estudio de la aplicaciÓn de un cemento autocurable y...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE UN CEMENTO
AUTOCURABLE Y ELÁSTICO PARA CEMENTACIONES
EN POZOS DE ALTO ÁNGULO EN CAMPOS DE
PETROAMAZONAS
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
MERCY LUCÍA VILLALVA CUEVA
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
Quito, Agosto 2013
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2013
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo, MERCY LUCÍA VILLALVA CUEVA, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
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MERCY LUCÍA VILLALVA
1500604143
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DE LA
APLICACIÓN DE UN CEMENTO AUTOCURABLE Y ELÁSTICO PARA
CEMENTACIONES EN POZOS CON ALTO ÁNGULO EN CAMPOS DE
PETROAMAZONAS”, que, para aspirar al título de Ingeniera de Petróleos
fue desarrollado por Mercy Villalva, bajo mi dirección y supervisión, en la
Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones
requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
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ING. VINICIO MELO
DIRECTOR DEL TRABAJO
CC: 1001048105
DEDICATORIA
El presente trabajo está dedicado a Dios por haberme permitido llegar hasta
este punto y haberme dado salud y sabiduría para lograr mis objetivos,
además está dedicado con todo mi amor a dos hombres maravillosos que
hicieron que esto sea posible; Javier mi esposo por su amor, apoyo
incondicional y paciencia en cada etapa de este gran objetivo y a Alejandro
mi hijo que es mi motor, mi fuente de inspiración, el que me da fuerza para
lograr cada meta propuesta. A mis Padres por la educación brindada, por
sus valores que día a día sembraron en mí, principios que me han ensañado
a forjar mi propio camino y ser una persona de bien, a mis tíos Soledad y
Hernán que en esta etapa de mi vida me acogieron en su casa dándome su
amor, calor de hogar y apoyándome incondicionalmente. A toda mi familia y
seres importantes en mi vida que con sus palabras de aliento me dieron
fuerza para alcanzar este sueño.
Este logro es para ustedes.
AGRADECIMIENTO
Por el presente trabajo de tesis primeramente me gustaría agradecerle a
Dios por bendecir cada uno de mis pasos para llegar hacer realidad este
sueño tan anhelado.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, que desde un inicio de la carrera
me brindó la oportunidad no solo de estudiar sino también de encaminarme
en el área petrolera para llegar a ser una excelente profesional.
A mi director de tesis, Ingeniero Vinicio Melo por su esfuerzo y dedicación,
quien con sus conocimientos, su experiencia, su paciencia, tiempo y su
motivación ha logrado en mí la culminación de mis estudios con éxito.
A mis compañeros de clase, en especial a Corolina Obando, mi amiga
incondicional, por todos esos momentos bellos y difíciles compartidos en la
etapa universitaria y el ánimo y respaldo en los instantes difíciles de la
carrera.
A la gran empresa a la que pertenezco, Halliburton, en especial a las líneas
de Cementación, Estimulación y Boots & Coats, quienes me dieron la
oportunidad de realizar mi Proyecto de Titulación, brindándome toda la
apertura y el apoyo del caso, con su experiencia, tecnología y conocimientos
técnicos. En especial al Ingeniero Marco Cayo, líder de tecnología quien me
ha facilitado toda la información y ayuda necesaria para elaborar este
trabajo, siendo mi mentor y un ejemplo a seguir en mi vida laboral.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN VIII
ABSTRACT X
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS 6
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 6
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 6
2. MARCO TEÓRICO 8
2.1 ANTECEDENTES 9
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO 10
2.2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA 10
2.3 MECANISMOS DE EMPUJE 14
2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE 15
2.3.1.1 Empuje por expansión de gas 15
2.3.1.2 Empuje por gas en solución 15
2.3.1.3 Empuje por segregación gravitacional 16
2.3.1.4 Empuje de agua 17
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA LECHADA AUTOCURABLE 19
2.4.1 APLICACIONES 19
2.4.2 VENTAJAS 20
2.4.3 DESVENTAJAS 20
2.4.4 COMPATIBILIDAD CON OTROS ADITIVOS 21
2.4.5 COMPONENTES DE UNA LECHADA AUTOCURABLE 21
2.4.5.1 Retardadores (SCR-100) 21
2.4.5.2 Controladores de filtrado 22
2.4.5.3 Control de migración de gas (Gas Stop HT) 23
2.4.5.4 Aditivo densificante (Micromax FF) 24
2.4.5.5 Silicalita 25
2.4.5.6 Aditivos expansivos 25
2.4.5.7 Fibras de Vidrio (Well Life 734) 26
2.4.5.8 Fibras de Carbono (Well Life 684) 27
ii
2.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DEL CEMENTO 28
2.5.1 ESFUERZO 28
2.5.2 DEFORMACIÓN UNITARIA 30
2.5.3 MÓDULO DE YOUNG 30
2.5.4 COEFICIENTE DE POISSON 32
2.6 CONCEPTOS BÁSICOS 34
2.6.1 PRESIÓN Y TEMPERATURA 34
2.6.2 REOLOGÍAS 35
2.6.2.1 Viscosidad Plástica 35
2.6.2.2 Punto de Cedencia 37
2.6.2.3 Resistencia del Gel 38
2.6.3 ERODABILIDAD 38
2.6.4 ARRASTRE Y TORQUE 41
2.6.4.1 Arrastre 41
2.6.4.2 Torque 44
2.6.4.3 Remanencia del Cemento 45
2.7 DESCRIPCIÓN DE BUENAS PRÁCTICAS DE CEMENTACIÓN 47
2.7.1 MAXIMIZACIÓN DEL CAUDAL DE DESPLAZAMIENTO 48
2.7.2 ACONDICIONAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 49
2.7.3 USO DE LAVADORES Y ESPACIADORES 51
2.7.4 CENTRALIZACIÓN DE LA TUBERÍA 54
2.7.4.1 Estrategias de Centralización 55
2.7.5 MOVIMIENTO DE La TUBERÍA 57
3. DISEÑO DEL PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 59
3.1 POZOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS 59
3.2 DISEÑO DEL MODELO DE TEMPERATURA 67
3.2.1 REGISTROS ELÉCTRICOS 67
3.2.2 HERRAMIENTA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA
CIRCULANTE DE FONDO DE POZO (BHCT-III) 67
3.2.3 WELLCAT 68
3.2.3.1 Perfil de temperatura pozo Oso NA 001 69
iii
3.2.3.2 Perfil de temperatura pozo Paka Norte A3 71
3.3 CÁLCULO DE VOLÚMENES 73
3.3.1 CÁLCULO DE VOLÚMENES EN EL POZO OSO NA 001. 73
3.3.2 CÁLCULO de VOLÚMENES en el POZO PAKA NORTE A3. 75
3.4 DISEÑO DE LA LECHADA 76
3.5 EQUIPOS UTILIZADOS 82
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 94
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LABORATORIO Y POST
OPERACIONAL 94
4.1.1 RESULTADOS COMPARATIVOS DE UNA LECHADA
AUTOCURABLE Y ELÁSTICA Y UNA LECHADA
CONVENCIONAL 94
4.1.1.1 Resultados de laboratorio de una lechada autocurable y
elástica 94
4.1.1.2 Resultados de laboratorio de una lechada convencional. 100
4.1.1.3 Análisis de resultados 102
4.2 ANÁLISIS POST OPERACIONAL 103
4.2.1 ANÁLISIS DEL REGISTRO A HUECO ABIERTO 103
4.2.2 ANÁLISIS DEL REGISTRO DE CEMENTO 104
4.3 ESTUDIO COSTO-BENEFICIO 105
4.3.1 COMPARACIÓN DE COSTOS 106
4.3.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO 107
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 108
5.1 CONCLUSIONES 108
5.2 RECOMENDACIONES 109
NOMENCLATURA 111
GLOSARIO 114
BIBLIOGRAFÍA 117
ANEXOS 120
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Esquema de un pozo 2
Figura 2. Mapa por Bloques 11
Figura 3. Mapa de contornos Activo ILY 12
Figura 4. Activo B7&21 13
Figura 5. Expansión de Gas 15
Figura 6. Gas en Solución 16
Figura 7. Segregación Gravitacional 17
Figura 8. Empuje de Agua 18
Figura 9. Resumen de Producción Diaria 19
Figura 10. Esfuerzo 29
Figura 11. Esfuerzo normal y cortante 29
Figura 12. Deformación por compresión 30
Figura 13. Módulo de Young 32
Figura 14. Coeficiente de Poisson 33
Figura 15. Esfuerzo de Corte y Velocidad de Corte 37
Figura 16. Diagrama de Arrastre 41
Figura 17. Efecto de Inclinación del Pozo 43
Figura 18. Efecto del Peso del Lodo 44
Figura 19. Craqueo del Cemento 46
Figura 20. Deformación del cemento 47
Figura 21. Eficiencia de Desplazamiento 51
Figura 22. Gráfica de Compatibilidad de Fluidos 53
Figura 23. Porcentaje de Centralización de la Tubería. 54
Figura 24. Eficiencia de Desplazamiento 55
Figura 25. Movimiento de la tubería con y sin rotación 58
Figura 26. Configuración del Pozo Oso NA 001 61
Figura 27. Configuración del Pozo Paka Norte A3 65
Figura 28. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo 70
Figura 29. Perfil de Temperaturas al finalizar el Trabajo 70
v
Figura 30. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs.
Volumen 71
Figura 31. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo 71
Figura 32. Perfil de Temperaturas al finalizar el Trabajo 72
Figura 33. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs.
Volumen 72
Figura 34. Viscosímetro estándar & sistema FYSA 78
Figura 35. Presión Hidrostática vs Tiempo de Transición 82
Figura 36. Batch Mixer BMR 100 83
Figura 37. RCM® IIIrMixingSystem 85
Figura 38. Cabeza de Cementación 85
Figura 39. Zapato Guía 86
Figura 40. Collar Flotador 86
Figura 41. Dispositivo de llenado automático 87
Figura 42. Dispositivo de Etapas 88
Figura 43. Tapones de Goma 89
Figura 44. Centralizadores de Arco Flexible 90
Figura 45. Centralizadores Rígidos 90
Figura 46. Centralizadores Centek 92
Figura 47. Raspadores o Limpiadores 93
Figura 48. Diseño de la lechada autocurable y elástica. 95
Figura 49. Resistencia a la compresión 96
Figura 50. Tiempo de Bombeo 97
Figura 51. Resistencia del gel estático 98
Figura 52. Resultados varios de laboratorio 99
Figura 53. Resultados de Laboratorio lechada convencional. 102
Figura 54. Registro eléctrico del Pozo Paka Norte A3 104
vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Información General del pozo Oso NA 001 59
Tabla 2. Configuración del Pozo Oso NA 001 60
Tabla 3. Programa de bombeo de fluidos al pozo Oso NA 001 62
Tabla 4. Resumen del Programa de Bombeo Pozo Oso NA 001 63
Tabla 5. Información General del Pozo Paka Norte A3 63
Tabla 6. Configuración del Pozo Paka Norte A3 64
Tabla 7. Programa de Bombeo de Fluidos al Pozo Paka Norte A3. 66
Tabla 8. Resumen del Programa de Bombeo al Pozo Paka Norte A3. 67
Tabla 9. Costos cementación con lechada elástica-autocurable y una
lechada convencional. 106
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO I Pruebas de Laboratorio 120
ANEXO II Resumen Post – Operacional 124
ANEXO III. Costos lechada autocurable y elástica 133
ANEXO IV. Costos lechada convencional. 136
viii
RESUMEN
Debido a la complejidad de este estudio, esta tesis se enfocó en el análisis
de los resultados del campo Paka de Petroamazonas, el mismo que es uno
de los activos más importantes del bloque 15, este campo produce de dos
formaciones principales que son: arena U y T. La problemática de estos
campos es la presión en sus reservorios y la presencia de gran cantidad de
lutitas en su litología, razón por la cual hay que recircular los pozos en la
perforación.
Debido a esta problemática y tomando en cuenta que los reservorios se van
depletando o el agua presente se manifiesta más temprano en la producción,
como se indica en el capítulo II se vio la necesidad de diseñar una lechada
de cemento que aparte de ser elástica se hinche al contacto con petróleo,
convirtiéndolo al cemento en auto-curable y principalmente modificando sus
propiedades mecánicas lo que ayudaría al cemento durante la vida del pozo
a soportar mayores cargas de esfuerzos, si bien es cierto, un cemento
convencional podría soportar ciertos regímenes de esfuerzos pero en pozos
de mayor complejidad este cemento no permanecería integro, en este
capítulo se describe también las buenas prácticas que se deben aplicar
antes y durante la cementación como es una correcta centralización, viajes
de reacondicionamiento del lodo, rotación y reciprocación de la tubería uso
de espaciadores y lavadores, etc. que influirán en los resultados de la
cementación.
En el capítulo 3 se hace una revisión de los métodos usados para determinar
la temperatura, factor clave al momento de realizar los ensayos de
laboratorio y que incidirán en el éxito del trabajo de cementación, adicional
se detallan las diferentes pruebas de laboratorio ejecutadas, parte
fundamental para contrarrestar el problema y el cálculo teórico de los
volúmenes de las lechadas de cemento y fluidos de desplazamiento usados
en la ejecución del trabajo.
ix
Luego del análisis técnico, se desarrolla en el capítulo 4 un análisis de los
resultados de la tecnología de una lechada autocurable y elástica diseñada
para la vida del pozo, verificando así el objetivo de que una lechada
autocurable y elástica en pozos de alta y media complejidad genera un anillo
completo de cemento y permanece íntegro durante la vida del pozo, así
mismo la presencia de fibras aparte de brindar elasticidad al cemento les
incrementa la viscosidad desplazando el lodo de baja remoción de las
cavernas. En el capítulo 5 se presentan las conclusiones y recomendaciones
del proyecto.
x
ABSTRACT
This study analyses the results in field Paka, which is one of the most
important fields in Bloque 15 Unit, operated by Petroamazonas. Paka’s most
important producing formations are sandstones U & T. One of the challenges
found in this field is the presence of non-consolidated clays so called “shale”;
the instability of these formations is the main reason for washed out holes
during the drilling process.
Due to the natural depletion of the reservoirs, the increase of water
production is also expected in this field. Second Chapter describes the
reasons to design swellable slurries when in contact with hydrocarbons and
also with increased elasticity, these properties together make this slurry an
auto – healing cement. The enhanced mechanical properties of this cement
also contribute to keep cement integrity, opposed to conventional slurries that
have failed to survive the along the whole life of the well. This chapter also
describes best practices prior to and during a cement job, emphasizing on a
good centralization program, mud conditioning, rotation and reciprocation of
casing, use of spacers and flushes, etc.
In Chapter 3, methods to calculate the BHCT (Bottom Hole Circulating
Temperature) are described since this is a key factor when performing lab
testing. Lab tests performed and volume calculations for the cementing job
are also explained.
After the technical discussion, chapter 4 shows the results of the swellable
technology combined with additives intended to provide more elasticity to the
cement slurry. In the main section of this chapter, the achievement of a
complete cement sheath, capable of surviving well life, is verified.
Finally, chapter 5 presents conclusions and recommendations of this study.
INTRODUCCIÓN
1
1. INTRODUCCIÓN
El proceso de cementación de un pozo petrolero es usado alrededor del
mundo y es de gran complejidad. Este trabajo se enfoca en el análisis de la
aplicación de un cemento auto-curable y elástico para cementaciones en
pozos de Petroamazonas, PAM.
La cementación es básicamente el proceso de mezclar agua, cemento seco,
aditivos y formar una lechada que es bombeada dentro del pozo a través del
revestimiento hacia un punto crítico en el espacio anular y alrededor del
revestimiento.
Los objetivos principales en el proceso de la cementación primaria son
restringir el movimiento de los fluidos entre las formaciones, proteger y
soportar la tubería de revestimiento.
Sin embargo durante la vida del pozo, el cemento se ve afectado por una
serie de eventos como pruebas de presión, pruebas de producción,
fracturamiento, estimulaciones ácidas, producción, inyección etc. Por lo que
un buen diseño de una lechada de cemento y buenas prácticas de
cementación deben ser aplicadas para evitar que el cemento se fatigue
durante la vida útil o productiva del pozo.
La cementación primaria es la primera cementación que se realiza en el
pozo, posterior a la perforación e inmediatamente después de que se ha
bajado o corrido cada tramo del revestimiento conductor, superficial,
intermedio y de producción respectivamente, como muestra en la Fig. 1.
2
Figura 1. Esquema de un pozo
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Los objetivos de una cementación primaria varían de acuerdo a la
profundidad a la que se encuentre el revestimiento.
El casing conductor es la primera sarta de tubería que se coloca en el pozo.
Normalmente tiene un diámetro entre 16 a 36 [in] dependiendo de la
cantidad de sartas que se haya programado correr en el pozo, es asentado
ya sea con el taladro de perforación o piloteado por un equipo de perforación
más pequeño (rathole machine) antes de mover el taladro más grande al
sitio, es colocado entre 90 a 150 [ft], raramente la profundidad alcanza los
300 [ft]. Tiene como objetivos:
Aislar zonas superficiales que están comunicadas con
afluentes.
Asegurar formaciones no consolidadas.
3
Proveer control de presión con la instalación de las BOP que
usualmente se conectan sobre la sarta de superficie.
Soportar el resto de revestidores y equipo de superficie usado
para perforar las otras secciones.
Entubar zonas con potenciales pérdidas de circulación.
El casing de superficie 13 3/8 [in] es la segunda sarta de casing que se
coloca en el pozo después del casing conductor, generalmente se lo asienta
a la profundidad de la formación Orteguaza. Tiene como objetivo:
Proteger los intervalos de agua fresca.
Asegurar formaciones no consolidadas.
Proveer control de presión con la instalación de las BOP que
usualmente se conectan sobre el casing de superficie.
Soportar a los siguientes revestimientos.
Entubar zonas con potenciales pérdidas de circulación.
Permitir la conexión de diferentes elementos de
completamiento.
El Casing Intermedio, algunas veces llamado sarta de protección, se coloca
para controlar el pozo y va desde superficie hasta cubrir formaciones a miles
de pies de profundidad. Generalmente tiene un diámetro de 9 5/8 [in]
colocado en un hueco de 12 ½ [in] que por lo general cubre las formaciones
Napo, Tena hasta la Caliza M1. Tiene como objetivo:
Controlar el pozo y separar el pozo en intervalos perforables.
Sellar zonas de gas, agua y pérdidas de circulación.
Aislar secciones salinas.
Proteger de zonas de altas presiones.
Proteger el hueco abierto de los incrementos del peso de lodo.
Proteger la formación de altas o bajas presiones causadas por
las operaciones de perforación y cementación.
4
Pueden ser usados como casings de producción (zonas
superiores).
Proveer un lugar donde colgar el liner de producción.
Proveer buena calidad del cemento y sello hidráulico para
prevenir cualquier influjo en el anular.
El Casing de Producción es la última sarta de tubería que se coloca en el
pozo, algunas veces un Liner es usado en lugar del casing de producción.
Los diámetros más comunes son 5, 5 ½ y 7 [in] .El casing de producción se
extiende desde la superficie hasta la formación productora cubriendo las
zonas de interés U, T y en algunos casos Hollín. Sus funciones son:
Aislar zonas de petróleo, agua y lutitas.
Completar el pozo para producción.
Dar aislamiento zonal.
Proteger las zonas productoras de fluidos no deseados.
Proveer control de presión.
Cubrir los casing intermedios.
Permite el cambio de fluidos, de los fluidos de perforación a los
fluidos de completamiento que son compatibles con las
formaciones.
En muchos de los casos resulta más económico colocar una tubería corta de
producción en lugar de correr un casing de producción desde superficie. En
la industria existen tres tipos de Liner que se los utiliza de acuerdo los
requerimientos en el pozo y son:
Liner de asentamiento mecánico.
Liner de asentamiento hidráulico.
Liner expandible.
5
Cuando la cementación primaria falla, ya sea posterior al trabajo de
cementación o durante la vida del pozo, se realiza un trabajo de
cementación secundaria, que es el proceso de forzar la lechada de cemento
bajo presión dentro de una porción específica del pozo a través de disparos
por la tubería de revestimiento, se lo realiza cuando un trabajo de
cementación primaria no ha sido exitoso ya sea por problemas operativos o
por falla en el diseño de la lechada de cemento.
Un trabajo de cementación secundaria se lo realiza también cuando se
necesita abandonar una zona de interés debido a que la misma se encuentra
depletada, mediante la colocación de un tapón de abandono o cuando por
algún motivo herramientas se han quedado pescadas dentro del pozo y es
imposible recuperarlas es necesario desviar el pozo mediante la colocación
de un tapón de desvío.
En general los propósitos de una cementación forzada son:
Corregir un trabajo de cementación primaria defectuosa
causado por la canalización o anillo de cemento incompleto.
Aislar el gas de las zonas de petróleo.
Reducir altas producciones de agua y/o gas.
Sellar formaciones no productivas del pozo.
Reparar agujeros de la tubería de revestimiento causados por
la corrosión.
La mayoría de los campos del oriente ecuatoriano producen mediante
empuje hidráulico, con el paso del tiempo el agua ha ido inundando los
yacimientos y por ende la producción de agua ha ido incrementando
paulatinamente, razón por la cual hoy en día se necesita de tecnología
avanzada de cementación en la zona de interés para alcanzar un sello
competente y para soportar esfuerzos durante la vida del pozo, en el anular
y evitar la migración de fluidos no deseados.
6
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis de la aplicación de un cemento auto-curable y elástico
para cementaciones en pozos de Petroamazonas que así lo ameriten,
mediante la evaluación de los resultados obtenidos a través de los registros
eléctricos a hueco entubado.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar las condiciones actuales de los pozos a ser cementados
usando esta tecnología.
Realizar un levantamiento de toda la información actual sobre
cementos auto-curables y elásticos.
Modelar un perfil óptimo de temperatura del campo
Mediante un análisis de elementos finitos diseñar un cemento
elástico.
Realizar ensayos en Laboratorio para diseñar la lechada de
cemento auto-curable y elástica, en base a las condiciones del
pozo (reologías, filtrado, agua libre, tiempo de bombeo, tiempo de
tránsito, agua libre, resistencia a la compresión, prueba de
expansión en presencia de crudo).
Realizar análisis de compatibilidades con todos los fluidos a ser
utilizados.
Realizar un análisis de las pruebas de laboratorio obtenidas.
Entregar resultados a los pozos en los que se puede aplicar esta
tecnología.
Durante muchos años cementos convencionales se han venido usando para
aislar el casing del anular y proveer un sello óptimo. Este cemento podría
soportar ciertos regímenes de esfuerzos durante la vida del pozo, pero en
7
pozos de mayor complejidad ya sea al ser perforado o en su etapa de
producción serán sometidos a mayores cargas de esfuerzos, por lo cual es
necesario cierta elasticidad en el cemento haciendo necesario modificar sus
propiedades mecánicas. Siguiendo la complejidad de los pozos y tomando
en cuenta que los reservorios se van depletando o el agua presente se
manifiesta más temprano en la producción, se ha visto la necesidad de
buscar un cemento que aparte de ser elástico se hinche al contacto con
petróleo, convirtiéndolo al cemento en auto-curable.
