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8/8/2019 Paper cementacin

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CEMENTACION REMEDIAL EN LINER INTERMEDIO DE POZO HORIZONTAL

Javier Malav - Petrleos de Venezuela, S.A. y Maximiliano Medina - Petrleos de Venezuela, S.A.

RESUMEN

Durante la construccin del pozo horizontal MVR-107, Campo Mata-R, Distrito Anaco - PDVSA

Oriente se present una falla en la cementacin primaria del Liner Intermedio de 7" (Seccin de

Construccin de Angulo 0 - 82 de Inclinacin), la cual fue detectada posterior a la bajada del Liner de

Produccin ranurado de 4 1/2, durante la instalacin de la completacin.

Se planific una operacin de cementacin remedial, cuyo objetivo era aislar el intervalo

productor de arenas de agua presurizadas. La operacin representaba un gran riesgo por la probabilidad

de prdida del hoyo de produccin durante la cementacin secundaria, adicionalmente, exista la

restriccin de no poder usar equipos de fondo tradicionales (empacaduras, retenedores, etc.), y la

necesidad de ejecutar las operaciones con la mnima perturbacin del intervalo productor.

El diagnstico de la falla y su magnitud involucraron el uso de tecnologas de registros

ultrasnicos para la inspeccin del revestidor y la evaluacin de la cementacin. La operacin se

ejecut a travs de la metodologa de cementacin remedial circulante, en la cual se perfor el

revestidor intermedio, 60 pies por debajo de la arena "problema", retornando por una discontinuidad

mecnica del revestimiento, en el colgador de 9-5/8" x 7". Se colocaron retenedores perforables como

fondo del pozo para evitar contacto con la zona productora, y sobre las perforaciones para actuar como

empacadura de cementacin. Se utiliz una lechada liviana de 13.5 lpg, controlando los caudales de

bombeo y retornos para garantizar la colocacin del cemento en la zona planificada.

El pozo fue completado segn se haba planificado, logrando cumplir con las metas de

produccin establecidas y con un aporte exiguo de agua, todo lo cual permite concluir que se lograron

los objetivos planteados al aislar el intervalo productor de las arenas de agua supradyacentes, sin

afectar su productividad.

INTRODUCCIN

En la construccin de pozos productores de hidrocarburos, el xito en las operaciones de cementacin

de los diferentes revestidores, especialmente los de produccin, es garanta de la productividad y vida

til del activo. Por tal razn, la industria invierte, cada ao, grandes cantidades de dinero, tiempo y


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conocimientos en asegurar, por todos los medios, que se logren excelentes cementaciones primarias

basados en una adecuada planificacin, una mejor operacin y una satisfactoria evaluacin1.

La evaluacin de las cementaciones es la va que conduce a la toma de una de las decisiones

ms crticas y traumticas en la vida de un pozo: Realizar una cementacin remedial o no? Por lo

compleja de su concepcin, las incertidumbres en su planificacin, los riesgos durante su ejecucin, las

cargas innecesarias a los que es sometido el pozo y su costo elevado, las cementaciones remediales se

tratan de evitar a toda costa1. En general, el criterio que impera para realizar cementaciones secundarias

durante la primera completacin del pozo est basado en la existencia del aislamiento necesario entre

nuestras zonas productoras de hidrocarburos y otras que pongan en riesgo la productividad de nuestro

pozo, tales como: arenas de agua presurizadas y arenas de baja presin "ladronas".

Todo el anlisis anterior est asociado con pozos verticales convencionales, donde las prcticas

operacionales y equipos para cementaciones secundarias estn ampliamente desarrollados y evaluados.

Sin embargo, la creciente tendencia mundial de desarrollar nuevas arquitecturas de pozos (horizontales,

inclinados y multilaterales) obliga a pensar en alternativas para reparar cementaciones primarias, o en

cualquier caso, asegurar el aislamiento zonal.

