas de cemento más altasque requieren modificar de manerasustancial los programas usuales, situa-ciones para las que ya se cuenta conalternativas aún no empleadas (porejemplo, lechadas aun más livianas).Otro desafío lo constituye la perma-nente necesidad de minimizar elimpacto ambiental de materiales eincrementar más la seguridad. Además,siempre tiene vigencia la optimizacióntécnica y la reducción de costos.

Se encuentra en ejecución el estudiode formulaciones en el que se ha con-templado la posibilidad de disminuir elporcentaje de MEC en este tipo delechadas utilizadas, cuyo costo de usoes un poco elevado, por otro producto,un aditivo multipropósito, un silicatode aluminio reactivo de origen mine-ral, procesado y de un menor costo.

Ya se han identificado posibilidadesmuy prometedoras, al punto que seconsidera que el proyecto se encuen-tra en la etapa de ensayos finales delaboratorio y próximo a la primeraprueba de campo.

Conclusiones1. La optimización permanente,

entendida como revisión continuade diseños y la aplicación de lastécnicas y tecnologías másapropiadas, ha permitido resolver demanera satisfactoria múltiples

desafíos para las cementaciones deaislación que han aparecido en losúltimos años, al mismo tiempo quese redujeron los costos y seincrementó la seguridad y laprotección de la salud y el ambiente.

2. El proceso de optimización requierela estrecha colaboración e interac-ción entre los especialistas de perfo-ración de la compañía operadora ylos representantes técnicos de lacompañía de servicios. El trabajo enequipo para el análisis de proble-mas, que incluye el estudio de posi-bilidades alternativas con simuladorde la operación, permite encontrarsoluciones más prácticas y efectivaspara cada situación en concreto.

3. Las soluciones obtenidas han reque-rido el abandono del paradigma dela alta resistencia a la compresión,para sustituirlo por el énfasis encementos más flexibles, dúctiles yasociados a las propiedades que real-mente importan para soportar enforma satisfactoria los distintos tiposde esfuerzos. Más que los valoresabsolutos de resistencias, importaobtener buenas relaciones entre resis-tencias a la tracción y flexión com-paradas con la resistencia a la com-presión. En otros términos, buenaspropiedades elásticas (por ejemplo,menores módulos de Young).

4. El uso de un simulador permite unanálisis previo a los ensayos de labo-ratorio que se traduce en formulacio-nes finales más apropiadas a losrequerimientos reales del trabajo, queaprovechan las características distinti-vas de los materiales empleados (enespecial, los aditivos) para optimizarel diseño con un significativo impac-to directo en la reducción de costosde cementación e impacto indirectoen la disminución de costos de perfo-ración (que reduce el tiempo de espe-ra de fragüe).

5. La aplicación de un nuevo tipo deaditivo en esta lechadas, como lasMEC, ha facilitado la obtención desoluciones costo-efectivas para losdiversos retos planteados por lacementación.

6. Debido a la buena comunicación,coordinación y evaluación de ries-gos que se realiza al inicio de la per-foración de los pozos y antes decada operación, no se registró nin-gún tipo de accidente o incidentepersonal o ambiental.

Por Braulio Luis Cortés y Xavier Bastos(Petrobras)

L os autores de este trabajo ela-boraron la conferencia siguien-te de acuerdo con cinco ejes

principales: producción y reservas dePetrobras, proyectos de desarrollo enaguas profundas, proceso de gerencia-miento de proyectos de desarrollo,desafíos de la ingeniería de pozo enoffshore y desarrollo tecnológico y ges-tión del conocimiento.

La perforación offshore es más quesólo una disciplina especializada: esun esfuerzo de un equipo multidisci-plinario, y el gerenciamiento de pro-yectos y la integración de sectoresconstituyen la llave del suceso, soste-nidos por un permanente desarrollode tecnología y un esfuerzo en elgerenciamiento del conocimiento.

Entre 1977 y 1997 Petrobras pusoen marcha más de cuarenta proyectos offshore. Desde 1997, agregaron dieci-séis proyectos de este tipo a un prome-dio de dos proyectos por año. En 2005se suman cinco nuevos proyectos offshore.

Principales proyectos offshore(1997-2005)• Seis proyectos más que comenzarán

en 2009-2010.Total: diecinueve proyectos/us$28

millones de millones de dólares.

Desafíos de la ingeniería de pozo en offshore

Estos son algunos de los desafíosmás importantes en el proceso deingeniería de pozo en offshore:• La tecnología de perforación no es

una restricción de los sistemas deproducción actuales en aguas profundas.

• Récord de perforación/completa-ción: 3052/2307m.

• Récord de producción: 1920m(Nakika).

• Facilidad de traslado y DTM de lassondas.

• Facilidad de transporte de materia-

Desafíos de la perforación offshore: la experiencia de Petrobras

les y equipamientos.• No se requiere preparación de loca-

ciones ni accesos.• Facilidad de “perforación” del agua.• Por otro lado, existen desafíos espe-

cíficos del medio ambiente offshore.• Técnicos y de SMS (salud ocupacio-

nal, medio ambiente y seguridad)• Logísticos, gerenciales y económicos.• Presión de fractura cercana a la pre-

sión poral.• Espesores de sedimentos pequeños:

radios de curvatura acentuada.• Diseño de pozo: horizontal, ERW.• Formaciones poco consolidadas:

desmoronamiento, contención dearenas.

• Petróleos pesados: productividad.• Mayor dificultad al lidiar con for-

maciones depletadas, HT-HP, zonasde sal.

• Seguridad de las operaciones conDP (posicionamiento dinámico desondas de perforación).

• Áreas de medio ambiente sensible:recortes, ensayos con quema dehidrocarburos, fluidos de perforación.

Desarrollo tecnológico y gestión delconocimiento

Los aspectos clave que caracterizanel desarrollo tecnológico son la identi-ficación de demandas y el alineamien-to estratégico, la gestión de la carterade P & P, la conducción de proyectosde P & D y la transición de prototipopara escala comercial y diseminaciónde la tecnología.

En la gestión del conocimiento, laspautas se orientan a la integración y elintercambio de experiencias en lascomunidades técnicas, las normas y lospadrones técnicos, los sistemas deinformación y documentación, la califi-cación de las comunidades técnicas y elbenchmarking y las mejores prácticas.


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congreso de perforación, terminación, reparación y...

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