Este cemento conserva las propiedades elásticas a lo que se le adiciona la
característica de auto-curable, ahorrando costos por remediaciones y sobre
todo optimizando la producción de hidrocarburos.
La investigación se realizó hasta el cumplimiento del objetivo general
demostrando de esta forma que esta tecnología se puede aplicar en pozos
que lo ameriten.
El uso de un cemento auto-curable y elástico tendrá muchas ventajas
respecto a un cemento convencional en cuestiones de adherencia al casing
y formación, además por tener sus propiedades elásticas y auto-curables
soportará altos regímenes de esfuerzos durante toda la vida productiva, al
realizar un fracturamiento hidráulico o una inyección de vapor este cemento
permanecerá remanente con el tiempo, y si este falla o craquea se auto-
curará.
MARCO TEÓRICO
8
2. MARCO TEÓRICO
Para una cementación primaria, cementos expansivos son usados para
mejorar el sello en el anular entre el casing y el hueco abierto. Un sello
hidráulico completo es el objetivo principal para conseguir un buen
aislamiento zonal. El aislamiento zonal es necesario para:
Prevenir la pérdida de producción.
Controlar la migración de gas.
Proveer protección ante fluidos corrosivos.
Reducir la producción de agua.
Controlar los puntos de admisión en tratamientos de estimulación.
Además últimas tecnologías proveen propiedades elásticas y auto-curables
a los cementos con la adición de elastómeros y fibras.
Se han creado un conjunto de soluciones innovadoras, ajustándose a los
objetivos y con la flexibilidad necesaria para permitir que cada sistema se
adapte específicamente para un determinado conjunto de condiciones del
pozo.
Las principales características de una lechada auto-curable son:
Contiene materiales patentados de hinchamiento continuo.
Permanecen inactivas durante el fraguado del cemento.
Será activada cuando entra en contacto con hidrocarburos.
Automáticamente sella micro canales o micro anulares en el cemento.
9
2.1 ANTECEDENTES
La cementación es el proceso que fue desarrollado por Halliburton, desde el
año de 1920.
Después de que un pozo de petróleo es perforado, se coloca la tubería de
revestimiento (TR-casing) en el suelo para proteger el pozo evitando que
cualquier formación de residuos caiga en él, o incluso se colapse. La tubería
de revestimiento (casing) también proporciona una superficie sólida, lisa
para un trabajo nuevo en el pozo. Una zapata (guide shoe) cubierta de
acero, redonda se coloca al extremo de la TR siendo colocada en el agujero
para proteger y guiar la TR (casing.)
El espacio que queda entre la TR y la formación (el anular) entonces es
llenado con cemento, bombeando la lechada de cemento a través de la TR y
sosteniendo el anular. Un tapón se utiliza detrás del cemento para empujar
el cemento hacia el espacio anular. Un fluido de desplazamiento (por
ejemplo, agua) es bombeado atrás del tapón para empujarlo.
La cementación de pozos petroleros se realiza en todas partes del mundo, y
cada vez es más compleja. Las funciones básicas de una cementación
primaria, son las siguientes:
El cemento sostiene la TR (casing), así que el cemento debe cubrir
completamente la TR; aquí es donde los centralizadores son de gran
ayuda. Si la TR está centrada en el agujero, una capa de cemento
debe cubrir totalmente la TR (casing).
El cemento tapa las formaciones para evitar que los fluidos de una
formación migren arriba o abajo del agujero y contaminen los fluidos
en la otra formación (conocido también como aislamiento zonal). Por
ejemplo, el cemento puede proteger una formación de agua dulce
10
(que quizás una zona cercana esté utilizando como su suministro de
agua potable) contra la contaminación de agua salada.
El cemento protege a la TR (casing) de los efectos de corrosión que
los fluidos de la formación puedan tener dentro en ella.
El cemento protege a la TR (casing) del choque de cargas cuando se
está perforando profundamente.
El cemento tapa áreas de las formaciones que permiten que los
fluidos se filtren (pérdida de circulación o zonas de pérdida).
El cemento protege el medio ambiente, controlando el flujo de los
fluidos.
El cemento puede ser usado para tapar un pozo viejo (abandono) o
para tapar una zona vacía (agotada).
La cementación puede clasificarse como primaria y secundaria. La
cementación primaria se efectúa inmediatamente después de que la TR
(casing) es corrida dentro del pozo. La cementación secundaria se realiza
después del trabajo primario, generalmente como parte de un trabajo de
cementación de reparación o recuperación.
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO
2.2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
Por la complejidad de los campos este estudio se va a enfocar en el análisis
de dos activos representativos de los bloques 15 y 7&21 que se muestran
en la Fig. 2. Estos campos tienen propiedades características de presión en
sus reservorios.
11
Figura 2. Mapa por Bloques
(Exploración & Desarrollo de PAM, Distribución de los diferentes bloques petroleros, 2010)
El activo ILY es uno de los activos más importantes del bloque 15, está
constituido de los campos: Indillana, Limoncocha, Yanaquincha, Paka,
Palmeras, Palmar entre los más importantes.
La ubicación de los diferentes campos dentro del activo ILY se describe en la
Fig. 3, estos campos producen de dos formaciones principales que son:
arena T y U.
12
Figura 3. Mapa de contornos Activo ILY
(Exploración del campo ILY de PAM, Exploración del campo ILY, 2010)
En el mapa se pueden ubicar los campos Paka, Palmeras y Palmar, siendo
los más cercanos Palmar con Palmeras.
Básicamente los campos Yanaquincha y Limoncocha están más al centro de
la estructura y el campo Paka está del otro extremo por lo que se debe
aplicar criterios diferentes cuando se cementa un pozo en dichos campos.
El activo B7&21, está ubicado más al centro de la cuenca oriente y se
describe en el mapa estructural de la Fig. 4. En este bloque se produce
principalmente de la formación Hollín, que tiene como característica su
elevada presión (4000 psi) y alta permeabilidad (2 Darcys).
13
Figura 4. Activo B7&21
(Departamento de Exploración del B7&21 de PAM, Mapa estructural del campo OSO, 2010)
14
2.3 MECANISMOS DE EMPUJE
La producción de un pozo alcanza un nivel máximo y a partir de allí declina
hasta un límite que puede ser definido por razones físicas o económicas
según las características del yacimiento. Cuando el pozo alcanza su límite a
nivel físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los
poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja
de fluir por su mecanismo natural.
La recuperación de petróleo por mecanismos naturales de producción se
conoce con el nombre de recuperación primaria y se refiere a la producción
de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de ningún proceso, es
decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio.
Existen cinco mecanismos de empuje natural:
Expansión del gas.
Gas en solución.
Empuje de roca (compactación).
Segregación gravitacional.
Empuje de agua.
Se da el caso de que uno de estos mecanismos prevalece sobre los demás,
pero la posible presencia de otro mecanismo actuaría como una ayuda
adicional.
Es muy importante detectar lo más anticipadamente el mecanismo natural de
empuje o expulsión del petróleo, debido a que se puede obtener un mejor
provecho del futuro comportamiento del mecanismo en el yacimiento, y
también ayudará para estudiar las futuras aplicaciones de extracción
secundaria como inyección de gas, agua, vapor, entre otros elementos. Para
detectar el mecanismo de producción se acude a la interpretación de una
extensa data obtenida durante la perforación de los pozos y durante el
comienzo y toda la etapa de producción primaria.
15
2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE
2.3.1.1 Empuje por expansión de gas
En este tipo de yacimientos, bajo las condiciones originales de presión y
temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. A
medida que se realiza la producción de petróleo, la presión disminuye y la
capa de gas se expande, actuando como un pistón que impulsa el petróleo
al pozo como se indica en la Fig.5. Por su mecanismo y características de
funcionamiento, el empuje por capa de gas ofrece una posibilidad de
extracción de petróleo de un 20 a 40 por ciento.
Figura 5. Expansión de Gas
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.2 Empuje por gas en solución
En este tipo de mecanismo no existe capa de gas. Todo el gas disuelto en el
petróleo y el petróleo mismo forman una sola fase, a presión y temperaturas
originalmente altas en el yacimiento. Este mecanismo es el que más
prevalece en los yacimientos en el mundo, alrededor de un tercio de los
yacimientos de hidrocarburos son influenciados por este mecanismo. Al
comenzar la etapa de producción, el diferencial de presión creado hace que
el fluido comience a expandirse y arrastre el petróleo del yacimiento al pozo.
16
A medida que se produce hidrocarburo baja la presión, y cuando cae por
debajo del punto de burbuja se forman pequeñas y dispersas burbujas de
gas en los poros, que también empujan al petróleo al hoyo como se indica
en la Fig.6. A un 5-10 por ciento de gas libre en el yacimiento, las burbujas
se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada.
Cuando esto ocurre la producción de crudo cae y la producción de gas
aumenta rápidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas.
Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de la capa de
gas (expansión de gas). La práctica ha demostrado que la extracción
primaria por ese mecanismo puede producir de 15 a 25 por ciento del
petróleo original en sitio (POES).
Figura 6. Gas en Solución
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.3 Empuje por segregación gravitacional
Este mecanismo de empuje se genera por efectos de gravedad y densidad
de los fluidos que se encuentran en el yacimiento. Generalmente en
nuestros yacimientos podemos encontrar tres tipos de fluidos; agua, petróleo
y gas, el gas por ser menos denso y por condiciones estructurales junto con
las características de la roca como la permeabilidad, podemos encontrarlo
17
en la parte superior del yacimiento, es decir en lo más cerceno a la
superficie, dependiendo de las características de nuestro petróleo,
generalmente se encuentra ubicado entre la capa de gas y el volumen de
agua en el yacimiento, como se muestra en la Fig. 7. Si tenemos una buena
permeabilidad vertical y esta es mayor que la permeabilidad horizontal al
tener un pliegue geológico favorable como un anticlinal y según la
disposición de nuestros fluidos descritos anteriormente se podría tener
obtener un mecanismo de segregación gravitacional.
Figura 7. Segregación Gravitacional
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.4 Empuje de agua
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para
la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se
produzca hasta 60 por ciento y quizás más del petróleo en sitio. Un empuje
de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al acuífero con
caída de presión mínima en el hoyo. Como se muestra en la Fig. 8. el agua
del acuífero se expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento
hacia el hoyo mientras la presión cae.
Este mecanismo requiere que se mantenga una relación muy ajustada entre
el régimen de producción de petróleo que se establezca para el yacimiento y
18
el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua-
petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el
petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua. Un empuje de agua
fuerte ocurre cuando el acuífero es de calidad igual o mayor que el
yacimiento, y tiene un volumen mucho mayor que el yacimiento (unas 10
veces) o está conectado a una recarga superficial. Por otro lado se debe
mantener la presión en el yacimiento por encima del punto de burbuja para
evitar el desprendimiento de gas y que se forme una capa de gas.
Figura 8. Empuje de Agua
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
Los activos ILY y B7&21 producen petróleo especialmente de los
yacimientos U y T, siendo el reservorio U el de mayor presión poral ya que
tiene un mecanismo de empuje hidráulico de fondo. El yacimiento T en
cambio no tiene una presión muy elevada y produce de mayor forma con
empuje lateral. El promedio de corte de agua del activo ILY (IN) es del
83.5%.
En el activo B 7&21 (OY) en cambio la producción es enteramente del
reservorio Hollín, que tiene como fuente de energía un acuífero de fondo
19
activo, por este motivo sus pozos producen con un BSW del 80% como se
muestra en la Fig. 9.
Figura 9. Resumen de Producción Diaria
(Petroamazonas, Sumario de Operaciones de Producción y Perforación, 2012)
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA LECHADA AUTOCURABLE
El aditivo que provee propiedades autocurables es una mezcla de materiales
elastómeros diseñados para ayudar a mejorar la elasticidad del cemento
fraguado, así como su hinchamiento cuando se expone a los hidrocarburos,
este aditivo modifica las propiedades mecánicas del cemento, disminuyendo
primeramente el módulo de Young e incrementando el coeficiente de
Poisson del cemento, auto curando micro fisuras para permitir que el crudo
fluya. La Lechada elástica posee una fibra sólida usualmente mezclada en
seco con el cemento.
2.4.1 APLICACIONES
Este sistema es utilizado para garantizar la integridad del pozo a largo plazo,
que podría verse comprometida ya sea en la inyección del vapor, pozos
(HPHT) con alta presión y alta temperatura, aguas profundas, geotermales,
pozos con cargas cíclicas o pozos con problemas de migración de fluidos
gas o agua. El principal uso de la lechada elástica es modificar el módulo de
Young y el coeficiente de Poisson del cemento fraguado y autocurar micro
fisuras, ayudando a incrementar la capacidad del cemento a resistir cargas
cíclicas
20
2.4.2 VENTAJAS
Ayuda a auto curar micro fisuras cuando está expuesto a los
hidrocarburos.
Incrementa la elasticidad del cemento fraguado, ayudando a soportar
mejor las tensiones y las cargas cíclicas.
Cuando este aditivo se combina con fibras, minimiza las pérdidas de
circulación y ayuda a puentear en formaciones porosas o con
presencia de fracturas.
2.4.3 DESVENTAJAS
Requiere técnicas especiales de laboratorio para poder ejecutar los
ensayos requeridos de acuerdo a la Norma API 10B y
consideraciones especiales de bombeo debido a las propiedades de
las partículas del elastómero.
Debido a su baja gravedad específica de 1.01, genera la tendencia de
separarse o de flotar en la superficie de la lechada.
Las lechadas autocurables y elásticas son típicamente más viscosas en
temperatura ambiente debido a la mayor relación de sólidos que líquidos,
esto trae mayores problemas tanto en el laboratorio como en el campo, por
lo que las propiedades reológicas son un parámetro muy importante de
determinar y entender.
En la locación se debe estar preparado para el incremento en el tiempo de
mezclado de la lechada de cemento y la disminución de la tasa de bombeo
para compensar la alta viscosidad inicial que esta lechada genera. Cuando
este tipo de lechadas son colocadas en el fondo del pozo a temperaturas
elevadas, las lechadas frecuentemente experimentan un adelgazamiento
térmico o reducción en la fricción, lo cual causa sobre dispersión y
decantación de las partículas especialmente cuando el adelgazamiento
21
térmico ocurre, por lo que es importante considerar no colocar
concentraciones elevadas de dispersantes o reductores de fricción,
asegurarse que las lechadas que contienen este tipo de aditivos son
estables a temperaturas de fondo de pozo o a BHCT.
2.4.4 COMPATIBILIDAD CON OTROS ADITIVOS
Esta lechada auto curable contiene elastómeros que se hinchan y cambian
sus propiedades físicas cuando entran en contacto con los hidrocarburos,
por lo que es necesario mantener este tipo de diseños lejos de aditivos y
lodos base aceite y asegurarse de usar una adecuada cantidad de
espaciadores compatibles adelante y detrás de la lechada de cemento.
Este elastómero es usado en concentraciones de 5 a 10% BWOC (por el
peso del cemento), pero puede ser usado en concentraciones más altas si
es necesario, siempre y cuando la lechada de cemento se pueda mantener
bombeable y estable, en sí, las concentraciones del diseño dependerán de
las propiedades mecánicas finales deseadas, así como las características
potenciales de hinchamiento.
2.4.5 COMPONENTES DE UNA LECHADA AUTOCURABLE
Para diseñar una lechada de cemento autocurable y elástica y con buenas
propiedades mecánicas, es necesario controlar las propiedades reológicas,
control de filtrado, tiempo de bombeo, resistencia a la compresión,
encogimiento de la lechada y un parámetro muy importante la migración de
fluidos gas o agua.
2.4.5.1 Retardadores (SCR-100)
Este retardador usado en el diseño de la lechada es un aditivo no-
lignosulfonato que ayuda a incrementar el tiempo de bombeo de la lechada
22
de cemento, es efectivo a temperaturas de fondo de pozos superiores a
360°F cuando es combinado con otro tipo de aditivos.
Ventajas:
Ayuda a incrementar el Zero Gel Time y a disminuir el tiempo de
transición a menos de 30 minutos cuando es combinado con un
aditivo controlador de filtrado.
Provee una excelente resistencia a la compresión cuando la lechada
es curada a BHCT.
2.4.5.2 Controladores de filtrado
Halad-400L
El Halad-400L es un aditivo sintético elaborado para trabajar en un rango de
temperaturas de 80 a 400°F. Este aditivo trabaja sin construir viscosidad y
genera ligeramente dispersión.
Ventajas:
Ayuda a controlar la perdida por filtrado.
Efectivo a altas temperaturas.
Efectivo cuando se tiene altas concentraciones de gas.
Puede ser usado en combinación con otros aditivos controladores de
filtrado tal como el Halad-300L
Este aditivo ha sido probado con una variedad de cementos Portland
proporcionando buenos controles de filtrado con el uso de razonables
concentraciones requeridas.
23
Halad-300L
Este aditivo ayuda a controlar el filtrado en una variedad de condiciones,
puede ser usado en lechadas de cemento espumadas sin romper su
estructura. Trabaja en un rango de temperatura de 100 a 400°F, construye
ligeramente viscosidad por lo que combinado con otros controladores de
filtrado genera excelentes propiedades reológicas en la lechada de cemento.
Ventajas:
Este aditivo ligeramente retarda en temperaturas menores de 100°F.
Es usado en lechadas de densidad de 12.5 lb/gal a 16 lb/gal.
Es compatible con la mayoría de aditivos.
2.4.5.3 Control de migración de gas (Gas Stop HT)
Este aditivo nos ayuda a controlar el desarrollo de la resistencia del gel,
utilizado en un rango de temperatura de 180°F a 350°F. Ayuda a proveer
transmisión de presión hidrostática a zonas potenciales de gas cuando la
pérdida de filtrado hacia la formación es significativa.
Ventajas:
Es compatible con aditivos densificantes, alivianadores de peso,
agentes de control de agua, retardadores.
Con el uso de este aditivo menos concentraciones de agentes de
control de agua son requeridas.
Altas concentraciones de este aditivo pueden generar viscosidades
altas.
24
2.4.5.4 Aditivo densificante (Micromax FF)
Este aditivo densificante es elaborado en base a sedimentos minerales, y
tiene un tamaño promedio de partícula de 5 micrones.
Este aditivo tiene un rango de gravedad específica de 4.7 a 4.9, que
combinado con el aditivo autocurable nos permite compensar la baja
gravedad específica de este elastómero, es utilizado principalmente para
incrementar la densidad de las lechadas.
Ventajas:
En pozos profundos donde altas presiones y temperaturas están
presentes, es utilizado para contrarrestar la presión de la formación y
ayudar a mejorar el desplazamiento del lodo.
A diferencia de otros aditivos densificantes este aditivo puede ser
agregado directamente al agua de mezcla manteniendo en
suspensión sus partículas
Consideraciones:
Debido a las partículas ultra finas del Micromax FF, la lechada puede
requerir mayor concentración de retardador para alcanzar el mismo
tiempo de bombeo que otros tipos de aditivos densificantes.
Puede requerir diversa cantidad de agregado de agua, dependiendo
de la cantidad de los materiales densificantes usados y de la
concentración de otro tipo de aditivos que incluyan en la lechada de
cemento.
25
Precauciones:
Cuando la lechada que contenga Micromax FF esté expuesta al ácido
clorhídrico (diluido o HCL concentrado) generará gas cloro. El gas
cloro es un irritante poderoso y puede causar edema pulmonar fatal.
2.4.5.5 Silicalita
Este aditivo está hecho de un polvo finamente divido, de una alta área
superficial de sílice, es usado para mejorar la resistencia a la compresión y
es usado también como un extendedor para lechadas de bajo peso. Este
aditivo también imparte tixotropía a algunas lechadas de cemento y puede
ser usado a temperatura circulante de fondo de pozo entre 50°F y 500°F.
2.4.5.6 Aditivos expansivos
Microbond HT
Este aditivo expansivo es elaborado en base a óxido de magnesio,
desarrollado para ser usado sobre temperaturas de 170°F. La expansión que
genera este aditivo está en función de la temperatura, la cual acelera la
expansión.
Ventajas:
Es funcional en toda la clasificación de los cementos API.
Ayuda a controlar micro canales lo cual produciría comunicación
zonal, por lo que puede ser utilizado en lugares donde se sospeche
de problemas con micro canales.
26
Súper CBL & Súper CBL EXP
Este aditivo expansivo ayuda a compensar el encogimiento del cemento
causada por la hidratación química del cemento más la pérdida de filtrado
hacia las formaciones permeables bajo condiciones de fondo del pozo. Este
aditivo en la lechada compensa o excede ligeramente el encogimiento
liberando gas hidrógeno, el mismo que se genera de la reacción de este
aditivo al entrar en contacto con el aluminato Tricálcico componente del
cemento y el agua.
Nota: La generación de gas puede ocurrir poco tiempo después de haber
agregado el aditivo a la lechada, en climas calientes algo de la liberación de
gas puede ocurrir durante la mezcla, por eso este aditivo es colocado
rápidamente, al momento que se va a bombear la lechada al pozo.
En el Laboratorio es importante tomar en cuenta que la reacción inicialmente
se produce por la reacción de hidratación del cemento y continúa posterior al
fragüe inicial del cemento, por lo que es necesario tomar las medidas
requeridas para extraer la muestra del cilindro colocado en el HPHT y MACS
II, o en cualquier contenedor cerrado.
Nota: Previo a correr el Tiempo de Bombeo o la prueba del SGS colocar la
lechada en un vaso para determinar el tiempo de reacción, si este tiempo es
considerable para evitar que la lechada reaccione en superficie de tal forma
que no afecte durante el bombeo de la lechada en el pozo, continuar con los
demás ensayos requeridos o a su vez disminuir la concentración del aditivo
expansivo o cambiar el diseño.
2.4.5.7 Fibras de Vidrio (Well Life 734)
Este aditivo contiene fibras de vidrio de 3mm, diseñado para incrementar la
resistencia tensil del cemento fraguado, este material fibroso es fabricado
para ser usado a temperaturas menores de 600°F.
27
Ventajas y Aplicaciones:
Es usado como una fibra para controlar la pérdida de circulación del
cemento y fluidos de perforación.
Incrementa la tixotropía de la lechada de cemento.
Puede ser usado en combinación con otros aditivos para la vida del
pozo o aditivos WellLife yLifeCem.
Ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento fraguado,
previniendo las fallas del cemento generadas por tensión.
2.4.5.8 Fibras de Carbono (Well Life 684)
Este aditivo ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento fraguado
sin decrecer significativamente en la resistencia a la compresión. Estas
fibras están compuestas de un 95% de carbono y un 5% de nitrógeno, estas
fibras de carbono a diferencia de las fibras de vidrio son inertes y no
reaccionan con el cemento en condiciones de fondo de pozo, es un aditivo
termalmente estable, pudiendo ser usado en cualquier rango de
temperatura.