En los pozos horizontales, cuyo objetivo es construir la ltima fase del pozo en una sola arena

productora, con la visin de maximizar su productividad a travs de un aumento significativo del rea

de flujo de la formacin hacia el pozo, entonces, el aislamiento zonal debe estar garantizado por la

buena cementacin de la ltima seccin y la zapata del revestidor intermedio, instalado antes de la

perforacin del hoyo horizontal.

Cuando se detecta una falla en la cementacin primaria del revestidor intermedio, la cual debe

ser reparada, se presenta un escenario de alta complejidad, pues la operacin remedial debe realizarse

en una seccin de alta inclinacin, donde el desplazamiento del fluido de perforacin por cemento se

convierte una tarea ardua. Ms an, si se agrega a este escenario el caso de que la deteccin de la falla

se realiza posterior a la perforacin del hoyo productor, como es el caso del pozo MVR-107, entonces,

se adicionan grandes riesgos operacionales asociados a las herramientas, tipo de cementacin y a la

limpieza del pozo, los cuales pueden generar desde una disminucin en la capacidad productiva del

pozo hasta la prdida total de las fases intermedia y productora.

En este trabajo se describen todos los pasos ejecutados para el diagnstico de la falla en la

cementacin primaria del Liner Intermedio en el pozo MVR-107, as como la planificacin y

operaciones asociadas al trabajo remedial, donde se logr el aislamiento zonal de la zona productora sin

afectar su productividad.


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ANTECEDENTES

La perforacin del pozo MVR-107 form parte de la estrategia de explotacin de hidrocarburos

planeada por el Distrito Anaco de PDVSA GAS para la formacin Oficina en el yacimiento L1L

(ZM-303) del Campo Mata-R ubicado, en la Unidad de Explotacin Area Mayor de Oficina, donde se

plantearon expectativas de produccin de 17 MMPCGD y 190 BNPD. La arquitectura definida para el

pozo fue de tipo horizontal, tal como se muestra en la figura N1.

El pozo se desarroll tal como estaba conceptualizado, perforndose una fase conductora, hoyo

vertical de 17 de dimetro hasta 2705 donde se corri y cement un revestidor de 13 3/8; una fase

de superficie, hoyo vertical de 12 de dimetro hasta 8017 en el cual se cement un revestidor de

9 5/8; una fase intermedia, hoyo direccional de 8 de dimetro hasta 11732 con 57 de inclinacin,

el cual permiti recopilar la informacin necesaria del yacimiento objetivo, cotejar con los resultados

de la ssmica 3D y caracterizar con los modelos estticos y dinmicos definidos.

Una vez ubicado y correlacionado el objetivo, se abandon con cemento parte del hoyo

perforado y continu direccionalmente desde 9040 hasta 11970 alcanzando 82 de inclinacin. Para

realizar el revestimiento del hoyo, se corri hasta el fondo del pozo, sin ningn tipo de problemas, un

liner de 7 x 35 lpp, P-110, rosca STL con un colgador hidrulico y empacadura de tope incorporada.

Se realiz la instalacin del colgador hidrulico, con ciertos inconvenientes para lograr

acumular la presin que acciona el mecanismo de la herramienta de asentamiento, a travs del

aislamiento de esfricas de bronce y baquelita. Se prob la circulacin, se realizaron las operaciones

correspondientes a la cementacin primaria del liner y se asent la empacadura tope de colgador.

Durante la cementacin se observaron irregularidades en los parmetros operacionales, tales

como:

- En el perfil de presin de la operacin, posteriores a la ruptura de pines, no se alcanzaron los

valores de presin de desplazamiento correspondientes a la simulacin del trabajo.

- Se observaron retornos en superficie de parte de los preflujos, durante la cementacin.

- No se logr el asentamiento de los tapones de desplazamiento, an sobredesplazando un

total de 2 bls; sin embargo, al despresurizar el sistema y no se observ contraflujo.