Estas fibras de carbono tienen una longitud promedio de 150 micrones y un
diámetro de 7.2 micrones, lo cual significa que es ligeramente más largo que
las partículas de cemento, permitiendo el agregado de mayor concentración
de este aditivo en el cemento.
El agregado de estas fibras al cemento tienen la misma función de las
varillas agregadas al concreto para mejorar la resistencia tensil, por regla
práctica se sabe que la resistencia tensil del cemento es aproximadamente
de uno a diez la resistencia a la compresión (1:10 RT: RC), por la facilidad
del agregado de esta fibra, la relación de la resistencia tensil con la
resistencia a la compresión puede incrementar en un 25% o (1:4) para
algunos diseños de lechada.
28
Ventajas y Aplicaciones:
Ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento, previniendo
fallas en el cemento generadas por tensión.
Este aditivo no tiene un límite de temperatura, puede ser usado en
cualquier rango de temperatura.
Debido al pequeño tamaño de las fibras, puede ser usado en
concentraciones superiores al 10% sin afectar la mezcla de la lechada
y las reologías.
Es un aditivo inerte y no reacciona con la lechada de cemento, así
que provée una continua resistencia tensil durante la vida del pozo.
2.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DEL CEMENTO
Tradicionalmente, cuando diseñamos una lechada de cemento nos
concentramos en las propiedades como son las propiedades reológicas,
pérdida por filtrado, agua libre, tiempos bombeables, densidad; que son
aplicables cuando el cemento todavía se encuentra en forma fluida. Esto es
necesario e importante para obtener una mezcla y un desplazamiento
efectivo, sin embargo los requerimientos para asegurar la integridad del
cemento durante la vida productiva del pozo dependen de las propiedades
mecánicas del mismo. La necesidad de considerar estas propiedades es
crítica ya que el pozo está sujeto a cambios y esfuerzos.
Para entender con facilidad el Módulo de Young y la relación de Poisson
definiremos el esfuerzo y la deformación unitaria.
2.5.1 ESFUERZO
El esfuerzo (denotada por la letra griega σ) es una aplicación de la fuerza
por unidad de área superficial como se indica en la Fig. 10, las unidades del
esfuerzo son lb/pulg2, por convención en geo mecánica las fuerzas de
compresión son tomadas como positivas, como las fuerzas que prevalecen
29
en la tierra son usualmente compresivas en la naturaleza, las fuerzas de
tensión de cualquier forma son negativas.
A
Fl
ím [1]
Figura 10. Esfuerzo
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
La fuerza que produce un esfuerzo puede ser descompuesto en dos
componentes: una fuerza normal y una fuerza tangencial, que como se
indica en la Fig. 11 proveen dos tipos de esfuerzos:
Esfuerzo normal.
Esfuerzo cortante.
Figura 11. Esfuerzo normal y cortante
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
30
Por lo tanto la condición del estrés o esfuerzo es dependiente de la
inclinación de la fuerza aplicada.
2.5.2 DEFORMACIÓN UNITARIA
La deformación unitaria (denotada por la letra griega ε), Como se muestra
en la Fig. 12, es el cambio en la longitud por unidad de longitud cuando un
material se somete a una fuerza de tensión o compresión.
La deformación del material es proporcional a la fuerza aplicada. El cambio
en la longitud de la muestra cilíndrica sometida a una carga axial dividido
para la longitud de la muestra original se define como la deformación por
compresión.
Figura 12. Deformación por compresión
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
2.5.3 MÓDULO DE YOUNG
Cuando a un cuerpo se le aplica una fuerza, éste normalmente reacciona
contra esa fuerza deformadora, dado que tiende a tener una forma estable
debido a su estructura molecular. Estas fuerzas de reacción suelen llamarse
elásticas, y podemos clasificar los cuerpos según el comportamiento frente a
la deformación. Muchos cuerpos pueden recuperar su forma al desaparecer
la acción deformadora, y los denominamos cuerpos elásticos.
Longitud Original Longitud de la muestra
comprimida
31
Otros cuerpos no pueden recuperar su forma después de una deformación, y
los llamamos plásticos. Evidentemente, un material elástico lo es hasta cierto
punto, más allá de un valor determinado de la fuerza deformadora, la
estructura interna del material queda tan deteriorada que le es imposible
recuperarse. Hablaremos por tanto, de un límite elástico, más allá del cual el
cuerpo no recupera la forma, y aún más, de un límite de ruptura, sobre el
cual se deteriora completamente la estructura del material, rompiéndose.
Robert Hooke (1635-1703) estableció una ley fundamental que relaciona la
fuerza aplicada y la deformación producida. Para deformaciones que no
sean muy grandes, es decir, que no superen el límite elástico
Para un material elástico lineal e isótropo, el módulo de Young tiene el
mismo valor para una tracción que para una compresión, siendo una
constante independiente del esfuerzo siempre que no exceda de un valor
máximo denominado límite elástico, y es siempre mayor que cero.
Para un material elástico lineal el módulo de elasticidad longitudinal es una
constante (para valores de tensión dentro del rango de reversibilidad
completa de deformaciones). En este caso, su valor se define como el
cociente entre el esfuerzo y la deformación producida, como se muestra en
la Fig. 13.
LLA
F
E
[2]
Donde:
E =es el módulo de elasticidad longitudinal.
=es la presión ejercida sobre el área de sección transversal del
objeto.
ε = es la deformación unitaria en cualquier punto de la barra.
32
Esfuerzo (σ)
Mayor inclinación
indica más dureza
del material
Deformación Unitaria (ε)
Figura 13. Módulo de Young
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
Por lo tanto, el módulo de Young es la resistencia de un cuerpo elástico a la
deflexión o a la deformación dada, según la dirección en la que se aplique la
fuerza. Este módulo es básicamente una medida de la rigidez del material.
Entonces, cuando un material tiene un módulo de elasticidad grande, posee
también una rigidez relativa grande, es decir que se lo que se debe obtener
en relación al análisis es que los cementos utilizados en la zonas de interés
tengan módulos de Young menores a los que se tiene con los cementos
convencionales.
2.5.4 COEFICIENTE DE POISSON
La Figura 14 muestra la relacion de la deformacion longitudinal con respecto
a la deformacion axial cuando una fuerza normal es aplicada al cuerpo.
33
Figura 14. Coeficiente de Poisson
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
Si una carga es aplicada a lo largo de un eje dado, resulta en una tensión o
compresión la cual es proporcional a el modulo de Young de la muestra,
pero tensiones perpendiculares al eje también se producirán, la magnitud de
esta tensión lateral dependerá del coeficiente de Poisson de la muestra. El
valor numérico del coeficiente de Poisson se encuentra entre 0,0 y 0,5.
Un valor de cero significa que no hay resultado de deformacion lateral
cuando la muestra está sometida a una carga.
Un valor de 0,5 significa que la muetra se expande lateralmente tanto
como se expande axialmente.
En si un material, cuando se encuentra no confinado y sometido a una
carga, soporta un mayor esfuerzo a medida que el módulo de Poisson es
menor, pero ocurre todo lo contrario cuando el material es confinado.
En la cementación de pozos, el cemento es confinado dentro de un pozo
entre el casing y la formación, por lo tanto; lo que interesa es conseguir
módulos de Poisson altos.
Entonces entender el comportamiento mecánico del cemento es crucial para
entender el comportamiento de la lechada durante la vida del pozo.
34
Las propiedades mecánicas que se indicó anteriormente se pueden
determinar ya sea de forma axial, tri-axial y simulando bajo condiciones de
presión y temperatura en el MPRO.
La medida de ultrasonido de un material está directamente relacionado a las
propiedades elásticas, por esto el uso de una combinación de las medidas
de ondas de corte de ultrasonido, ondas comprensivas, y propiedades
mecánicas dinámicas tal como el módulo de elasticidad, módulo de
comprensibilidad, relación Poisson y resistencia a la compresión permiten
determinar el comportamiento mecánico de la lechada bajo condiciones de
presión y temperatura.
2.6 CONCEPTOS BÁSICOS
2.6.1 PRESIÓN Y TEMPERATURA
El desempeño de la lechada de cemento en el fondo del pozo se ve afectada
por dos influencias básicas, la presión y la temperatura. Estos factores
afectan a la duración en la que la lechada permanecerá bombeable y cuan
bien esta desarrollará la resistencia necesaria para soportar el peso de la
tubería.
La temperatura tiene una influencia más pronunciada ya que a medida que
la temperatura de la formación incrementa la lechada de cemento se
deshidrata, fraguándose con mayor rapidez y consecuentemente
desarrollando resistencia rápidamente.
El gradiente de temperatura varía en las diferentes áreas geográficas así la
temperatura estática de fondo de pozo (BHST) puede ser obtenida desde
los registros eléctricos o pruebas de DST. La temperatura circulante de
fondo de pozo (BHCT) es obtenida desde la temperatura registrada en la
sarta de perforación durante el viaje de acondicionamiento del pozo antes de
35
bajar el casing. El efecto de enfriamiento del desplazamiento del lodo
disminuye considerablemente la temperatura circulante del pozo durante la
cementación del casing, mientras que durante una cementación secundaria
(squeeze) hay menos enfriamiento debido a que hay menor cantidad de
fluido en el pozo que precede la lechada.
Desde estos datos la relación de la BHST vs BHCT son obtenidos para
determinar la bombeabilidad de la lechada de cemento.
La presión se impone sobre la lechada de cemento por la presión
hidrostática de los fluidos del pozo reduciendo también el tiempo bombeable
del cemento, en pozos profundos la presión hidrostática más la presión
superficial puede exceder los 20000 psi.
En si el tiempo en que toma la lechada de cemento en alcanzar la
profundidad dependerá del tamaño de la geometría del pozo y de la tasa de
desplazamiento.
2.6.2 REOLOGÍAS
La reología es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y
la deformación en los materiales que son capaces de fluir. La reología es
una parte de la mecánica de medios continuos. Una de las metas más
importantes en reología es encontrar ecuaciones constitutivas para modelar
el comportamiento de los materiales.
A través de las propiedades reológicas podemos determinar la viscosidad
plástica (PV), el punto de cedencia (YP) y la resistencia del gel.
2.6.2.1 Viscosidad Plástica
Es la propiedad de un fluido que tiende a oponerse a su flujo cuando se le
aplica una fuerza. Este fenómeno es atribuible a las atracciones entre las
36
moléculas de un líquido, y es una medida de los efectos combinados de
adhesión y de cohesión a los efectos de partículas suspendidas, y al líquido
ambiente. Entre más grande sea la resistencia, mayor será la viscosidad, es
así que altas concentraciones de sólidos llevan a una alta fricción que
aumentará la viscosidad plástica. El disminuir el tamaño de los sólidos a
volumen constante también aumenta la Viscosidad Plástica debido a que
hay un aumento en el área de contacto entre las partículas lo que aumenta
la fricción.
La viscosidad (μ) se puede describir como la relación del esfuerzo de corte
() a la velocidad de corte (). Por definición:
[3]
Donde:
(𝜇) = viscosidad del fluido, centipoise (cP)
(𝜏) = esfuerzo de corte, pascales (kgf/cm2)
(𝛾) = velocidad de corte, segundos recíprocos (s-1)
La viscosidad plástica en (cP) calcula a partir de los datos del viscosímetro
Fann 35, de la siguiente manera:
𝑃𝑉(𝑐𝑃) = 300 − 100 ∗ 1.5 [4]
Velocidad de Corte
Es el cambio de velocidad dividido por el ancho del canal a través del cual el
fluido se está moviendo, en el pozo la taza de corte se determina por la
velocidad rotacional del viscosímetro Fann en el que se realiza la prueba, de
esta manera el esfuerzo cortante es registrado a velocidades rotacionales de
600 (tasa de corte = 1022 s-1), 300 (tasa de corte = 511s-1), 200, 100, 6, 3
rpm.
37
Esfuerzo Cortante
Es la fuerza por unidad de área que se requiere para mover un fluido a una
tasa o velocidad de corte dada.
La Figura 15 es una representación simplificada de dos capas de fluido (A y
B) que se mueven a diferentes velocidades cuando se aplica una fuerza.
Cuando un fluido está fluyendo, hay una fuerza en el fluido que se opone al
flujo. Esta fuerza se llama esfuerzo de corte. Se puede describir como un
esfuerzo de fricción que aparece cuando una capa de fluido se desliza
encima de otra. Como el corte ocurre más fácilmente entre capas de fluido
que entre la capa exterior del fluido y la pared de una tubería, el fluido que
está en contacto con la pared no fluye. La velocidad a la cual una capa pasa
por delante de la otra capa se llama velocidad de corte. Por lo tanto, la
velocidad de corte () es un gradiente de velocidad.
Figura 15. Esfuerzo de Corte y Velocidad de Corte
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
2.6.2.2 Punto de Cedencia
Punto de cedencia o esfuerzo cedente de un fluido, es una medida de las
fuerzas de atracción entre las partículas, que resultan de la presencia de las
cargas positivas y negativas en la superficie de las partículas, en otras
38
palabras es la fuerza del fluido capaz de soportar una partícula de cierto
peso y tamaño.
El Punto Cedente (PC) medido en libras fuerza por 100 pies cuadrados
(lbf/100ft2) se calcula a partir de los datos del viscosímetro FANN 35, de la
siguiente manera:
𝑌𝑃 (𝑙𝑏𝑓 𝑓𝑡 2⁄ ) = 𝑃𝑉 − 100 [5]
2.6.2.3 Resistencia del Gel
Las mediciones de resistencia de gel determinado en (lbf/100ft2), denotan las
propiedades tixotrópicas del fluido, que es la medida de las fuerzas de
atracción bajo condiciones estáticas o de no flujo. Las resistencias de gel
están clasificadas como geles de tipo progresivo (fuerte) o frágil (débil). Un
gel progresivo comienza bajo, pero aumenta consistentemente con el
tiempo; mientras que un gel frágil puede comenzar alto inicialmente pero
sólo aumentar ligeramente con el tiempo, los geles progresivos son poco
deseables ya que pueden crear problemas como caudales excesivos para
romper el gel.
La resistencia de gel es entonces una medida de engrosamiento del fluido y
es función del tiempo, las medidas son por lo tanto conducidas en períodos
de 10 segundos y 10 minutos.
2.6.3 ERODABILIDAD
Un trabajo de cementación primaria se ve afectado principalmente por las
condiciones del lodo de perforación cuando el cemento es bombeado dentro
del pozo, por lo que la costra del lodo o el fluido de perforación deshidratado
deben ser desplazados de la cara del pozo para alcanzar un trabajo de
cementación primaria exitoso. La erodabilidad proporciona un medio para
cuantificar la fuerza necesaria para erosionar la costra de lodo, tomando en
cuenta la geometría y la centralización de una sarta de revestimiento.
39
Los datos experimentales sobre erodabilidad de la costra del lodo son
presentados en función del tiempo y rata de flujo.
Las condiciones de un pozo típico al finalizar la perforación y después de un
periodo de cierre durante la corrida de la tubería generan una costra de lodo
cerca de la cara de la formación, seguido por un fluido de perforación
parcialmente deshidratado-gelificado PDG y otro fluido de perforación
moderadamente deshidratado-gelificado MG, esto en adición al desarrollo de
la resistencia del gel en ausencia de un esfuerzo de corte, como también la
pérdida de una porción de su agua.
Para obtener un trabajo de cementación primaria exitoso, la cara del pozo
debe ser acondicionada apropiadamente para romper el gel deshidratado del
fluido de perforación moderadamente gelificado MG y el parcialmente
gelificado PDG y remover la costra del lodo tanto como sea posible, antes de
que el cemento sea bombeado.
La erosión del lodo de perforación parcialmente gelificada es atribuida al
twbne, que es el esfuerzo cortante en la cara del pozo, bajo el cual no hay
una erosión apreciable ejercida por las corrientes de flujo lo que se ve
atribuido al coeficiente de fricción entre las partículas.
Las partículas del fluido de perforación PDG y la costra de lodo se adhieren
una a otra y se resisten a las fuerzas que tratan de desplazarlas desde la
cara del pozo, esta adherencia de las partículas es debida a las fuerzas
superficiales y está definida como la agregación de las mismas y el
desplazamiento ejercido es debido a las fuerzas hidrodinámicas y está
definido como la disgregación de las partículas
La erodabilidad del fluido de perforación para aplicaciones prácticas se
denota como (Edf) esto es definido sobre la base de que un alto valor de Edf
será más fácil para erosionar el fluido de perforación PDG y la costra de
lodo. Por lo tanto la erodabilidad (Edf) es inversamente proporcional al
40
esfuerzo de corte Tw, bne en la cara del pozo bajo el cual la erosión no
toma lugar.
𝐸𝑑𝑓=𝐶𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒
⁄ [6]
Dónde:
𝐸𝑑𝑓 =Erodabilidad.
C= Constante de proporcionalidad.
𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒= Esfuerzo Cortante.
Durante el desarrollo de las actividades en el campo, es importante tomar en
cuenta lo siguiente:
Conducir viajes de acondicionamiento de limpieza periódicamente
para remover el fluido de perforación PDG y la costra de lodo, esto es
especialmente importante antes de correr registros de hueco abierto y
bajar tubería al pozo. Esto reducirá el efecto de envejecimiento de
fluido de perforación PDG y de la costra del lodo.
Para los fluidos de perforación en el pozo, estimar el esfuerzo de
corte, 𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒 , por debajo de la erosión no ir más lejos, esto puede
hacerse por uno de los dos siguientes métodos:
Diseñar tazas de circulación y espaciadores de tal manera que
el esfuerzo de corte en el lado más angosto del espacio anular
sea al menos igual al 𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒, se debe tener cuidado que la ECD
(densidad equivalente de circulación) no sea excedida y que la
pérdida de filtrado se mantenga baja.
Si el esfuerzo de corte no puede ser alcanzado por una
combinación de la taza de circulación y el uso de espaciadores,
entonces hay que ver si la tubería puede ser movida. En la
mayoría de los casos es preferible circular el fluido de
41
perforación y los espaciadores en combinación con el
movimiento de la tubería.
2.6.4 ARRASTRE Y TORQUE
2.6.4.1 Arrastre
El riesgo de no poder alcanzar el casing en profundidad es quizá la principal
razón por que la centralización del casing es frecuentemente omitida, lo cual
podría tener un impacto significativo sobre la productividad del pozo.
Comparado a los pozos verticales, los horizontales y los de alcance
extendido presentan una serie de desafíos para alcanzar el casing en
profundidad, la diferencia fundamental es el hecho de que una porción de la
sarta de casing en secciones laterales y de alto ángulo no se deslizarán
fácilmente hacia abajo con la gravedad y tienen que ser empujadas sobre el
casing.
Considerando el diagrama de la figura 16:
Figura 16. Diagrama de Arrastre
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Las fuerzas normales y axiales pueden ser calculadas como:
𝐹𝑛 = 𝑊𝑒 ∗ Sen(𝜃) [7]
𝐹𝑎 = 𝑊𝑒 ∗ Cos(𝜃) [8]
42
Donde:
𝐹𝑛 = Fuerza normal.
𝐹𝑎 = Fuerza axial.
Para que el casing se deslice hacia abajo la fuerza axial, 𝐹𝑎 debería ser más
grande que la fuerza de arrastre, 𝐹𝑑 la fuerza de arrastre debe ser calculada
teóricamente como:
𝐹𝑑 = µ ∗ 𝐹𝑛 [9]
Donde:
𝐹𝑑 = Fuerza de arrastre.
µ = Factor de fricción.
𝐹𝑛 = Fuerza normal.
Donde µ es el factor de fricción efectivo y difiere del coeficiente de fricción
del material. El análisis post instalaciones de corrida de revestimiento suelen
producir valores de los factores de fricción entre 0,2 y 0,6; usando este
análisis simplificado en pozos desviados, es fácil ver cómo al principio un
conjunto de revestimiento tendrá que ser empujado por la articulación por
encima de la junta mostrado en la Fig. 16.
El área sombreada en la Fig. 17 muestra las inclinaciones donde la fuerza de
arrastre excede la fuerza axial.
43
Figura 17. Efecto de Inclinación del Pozo
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Un análisis similar ayuda a ilustrar el efecto de la flotabilidad en el caso
donde el revestimiento es llenado con el mismo lodo que ya está en el pozo.
El efecto del peso del lodo se explica por el factor de flotabilidad,𝑓𝑏
𝑓𝑏 = 1 −𝑚
𝑠 [8]
Dónde:
𝑓𝑏= Factor de Flotabilidad.
𝑚 = Densidad del lodo.
𝑠 =Densidad del acero.
El mínimo efecto de flotabilidad (con el casing lleno) puede ser observado en
la Fig. 18 donde la intersección de las fuerzas axiales y de arrastre varía con
el incremento de los valores del peso del lodo.
44
Figura 18. Efecto del Peso del Lodo
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Las gráficas anteriores sirven para ilustrar los efectos significativos de la
inclinación del pozo y del factor de fricción sobre el arrastre,
independientemente de la densidad del lodo. La rapidez con la que el
revestimiento tiene que ser empujado hacia abajo es aún más relevante
cuando uno considera que la mayoría de las sartas de revestimiento deben
ser inclinadas sobre los 60 grados, debido al gran porcentaje los pozos
horizontales que se tiene hoy en día.
Al analizar la gráfica de la Fig. 18 es importante notar que las simulaciones
son altamente dependientes de la exactitud del factor de fricción usado,
adicional es relevante saber que el factor de fricción decrece con la
lubricidad e incrementa con la disminución del espacio libre del anular.
2.6.4.2 Torque
El torque también es una función de la fuerza normal descrita anteriormente,
independientemente del tipo de centralizadores que están siendo usados o
la manera que están siendo instalados. Cuando el casing es corrido sin
45
centralizadores, el torque es generado a través de la fricción entre el casing
y la pared de la cara del pozo. Si suficientes centralizadores son instalados
para prevenir el contacto entre el casing y la pared del pozo (el standoff es
más alto que un 0% a lo largo de la sarta del casing) y si los centralizadores
no están fijados al casing, entonces todo el torque viene de la fricción entre
el diámetro externo del casing y el diámetro interno de los centralizadores. El
factor de fricción en este caso es más cercano a la definición normal del
coeficiente de fricción. Por lo tanto la reducción de la fricción del material tal
como los polímeros puede tener un efecto positivo significativo en el
requerimiento de la reducción del torque.
Una situación algo diferente es creada cuando los centralizadores son
fijados al revestimiento, en este caso el torque podría venir de la fricción
entre los centralizadores y la formación; por lo tanto, el efecto del material no
podría ser marcado. Altos requerimientos de torque podrían ser esperados
también si el casing se comporta como si tuviera un gran diámetro externo.
Por lo tanto es una ventaja usar un simulador que permita al usuario
especificar si los centralizadores son fijados al casing y también el uso de un
factor de fricción independiente entre el diámetro interno de los
centralizadores y el diámetro externo del casing.
Es importante tener en cuenta que el análisis anterior también aclara la idea
errónea de que los centralizadores de los revestimientos reducen el arrastre,
ya que no involucra el área de contacto.
2.6.4.3 Remanencia del Cemento
La remanencia del cemento es la medida de la capacidad del cemento de
soportar esfuerzos o de resistir fallas.
La preservación de la integridad del cemento durante la completación del
pozo, estimulación y producción es de importancia crítica durante la vida del
46
pozo. Tradicionalmente la resistencia a la compresión ha sido el indicador de
la integridad del cemento, sin embargo numerosos trabajos de cementación
remedial se han desarrollado posteriores a la completación de los pozos
debido a una pobre correlación entre la resistencia a la compresión y la
integridad del cemento.
El esfuerzo ejercido sobre el cemento durante las operaciones de
construcción y producción tales como la hidratación, encogimiento del
cemento, pruebas de presión, estimulación, producción de hidrocarburos
podrían ser severas y podrían dañar el cemento debido a los cambios de
presión y temperatura dados durante estas operaciones, la magnitud de los
cambios de presión, temperatura y el esfuerzo ejercido variará de una
lechada a otra dependiendo principalmente de la formulación de la lechada.
Los esfuerzos o la capacidad de remanencia a los que está sometido el
cemento en la etapa inicial y durante las operaciones en el pozo son
calculados en iCEM, por cada método de falla. Los métodos de falla
considerados en el análisis son:
Craqueo Radial del cemento: Lo cual permite migración de los
fluidos en forma radial y vertical.
Figura 19. Craqueo del Cemento
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Rock
Casing
Cement
47
Pérdida de adherencia del cemento: En la cara del cemento, lo
cual permite migración de los fluidos en forma vertical.
Deterioración o deformación del Cemento: Lo cual podría permitir
una severa migración de fluidos debido a un incremento significativo
de la permeabilidad.
Figura 20. Deformación del cemento
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Es recomendable que el nivel del esfuerzo en el cemento se mantenga
menor que el límite de endurecimiento para reducir la falla por fatiga.
Aplicando el mismo diseño lógico, la fatiga en el cemento fraguado podría
ser reducida por diseño a una capacidad significativa de remanencia mayor
al 50%.
2.7 DESCRIPCIÓN DE BUENAS PRÁCTICAS DE
CEMENTACIÓN
Para obtener exitosos trabajos de cementación hay que considerar una serie
de factores básicos.
Cement
Casing
Cement Rock
48
Maximizar el caudal de desplazamiento.
Acondicionamiento del fluido de perforación.
Uso de lavadores y espaciadores.
Centralización de la tubería.
Movimiento de la tubería.
2.7.1 MAXIMIZACIÓN DEL CAUDAL DE DESPLAZAMIENTO
Una alta eficiencia de desplazamiento es alcanzada cuando una máxima
energía es transferida al anular y es aplicada a los fluidos a ser
transportados.
Independientemente del régimen de flujo altas tasas de energía de
desplazamiento son más efectivas para asegurar un buen desplazamiento.
Condiciones de flujo turbulento son usualmente las más deseadas, pero si
está no es una opción viable el uso de altas tasas de bombeo es factible
para las condiciones de la cara del pozo.
El caudal de desplazamiento es de vital importancia dentro de las mejores
prácticas para obtener una cementación óptima. Las razones son las
siguientes:
Mejora la remoción de la costra de lodo.
Mejora la eficacia de los espaciadores y lavadores.
Incide en la relación de la velocidad anular (cara alta vs. baja) -
eficiencia de desplazamiento.
El caudal de desplazamiento para la remoción de la costra del lodo en base
a la más alta energía aplicada a los fluidos obedecería a los siguientes
regímenes de flujo:
49
Flujo Tapón.- Con este patrón de flujo la remoción del lodo es
mínima, debido a la baja fricción o fuerza de arrastre ejercida sobre la
capa del lodo de perforación, esta tasa de flujo puede remover sólo
sobre un 60% del lodo.
Flujo Laminar.- La velocidad del flujo es más alta y crea una mayor
fricción, esto da como resultado más fuerza que se ejerce sobre la
capa de lodo por arrastre por fricción, resultando en un mejoramiento
en la remoción del lodo. Esta tasa de flujo puede remover tanto como
un 90% del lodo.
Flujo Turbulento.- Una máxima capacidad de remoción del lodo es
alcanzada debido a la alta fricción o fuerza de arrastre. Los remolinos
y las corrientes en el lodo debido al flujo turbulento resultan en un
porcentaje de remoción del lodo tan alto como un 95%.
2.7.2 ACONDICIONAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
Una de las partes claves a la hora de asegurar el éxito en la cementación, es
el acondicionamiento previo que se le debe dar al lodo antes de la
cementación. Algunas sugerencias para ello son las siguientes:
Como se indicó anteriormente el caudal de circulación debe ser el
máximo posible, para maximizar la limpieza del hueco y sobre todo para
lograr la circulación total del hueco y evitar canalizaciones en el mismo.
El límite debería ser el gradiente de fractura de la formación más débil.
Uno de los puntos importantes a recomendar en el caso de cualquier
casing es la circulación de al menos 1 ciclo completo previo al
acondicionamiento del lodo. Se recomienda comenzar con el
acondicionamiento del lodo siempre y cuando el pozo se encuentre
estable y completamente limpio.
50
Se debe rotar y reciprocar la sarta al mismo tiempo para maximizar la
limpieza del hueco y asegurar la circulación de la mayor parte del hueco
abierto. Es altamente recomendable para evitar pegas del casing frente a
formaciones de interés (porosas y permeables).
Nunca permitir que el fluido de perforación se mantenga estático por un
período extendido antes de empezar el trabajo de cementación,
especialmente a elevadas temperaturas.
El acondicionamiento del lodo debe ser similar en un casing o liner de
producción, para maximizar de esta manera la circulación y limpieza del
hueco. Se recomienda valores de punto de cedencia y resistencia del gel
tan bajos como sean posibles sin causar decantación y hundimiento de la
barita en el fondo del pozo, un (YP) <15 (dependiendo el ángulo del
pozo) y un perfil de geles plano, así un fluido de perforación óptimo
tendrá una resistencia de gel no progresivo (es decir que no hayan
variaciones elevadas del valor de gel a los 10”, 10’ y 30’),
El tiempo de circulación es función de la limpieza del hueco y de la
presión de circulación. Será función de la limpieza del hueco ya que se
debe circular el tiempo necesario hasta obtener retornos en la zaranda
limpios, libre de recortes. Será función de la presión de circulación ya que
se debe circular el tiempo suficiente (al máximo caudal permisible) hasta
obtener presiones de circulación estables y constantes, ello indica que no
hay presencia o posibilidades de empaquetamientos y sobre todo cuando
mayor porcentaje de hueco se circule entonces la presión será menor. Se
recomienda circular hasta lograr ambas condiciones. La teoría que aplica
en este caso es la del pozo circulable, en pocas palabras lo que
recomienda esta técnica es circular a distintos caudales el pozo,
observando la presión, buscando la circulación completa del pozo. Tal
como muestran las gráficas de la Fig. 21 a medida que circulamos mayor
área del pozo, la presión va bajando.
51
Figura 21. Eficiencia de Desplazamiento
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
La densidad de entrada debe de ser igual a la densidad del lodo de
salida. Si existe alguna diferencia entre ambos, solicitar el ajuste de la
densidad del lodo de ingreso, para evitar condiciones de pozo inestables
durante la cementación del liner. Lo mismo aplica en cuanto a los
volúmenes de entrada y de salida. El pozo debe estar
COMPLETAMENTE controlado (sin pérdidas ni aportes) al momento de
cementar.
2.7.3 USO DE LAVADORES Y ESPACIADORES
El uso de lavadores y espaciadores generan un desplazamiento efectivo
debido a que ellos separan fluidos incompatibles tal como el lodo y cemento
además de la limpieza necesaria del hueco previo al ingreso de cemento.
Algunas consideraciones importantes se deben tener en cuenta a la hora del
diseño del mismo:
52
Volumen o longitud de espaciador.- (El mismo debe de ser 1000ft de
cobertura anular o de 8 a 10 minutos de tiempo de contacto). Es
altamente recomendable el uso de lavadores químicos, siempre que los
mismos no pudiesen generar un desbalance en la estabilidad del pozo y
siempre que las presiones del pozo estén lo suficientemente estables.
Densidad.- Para proveer una buena limpieza de hueco se debe diseñar
el espaciador con una densidad por encima de la del lodo para generar
un tren de densidad que favorezca la remoción del lodo. Idealmente la
densidad debería ser la media entre la densidad de cemento y la del
lodo.
Reología.- Idealmente la reología del espaciador (estrictamente
hablando del punto de cedencia debería ser la media entre el YP del
cemento y el YP del lodo.
Los lavadores son usados para adelgazar y dispersar las partículas del lodo
de perforación, por su baja densidad similar a la del agua, estos son
bombeados a flujo turbulento a bajas tasas, ayudando a la remoción del
fluido de perforación, sin embargo hay que considerar que la densidad de los
lavadores puede no proveer un adecuado control del pozo, para compensar
esto el uso de espaciadores y lechadas de cemento de mayor densidad son
usadas.
Los espaciadores en sí, son bombeados seguidos a los lavadores para
ayudar a asegurar la eficiencia de desplazamiento.
Compatibilidad.- Determina el grado de compatibilidad de los fluidos
en la cara del pozo durante las operaciones de cementación para lo
cual la selección de adecuados lavadores y espaciadores es
requerido.
53
La prueba que se desarrolla comúnmente es la determinación de las
propiedades reológicas que está descrito también en la Norma API
10B-2. Esta prueba reológica es normalmente desarrollada para las
mezclas lodo-espaciador y cemento-espaciador en porcentajes de
95:5, 75:25, 50:50, 25:75, 5:95.
En la Fig. 22 se puede ver si dos fluidos son ciertamente compatibles,
tradicionalmente si el punto de cedencia de una mezcla fue 2 o 3 veces
mayor que la de los otros fluidos la suposición fue que los fluidos fueron
incompatibles, esto ha pasado hasta que se encontró que no todo es verdad
siempre. La comparación de los puntos de cedencia no toma en cuenta el
esfuerzo de corte en el fondo del caudal. La verdadera compatibilidad
depende de cuánto esfuerzo ve la interface de fluido.
En las gráficas hay dos importantes límites. El primer límite aparece como
base desde 100% espaciador. Los resultados sobre (o bajo si el cemento es
parte de la mezcla) este límite puede sugerir alguna investigación o indicar
una relación de incompatibilidad.
Figura 22. Gráfica de Compatibilidad de Fluidos
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
54
2.7.4 CENTRALIZACIÓN DE LA TUBERÍA
La centralización de la tubería es otro factor importante para obtener una alta
eficiencia de desplazamiento, en secciones de prueba donde la tubería no es
centralizada el cemento muestra una fuerte tendencia de by pasear el fluido
de perforación. Los centralizadores mejoran la centralización (standoff), de
este modo igualan la distribución de fuerzas ejercidas por la lechada de
cemento a medida que fluye hasta el espacio anular, de lo contrario el
cemento tiende a seguir el camino de menor resistencia.
Como se muestra en la Figura 23, el término Stand off se refiere al
porcentaje que la tubería está centrada respecto al hoyo siendo 100% el
caso óptimo. Actualmente se recomienda centralizar hasta alcanzar un
stand-off lo más alto posible.
Figura 23. Porcentaje de Centralización de la Tubería.
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
El número de centralizadores va a depender mucho de las condiciones de
hoyo y de la zona a ser cementada. Si es una zona de interés se recomienda
centralizar con dos centralizadores CENTEK por cada junta.
55
Alcanzar un alto Stand off es sinónimo de una alta eficiencia de
desplazamiento (DF). En la gráfica podemos ver que las curvas son lineales
inicialmente a bajos volúmenes de desplazamiento y tienden a no ser
lineales en algún punto correspondiente al avance del fluido de
desplazamiento al final del tope del anular.
El avance del desplazamiento tiende a disminuir con el decrecimiento del
stand off. Después de 5 volúmenes anulares de fluido de desplazamiento
bombeado la eficiencia de desplazamiento incrementa de alrededor de 25%
a 90% con un incremento de stand off de 0.28 a 1, como se nuestra en la
Fig. 24.
Figura 24. Eficiencia de Desplazamiento
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
2.7.4.1 Estrategias de Centralización
La centralización ayuda a minimizar los problemas de corrida del casing, una
adicional centralización puede usualmente ser utilizada cuando presiones
anormales o arenas depletadas están presentes, en tal caso la centralización
ayuda a mitigar la pega diferencial por el mejoramiento del stand-off.
Hay varios problemas concernientes a las estrategias de centralización.
56
El efecto de la dureza y el espaciamiento.- La centralización
incrementará la dureza efectiva del total de la sarta, esto es un
problema principalmente para centralizadores sólidos y pozos con
excesivas patas de perro localizadas. También si hay un espacio
limitado entre el diámetro externo del centralizador y la cara del pozo
existe el peligro de que el casing quede atascado en el pozo.
Interacción de la formación y de los centralizadores.- Usualmente es
asumido que la formación tiene suficiente resistencia para soportar las
cargas transmitidas desde el casing y los centralizadores al entrar en
contacto con la formación, pero en algunos casos los centralizadores
pueden incrustarse dentro de la formación resultando en daños,
reducción del stand-off y en el peor de los casos sufrir una
atascamiento del casing, en general el empotramiento de los
centralizadores está relacionado a:
Inclinación del pozo, patas de perro.
Tipo, resistencia y nivel de consolidación.
Tipo de centralizadores y su desempeño.
Forma y área de contacto superficial.
Diferentes maneras de contacto de los centralizadores rígidos
con la formación y con las diferentes áreas de contacto.
Otros factores como el tipo de lodo, costra de lodo y sobre
balance.
Reducción del arrastre con el uso de centralizadores.- Algunos
diseños de centralizadores ofrecen la oportunidad de reducir el
arrastre por fricción mecánico en pozos con alto ángulo. El uso de
centralizadores con rodillo registran una reducción de fricción entre la
sarta de casing siempre que el contacto metal con metal se produzca,
también el tamaño de los rodillos juegan un papel importante en su
eficacia, así como el uso de teflón integrado con centralizadores
sólidos reducen el arrastre durante la corrida del casing. Típicamente
57
la reducción del factor de fricción puede darse entre un 50 y 70%, sin
embargo este desempeño es menor en hueco abierto.
2.7.5 MOVIMIENTO DE LA TUBERÍA
Para remover el fluido de perforación es necesario emplear movimiento de la
tubería, ya sea rotando o reciprocando está durante y antes de la
cementación, el movimiento de la tubería ayuda a romper los geles formados
por el lodo de perforación y a remover los recortes que pueden acumularse
dentro de los bolsillos. El movimiento de la tubería también ayuda a
contrarrestar el efecto negativo de una pobre centralización de la tubería.
Los raspadores mecánicos conectados a la tubería mejoran aún más el
efecto beneficioso del movimiento de la tubería.
Si la tubería es apropiadamente centralizada, el movimiento de la tubería
puede ser ejecutado incluso en pozos horizontales, en adición si el sistema
de lodo utilizado acarrea sólidos, el movimiento de la tubería puede ayudar a
eliminar la formación de un canal por sólidos.
El movimiento de la tubería (reciprocación y/o rotación) ya sea en el
acondicionamiento del hueco previo a la cementación y durante la misma,
favorece una mejor remoción del lodo en el hueco. El movimiento de la
tubería, ayuda rompiendo los bolsillos de lodo gelificados
“mudgelledpockets”, mejorando la circulación del pozo y por ende
favoreciendo la cementación del pozo.
Los casing a la hora de ser cementados dependiendo de las instalaciones en
la mesa del taladro puede reciprocar y rotar durante la operación de
cementación. En caso de un liner convencional, esto es algo que no se
puede lograr, salvo los liners tipo versaflex. La rotación en este caso
mejorará el desplazamiento del lodo y sobre todo proveerá de una
58
distribución más homogénea de los fluidos en el espacio anular, previniendo
la canalización de los mismos.
El movimiento de la tubería en la cementación de pozos desviados u
horizontales es aún más crítica, ya que por la propia gravedad se forman
camas de sólidos en la parte baja del pozo debido a la decantación del
carbonato o barita, los cuales requieren de acción mecánica para maximizar
su remoción.
Siempre es bueno correr torque y arrastre con Opticem en estos casos para
identificar arrastres adicionales y/o intentos de pega.
Respecto a la eficiencia de desplazamiento realizando un análisis
experimental entre dos fluidos B2a y B3 se puede apreciar en la Fig. 25, que
con 0 RPM se obtiene una eficiencia de desplazamiento muy baja (cerca de
un 30%), pero cuando se adiciona rotación la eficiencia de desplazamiento
sube a casi 100%.
Figura 25. Movimiento de la tubería con y sin rotación
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
METODOLOGÍA
59
3. DISEÑO DEL PROGRAMA DE CEMENTACIÓN
3.1 POZOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS
Se ha realizado un muestreo de los dos activos mencionados en la presente
tesis, seleccionando dos pozos con características especiales del campo:
alto ángulo, altas presiones, cavernas prominentes y alta permeabilidad. El
estudio se enfocará en los pozos Oso NA 001 de alto ángulo y elevada
presión cementado en el activo B7&21 y el pozo Paka Norte A3 con
cavernas prominentes cementado en el activo ILY, en los cuales se han
usado diseños especiales para contrarrestar las dificultades de los campos y
la geometría de los pozos. En la tabla 1 se muestra la información general
del pozo Oso NA 001 y en la tabla 2 la configuración del mismo.
Tabla 1. Información General del pozo Oso NA 001
INFORMACIÓN GENERAL POZO OSO NA 001
Ubicación Ecuador/ Bloque 7
Campo OSO NA 001
Activo B7&21
Tipo de Pozo Exploratorio
Profundidad MD 12347 [ft]
Profundidad TVD 12019 [ft]
Máximo Angulo 40.25°
Reservorios (Objetivo Principal) Arenisca Hollín Superior y Arenisca Hollín
Principal (Interno).
Arenisca U Superior – Principal y Arenisca T
Superior- Principal (Permiso SH)
Longitud del hoyo Abierto 684 [ft] (MD)
Diámetro de la broca 6 1/8¨
Cementación
Lechada de Sacrificio
Lechada de Relleno
Lechada Principal o de Cola
EconoCem
VersaCem
Elástica & Autocurable
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Oso NA 001, 2011)
60
Tabla 2. Configuración del Pozo Oso NA 001
CONFIGURACIÓN DEL POZO OSO NA 001:
Casing Intermedio
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
0-10821 [ft] (MD)
9.625 [in]
8.681 [in]
47 [lbm/ft]
N-80. BTC.
Liner 7"
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
10703-11663 [ft] (MD)
7 [in]
6.272 [in]
26 [lbm/ft]
N-80.
Drill Pipe 5.5"
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
0-7491 [ft] (MD)
5.5 [in]
4.778 [in]
21.9 [lbm/ft]
S-135 BTC.
Drill Pipe 5"
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
7491-10608 [ft] (MD)
5 [in]
4.276 [in]
19.5 [lbm/ft]
S-135 BTC.
Drill Pipe 3 ½ "
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
10608-11528 [ft] (MD)
3.5 [in]
2.992 [in]
9.3 [lbm/ft]
80 BTC.
Liner 5"
Diámetro Externo:
Diámetro Interno:
Peso Lineal:
11528-12347 [ft] (MD)
5 [in]
4.494 [in]
13 [lbm/ft]
Hueco Abierto
Diámetro Interno:
Exceso:
Diámetro Equivalente
11663-12347 [ft] (MD)
6.125 [in]
50% [
6.61 [in]
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Oso NA 001, 2011)
61
En la gráfica 26, se observa un pozo tipo J, con un KOP, Kick of point a 700
ft que empieza a crear una inclinación a razón de 1°/100ft hasta llegar a una
inclinación máxima de 49, 714° a 5671 ft donde se empieza a mantener una
tangente hasta 10126 ft. A este punto se empieza a construir el ángulo a
razón de 0.5°/100ft hasta llegar a un ángulo de inclinación de 40.250° a la
profundidad de 12019.387 donde se encuentran las arenas productoras.
Figura 26. Configuración del Pozo Oso NA 001
(Halliburton, Plan de Perforación del pozo Oso NA 001, 2011)
62
En la tabla 3 se muestra el programa de bombeo de fluidos al pozo Oso NA
001, especificando el tipo de fluido, densidad y volumen bombeado.
Tabla 3. Programa de bombeo de fluidos al pozo Oso NA 001
PROGRAMA DE BOMBEO DE FLUIDOS AL POZO
Fluido 1:Espaciador Base Agua TunedEspacer III
Densidad: 11 [lbm/gal] Volumen: 50 [bbl]
Fluido 2: Lavador Químico MudFlush III
Densidad: 8.4 [lbm/gal] Volumen: 10 [bbl]
Fluido 3: Lavador Ácido Silicato
Densidad: 8.9 [lbm/gal] Volumen: 10 [bbl]
Fluido 4: Lavador Químico MudFlush III
Densidad: 8.4 [lbm/gal] Volumen: 10 [bbl]
Fluido 5: Espaciador Base Agua Scavenger
Densidad: 13 [lbm/gal] Volumen: 20 [bbl]
Fluido 6: Lechada de Relleno VersaCem Cemento ¨G¨ Dickerhoff
Densidad: Requerimiento de agua: Requerimiento de Agua: Tope de Cemento: Longitud Cubierta: Volumen: Sacos Calculados: Sacos Propuestos:
16 [ppg] 1.14 [ft3/sk] 4.96 [gl/sk] 11528 [ft] 135 [ft] 10 [bbl] 49 [sk] 10 50 [sk]
Fluido 7: Lechada de Cola LifeCem Cemento ¨G¨ Dickerhoff
Densidad: Rendimiento Requerimiento de agua: Tope de Cemento: Longitud Cubierta: Volumen: Sacos Calculados: Sacos Propuestos:
16 [ppg] 1.21 [ft3/sk] 5.14 [gl/sk] 11663 [ft] 684 [ft] 14 [bbl] 65 [sk] 70 [sk]
Desplazamiento Total Calculado:
245.56 [bbl]
Fluido 9: Agua Agua Fresca
Densidad del Fluido: 8.4 [lbm/gal] Volumen del Fluido: 40 [bbl]
Fluido 10: Lodo Densidad del Fluido: 9.1 [lbm/gal] Volumen del Fluido: 205 [bbl]
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Oso NA 001, 2011)
63
En la tabla 4 para un mejor entendimiento se muestra el resumen del
programa de bombeo al pozo Oso NA 001.
Tabla 4. Resumen del Programa de Bombeo Pozo Oso NA 001
RESUMEN PROGRAMA DE BOMBEO
Fluido # Tipo de Fluido Nombre del Fluido Densidad lbm/gal
Caudal bbl/min
Volumen
1 Espaciador TunedSpacer III 11.0 4.0 50 bbl
2 Lavador MudFlush III 8.4 4.0 10 bbl
3 Ácido Silicato 8.7 3.0 10 bbl
4 Lavador MudFlush III 8.4 4.0 10 bbl
5 Espaciador Scavenger 13.0 4.0 20 bbl
6 Cemento Versacem 16.0 3.0 10 bbl
7 Cemento Expandacem 16.0 3.0 14 bbl
8 Agua Agua Fresca 8.4 9.0 40 bbl
9 Lodo Lodo 9.1 9.0 204 bbl
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Oso NA 001, 2011)
En la tabla 5 se muestra la información general del pozo Paka Norte A3 y en
la tabla 6 la configuración del mismo.