Baj una sarta de limpieza con mecha de 8 1/2 hasta 4380, donde procedi a circular y

observ retorno de cemento contaminado. Continu bajando hasta 6865 donde se registr un apoyo de

7 Klbs y, finalmente, termin de limpiar el revestidor de 9-5/8 hasta 7489.

Durante la limpieza del revestidor de 7, se encontr cemento no fraguado desde 7500 hasta

8092, posteriormente, se baj libre de apoyos hasta 11874, donde se perfor el sistema de flotacin y

la zapata hasta 11980. En este nivel se realiz una prueba de integridad de presin, la cual arroj un


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resultado de 12.8 lpg de densidad equivalente. Al comparar sta informacin con los resultados de la

prueba de integridad de presin realizada en la zapata del revestidor anterior de 9 5/8, la cual dio

como resultado 13,53 lpg de densidad equivalente, se opt por correr registro de cementacin CBL-

VDL para contar con ms elementos de evaluacin.

Las condiciones de alta inclinacin del hoyo no permitieron confiar en la calidad de los datos

obtenidos con el CBL-VDL, donde se observaron bajas seales de amplitud y arribos de formacin,

que permitieron inferir la existencia de una pequea capa de cemento cercana a la zapata del revestidor

de 7. Aunque exista desconfianza con el registro CBL-VDL, los resultados de la prueba de integridad

de presin representaban un argumento slido para confirmar la presencia de una zapata cementada y,

por ende, el aislamiento zonal de la arena L1L.

Por lo anterior, se decidi continuar con la perforacin de la fase de produccin, perforndose

sin problemas hoyo horizontal de 5 7/8 de dimetro desde 11970 hasta 12939, bajando la densidad

del lodo desde 10,3 lpg hasta 8,4 lpg.

Una vez culminada las operaciones de perforacin de la fase produccin de 5 7/8, se da inicio a

la fase de completacin con el revestimiento del hoyo abierto utilizando liner ranurado de 4 colgado

con una empacadura permanente tipo recuperable. Se instal el liner ranurado a la profundidad de

12938 y realiz procedimiento de asentamiento de la empacadura, en el cual no se pudo probar la

eficiencia en el sello hidrulico entre la tubera de produccin y el anular, siendo una posible falla en la

empacadura recuperable. Para corroborar la comunicacin se baj con una espiga de sellos y se prob

la comunicacin hidrulica, comprobando una presunta falla a nivel de la empacadura recuperable.

Para solventar esta situacin, se decidi incluir en el diseo de completacin original del pozo,

representado en la figura N 2, una empacadura hidrulica adicional, con la finalidad de eliminar la

comunicacin hidrulica entre la tubera de produccin y los revestidores, a travs de la

empacadura/colgador, tal como se muestra en la figura N 3.

Luego de introducir el cambio en el diseo de completacin, se instalaron los equipos en el

pozo y al realizar las respectivas pruebas de presin se detect que la comunicacin persista. La

remota posibilidad de que dos elemento de aislamiento fallaran, nos permiti inferir que el escenario

ms probable es aquel en el cual la comunicacin hidrulica exista entre el liner de 7 y el hoyo

abierto de 8 , para lo cual se decidi recuperar los equipos de completacin y realizar un diagnstico

para poder identificar y corregir el problema.


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DIAGNOSTICO Y DEFINICION DEL ESCENARIO

Una vez descartada la comunicacin hidrulica entre la tubera y el espacio anular de sta ltima con el

revestidor de 7, se clarifica el escenario, pues el nico camino alternativo para el retorno de fluidos

hacia superficie es a travs del anular entre el liner de 7 y el hoyo abierto, lo que evidencia claramente

una falla en la cementacin primaria.

Sin embargo, an quedaba por determinar el punto de retorno de fluidos en el revestidor de 7,

teniendo como opciones factibles el sello a nivel de la empacadura de tope del colgador de 9-5/8 x 7

o alguna discontinuidad en el propio liner. Para dilucidar esta incertidumbre, en primer trmino, se

utiliz una empacadura mecnica recuperable, la cual se asent a 7527se coloc una presin de 500

psi por el anular y se obtuvo retorno de fluido por tubera, con lo que se evidenci que el punto de

comunicacin se encontraba sobre este nivel y se redujo el intervalo de investigacin a la seccin entre

7527 y 7489. En segundo trmino, se tomaron decisiones basadas en la mayor probabilidad de falla a

nivel del colgador de 9-5/8 x 7, para lo que se coloc una empacadura adicional en el tope del

colgador, probando, con anterioridad, la alta eficiencia de la integridad del sello hidrulico en sta rea.