Tabla 5. Información General del Pozo Paka Norte A3
INFORMACIÓN GENERAL POZO PAKA NORTE A3
Ubicación Ecuador/ Bloque 15
Campo Paka Norte A3
Activo
Tipo de Pozo Exploratorio
Profundidad MD 10447 [ft]
Profundidad TVD 9532 [ft]
Máximo Ángulo 0°
Reservorios (Objetivo Principal) Caliza M1, Caliza M2, Arenisca U Superior,
AreniscamU Principal, Arenisca T Superior,
Arenisca T Principal, Lutita Napo Inferior,
Hollin.
Longitud del hoyo Abierto 235 [ft] (MD)
Diámetro de la broca 6 1/8¨
Cementación
Lechada de Sacrificio
Lechada de Relleno
Lechada Principal o de Cola
EconoCem
VersaCem
Lechada Elástica & Autocurable
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Paka Norte A3, 2011)
64
Tabla 6. Configuración del Pozo Paka Norte A3
CONFIGURACIÓN DEL POZO
Casing Intermedio
Diametro Externo:
Diametro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
0-9532 [ft] (MD)
9.625 [in]
8.681 [in]
47 [lbm/ft]
N-80. BTC.
Drill Pipe 5"
Diametro Externo:
Diametro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
0-8526 [ft] (MD)
5 [in]
4.276 [in]
19.5 [lbm/ft]
S-135 BTC.
Heavy Weight Drill Pipe 5"
DiametroExterno:
Diametro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
8526-9297 [ft] (MD)
5 [in]
3 [in]
49 [lbm/ft]
S-135 BTC.
Liner 7"
Diametro Externo:
Diametro Interno:
Peso Lineal:
Grado Casing:
9297-10447 [ft] (MD)
7 [in]
6.272 [in]
49 [lbm/ft]
P.110
Hueco Abierto
Diametro Interno:
Exceso:
Diámetro Equivalente
9532-10447 [ft] (MD)
9.71 [in]
20% [
10.1 [in]
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Paka Norte A3, 2011)
La figura 27, indica un pozo direccional tipo S, con un KOP a 525 ft,
construyendo un ángulo a razón de 1.75°/100ft, terminando a 2100 ft e
iniciando la tangente hasta 3900 ft donde se tumba el ángulo a razón de
1.2°/ 100 ft hasta alcanzar la vertical continuando así hasta las zonas de
interés Arenisca “U” inferior y Hollín.
65
Figura 27. Configuración del Pozo Paka Norte A3
(Baker Huges, Plan de Perforación del pozo Paka Norte A3, 2011)
66
En la tabla 7 se muestra el programa de bombeo de fluidos al pozo Paka
Norte A3, especificando el tipo de fluido, densidad y volumen bombeado.
Tabla 7. Programa de Bombeo de Fluidos al Pozo Paka Norte A3.
PROGRAMA DE BOMBEO DE FLUIDOS AL POZO
Fluido 1:Espaciador Base Agua
TunedEspacer III
Densidad: 11 [lbm/gal]
Volumen: 30 [bbl]
Fluido 2: Lavador Químico
MudFlush III
Densidad: 8.4 [lbm/gal]
Volumen: 10 [bbl]
Fluido 3: Lavador Ácido
Hot Rock Acid
Densidad: 8.6 [lbm/gal]
Volumen: 30 [bbl]
Fluido 4: Lavador Químico
MudFlush III
Densidad: 8.4 [lbm/gal]
Volumen: 10 [bbl]
Fluido 5: Espaciador Base Agua
TunedEspacer III
Densidad: 11 [lbm/gal]
Volumen: 40 [bbl]
Fluido 6: Espaciador Base Agua
Scavenger
Densidad: 13 [lbm/gal]
Volumen: 30 [bbl]
Lechadas de Cemento
Fluido 7: Lechada de Relleno VersaCem Cemento ¨G¨ Dickerhoff
Densidad:
Requerimiento de agua:
Requerimiento de Agua:
Tope de Cemento:
Longitud Cubierta:
Volumen:
Sacos Calculados:
Sacos Propuestos:
16 [ppg]
1.2 [ft3/sk]
4.8 [gl/sk]
9297 [ft]
235 [ft]
20 [bbl]
93 [sk]
100 [sk]
Fluido 8: Lechada de Cola LifeCem Cemento ¨G¨ Dickerhoff
Densidad:
Rendimiento
Requerimiento de agua:
Tope de Cemento:
Longitud Cubierta:
Volumen:
Sacos Calculados:
Sacos Propuestos:
16 [ppg]
1.3 [ft3/sk]
4.26 [gl/sk]
9532 [ft]
915 [ft]
55 [bbl]
237 [sk]
240 [sk]
Desplazamiento Total Calculado: 202.18 [bbl]
Fluido 9: Agua Densidad del Fluido: 8.4 [lbm/gal]
Volumen del Fluido: 50 [bbl]
Fluido 10: Lodo Densidad del Fluido: 9 [lbm/gal]
Volumen del Fluido: 150 [bbl]
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Paka Norte A3, 2011)
67
En la tabla 8 se muestra el resumen del programa de bombeo al pozo Paka
Norte A3.
Tabla 8. Resumen del Programa de Bombeo al Pozo Paka Norte A3.
RESUMEN PROGRAMA DE BOMBEO
Fluido # Tipo de Fluido Nombre del Fluido Densidad lbm/gal
Caudal bbl/min
Volumen
1 Espaciador TunedSpacer III 11.0 4.0 30 bbl
2 Lavador MudFlush III 8.4 5.0 10 bbl
3 Lavador HRA 8.6 5.0 30 bbl
4 Lavador MudFlush III 8.4 5.0 10 bbl
5 Espaciador TunedSpacer III 11.0 4.0 40 bbl
6 Espaciador Scavenger 13.0 4.0 30 bbl
7 Cemento VersaCem 16.0 4.0 20 bbl
8 Cemento LifeCem 16.0 4.0 55 bbl
9 Agua Agua 8.4 8.0 50 bbl
10 Lodo Lodo 9.2 10 150 bbl
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de Producción Paka Norte A3, 2011)
3.2 DISEÑO DEL MODELO DE TEMPERATURA
La temperatura es el primer parámetro a tomar en cuenta en el diseño de la
lechada de cemento, la temperatura se la puede obtener por varios métodos:
3.2.1 REGISTROS ELÉCTRICOS
Generalmente los registros a hueco abierto (open hole) son obtenidos con
una sonda para medir la temperatura estática del pozo.
3.2.2 HERRAMIENTA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA CIRCULANTE
DE FONDO DE POZO (BHCT-III)
La herramienta para medición de temperatura circulante BHCT-III permite
medir la temperatura del pozo a diversas condiciones, para optimizar los
requerimientos de retardadores y aditivos necesarios para desarrollar el
tiempo bombeable y el esfuerzo compresivo de las lechadas de cemento.
Esta se puede operar ya sea con cable o lanzada en la sarta de perforación
68
sin sacar la tubería, esta segunda opción representa un atractivo método
para conocer parámetros más veraces que ayudan a incrementar la calidad
del trabajo de cementación sin afectar el programa de perforación del pozo.
Esta última versión de la herramienta permite también obtener datos de
presión
Ventajas de la herramienta BHCT-III:
Rapidez en la adquisición y procesamiento de la información.
Exactitud de +/- 1°C en la medición de la Temperatura Circulante Real
del Pozo simulando las condiciones esperadas en el trabajo de
cementación.
No modifica o interrumpe el programa de perforación del pozo (Se
arroja dentro de la sarta de perforación, sin tener que sacar la misma)
Fácil de usar, el tiempo de ensamblaje y disponibilidad es
prácticamente el de su transporte a locación.
Optimización de los aditivos a emplear en los diseños de cemento.
Minimizar riesgos durante las operaciones de cementación y tiempos
de espera de equipo de perforación.
Dimensiones adecuadas para cualquier diámetro de sarta de
perforación.
3.2.3 WELLCAT
Es un software de Landmark que provee soluciones precisas tanto para
análisis en la cara del pozo (wellbore), casing y tubing. El software integra
cinco módulos en un entorno común para proporcionar soluciones precisas y
fiables a los problemas complejos de diseño. Efectos térmicos se modelan
para operaciones de perforación y producción. Provee un análisis exhaustivo
de las cargas y estrés a los casings y tubing, incluido el análisis de vida útil.
69
Un análisis detallado del sistema completo del casing se proporciona para
comprender los efectos de la construcción de la pesión anular y la
interacción con el casing y tubing dentro del pozo. Las cargas y su
movimiento resultante en la boca de pozo son evaluados para determinar la
integridad de los tubulares del pozo.
Aplicaciones WellCat
Aplicaciones Críticas de Temperatura
Pozos HPHT.
Ártico o pozos de aguas profundas.
Plan de la mezcla de cemento.
Expansión del Fluido en el Anular (pozos submarinos).
Cálculo de temperaturas sin disturbio de los datos del
revestidor.
Análisis avanzado
Pandeo y Fricción de la Tubería.
Completaciones Complejas.
Pozos Críticos.
3.2.3.1 Perfil de temperatura pozo Oso NA 001
Los datos obtenidos del WellCat muestran la temperatura estática (BHST) o
temperatura de la roca que corresponde a la temperatura sin perturbaciones
y la temperatura circulante (BHCT) que es el resultado de la temperatura del
revestimiento, temperatura anular y la temperatura de la formación más
cercana, esto modelando la temperatura al inicio y al final del trabajo, como
se indica en la figura 28 y 29 del Pozo Oso NA 001 y figura 31 y 32 del pozo
Paka Norte A3.
70
Las Fig. 30 y Fig. 33 de los pozos OSO NA 001 y Paka Norte A3 son muy
importantes para verificar la temperatura estática de la lechada Lead (primer
saco) y de la lechada Tail (último saco).
Figura 28. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo
(Halliburton iCem, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
Figura 29. Perfil de Temperaturas al finalizar el Trabajo
(Halliburton iCem Software, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
71
Figura 30. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs. Volumen
(Halliburton iCem Software, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
3.2.3.2 Perfil de temperatura pozo Paka Norte A3
Figura 31. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo
(Halliburton iCem Software, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
72
Figura 32. Perfil de Temperaturas al finalizar el Trabajo
(Halliburton iCem Software, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
Figura 33. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs. Volumen
(Halliburton iCem Software, Simulación dinámica de temperaturas, 2011)
73
Durante la perforación del pozo es recomendable llevar los reportes
diarios de todos los eventos (viajes, circulación, bombeo de píldoras,
etc) e irlos cargando en el WellCat.
Al final de cada sección correr el software y con estos datos realizar
un re-chequeo de las pruebas así mismo.
Calcular el gradiente de temperatura
Aplicar este procedimiento en al menos un pozo por campo para tener
datos más exactos de temperatura.
En pozos en los cuales se vayan a realizar trabajos con cualquier
fluido exotérmico es mandatario realizar una corrida con WellCat en el
diseño.
3.3 CÁLCULO DE VOLÚMENES
Para la cementación de los Pozos Oso NA 001 y Paka Norte A3 de
Petroamazonas se realizaron los siguientes cálculos para determinar los
volúmenes de lechada de relleno, cola y de sacrificio a ser bombeados y el
volumen de desplazamiento requerido de acuerdo a la configuración de los
pozos en estudio.
3.3.1 CÁLCULO DE VOLÚMENES EN EL POZO OSO NA 001.
Determinación del volumen de la lechada de relleno y cálculo del número de
sacos.
𝑉𝑜𝑙(𝑏𝑏𝑙) = (𝑂𝐷2−𝐼𝐷2
1029.4) ∗ 𝐿𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑐𝑢𝑏𝑖𝑒𝑟𝑡𝑎 (𝑓𝑡) [10]
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 = (6.276 𝑖𝑛 2−5 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 135𝑓𝑡 = 1.9 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 (𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘) = (6.276 𝑖𝑛 2−3.5 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 200𝑓𝑡 = 5.27 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 + 𝑉𝑜𝑙 𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘 = 1.9𝑏𝑙 + 5.27𝑏𝑙 = 7.17𝑏𝑙 ≈ 𝟏𝟎𝒃𝒍
74
# 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 = (𝑉𝑜𝑙(𝑏𝑏𝑙)∗5.6146
𝑅𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑓𝑡3
𝑠𝑘)) [11]
# 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 = (10(𝑏𝑏𝑙)∗5.6146
1.14 (𝑓𝑡3
𝑠𝑘)
) = 𝟒𝟗𝒔𝒌
Determinación del volumen de la lechada de cola y cálculo del número de
sacos.
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 = (6.125 𝑖𝑛 2−5 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 684𝑓𝑡 = 8.32𝑏𝑙 + 50% = 12.47𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 (𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘) = (4.949 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 73.54𝑓𝑡 = 1.44 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 + 𝑉𝑜𝑙 𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘 = 12.47𝑏𝑙 + 1,447𝑏𝑙 = 13.91𝑏𝑙 ≈ 𝟏𝟒𝒃𝒍
# 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 = (14(𝑏𝑏𝑙)∗5.6146
1.21 (𝑓𝑡3
𝑠𝑘)
) = 𝟔𝟓𝒔𝒌
Determinación del desplazamiento requerido de acuerdo a la configuración
del pozo Oso NA 001 indicado en la Tabla 2.
𝑉𝑜𝑙(𝑏𝑏𝑙) = (𝐼𝐷2
1029.4) ∗ ∆𝐷𝑖𝑠𝑡𝑎𝑛𝑐𝑖𝑎 (𝑓𝑡) [12]
𝑉𝑜𝑙 1 (𝐷𝑃 5.5 𝑖𝑛) = (4.778 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (7491𝑓𝑡 − 0𝑓𝑡) = 166.13 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 2 (𝐷𝑃 5𝑖𝑛) = (4.276 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (10608𝑓𝑡 − 7491𝑓) = 55.36 𝑏𝑙
75
𝑉𝑜𝑙 3 (𝐷𝑃 3.5𝑖𝑛) = (2.992 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (11528𝑓𝑡 − 10608𝑓𝑡) = 8 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 4 (𝐿𝑖𝑛𝑒𝑟 5𝑖𝑛) = (4.494 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (12347𝑓𝑡 − 11528𝑓𝑡) = 16.07 𝑏𝑙
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 (𝑏𝑏𝑙) = ∑𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛𝑒𝑠 [13]
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜(𝑏𝑏𝑙) = 𝑉𝑜𝑙1 + 𝑉𝑜𝑙2 + 𝑉𝑜𝑙 3 + 𝑉𝑜𝑙 4
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 166.13𝑏𝑙 + 55.36𝑏𝑙 + 8𝑏𝑙 + 16.07𝑏𝑙
= 𝟐𝟒𝟓. 𝟓𝟔𝒃𝒍
3.3.2 CÁLCULO DE VOLÚMENES EN EL POZO PAKA NORTE A3.
Determinación del volumen de la lechada de relleno y cálculo del número de
sacos de acuerdo a las ecuaciones 9 y 10.
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 = (8.681 𝑖𝑛 2−7 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 235𝑓𝑡 = 6 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 (𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘) = (8.681 𝑖𝑛 2−5 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 200𝑓𝑡 = 9.78 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝐿𝑒𝑎𝑑 + 𝑉𝑜𝑙 𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘 = 6𝑏𝑙 + 9.78𝑏𝑙 = 15.78𝑏𝑙 ≈ 𝟐𝟎𝒃𝒍
# 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 = (20(𝑏𝑏𝑙)∗5.6146
1.2 (𝑓𝑡3
𝑠𝑘)
) = 𝟗𝟑𝒔𝒌
Determinación del volumen de la lechada de cola y cálculo del número de
sacos.
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 = (9.71 𝑖𝑛 2−7 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 915𝑓𝑡 = 40.25𝑏𝑙 + 20% = 48.3𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 (𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘) = (6.276 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ 175𝑓𝑡 = 6.7 𝑏𝑙
76
𝑉𝑜𝑙 𝑇𝑎𝑖𝑙 + 𝑉𝑜𝑙 𝑆ℎ𝑜𝑒 𝑇𝑟𝑎𝑐𝑘 = 48.3𝑏𝑙 + 6.7𝑏𝑙 = 55𝑏𝑙 ≈ 𝟓𝟓𝒃𝒍
# 𝑆𝑎𝑐𝑜𝑠 = (55(𝑏𝑏𝑙)∗5.6146
1.3 (𝑓𝑡3
𝑠𝑘)
) = 𝟐𝟑𝟕𝒔𝒌
Determinación del desplazamiento requerido de acuerdo a la configuración
del pozo Paka Norte A3 indicado en la Tabla 6 y la ecuación 10 y 11.
𝑉𝑜𝑙 1 (𝐷𝑃5 𝑖𝑛) = (4.276 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (8526𝑓𝑡 − 0𝑓𝑡) = 151.44 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 2 (𝐻𝐷𝑃 5𝑖𝑛) = (3 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (9297𝑓𝑡 − 8526𝑓) = 6.74 𝑏𝑙
𝑉𝑜𝑙 3 (𝐿𝑖𝑛𝑒𝑟7𝑖𝑛) = (6.276 𝑖𝑛 2
1029.4) ∗ (1150𝑓𝑡) = 44 𝑏𝑙
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜(𝑏𝑏𝑙) = 𝑉𝑜𝑙1 + 𝑉𝑜𝑙2 + 𝑉𝑜𝑙 3
𝐷𝑒𝑠𝑝𝑙𝑎𝑧𝑎𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 151.44𝑏𝑙 + 6.74𝑏𝑙 + 44𝑏𝑙 = 𝟐𝟎𝟐. 𝟏𝟖𝟔𝒃𝒍
3.4 DISEÑO DE LA LECHADA
EL diseño de la lechada de cemento es otra de las etapas críticas dentro de
un diseño de un programa de cementación.
Hay tres factores importantes en el diseño de una lechada de cemento:
Diseño de la lechada para la apropiada temperatura.
Pruebas de laboratorio.
Seleccionar el apropiado sistema de lechada de cemento de acuerdo
a las condiciones del pozo.
Para la elaboración de una lechada de cemento autocurable se realizaron
las siguientes pruebas de Laboratorio:
77
Densidad.- La medición de la densidad se realiza en la balanza presurizada
que es similar en operación a la balanza convencional para lodos; la
diferencia está en que el volumen de lechada puede ser colocado en la copa
de muestra de la balanza bajo presión (±250 psi).
El propósito de colocar la lechada bajo presión es para minimizar el efecto
del aire entrampado en la lechada, ya que estos fluidos generalmente
retienen una considerable cantidad de aire cuando se están mezclando,
dando como resultado lecturas erróneas de la densidad. Presurizando la
copa de la balanza con la muestra, cualquier cantidad de aire retenido en la
muestra será minimizado a un volumen despreciable (0 a 14%), por lo que la
medición de la densidad estará más apegada a las condiciones de fondo del
pozo.
Reologias.-Como se indicó anteriormente la reología es la parte de la física
que estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los materiales
que son capaces de fluir. Para el análisis reológico de la lechada de cola
autocurable se requirió del uso del FYSA (FANN YIELD STRESS
ADAPTER), que es un accesorio para el viscosimetro FANN 35, mostrados
en la Fig. 34 y que permite determinar las propiedades reológicas de fluidos
que contengan aditivos granulados.
Para la lechada de relleno y la de sacrificio se determinó las propiedades
reológicas por el método conevencional.
El FYSA permite determinar el punto de cedencia (YP) de dos maneras; en
forma directa y completando el perfil reológico similar al procedimiento usado
con el Bob y Camisa descrito anteriormente.
El procedimiento para medir el punto de cedencia de forma directa es simple
primero viene una etapa de rotación a velocidad muy baja a 3 rpm y 6 rpm,
luego cuando durante la rotación desarrolla un estado de torque, el motor es
78
apagado rápidamente permitiendo al torque alcanzar un estado estable.
Para lechadas no elásticas es suficiente 15 seg y para fluidos elásticos se
podría requerir > 100 seg para el decaímiento del torque y alcanzar el
equilibrio.
Este método para medir las reologías es muy importante sobre todo en
lechadas autocurables, expansivas y lechadas ultraligeras.
Figura 34. Viscosímetro estándar & sistema FYSA
(Global Laboratory Best practice, Cementing Volume 4, 2012)
Pérdida por Filtrado.- Esta prueba es desarrollada para determinar la
cantidad de agua que se pierde de la lechada, o la deshidratación que sufre
la lechada bajo condiciones de presión y temperatura. Para temperaturas
circulantes de fondo de pozo menor que 190°F la prueba de pérdida de
filtrado es desarrollada en una celda de control de filtrado estática, provista
de un filtro malla 325, con una área de filtración de 22.6 cm2soportado por
una malla 60.
Después de haber acondicionado la lechada en un consistómetro
atmosférico a BHCT la misma es colocada en el cilindro del filtro prensa
estática y sometida a 1000 psi de presión durante media hora, el filtrado es
obtenido en una probeta graduada de 100 ml graduados.
Para pruebas que hayan terminado a los 30 minutos, la pérdida por filtrado
se reportará midiendo en ml el volumen recuperado y se multiplicará por dos.
79
En caso de que la deshidratación de la lechada ocurra antes de los 30
minutos, usar la siguiente ecuación para hacer el cálculo:
𝑷𝒆𝒓𝒅𝒊𝒅𝒂 𝒑𝒐𝒓 𝑭𝒊𝒍𝒕𝒓𝒂𝒅𝒐 𝑰𝑺𝑶 = 𝑉𝑡 ∗10.994
√𝑡 [14]
Agua Libre.-El propósito de esta prueba es determinar la estabilidad de una
lechada de cemento. La lechada de cemento es acondicionada para simular
la colocación dinámica dentro del pozo. La lechada se deja entonces estática
para determinar si hay agua libre separada de la lechada, o para determinar
si hay precipitación de sólidos. Ambos resultados son requeridos para
entender la estabilidad estática de la lechada bajo condiciones de fondo de
pozo. El agua libre se puede formar con un mínimo de sedimentación, y la
sedimentación puede tomar lugar sin que exista la formación de agua libre.
Por lo tanto, ambos resultados deben ser evaluados para determinar la
estabilidad de la lechada. Excesiva agua libre y precipitación son
normalmente consideradas perjudiciales para la calidad del cemento. La
cantidad de agua libre o asentamiento aceptables, variarán con la aplicación.
La prueba de agua libre de la lechada de cemento previamente
acondicionada a BHCT es corrida en una probeta de 250 ml, la misma que
debe ser inclinada para simular el ángulo del pozo, la prueba se llevara a
cabo en un lugar libre de vibración durante un período de dos horas y se
determinará la cantidad de agua libre en porcentaje y la precipitación de la
lechada.
Tiempo de Bombeabilidad.- Los resultados de las pruebas de laboratorio
para tiempo bombeable nos provée un indicador del tiempo que una lechada
de cemento permanecerá bombeable dentro de un pozo. En este ensayo se
simula las condiciones a la que estará expuesta la lechada de cemento en
cuanto al tiempo, presión y temperatura durante la operación de bombeo.
80
El tiempo de bombeo es desarrollado en un consistometro presurizado
HPHT (alta presión, alta temperatura). El aparato comúnmente usado consta
de un cilindro rotatorio contenedor de la lechada, equipado con una paleta
estacionaria, todo encerrado en un cilindro de acero capaz de simular las
condiciones de temperatura y presión del pozo. El contenedor de la lechada
gira a una velocidad de 150rpm 15. El HPHT consta de un software en el
que se programa simulando las condiciones a la que estará expuesta la
lechada desde que se inicia el bombeo.
La paleta y todas las partes del cilindro expuestas a la lechada deberán ser
construidas de un material resistente a la corrosión. El espacio entre el
contenedor de la lechada y la pared del recipiente a presión deberá ser
llenado completamente con aceite mineral Kaydol.
La consistencia del cemento está expresada en unidades de consistencia
Bearden Consistency (Bc). Este valor es medido por el mecanismo de un
potenciómetro y un circuito de medición de voltaje.
Resistencia a la Compresión.- Este ensayo es desarrollado en el UCA
(analizador de cemento por ultrasonido) es una prueba no destructiva,
realizada mediante el uso de un equipo sónico. El aparato transmite una
señal sónica a través del cemento que está siendo probado. La señal de
tiempo de tránsito para las propiedades del cemento puede ser
correlacionada con el tiempo y el desarrollo del esfuerzo compresivo. El
equipo mide la velocidad de viaje de la onda a través de la lechada de
cemento, a medida que la lechada va adquiriendo resistencia la velocidad
del viaje de la onda es mayor, entonces la señal de tiempo de tránsito para
las propiedades del cemento puede ser correlacionado con el tiempo y el
desarrollo del esfuerzo compresivo.
Pruebas Especiales: Resistencia del Gel Estático.
El sistema de multi-análisis de cemento (MACSII) es un dispositivo que nos
ayuda a determinar el esfuerzo de gel estático en muestras de cemento
81
aplicando parámetros controlados de presión, temperatura y agitación. Este
dispositivo es el único que realiza análisis especiales al cemento por ende
minimiza posibles problemas en un pozo en particular. Así mismo con el
MACSII se puede predecir el comportamiento del lodo de perforación en
condiciones de fondo de pozo, y verificar cuanto gel estático desarrolla este
lodo en fondo.
En la mayoría de los campos de Ecuador el principal problema es el fuerte
empuje de acuíferos de fondo como es el caso más prominente del activo
B7&21 cuyos pozos producen especialmente de la formación Hollín
incidiendo en dos factores.
Producción temprana de agua.
La fuerte presión de fondo hace que el agua se percole a través de la
lechada de cemento mientras ésta pierde su presión hidrostática,
afectando los resultados finales de la cementación primaria.
Por este motivo para el diseño de una lechada de cemento en este tipo de
formaciones básicamente se aplica el mismo principio que para controlar
gas, disminuyendo al máximo posible el tiempo de transición de la lechada.
El tiempo de transición es referido al incremento del valor de la resistencia
del gel estático SGS de 100lb/100ft2 a 500lb/100ft2.
Como se muestra en la Fig. 35 un fluido en condiciones estáticas con una
valor de la resistencia del gel menor de 100 lb/100ft2 es considerado
relativamente fluido lo cual nos indica que transmite presión hidrostática, una
vez que alcanza las 100 lb/100ft2 es referido al “Zero Gel” Time, este punto
es un indicativo de que la lechada empieza a perder presión hidrostática,
cuando el valor de la resistencia del gel estático alcanza 500lb/100ft2 el
fluido ya no transmite presión hidrostática, a partir de este valor los fluidos de
la formación pueden percolar o canalizar la lechada de cemento.
82
Figura 35. Presión Hidrostática vs Tiempo de Transición
(ANSI/API Recommended Practice 10B-6, Recommended Practice on Determining the
Static Gel Strength of Cement Formulation, 2010)
De tal forma es necesario que el tiempo de transición entre 100lb/100ft2 a
500lb/100ft2 sea tan corto como sea posible o de preferencia menor de 20 a
30 min.
Los resultados de las pruebas de laboratorio realizadas tanto para la lechada
de sacrificio y de relleno que complementan el trabajo de cementación del
liner de producción, se muestran en el anexo I.
3.5 EQUIPOS UTILIZADOS
Para el trabajo de cementación del liner de producción se usan los
siguientes equipos básicos:
Batchmixer
El mezclador de baches (BatchMixer) mostrado en la Fig.36 no es
parte de la unidad de bombeo de cemento. Se trata de una pieza
separada del equipo y se utiliza cuando un determinado volumen de
cemento se requiere. El tanque de la mezcla en el batchmixer se llena
de agua suficiente para una cantidad especificada de cemento. La
centrífuga de mezcla (Booster) agita el agua, se añade el cemento
83
seco hasta obtener las propiedades de la lechada y los volúmenes
deseados y las bombas centrífugas circulan la lechada a través del
prehidratador. El prehidratador se utiliza para PRE-humedecer el
cemento seco a fin de evitar problemas de polvo. Las desventajas de
un mezclador batchmixer son las limitaciones de volumen y la
necesidad de utilizar una pieza adicional de equipo. Aun así, unidades
con múltiples tanques de mezcla puede ser utilizado para la
cementación de grandes volúmenes.
Figura 36. Batch Mixer BMR 100
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Unidad de cementación Elite
La unidad Elite con doble bomba HT-400 genera una potencia
combinada de 1.025 caballos de poder, esta unidad es amigable con
el medio ambiente, incluye motores silenciosos para operar en áreas
sensibles al ruido, proveen tinas de mezcla cubiertas que permiten
reducir la generación de polvo en la locación, un conjunto de válvulas
(manifold) que succionan todo el fluido sin dejar residuo alguno,
tanques de desplazamiento y un certificado de emisión EPA Tier II.
84
ADC (Automatic Density Control)
El sistema de mezcla de control de densidad automático único en la
industria ofrece un rendimiento inigualable y de alta confiabilidad, este
sistema ADC controla tanto el caudal de agua y la tasa de cemento a
granel. Este sistema de circuito de mezcla posiciona actuadores
hidráulicos que están acoplados a válvulas que miden efectivamente
el agua y el cemento.
El ADC consiste de bombas de compensación de presión, un manifold
con dos válvulas proporcionales, una direccional, dos actuadores
giratorios con control de posicionamiento y un actuador de encendido
y apagado.
Una válvula proporcional controla la posición del actuador rotario
montado en la válvula de cemento y la otra válvula proporcional
controla la posición del actuador rotario montado en la válvula de
agua. La válvula direccional controla el actuador de la válvula
principal de agua que puede ser abierta o cerrada.
La unidad incluye áreas de doble cubierta, una para el cliente y otra
zona amplia para el operador.
FLECS (Flexible Control System)
Este sistema de control flexible determina la posición inicial de los
actuadores, que controlan las válvulas de agua y la válvula de
cemento.
RCM® IIIrMixingSystem
Tiene un tanque de 8 barriles y es diseñado para mezclar lechadas de
alta densidad y alta viscosidad que pueden ser bombeadas a un alto
85
caudal, el RCM® IIIr mostrado en la Fig. 37 incluye un sistema de la
válvula jet rotatoria montada en el compartimento de 8 barriles con
dos agitadores hidráulicos, una bomba centrífuga 6 x 5 para
recirculación y una bomba centrífuga 4 x 4 para abastecimiento de
agua de mezcla.
Figura 37. RCM® IIIrMixingSystem
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Cabeza de cementación
Se colocan en la parte superior del último casing instalado en el pozo,
y su función es alojar los tapones de goma que se enviarán durante el
bombeo y desplazar la lechada de cemento, por medio de un manifold
de válvulas. Se fabrican de diferentes configuraciones para uno o dos
tapones y distintos sistemas de roscado o acople rápido (quicklatch).
A continuación la Fig. 38 muestra la cabeza de cementación.
Figura 38. Cabeza de Cementación
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
86
EQUIPO DE FLOTACIÓN
Zapato Guía
Se utilizan para guiar el casing cuando se baja en hueco abierto y evitar
derrumbes. Están instalados en el extremo inferior del primer casing que
se baja al pozo. La Fig. 39 muestra el zapato guía.
Figura 39. Zapato Guía
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Collares Flotadores
El collar flotador mostrado en la Fig. 40 se utiliza para evitar el retorno del
cemento una vez que el mismo ha sido ubicado en el espacio anular, y
sirve de asiento de los tapones de goma. Se instala una o dos tramos por
encima del zapato, hacia la superficie.
Figura 40. Collar Flotador
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
87
Dispositivos de Llenado Automático ó Diferencial (Zapatos y
Collares)
Cumplen la misma función que los anteriores, pero el llenado del casing
se realiza por presión diferencial entre el fluido existente en el pozo y el
fluido dentro del casing, como se muestra en la Fig. 41. Estos equipos
permiten que dentro del casing quede una altura del 90% de la columna
de fluido exterior (anular)
Figura 41. Dispositivo de llenado automático
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Dispositivos de Etapas
Se utilizan para realizar cementaciones en etapas cuando las presiones
hidrostáticas que quedaran en el anular superan los valores de presión
de fractura de la formación o para resolver algún problema al utilizar dos
lechadas diferentes en el anular y también para separar capas
productoras indeseables. Pueden ser dispositivos de una etapa, dos,
tres y con diferentes tapones. En la Fig. 42 se puede apreciar un
dispositivo de etapas.
88
Figura 42. Dispositivo de Etapas
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Tapones de Goma
Generalmente se utilizan dos: uno inferior o fusible y otro superior o de
cierre el objetivo principal es separar físicamente los fluidos que se
envían al pozo a través del casing hacia el espacio anular
El tapón inferior es bajado por el casing delante de la lechada de
cemento, su función es limpiar el lodo y residuos sólidos que se
encuentran en las paredes del casing y mantenerlos delante de este.
Cuando el tapón de fondo alcanza el collar flotador o zapato guía la
presión diferencial entre el interior del casing y el anular rompe el
diafragma permitiendo el paso de las lechadas de cemento hacia el
espacio anular.
El tapón superior es corrido por el fluido que lo desplaza después de que
todas las lechadas han sido bombeadas, esto previene la canalización de
la lechada que se generaría al tener contacto directo con el fluido de
desplazamiento, este tapón no tiene un diafragma y los fluidos no pueden
ser bombeados a través del mismo. Una vez que el tapón superior
alcanza el tope del tapón inferior hay un incremento en la presión que
89
indica que el trabajo ha sido completado. La Fig. 43 muestra el tapón
inferior al lado izquierdo, identificado por tener un diafragma y al lado
derecho el tapón superior
Figura 43. Tapones de Goma
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Centralizadores
El objetivo de su aplicación es el de centralizar el casing en el espacio
anular para lograr una distribución uniforme del cemento alrededor del
pozo, evitar zonas sin cemento y lodos bypaseados.
Los centralizadores comúnmente usados son; de arco flexible estándar,
de arco doble, rígido y centek.
Los de arco flexible estándar como se muestra al lado izquierdo de la Fig.
45, son manufacturados con un collar en el tope y en el fondo del
centralizador, son usados para pozos verticales y ligeramente verticales.
Los de doble arco como se muestra al lado derecho de la Fig. 44 son
similares con una obvia diferencia en la forma del arco, estos arcos son
significativamente fuertes y son corridos en pozos verticales y desviados.
Los de arco flexible tienen una gran habilidad de mejorar el standoff
donde el pozo ha sido ensanchado.
Casing
C
90
Figura 44. Centralizadores de Arco Flexible
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Los de tipo rígido son de acero soldados con cuchillas colocadas a los
lados del centralizador, mostrado en la Fig. 45, estos son usualmente
corridos en pozos horizontales ya que por su estructura no pueden
aplanarse.
Los de tipo rígido brindan un standoff positivo mayor donde el hueco se
encuentra en calibre.
Figura 45. Centralizadores Rígidos
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Los centralizadores CENTEK que son los que se usaron en el trabajo del
Liner de Producción de los pozos Oso NA 001 y Paka Norte A3 y de este
último se muestra en el anexo II, tienen las siguientes características
principales de diseño:
91
Están hechos al calibre, es decir, el diámetro externo del
centralizador es el diámetro de la broca; debido a esto no tiene
fuerza de inserción ni fuerza de arrastre en la corrida, ambas
fuerzas son acumulativas para los centralizadores
convencionales, ya que no se tienen fuerzas de inserción ni
arrastre hace que no importe el número de centralizadores que
se utilicen.
Los flejes son de doble curvatura, longitudinal y transversal para
reducir la fricción.
No tiene puntos débiles, a diferencia de los centralizadores bow
convencionales en donde a veces la resistencia mecánica del
centralizador se reduce a la resistencia del pin o clavo de
sujeción.
Son unidades de un solo cuerpo, no tienen puntos débiles. El
método de uniones de alta resistencia, tipo “Jigsaw”, con mayor
área de contacto. No tienen soldaduras para no afectar las
propiedades del metal.
Diseñados para comprimirse hasta casi la forma plana en
contacto con las paredes del casing para poder pasar a través
de restricciones y luego vuelven a tomar su forma original.
Gracias al tratamiento térmico las cargas aplicadas al
centralizador se distribuyen en todo el cuerpo del mismo.
No se tiene ningún caso en donde un centralizador Centek se
haya roto durante la corrida de casing, ni donde se haya tenido
que recurrirse a operaciones de pesca por falla de un
centralizador Centek.
92
Es una unidad de bajo perfil respecto al área de flujo. Tiene
incluso menos restricción en el anular que el coupling del casing.
Permiten maximizar la centralización (stand-off).La alta fuerza de
restauración que poseen los centralizadores Centek se debe al
tratamiento térmico al que son sometidos.
La robustez y la alta fuerza de restauración que poseen hace
que sean la solución preferida en pozos altamente desviados,
pozos de largo alcance, ventanas, etc.
Ayudan a la rotación de la tubería ya que los centralizadores se
quedan estáticos y la tubería gira en contra de la parte interna
del centralizador. Con el efecto lubricante del lodo los
centralizadores actúan como rodamientos.
Los stop collars también tienen el método de unión “Jigsaw” y
son tratados térmicamente. Los tornillos también son especiales
para obtener mayor fuerza.
A continuación en la Fig. 46 muestra el diseño del centralizador
Centek descrito anteriormente.
Figura 46. Centralizadores Centek
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
93
Raspadores o Limpiadores
Se colocan en la parte exterior del casing y su función es eliminar el
revoque grueso dejado en las paredes del pozo por el lodo de
perforación, se construyen del tipo “rotativo” y “reciproco” para aplicarlos
cuando se utilizan las buenas prácticas de rotar o reciprocar el casing
durante el desplazamiento de la lechada. La Fig. 47 muestra los
diferentes tipos de raspadores.
Figura 47. Raspadores o Limpiadores
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
RESULTADOS Y DISCUSIÓN
94
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LABORATORIO Y POST
OPERACIONAL
Durante el desarrollo de la tesis se enfatizó sobre la importancia del uso de
una lechada para la vida del pozo, que le brinde elasticidad y propiedades
mecánicas mejoradas al cemento fraguado, por esto se realizará un análisis
comparativo de los resultados de las pruebas del laboratorio de una lechada
autocurable y elástica y una lechada convencional, para fines del análisis se
usarán los resultados del pozo Paka Norte A3.
4.1.1 RESULTADOS COMPARATIVOS DE UNA LECHADA
AUTOCURABLE Y ELÁSTICA Y UNA LECHADA CONVENCIONAL
4.1.1.1 Resultados de laboratorio de una lechada autocurable y elástica
En el marco teórico en 2.4 se describió cada uno de los aditivos que
conforman el diseño de la lechada autocurable y elástica, el diseño y el
análisis de los resultados obtenidos de la misma se muestran a continuación.
Como se puede ver en la Fig. 48, el diseño de la lechada autocurable y
elástico tiene una combinación de una serie de aditivos, por ejemplo el uso
del Micromax FF fue usado con la finalidad de compensar la baja gravedad
especifica del LifeCem 100 (aditivo elastómero) y así lograr una lechada
estable, el LifeCem 100 que es el corazón de la lechada se usó
principalmente para mejorar las propiedades mecánicas de la lechada de
cemento, la silicalita se usó con la finalidad de mejorar la resistencia a la
compresión, el Halad 400L se usó como controlador de filtrado, el súper CBL
EXP fue usado para compensar el encogimiento que sufre la lechada de
cemento al momento de fraguar.
95
Figura 48. Diseño de la lechada autocurable y elástica.
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
El resultado obtenido de la resistencia a la compresión, corrida en el UCA,
equipo descrito en 3.4, muestran tres curvas indicadas en la Fig. 49; la curva
roja, indica la temperatura a la que fue corrida la prueba, empezando a
temperatura ambiente (80ºF) y alcanzando la temperatura circulante de
163ºF en un tiempo de 38 minutos, donde se estabiliza la curva hasta
terminar el ensayo, normalmente la prueba de la resistencia a la compresión
se lo hace a temperatura estática BHST, pero para un trabajo de un liner de
producción como una buena práctica se utiliza la BHCT para minimizar el
rango de error al obtener los resultados, debido a que esta temperatura es
menor a la estática, la curva azul representa el tiempo de transito que
equivale al tiempo en que demora la onda ultrasónica en pasar a través de la
lechada de cemento, como se muestra en la gráfica esta curva permanece
LAB RESULTS - Tail
Cementing Ecuador, Coca
Job Information Request/Slurry 159293/2 Rig Name CPEB 70128 Date 08/JUL/2011 Submitted By Pablo Cabascango Job Type Expandable Liner Bulk Plant Coca
Customer Petroamazonas Ecuador S.A. Location Fco.Orellana. Well Paka Norte A3
Well Information Casing/Liner Size 7" Depth MD 10557 ft BHST 210 Hole Size 8 1/2" Depth TVD 10149 ft BHCT 163 F
Drilling Fluid Information Mud Company Type Density 9.4 PPG PV/YP
Cement Information - Tail Design Conc UOM Cement/Additive Sample Type Sample Date Lot No.
LifeCem
100.00 % BWOC Dyckerhoff Class G Bulk Jul 01, 2011 1864
0.220 % BWOC SCR-100 Chemicals May 02, 2011 E11-005
0.400 gps HALAD-400L Chemicals May 02, 2011 GVIC1347A2
10.000 % BWOC LifeCem 100 Bulk Jul 02, 2011 0611299
10.000 % BWOC MICROMAX FF Bulk Jul 01, 2011 03251101
3.000 % BWOC Silicalite - Powder Bulk Jul 01, 2011 OG1801171
0.050 gps SUPER CBL EXP liquid Chemicals Jul 01, 2011 052711
01
0.400 lb/sk WellLife 734 (PB) Chemicals Jul 01, 2011 LC0096EH
4.26 gal/sack Fresh Water Lab Jul 01, 2011 N/A
Cement Properties Slurry Density 16.00 PPG Slurry Yield 1.3 ft3/sk Water Requirement 4.26 GPS Total Mix Fluid 4.71 GPS
Water Source Fresh Water Water Chloride N/A ppm
Slurry Comments
96
estable hasta las 15:30 aproximadamente, en donde empieza a decaer o a
disminuir el valor del tiempo de transito debido a que la lechada comienza a
tener resistencia, alcanzando el WOC o los 500psi en un tiempo de 18:03 y
una resistencia final de 1152psi, que comparado con una lechada
convencional es menor debido a el aditivo elastómero utilizado.
Figura 49. Resistencia a la compresión
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
Como se muestra en la gráfica 50, el resultado del tiempo de bombeo
obtenido a los 70BC, fue de 02:54, incluyendo los 60 minutos de premezcla
requeridos para homogenizar la lechada de cemento por la cantidad de
aditivos que esta contiene, la curva azul muestra los BC o unidades de
consistencia, los mismos que por la viscosidad de la lechada empiezan con
23 BC aproximadamente y se mantienen hasta alcanzar los 57 minutos,
tiempo en el que la lechada empieza a incrementar paulatinamente los BC,
con una ligera tendencia a gelificarse hasta que finalmente fragua en el
tiempo ya indicado, la curva roja corresponde a la temperatura de la lechada
y la curva verde punteada corresponde a la temperatura del aceite, que es
UCA Comp. Strength, Request Test ID:1603680, Historical Data End Temp (ºF) Pressure (psi) 50 psi (hh:mm) 500 psi (hh:mm) 24 hr CS (psi) 163
3,000
16:11
18:03
1152
Thickening Time, Request Test ID:1603679, Historical Data Temp (ºF) Pressure (psi) Batch Mix (min) Reached in (min) 50 Bc (hh:mm) 70 Bc (hh:mm) 100 Bc (hh:mm) 163
5,657
60
38
02:34
02:54
03:03
Static Gel Strength, Request Test ID:1603690, Historical Data Temp (°F) Pressure (psi) Time 100 lb/100ft2 Time 200 lb/100ft2 Time 500 lb/100ft2 Foam Q
97
mayor debido a que el aceite mineral es el que le transmite la temperatura a
la lechada de cemento.
Figura 50. Tiempo de Bombeo
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
La resistencia del gel estático se corrió en el MACS II, equipo que fue
descrito anteriormente en la metodología, la Fig. 51, muestra tres curvas, la
curva roja que indica la temperatura, la misma que fue programada de forma
similar a la establecida en la resistencia a la compresión indicada
anteriormente, mientras que la curva rosada, muestra la resistencia del gel
estático empezando en un valor de 0 lbf/100ft2, posterior a esto en un
período de 3:55, la curva alcanza las 100lbf/100ft2 conocido también como
zero gel time, período en el que la lechada permanece en estado líquido
transmitiendo presión hidrostática hacia la formación y sin problemas de que
los fluidos de la formación percolen la lechada de cemento, a las 4:03 la
lechada de cemento alcanza las 500lbf/100ft2, en un periodo de 8 minutos
conocido como tiempo de transición, que de acuerdo a lo indicado en la
metodología tiene que ser menos a 30 minutos, puesto que, en este punto
UCA Comp. Strength, Request Test ID:1603680, Historical Data End Temp (ºF) Pressure (psi) 50 psi (hh:mm) 500 psi (hh:mm) 24 hr CS (psi) 163
3,000
16:11
18:03
1152
Thickening Time, Request Test ID:1603679, Historical Data Temp (ºF) Pressure (psi) Batch Mix (min) Reached in (min) 50 Bc (hh:mm) 70 Bc (hh:mm) 100 Bc (hh:mm) 163
5,657
60
38
02:34
02:54
03:03
Static Gel Strength, Request Test ID:1603690, Historical Data Temp (°F) Pressure (psi) Time 100 lb/100ft2 Time 200 lb/100ft2 Time 500 lb/100ft2 Foam Q
98
la lechada deja de transmitir presión hidrostática totalmente hacia la
formación y los fluidos en un tiempo mayor pueden invadir la lechada
creando microcanales.