Con estos resultados, se descart la falla a nivel del colgador y se procedi a inspeccionar la

condicin mecnica del revestidor de 7 con el uso de la herramienta de ltima generacin CAST-V,

en modo hoyo entubado, la cual genera imgenes de alta resolucin en 360 de la superficie interna del

revestidor, a travs del clculo del dimetro interno, espesor y ovalidad del tubular, a partir de las

mediciones de amplitud y tiempo de trnsito de seales ultrasnicas emitidas y recibidas por un nico

transductor rotacional2

. En la figura N 4 se pueden observar las imgenes arrojadas por el registro

ultrasnico, donde se interpreta que existe una zona de discontinuidad mecnica entre 7502 y 7505,

donde en los diferentes cortes transversales realizados en sta rea se presentan los daos en el

colgador a este nivel, asociados, principalmente, a los aumentos en los tiempos de trnsito. Al

correlacionar esta profundidad con el diagrama mecnico de equipos asociados a la bajada del liner de

7 (figura N 5) se infiere que el punto de retorno de fluidos est ubicado entre el colgador y su

receptculo pulido superior.

Con sta nueva informacin se concluy la fase de diagnstico de campo al realizar todos los

esfuerzos para comprender la magnitud y caractersticas de los orgenes de la falla durante la

cementacin primaria del revestidor de 7 y la completacin del pozo. Se procedi, entonces, a definir

el escenario bajo el cual se desarrollaran las siguientes operaciones de reparacin en el pozo al delinear

sus objetivos, restricciones y riesgos asociados, donde en la figura N 6 se puede observar el esquema

mecnico que describe grficamente este escenario.


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Se plante como objetivo principal conseguir el aislamiento de la arena L1L, para lo que se

defini las arena problema supradyacente ms prxima, siendo esta el miembro J3 de la formacin

Oficina (~11160 - 11210 MD), la cual tiene una alta saturacin de agua libre, permeabilidad de hasta

100 md y una presin de formacin de 4385 psi, sta ltima muy superior a los 2380 psi de la arena

productora. Esta informacin fue tomada con la utilizacin del registro de resonancia magntica

(MRIL), el cual permite identificar la cantidad y tipos de fluidos contenidos en un yacimiento3, y el

registro de presin (SFT), que permite medir presiones de formacin en puntos localizados de un

intervalo, con la toma de muestras de fluido al penetrar una probeta en la arena sujeta a investigacin4.

En la figura N 7 y tabla N 1 se pueden observar los resultados de los registros corridos para este

pozo.

Los objetivos secundarios para este trabajo, segn orden de prioridades, se establecieron en

torno a proporcionar la estabilidad y soporte mecnico del revestidor de 7 que garantizara la vida til

del pozo a este nivel, as como, eliminar la comunicacin hidrulica con la formacin a travs de la

discontinuidad mecnica en el colgador de 9-5/8 x 7.

De la misma manera, se establecieron las restricciones asociadas a las operaciones de

cementacin remedial, siendo las siguientes:

- Evitar el desplazamiento de cemento hacia la zona productora, bien sea por el espacio anular

o dentro el liner ranurado, por la dificultad que representaba su remocin posterior que

garantizara la comunicacin de la formacin con el pozo.

- Descartar el uso de herramientas para cementaciones remediales, tales como retenedores ytapones de hierro fabricados en materiales ferrosos, que involucraran operaciones de fresado

para ser removidos del pozo.

- Evitar el uso de empacaduras mecnicas recuperables de cementacin, debido al alto riesgo

que significa una falla en el equipo que lo deje atrapado y cementado en el pozo.