Figura 51. Resistencia del gel estático
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
En la Fig. 52, se muestra los resultados de pérdida de filtrado, mezclabilidad,
agua libre, resistencia del gel estático API, y reologías; en cuanto al ensayo
de perdida por filtrado, se obtuvo 24 ml, que está dentro de los parámetros
requeridos para un liner de producción que es menor de 50ml, para indicar la
facilidad o dificultad en la mezcla, esta prueba se valora de 1-5,
correspondiendo 5, a una lechada mezclada en el tiempo indicado por la
Norma API 10B2 y 1 para una lechada difícil de mezclar, a esta lechada en
mezclabilidad se le valoró como 3, puesto que la misma por su composición
presento una ligera dificultad en la mezcla, el agua libre que es otra de las
pruebas importantes para determinar la cantidad de agua que se separa en
Static Gel Strength, Request Test ID:1603690, Historical Data Temp (°F) Pressure (psi) Time 100
lb/100ft2 (h:m)
Time 500
lb/100ft2 (h:m)
Time 100-500
lb/100ft2 (h:m)
Foam Q
163 5000 03:55 04:03 0:08 0
99
la parte superior de la lechada fue 0%, parámetro ideal para liners de
producción, en cuanto al perfil de geles API, se obtuvieron valores de geles
relativamente bajos, considerando la alta viscosidad de la lechada.
Con referencia al comportamiento reológico, parámetro determinado en el
FYSA, la lechada presento un punto de cedencia y una viscosidad plástica
alta requerida para permitir una mejor remoción del lodo en zonas de difícil
acceso para el espaciador o donde no haya surtido efecto el mismo.
Test Temp (ºF) Test Pressure (psi) Test Time (min) ISO FL (cc/30 min) Extr. ISO FL (cc/30
min)
163
1,000
30
12
24
Figura 52. Resultados varios de laboratorio
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
Mixability (0 - 5) - 0 is not mixable, Request Test ID:1603687, Historical Data Mixability rating (0 - 5) 3 Para mezclar la lechada se necesitó 45 segundos adicionales a lo que nos indica la Norma API 10B2, por lo que es importante que al momento de la mezcla se tome en consideración este particular.
Free Water, Request Test ID:1603683, Historical Data Test Temp (ºF) % FW Vert 164
0
API Static Gel Strength, Request Test ID:1603689, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min) 80
8
105
20
API Static Gel Strength, Request Test ID:1603688, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min) 163
1
49
20
FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Request Test ID:1603681, Historical Data
Test Temp (ºF)
600 300 200 100 6 3 3D - 3 rpm Decay
6D - 6 rpm Decay
Cond. time
K1 factor
K2 factor
Foam Quality
PV/YP FYSA Direct YP
163 100 62 48 32 15 11 4 5 30 0.235 0.961 0 597.57 / 30.26
8.99
FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Request Test ID:1603682, Historical Data Test Temp (ºF)
600 300 200 100 6 3 3D - 3 rpm Decay
6D - 6 rpm Decay
Cond. time
K1 factor
K2 factor
Foam Quality
PV/YP FYSA Direct YP
API Fluid Loss, Request Test ID:1603684, Historical Data
100
4.1.1.2 Resultados de laboratorio de una lechada convencional.
Como se puede observar, el diseño que muestra está lechada de cemento
convencional lleva aditivos como controladores de filtrado, retardadores,
aditivos expansivos, para cumplir con los requerimientos básicos
establecidos en la cementación de un liner de producción, como son un
control de filtrado menor a 50ml, agua libre en un 0%, un tiempo de bombeo
de acuerdo al volumen a ser bombeado, parámetros que como se indica en
la Fig. 53 fueron alcanzados, sin embargo se debe recalcar la alta
resistencia a la compresión final obtenida, que como se había indicado en
este tipo de lechadas, este es el único indicador de la integridad del cemento
101
Nota: El tiempo de bombeo reportado incluye 1 hora de premezcla.
102
Figura 53. Resultados de Laboratorio lechada convencional.
(Halliburton iFacts Program, Resultados de laboratorio, 2011)
4.1.1.3 Análisis de resultados
Debido al elastómero que es un aditivo granulado las reologías fueron
tomadas usando el sistema FYSA y de acuerdo a los datos reológicos
está lechada brinda una mayor viscosidad y mayor punto de cedencia,
lo que facilita durante el viaje un mejor desplazamiento de los fluidos
que le anteceden y principalmente del lodo.
Se observa estabilidad de la lechada, gracias a la combinación de
aditivos que evitan la flotabilidad del elastómero brindando una
lechada homogénea.
103
La lechada autocurable y elástica comparada con la lechada
convencional se observa cierta gelificación de la lechada debido a la
alta viscosidad de la misma.
La resistencia a la compresión a los 500 psi y final es baja comparada
con lechadas de cemento convencionales, debido a los aditivos
elastómeros que contiene, los mismos que le dan características
elásticas a la lechada.
Por el diseño propuesto, la prueba de la resistencia del gel estático
SGS brinda un tiempo de transición entre 100 lbf/100ft2 y 500
lbf/100ft2 de 8 minutos, que evitará que la lechada de cemento sea
invadida por fluidos produciéndose percolación de fluidos a través de
la misma.
4.2 ANÁLISIS POST OPERACIONAL
Para el fin de análisis de la tecnología autocurable y elástica se ha escogido
el pozo Paka Norte A3.
4.2.1 ANÁLISIS DEL REGISTRO A HUECO ABIERTO
En este pozo se tienen dos zonas prospectivas la arena U y T, así mismo
como se puede observar en el registro de la Fig. 54 muestra zonas de lutitas
muy lavadas y cercanas a las zonas de petróleo.
Para contrarrestar estos problemas se diseñó un programa de cementación
con el uso de la lechada auto curable y elástica, la cual por su viscosidad
permite desplazar mejor los fluidos del hoyo.
104
Figura 54. Registro eléctrico del Pozo Paka Norte A3
(Halliburton, Programa de Cementación del Liner de producción Paka Norte
A3, 2011)
4.2.2 ANÁLISIS DEL REGISTRO DE CEMENTO
CBL: se observa una amplitud de onda menor a 5 mV no únicamente
sobre los reservorios sino a lo largo de todo el hueco abierto,
mostrando excelente adherencia de cemento al revestimiento.
VDL: se observa una excelente adherencia del cemento tanto al
revestimiento como a la formación en todo el intervalo, demostrando
que inclusive los washouts fueron llenados con cemento de excelente
calidad.
CAST V: se observa buena adherencia del cemento alrededor de todo
el revestimiento, descartando presencia de canales.
105
Además de los resultados del CBL la lechada auto curable elástica provée
propiedades mecánicas con las cuales se pueda garantizar cualquier tipo de
evento en el pozo sin que el cemento falle y si llegara a fallar esta se auto
curaría en contacto con petróleo.
4.3 ESTUDIO COSTO-BENEFICIO
Evitar trabajos de cementación remedial en el pozo, posterior al trabajo de
cementación de un liner de producción o durante la vida del mismo es crucial
para el logro de las operaciones seguras y rentables desde el punto de vista
económico. En caso de requerirse de un trabajo de cementación remedial, el
impacto de estos factores está directamente relacionado con el costo del
equipo de reacondicionamiento, días de pérdida de producción, entre otros.
Tradicionalmente la resistencia a la compresión ha sido el indicador de la
integridad del cemento, sin embargo numerosos trabajos de cementación
remedial se han desarrollado posteriores a la completación de los pozos
debido a una pobre correlación entre la resistencia a la compresión y la
integridad del cemento.
Como se indicó en la Tabla 5 en el pozo de Paka Norte A3, se usó una
lechada elástica y autocurable, este tipo de cementación por el diseño usado
en la lechada de cola tuvo un costo de $133771,69 mientras que una
cementación convencional tiene un costo de $88238,68 como se muestra
en los anexos III y IV y de forma resumida en la tabla 9.
106
Tabla 9. Costos cementación con lechada elástica-autocurable y una
lechada convencional.
Costos Cementación con Lechada elástica-autocurable
Cementación con Lechada Convencional
Costo por servicios (USD)
$41,229.02
$41,229.02
Costos Materiales (USD)
$92542.67
$47009.66
Total Cementación primaria $133771.69 $88238.68
Cementación remedial
Squeeze 0 $25000
Registros Eléctricos 0 $20000
Cañoneo 0 $20000
Taladro 0 $75000
Total Cementación primaria y Remedial
0 $228238.68
(Halliburton, Costos Comparativos, 2011)
4.3.1 COMPARACIÓN DE COSTOS
Como se indicó en la tabla anterior, al realizar la cementación de un liner de
producción con una lechada autocurable y elástica, esta tuvo un costo de un
34% más comparado con una lechada convencional, sin embargo como se
había indicado al utilizar en una cementación de un liner, una lechada
convencional donde la resistencia a la compresión es su único indicador de
integridad del cemento, se han tenido que realizar varios trabajos de
cementación remedial, por lo que en total este tipo de cementación
convencional llega a tener un costo aproximado de un 40% mayor, sin tomar
en cuenta los días de pérdida de producción.
107
4.3.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO
El utilizar una lechada de cemento que brinde elasticidad y buenas
propiedades mecánicas se asegura una buena cementación no sólo
posterior al trabajo en sí, sino durante la vida del pozo, ya que el cemento
permanecerá remanente, es decir soportará esfuerzos durante la
completación del pozo, trabajos de estimulación y producción, etapas en la
que la integridad del cemento es de importancia crítica durante la vida del
pozo.
Una mala cementación implica realizar un trabajo de cementación forzado en
el que involucra costos adicionales por los días del taladro de
reacondicionamiento, cañoneo, squeeze, que son gastos asumidos por la
operadora.
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
108
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
La lechada autocurable – elástica por su alta reología fue una
excelente aplicación para zonas con litología lavada ya que en el
Campo Paka se pudo evidenciar muy buenos resultados del registro
CBL en todo el hoyo abierto.
El bajo tiempo de transición que provee la lechada elástica -
autocurable permite que en menos de 30 min se obtenga un esfuerzo
de gel de 100 a 500 lb/100 ft2, controlando así las altas presiones de
los acuíferos presentes evitando que estos fluidos se percolen en la
lechada, por este motivo también fue una excelente aplicación para
este campo.
La propiedad de autocurable en la lechada LifeCem se demostrará si
el cemento llegaría a despegarse o a fallar en su vida productiva,
estas fallas serían autocuradas con el contacto del cemento en
hidrocarburo. En las pruebas de laboratorio se obtuvo un
hinchamiento del 0.9% en 70 días.
Es fundamental modelar un perfil de temperaturas del campo, previo a
la realización de las pruebas de laboratorio, lo que permite generar
ensayos más apegados a las condiciones reales del pozo y que fue
clave para el éxito de la cementación. Se usó el software WellCat
para llegar a obtener temperaturas más exactas.
La aplicación de las buenas prácticas de cementación:
acondicionamiento del lodo (bajo YP y perfil de geles plano),
movimiento de la tubería (rotar y reciprocar), el uso de lavadores y
espaciadores. Las ayudas mecánicas (uso de centralizadores
109
apropiados) ayudaron a la remoción del lodo obteniendo datos muy
elevados de eficiencia de desplazamiento lo cual también ayuda a
obtener buenos resultados del registro de cemento.
El uso del espaciador Tuned Spacer III permitió una remoción
mecánica del lodo gracias a su efecto erosivo y reología constante y
consistente ante los cambios de temperatura.
El uso de una lechada de sacrificio scavenger de 13 ppg como
espaciador generó gran capacidad de acarreo, dejando la superficie
impregnada de cemento previo a la ubicación de las lechadas lead y
tail.
Debido a la geometría muy irregular en estos campos, en las zonas de
interés, mediante la utilización de centralizadores semirrígidos Centek
se aseguró un stand-off mayor al 80% lo que permitió una mejor
remoción de lodo y buena adherencia de cemento.
A pesar que la cementación de un liner de producción con aditivos
elastómeros y autocurables inicialmente tienen un costo mayor en un
34% comparado con la cementación de un liner convencional, es
rentable para la compañía operadora, puesto que durante la vida del
pozo no se requerirá realizar una cementación forzada y no se
requerirá parar la producción, ahorrándose un 40% aproximadamente
el costo adicional requerido por trabajos de cementación remedial, sin
tomar en cuenta el costo de los días de perdida de producción.
5.2 RECOMENDACIONES
La limpieza del hoyo es un factor muy importante que permite
desplazar los sólidos y lodo de poca remoción del hoyo para esto se
recomienda siempre bombear una píldora de espaciador previo a la
110
cementación, además por medio de esta píldora se obtendría datos
de cómo se comportaría el hoyo durante la cementación, así se
podría evitar posibles eventos de empaquetamiento durante la
operación.
El lodo debe ser acondicionado con el objetivo de bajar el YP o punto
de cedencia del mismo, factor muy importante para lograr una efectiva
remoción del lodo.
Se debe revisar el lodo en la etapa de perforación para mitigar
cavernas prominentes, a través de mejorar las propiedades de
inhibición del lodo, circulando a bajo caudal en frente de las
intercalaciones de lutita, y manteniendo un lodo de reología alta
durante la perforación.
Es recomendable obtener un módulo de Young bajo (menor a 900000
lb/pg2) en la lechada auto curable para lograr obtener buenas
propiedades elásticas resistiendo así los esfuerzos durante la vida del
pozo. En las lechadas convencionales el módulo de Young está en el
orden de 1500000 lb/pg2.
111
NOMENCLATURA
ADC: Control automático de densidad.
API: Instituto americano del petróleo.
Bc: Consistencia de la lechada de cemento expresado en unidades
Bearden.
BHCT: Temperatura circulante de fondo de pozo.
BHST: Temperatura estática de fondo de pozo.
BMR 100: Batch mixing recirculating.
BWOC: Por el peso del cemento.
CAST-V: Herramienta de escaneo acústica circunferencial.
CBL: Registro de adherencia del cemento.
ECD: Densidad equivalente de circulación.
DF: Eficiencia de desplazamiento.
DST: Drill Stem Test.
𝑬𝒅𝒇: Erodabilidad.
EY: Eden Yuturi
FLECS: Sistema de control flexible.
FYSA: Fann yield stress adapter
: Densidad del lodo.
𝒔: Densidad del acero.
𝑭𝒂: Fuerza axial.
112
𝒇𝒃: Factor de flotabilidad.
𝑭𝒅: Fuerza de arrastre.
𝑭𝒏: Fuerza normal.
HPHT: Alta presión, alta temperatura.
IN: Indillana
ILY: Indillana, Limoncocha, Yanaquincha, Paka.
KOP: Kick of point, punto de quiebre o punto donde se empieza a crear
inclinación.
MACS II: Sistema de multi-análisis de cemento.
MD: Profundidad medida.
OY: Oso-Yuralpa.
PA: Palo Azul.
PAM: Petroamazonas.
PV: Viscosidad plástica.
RCM® IIIr: Recircualting cement mixing.
RPM: Revoluciones por minuto.
SGS: Esfuerzo del gel estático.
T: Arenisca T superior- principal
TR: Tubería de revestimiento
TVD: Profundidad vertical verdadera.
: Esfuerzo de Corte.
113
𝑻𝒘,𝒃𝒏𝒆: Esfuerzo cortante.
U: Arenisca U superior – principal
UCA: Analizador de cemento ultrasónico.
µ: Factor de Fricción.
𝝁: Viscosidad.
VDL: Registro de densidad variable.
𝑽𝒕: Volumen de filtrado colectado en el tiempo de duración de la prueba.
𝑽𝒕: Volumen de filtrado colectado en 30 minutos.
WELLCAT: Well casing and tubing.
: Velocidad de Corte.
YP: Punto de cedencia.
114
GLOSARIO
Agua de mezcla.- Agua que contiene aditivos sólidos, líquidos o ambos.
Aditivo.- Material incorporado en una lechada de cemento para modificar o
mejorar alguna propiedad deseada.
Anular.- Espacio libre que queda entre la tubería y la cara del pozo.
API. - American Petroleum Institute.
Casing. - Tubería de revestimiento.
Clase de Cemento.- Clasificación del cemento petrolero, acorde a las
especificaciones de la API 10 A.
Cementación Primaria.- Es la operación de cementación realizada
inmediatamente después que la tubería de revestimiento ha sido corrida al
fondo del pozo.
Compatibilidad.- Es la Capacidad de formar una mezcla que no presente
reacciones ni físicas ni químicas indeseables.
Consistometro.- Dispositivo usado para medir el tiempo de bombeo de una
lechada de cemento bajo una temperatura y presión específica.
ECD.- Densidad equivalente de circulación, debe ser mayor que la presión
de poro pero de la formación para evitar que esta se manifieste cuando los
baches lavador y espaciador se encuentren en el espacio anular.
Espaciador.- Fluido que contiene materiales densificantes o de peso, usado
para separar el fluido de perforación de la lechada de cemento.
115
Filtrado.- Fluido que esforzado a salir de la lechada de cemento durante una
prueba de perdida por filtrado, bajo condiciones de presión y temperatura.
Fluido libre.- Fluido coloreado que se ha separado de la lechada de
cemento.
Lavadores.- Colchones químicos de baja densidad usados para remover la
costra de lodo.
Lechada de Cemento.- Mezcla de agua, cemento y aditivos ya sean estos
polvos o líquidos.
Lodo.- Fluido que es circulado a través de la cara del pozo durante las
operaciones de perforación o reparación.
Mezcla de Cemento.- Mezcla de cemento seco y otros materiales sólidos.
Presión hidrostática.- Presión ejercida por el peso de la columna de fluido,
en función de la densidad del fluido y longitud de la columna del mismo.
Reología.- Es una disciplina científica que se dedica al estudio de la
deformación y flujo de la materia o, más precisamente, de los fluidos.
Resistencia a la compresión.- Resistencia de una muestra de cemento
fraguado, medido por la fuerza requerida para triturarlo.
Sedimentación.- Separación y asentamiento de sólidos en una lechada de
cemento.
Tiempo de bombeabilidad.- Tiempo en que una lechada permanece en
condiciones bombeables, hasta que esta alcanza los 70BC de consistencia
116
Temperatura circulante de fondo de pozo.- Temperatura pseudo-estable
encontrada en el fondo de la cara del pozo, mientras el mismo está siendo
circulado.
UCA.- Equipo utilizado para medir la resistencia a la compresión de la
lechada de cemento.
Unidades Bearden.- Unidades usadas para expresar la consistencia de la
lechada de cemento cuando esta es determinada en un Consistometro
presurizado.
117
BIBLIOGRAFÍA
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Second Edition. Washington-USA.
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Strength of Cement Formulation First Edition. USA.
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A3. Quito-Ecuador.: Halliburton Cementing Service .
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Smith, D. K., & Henry L. Doherty. (1990). Cementing Monograph Volume 4,
SPE-AIME. Texas-USA.
ANEXOS
120
ANEXOS
ANEXO I Pruebas de Laboratorio
LAB RESULTS - Lead Cementing Ecuador, Coca
Job Information Request/Slurry 159291/2 Rig Name CPEB 70128 Date 08/JUL/2011
Submitted By Pablo Cabascango Job Type Expandable Liner Bulk Plant Coca
CustomerPetroamazonas Ecuador S.A.
Location Fco.Orellana. Well Paka Norte A3
Well Information Casing/Liner Size 7" Depth MD 10557 ft BHST 210 F
Hole Size 8 1/2" Depth TVD 10149 ft BHCT 163 F
Drilling Fluid Information Mud Company Type Density 9.4 PPG PV/YP
Cement Information - Lead Design Conc UOM Cement/Additive Sample Type Sample Date Lot No.
EconoCem
100.00 % BWOC Dyckerhoff Class G Bulk Jul 01, 2011 1864
3.500 % BWOC Bentonite Chemicals Jul 01, 2011 N/A
0.200 % BWOC SCR-100 Chemicals May 02, 2011
0.200 gps HALAD-300L Chemicals May 02, 2011USHA034820
10.49 gal/sack Fresh Water Lab Jul 01, 2011 n/a
0.012 gps D-Air 3000L Bulk Jul 02, 20112010280AL
Cement Properties
Slurry Density 13.00 PPG
Slurry Yield 1.91 ft3/sk
Water Requirement 10.42 GPS
Total Mix Fluid 10.64 GPS
Water Source Fresh Water
Water Chloride N/A ppm
Slurry Comments
Operation Test Results Request ID 159291/2 Thickening Time, Request Test ID:1608840, Historical Data Temp (ºF) Pressure (psi) Reached in (min) 50 Bc (hh:mm) 70 Bc (hh:mm) 100 Bc (hh:mm)
164 5,657 38 08:09 08:12 08:17
Mixability (0 - 5) - 0 is not mixable, Request Test ID:1608845, Historical Data
121
Mixability (0 - 5) - 0 is not mixable, Request Test ID:1608845, Historical Data Mixability rating (0 - 5)
5 Se mezcla de acuerdo a lo indicado en la Norma API 10B2.
Free Water, Request Test ID:1608843, Historical Data Test Temp (ºF) % FW 45 Inc
164 0
API Static Gel Strength, Request Test ID:1608847, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min)
164 11 14 20
API Static Gel Strength, Request Test ID:1608846, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min)
80 14 18 20
API Rheology, Request Test ID:1608841, Historical Data Temp (ºF) 300 200 100 6 3 PV/YP
163 29 27 24 6 5 6.73 / 23.79
API Rheology, Request Test ID:1608842, Historical Data Temp (ºF) 300 200 100 6 3 PV/YP
80 15 12 9 6 4 8.97 / 6.57
API Fluid Loss, Request Test ID:1608844, Historical Data Test Temp (ºF) Test Pressure (psi) Test Time (min) Meas. Vol (< 30 min, cc) Extr. ISO FL (cc/30 min)
163 1,000 16 69 189
Additional Comments LECHADA ESCAVENGER
122
LAB RESULTS - Lead Cementing Ecuador, Coca
Job Information Request/Slurry 159292/2 Rig Name CPEB 70128 Date 08/JUL/2011
Submitted By Pablo Cabascango Job Type Expandable Liner Bulk Plant Coca
CustomerPetroamazonas Ecuador S.A.
Location Fco.Orellana. Well Paka Norte A3
Well Information Casing/Liner Size 7" Depth MD 10557 ft BHST 210 F
Hole Size 8 1/2" Depth TVD 10149 ft BHCT 163 F
Drilling Fluid Information Mud Company Type Density 9.4 PPG PV/YP
Cement Information - Lead Design Conc UOM Cement/Additive Sample Type Sample Date Lot No.
VersaCem
100.00 % BWOC Dyckerhoff Class G Bulk Jul 01, 2011 1864
0.012 gps D-Air 3000L Bulk Jul 02, 20112010280AL
0.250 gps HALAD-400L Chemicals May 02, 2011GVIC1347A2
0.200 gps HALAD-300L Chemicals May 02, 2011USHA034820
0.260 % BWOC SCR-100 Chemicals May 02, 2011E11-005
5.000 % BWOCMicrobond HT Dry Blended
Chemicals Jul 01, 2011 041611
4.80 gal/sack Fresh Water Lab Jul 01, 2011 n/a
Cement Properties
Slurry Density 16.00 PPG
Slurry Yield 1.2 ft3/sk
Water Requirement 4.8 GPS
Total Mix Fluid 5.26 GPS
Water Source Fresh Water
Water Chloride N/A Ppm
Slurry Comments
Operation Test Results Request ID 159292/2 UCA Comp. Strength, Request Test ID:1603854, Historical Data End Temp (ºF) Pressure (psi) 50 psi (hh:mm) 500 psi (hh:mm) 24 hr CS (psi)
163 3,000 10:51 14:01 920
123
Thickening Time, Request Test ID:1603853, Historical Data Temp (ºF) Pressure (psi) Batch Mix (min) Reached in (min) 50 Bc (hh:mm) 70 Bc (hh:mm) 100 Bc (hh:mm)
163 5,657 60 38 06:58 07:04 07:08
Mixability (0 - 5) - 0 is not mixable, Request Test ID:1603860, Historical Data Mixability rating (0 - 5)
5 Se mezcla de acuerdo a lo indicado en la Norma API 10B2.
Free Water, Request Test ID:1603857, Historical Data Test Temp (ºF) % FW Vert
163 0
API Static Gel Strength, Request Test ID:1603862, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min)
163 2 4 20
API Static Gel Strength, Request Test ID:1603861, Historical Data Temp (ºF) 10 sec. gel 10 min.gel Cond Time (min)
80 2 66 20
API Rheology, Request Test ID:1603855, Historical Data Temp (ºF) 300 200 100 6 3 PV/YP
163 74 52 30 4 2 65.78 / 8.52
API Rheology, Request Test ID:1603856, Historical Data Temp (ºF) 300 200 100 6 3 PV/YP
80 86 57 30 4 2 84.47 / 1.07
API Fluid Loss, Request Test ID:1603858, Historical Data Test Temp (ºF) Test Pressure (psi) Test Time (min) ISO FL (cc/30 min) Extr. ISO FL (cc/30 min)
163 1,000 30 18 36
Additional Comments
124
ANEXO II Resumen Post – Operacional
Paka Norte A-003 Liner de Produccion 7’’ 26 lb/ft @ 10447 ft
Temperatura Estática
210 °F Profundidad (MD) 10447 ft
Temperatura Circulante
163 °F Longitud Shoe Track (ft) 63 ft
Gradiente Poro/Fractura (psi/ft)
0.43 / 0.75 Ingeniero Halliburton Mario Gonzalez/Jorge Torres
Caracteristicas de hueco
Diametro (in): 8.5 in (bit size)
Caliper (in): 9.71 in
% Exceso: 20
Diametro equivalente (in) 10.1 in
Esquema del Pozo
125
Fluido de Perforación
Fluidos Bombeados
Lechada Removedora Scavenger
Sacos
Volumen (bbl)
Densidad (ppg)
Rendimiento (ft3/sk)
Requerimiento de Agua (gal/sk)
Viscosidad plástica (cp)
Punto de cedencia (lb/100ft2)
110
30
13
1.91
10.49
6.73 @ 163 °F
23.79 @ 163 °F
WBM – Q max Base Agua Sin acond. Acondicionado
Densidad (ppg) 9.2 9.2
Viscosidad plástica (cp) 17 16
Punto de Cedencia (lb/100 ft2) 22 17
Desarrollo de gel 0s/10s/10 min 5/9/11 5/9/11
Lavadores Mud Flush HRA Base Agua Agua
Volume (bbl) 20 30
Densidad (ppg) 8.4 8.6
Viscosidad plástica (cp) 1 1
Punto de cedencia (lb/100 ft2) 0 0
Espaciadores Nombre Tuned Spacer III
Base Agua
Volumen (bbl) 70 bbl + 30 bbl píldora
Densidad (ppg) 11.0
Viscosidad plástica (cp) 14.95
Punto de Cedencia (lb/100 ft2) 22.54
Lechadas Lead Tail
Sacos 100 237
Volumen (bbl) 19 55
Tope de Cemento 9297 9532
Densidad (ppg) 16 16
Rendimiento (ft3/sk) 1.2 1.3
Requerimiento de Agua (gal/sk) 4.84 4.26
Viscosidad plástica (cp) 65.78 @ 163°F 102.88 @ 163°F
Punto de Cedencia (lb/100 ft2) 8.52 @ 163°F 11.127 @ 163°F
Tiempo bombeable (hh:mm) @ 70 Bc 7:04 2:54
Esfuerzo de compresión (psi) 1561 @ 24 1152 @ 24
Desplazamiento
Volumen bombeado(bbl): 50 Bbl Agua + 187 Bbl Lodo
Capacidad de las bombas (bbl/stk): 0.1104
Eficiencia % : 97
126
Gráfica Opticem RT:
Comentarios
Se colocaron 27 centralizadores semi-rígidos Centek, 2 por junta
distribuidos desde el fondo hasta el tope de la arenisca U . En los
intervalos de las areniscas U y T se colocaron 3 centralizadores por
junta. El caliper del hoyo muestra una geometría muy irregular y con
washouts. En las zonas de interés se aseguró un stand-off mayor al
80% y de esta manera lograr una mejor remoción de lodo y buena
adherencia de cemento.
Paka Norte A 03Cementación Liner de Producción 7"
7/9/201122:00 23:00
7/10/201100:00 01:00
7/10/201102:00
Time
0
50
100
150
200
250
300
A
0
2
4
6
8
10
12
B
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
DCombined Pump Stage Total (bbl) Combined Pump Rate (bpm)Passenger Side Pressure (psi)
A BD
Prueba de Líneas
Tuned Spacer en Traslape
Tuned Spacer Mud Flush & HRA
Tuned Spacer
Scavenger
VersaCem
Elasticem Asienta Tapón
Desplazamiento
OptiCem v6.4.910-Jul-11 03:42
127
Siendo este un pozo con características especiales debido a su
prospectiva y mala calidad del agujero; y de acuerdo a la experiencia
en los campos de Paka se recomendó la utilización de una lechada
Lifecem con los siguientes aditivos: Lifecem 100, wellLife 733, Super
CBL, Micromax FF y Silicalita además de Halad 400L, todo esto
basados en la filosofía WellLife de Halliburton.
El cálculo de volúmenes se realizó en base al registro del caliper del
pozo, usando un exceso de 20 % sobre el diámetro promedio (9.71in).
Se bombearon 20 bbl de lechada Lead VersaCem, incluidos 14 Bbl
sobre el tope del liner según la experiencia en el área; y 55 bbl de
lechada Tail LifeCem, cubriendo todo el hueco abierto, se aplicó un
traslape de 235 ft.
OptiCemStandoff Profile
Standoff vs. Measured Depth
0 20 40 60 80 100
Standoff (%)
10000
10200
10400
10600
10800M
easu
red D
epth
(ft
)
Standoff Centralizers
OptiCem v6.4.927-May-11 22:47
128
Los lavadores que se utilizaron para la operación fue: Mud Flush III y
HRA para ayudar a la remoción del lodo mediante acción química y
flujo turbulento, y también dejando la superficie del casing y hueco
mojable al agua. Tuned Spacer III que nos permite una remoción
mecánica gracias a su efecto erosivo y reología constante y
consistente ante los cambios de temperatura. Un espaciador de
cemento scavenger de 13 ppg posee gran capacidad de acarreo y deja
la superficie impregnada de cemento previo a la ubicación de las
lechadas lead y tail.
El liner quedó a 5 ft del fondo y se procedió a cementar a esta
profundidad, se circuló 50 bbl de una píldora viscosa de QMAX y 30
bbl de Tuned Spacer observando altas presiones al pasar en el hueco
abierto y en el traslape, el Tuned Spacer trajo a superficie cantidad
moderada de lutita, que parecía estar en el fondo, siendo la causa
para no alcanzar la profundidad final. Se conectaron las líneas a la
cabeza de cementación, se probaron líneas con 7000 psi, se bombeó
una píldora de 30 bbl de Tuned Spacer III, y se la circuló con las
bombas del taladro.
7/9/201121:55 22:00 22:05 22:10 22:15
7/9/201122:20
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
A
0
1
2
3
4
5
B
0
5
10
15
20
25
30
35
40
CTruck 1 Pressure (psi) Truck 1 Slurry Rate (bpm) Stage Slurry Vol (bbl)A B C
5
Global Event Log
5 Pump Spacer 1 22:00:42
OptiCem v6.4.1012-Jul-11 02:41
129
Posteriormente se procedió a premezclar en el Recirculating Cement
Mixer (RCM) y acondicionar la lechada tail en el Batch Mixer hasta
lograr la densidad requerida de 16 lb/gal. Se confirmaron las
propiedades finales del lodo (PV: 16 cP; YP: 17 lb/100ft2; Perfil de
geles: 5/9/11) y se inició el bombeo de todos los fluidos según el
programa.
# Fluido Nombre Densidad Caudal Volumen Tiempo
Responsable [lb/gal] [bpm] [bbl] [min]
11.01 Premezcla de Cemento 60 Halliburton
11.02 Espaciador Tuned Spacer III 11.0 4 30 8 Halliburton
11.02 Lavador Mud Flush 8.4 4 10 3 Halliburton
11.03 Ácido HRA 8.6 4 30 8 Halliburton
11.04 Lavador Mud Flush 8.4 4 10 3 Halliburton
11.05 Espaciador Tuned Spacer III 11.0 4 40 10 Halliburton
11.06 Espaciador Dual Alta Eficiencia 13.0 4 30 8 Halliburton
11.07 Cemento VersaCem 16.0 4 19 5 Halliburton
11.08 Cemento LifeCem 16.0 4 55 14 Halliburton
11.09 Liberar Dardo y lavar lineas superficiales 5
11.10 Agua Agua 8.3 10 50 5 Halliburton
11.11 Lodo Lodo 9.2 8 135 17 Halliburton
11.12 Lodo Lodo 9.2 3 10 3 Halliburton
11.13 Lodo Lodo 9.2 8 32 4 Halliburton
11.14 Lodo Lodo 9.2 3 10 3 Halliburton
Se liberó el tapón dardo de la cabeza de cementación. Se inició el
desplazamiento y se observó el movimiento evidente del testigo.
130
Se redujo el caudal oportunamente sin embargo no se observó el
enganche de tapones, al final del desplazamiento se tuvo un caudal
limitado debido a la restricción del colgador del liner de no sobrepasar
3500 psi. Se asentó tapón con el volumen teórico. Se circularon a
superficie todos los lavadores, espaciadores y 30 bbl de cemento
contaminado con lodo de densidad 12.8 ppg.
7/10/201102:00 02:10 02:20 02:30 02:40 02:50 03:00
7/10/201103:10
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
A
0
2
4
6
8
10
12
B
0
100
200
300
400
500
600
CTruck 1 Pressure (psi) Truck 1 Slurry Rate (bpm) Stage Slurry Vol (bbl)A B C
171615
Global Event Log
15 16 17Pump Displacement End Job Start Job01:59:00 02:59:31 03:12:35
OptiCem v6.4.1012-Jul-11 02:48
131
Resultados:
A continuación en el gráfico de presión de diseño vs real, se puede
observar la presión durante el bombeo y desplazamiento. El
incremento pronunciado de la presión se debe a la restricción del
colgador. La presión final real de desplazamiento (3000 psi) es mayor a
lo estimado en la simulación (1500 psi).
Una vez establecida la circulación luego de liberar el setting tool, se
circuló en directa observando el retorno de todo el tren de lavadores y
espaciadores contaminados, y aproximadamente unos 30 bbl de
lechada scavenger contaminada (peso de muestra: 12.8 ppg).
Luego de asegurar la limpieza del pozo y ya que se expandió el
colgador de forma normal, se procedió a cambiar el fluido por agua.
Dejando el pozo completamente lleno de agua durante fragüe de
cemento para luego poder realizar la Completacion.
800 810 820 830 840 850 860 870 880
Time
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000Truck 1 Pressure (psi) Design 1: Pumping Pressure (psi)
16151413
Global Event Log
13 14
15 16
Pump Lead Cement Pump Tail Cement
Pump Displacement End Job
793.76 801.09
824.81 885.33
OptiCem v6.4.1012-Jul-11 03:05
132
Registros
13
3
ANEXO III. Costos lechada autocurable y elástica
TIQUETE DE SERVICIO / VENTAS No. 16802
PSL: Cementación
FECHA:
10 de julio de 2011
CLIENTE: PETROAMAZONAS EP
CONTRATO No.
AMS003TC01
ORDEN SERVICIO No.:
ORDEN DE COMPRA No.:
POZO: Paka Norte A3 CAMPO: Paka Norte PROVINCIA Orellana
CANTON
La Joya de Los Sachas
BASE: Coca EQUIPO: CPEB 70128
DESCRIPCION DEL SERVICIO: Servicios y Materiales Liner de Producción 7"
No. PAG. CODIGO DEL
PRECIO VALOR
CONTRATO SERVICIO DESCRIPCION CANTIDAD UNIDADES
CANTIDAD
UNIDADES
UNITARIO
USD
Cem-1 1 Mileage from nearest HES base/unit (per Km) round trip
93,8 Km 9 ea 3,67 $3.098,21
Cem-1 2 Mileage for cementing crew-ZI (per Km) round trip 93,8 Km 1 ea 1,97 $184,79
Cem-1 121842 Engineer National per hr / day / mon 1 man 2 day 799,68 $1.599,36
Cem-1 121843 Operator National , per hr/day/mon 1 man 2 day 566,44 $1.132,88
Cem-1 121904 Assistant Operator National, per hr/day/mon 3 man 2 day 433,16 $2.598,96
Cem-1 121906 Service Supervisor per hr / day / mon 1 man 2 day 633,08 $1.266,16
Cem-2 16091 Cementing casing pump charge (charge by feet or range of feet, first 4 hours or fraction on location) 10001' a 15000'
1 ea 1 ea 11278,15 $11.278,15
13
4
Costos lechada autocurable y
elástica(Continuación del anexo III)
Cem-5 139 ADC (Automatic Density Control) per job 1 ea 1 ea 842,33 $842,33
Cem-5 273 100 bls batch blender - per job charge 2 ea 1 job 2780,89 $5.561,78
Cem-5 124254 Tank 4001 - 9001 gal, per job 3 ea 1 job 1.042,92 $3.128,76
Cem-8 132 COMPUPAC Portable Data Acquisition, per job 1 job 1 Job 1.999,20 $1.999,20
Cem-9 76400 Transportation for all bulk cement and bulk cement additives delivered or returned, per ton, per kilometer (100 km-min)
46,9 km 21,62 Ton 4,82 $4.887,37
Stim-12 3213 Tank fracturing fluid storage per job all size 1 ea 1 job 881,16 $881,16
Cem-3 16450 Thickening time test, per test 1 ea 1 test 322,54 322,54
Cem-3 17451 UCA cement analysis, per test 1 ea 1 test 274,89 274,89
Cem-9 3984 ‘‘P'' tank, 820 cu. ft. rental per day
2 ea 2 day 226,58 906,32
Cem-9 3985 Air Compressor, up 300 SCFM 1 ea 2 day 633,08 1.266,16
TOTAL SERVICIOS
$41.229,02
Cem-11 100003749 SCR-100 (PER POUND) 90 lbs 1 lbs 30,91 $2.781,90
Cem-11 100003723 MICROBOND HT (PER POUND) 470 lbs 1 lbs 5,72
$2.688,40
Cem-12 13256 *Tuned Spacer, per barrel 40 bbl 1 bbl 178,91
$7.156,40
Cem-12 101396181 D-Air 3000L (5 GAL DRUM, CHARGE PER GALLON) 9 gal 1 gal 85,72
$771,48
Cem-12 101235090 *SEM-8, per gallon 5-gallon bucket 40 gal 1 gal 83,66
$3.346,40
Cem-13 13383 Mud Flush, per gallon 840 gal 1 gal 1,32
$1.108,80
Cem-13 100064228 *CLEANBORE A, per gallon 5-gallon bucket 40 gal 1 gal 87,00
$3.480,00
Cem-20 101492085 Well Life 734 (PER POUND) 80 lbs 1 lbs 25,67 $2.053,60
13
5
Costos lechada autocurable y
elástica(Continuación del anexo III)
Cem-20 101311191 SUPER CBL EXP per gallon 15 gal 1 gal 354,38 $5.315,70
Cem-20 101435235 Halad 300L, per gallon 33 gal 1 gal 71,07
$2.345,31
Cem-20 101407954 Halad 400L, per gallon 120 gal 1 gal 76,03
$9.123,60
Stim-18 100064214 Clay Control NE , per gallon 110 gal 1 gal 40,76
$4.483,60
Stim-4 16942 Hot Rock Acid, ACIDIZING SYSTEMS, per gallon 1260 gal 1 gal 5,10 6.426,00
Cem-12 100003722 SILICALITE (50 LBS BAG, CHARGE PER POUND) 705 lbs 1 lbs 2,35 1.656,75
Cem-12 100064169 MICROMAX (50 LBS BAG, CHARGE PER POUND) 2350 lbs 1 lbs 2,20 5.170,00
Cem-20 101714011 LifeCem 100 2350 lbs 1 lbs 19,89 46.741,50
Subtotal $104.649,44
Cem-11 100012205 PREMIUM DYCKERHOFF( 94 Lbs SK) 460 sks 1 sks 25,00 $11.500,00
TOTAL MATERIALES
$116.149,44
SUBTOTAL TICKET
$157.378,46
Descuento 15% ($23.606,77)
TOTAL US $ $133.771,69
13
6
ANEXO IV. Costos lechada convencional.
TIQUETE DE SERVICIO / VENTAS No. 16802
PSL: Cementación
FECHA: 10 de julio de 2011
CLIENTE: PETROAMAZONA
S EP CONTRATO No.
AMS003TC01
ORDEN SERVICIO No.:
ORDEN DE COMPRA No.:
POZO: Paka Norte A3 CAMPO: Paka Norte PROVINCIA
Orellana
CANTON
La Joya de Los Sachas
BASE: Coca EQUIPO: CPEB 70128
DESCRIPCIÓN DEL SERVICIO: Servicios y Materiales Liner de Producción 7"
No. PAG. CÓDIGO DEL PRECIO VALOR
CONTRATO SERVICIO DESCRIPCIÓN CANTIDAD UNIDAD
ES CANTID
AD UNIDAD
ES UNITARIO
USD
Cem-1 1 Mileage from nearest HES base/unit (per Km) round trip
93,8 Km 9 ea 3,67 $3.098,2
1
Cem-1 2 Mileage for cementing crew-ZI (per Km) round trip 93,8 Km 1 ea 1,97 $184,79
Cem-1 121842 Engineer National per hr / day / mon 1 man 2 day 799,68 $1.599,3
6
Cem-1 121843 Operator National , per hr/day/mon 1 man 2 day 566,44 $1.132,8
8
Cem-1 121904 Assistant Operator National, per hr/day/mon 3 man 2 day 433,16 $2.598,9
6
Cem-1 121906 Service Supervisor per hr / day / mon 1 man 2 day 633,08 $1.266,1
6
Cem-2 16091 Cementing casing pump charge (charge by feet or range of feet, first 4 hours or fraction on location) 10001' a 15000'
1 ea 1 ea 11278,15 $11.278,
15
Cem-5 139 ADC (Automatic Density Control) per job 1 ea 1 ea 842,33 $842,33
13
7
Costos lechada convencional. (Continuación del anexo IV)
Cem-5 273 100 bls batch blender - per job charge 2 ea 1 job 2780,89 $5.561,7
8
Cem-5 124254 Tank 4001 - 9001 gal, per job 3 ea 1 job 1.042,92 $3.128,7
6
Cem-8 132 COMPUPAC Portable Data Acquisition, per job 1 job 1 Job 1.999,20 $1.999,2
0
Cem-9 76400 Transportation for all bulk cement and bulk cement additives delivered or returned, per ton, per kilometer (100 km-min)
46,9 km 21,62 Ton 4,82 $4.887,3
7
Stim-12 3213 Tank fracturing fluid storage per job all size 1 ea 1 job 881,16 $881,16
Cem-3 16450 Thickening time test, per test 1 ea 1 test 322,54 322,54
Cem-3 17451 UCA cement analysis, per test 1 ea 1 test 274,89 274,89
Cem-9 3984 ‘‘P'' tank, 820 cu. ft. rental per day
2 ea 2 day 226,58 906,32
Cem-9 3985 Air Compressor, up 300 SCFM 1 ea 2 day 633,08 1.266,16
TOTAL SERVICIOS
$41.229,02
Cem-11 100003749 SCR-100 (PER POUND) 90 lbs 1 lbs 30,91 $2.781,9
0
Cem-11 100003723 MICROBOND HT (PER POUND) 470 lbs 1 lbs 5,72
$2.688,40
Cem-12 13256 *Tuned Spacer, per barrel 40 bbl 1 bbl 178,91
$7.156,40
Cem-12 101396181 D-Air 3000L (5 GAL DRUM, CHARGE PER GALLON) 9 gal 1 gal 85,72
$771,48
Cem-12 101235090 *SEM-8, per gallon 5-gallon bucket 40 gal 1 gal 83,66
$3.346,40
Cem-13 13383 Mud Flush, per gallon 840 gal 1 gal 1,32
$1.108,80
Cem-13 100064228 *CLEANBORE A, per gallon 5-gallon bucket 40 gal 1 gal 87,00
$3.480,00
Cem-20 101492085 Well Life 734 (PER POUND) 80 lbs 1 lbs 25,67 $2.053,6
0
Cem-20 101311191 SUPER CBL EXP per gallon 15 gal 1 gal 354,38 $5.315,7
0
Cem-20 101435235 Halad 300L, per gallon 33 gal 1 gal 71,07
$2.345,31
13
8
Costos lechada convencional. (Continuación del anexo IV)
Cem-20 101407954 Halad 400L, per gallon 120 gal 1 gal 76,03
$9.123,60
Stim-18 100064214 Clay Control NE , per gallon 110 gal 1 gal 40,76
$4.483,60
Stim-4 16942 Hot Rock Acid, ACIDIZING SYSTEMS, per gallon 1260 gal 1 gal 5,10 6.426,00
Cem-12 100003722 SILICALITE (50 LBS BAG, CHARGE PER POUND) 0 lbs 1 lbs 2,35 0,00
Cem-12 100064169 MICROMAX (50 LBS BAG, CHARGE PER POUND) 0 lbs 1 lbs 2,20 0,00
Cem-20 101714011 LifeCem 100 0 lbs 1 lbs 19,89 0,00
Subtotal $51.081,
19
Cem-11 100012205 PREMIUM DYCKERHOFF( 94 Lbs SK) 460 sks 1 sks 25,00 $11.500,
00
TOTAL MATERIALES
$62.581,19
SUBTOTAL TICKET
$103.810,21
Descuento 15% ($15.571,
53)
TOTAL US $ $88.238