- Dificultad en el control de flujo, volmenes y desplazamiento del fluido de perforacin por

cemento, en las condiciones de alta inclinacin del hoyo, con la tubera de revestimiento

descansando en la parte baja del pozo y gran incertidumbre en el rea de flujo, debido a lo

prolongado del tiempo de exposicin del hoyo sin cementar, lo cual pudo generar alta

inestabilidad del mismo.

- Necesidad de tener xito en el primer trabajo, pues la posterior adecuacin del pozo y las

siguientes cementaciones secundarias significaban un incremento exponencial en los

tiempos y costos de operacin.


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Finalmente, se evaluaron los riesgos asociados a las operaciones de cementacin remedial,

determinando que una falla en cualquiera de las fases del trabajo o desestimar alguna de las

restricciones podran generar los siguientes efectos:

- Reduccin del rea de flujo la zona productiva.

- Taponamiento de las ranuras del liner de 4-1/2.

- Prdida del hoyo de produccin por la dificultad de la limpieza de cemento en dimensiones

menores a 4 y en condiciones horizontales.

- Prdida de la fase intermedia debido a la dificultad de fresar herramientas de servicio en

condiciones de alto ngulo.

- Atascamiento de herramientas de cementacin debido a la probabilidad de retorno de

cemento por fisura en el colgador de 9-5/8 x 7.

PLANIFICACION CEMENTACION REMEDIAL

Con el escenario definido, se procedi a realizar sesiones de trabajo para elaborar la planificacin de

las operaciones de cementacin remedial, donde se discutieron tres aspectos fundamentales:

metodologa de cementacin, herramientas y especificaciones de los fluidos para cementar.

La condicin del pozo, en la cual se tiene circulacin por el espacio anular entre el

revestimiento y el hoyo (figura N 6), permiti establecer que el mejor mtodo para asegurar el

desplazamiento de fluido era la cementacin remedial circulante, la cual, en cierta manera, se asemeja a

la cementacin primaria y consiste en circular una lechada de cemento a travs de dos orificios o

perforaciones que estn comunicados hidrulicamente1,6. De acuerdo a lo anterior, se planific el

trabajo con el siguiente procedimiento:

1. Asentar un elemento de sello como fondo de pozo falso, a la profundidad de 13200, para

evitar que, por cada libre o circulacin, el cemento se desplazara hacia el interior del liner

ranurado.

2. Perforar huecos de circulacin de gran dimetro (BH Big Hole) en el revestidor de 7 con

una densidad de disparos de 4 TPP en el intervalo (11260 11264) a una distancia

prudente del hoyo productor (> 600) y con un espesor suficiente para aislar la arena J3

(> 50), lo cual garantizaba nuestro objetivo principal y minimizaba nuestros riesgos de

productividad.

3. Asentar un elemento para actuar como retenedor de cementacin a 11120 y realizar la

circulacin de cemento a travs del espacio anular entre revestidor de 7 y hoyo abierto.


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4. Probar circulacin y realizar cementacin circulante con 70 bls de lechada de baja densidad,

controlando los perfiles de presin, flujos de entrada y retorno, para detectar prdidas de

circulacin o desplazamiento de cemento hacia las zonas productoras. En la figura N 8 se

muestra el diagrama de planificacin de la cementacin.

5. Reversar fluidos y comprobar eficiencia de desplazamiento con estricto control de los

volmenes y retornos.

6. Limpiar todo el pozo hasta su profundidad final e instalar equipos de completacin.

Con las limitaciones y riesgos asociados a las herramientas de cementacin se opt por hacer

uso de elementos de ltima generacin, tales como, empacaduras/retenedores elaborados en materiales

compuestos con un mnimo porcentaje de elementos ferrosos, lo que facilita su perforabilidad y asegura

la eliminacin de residuos en el pozo. Basados en disponibilidad (02 unidades en Venezuela para el

momento de la operacin), se opt por escoger las Fas Drill Sliding-Valve Packers (figura N 9), las

cuales tienen una vlvula deslizante operada con espiga que permite mantener presin en ambos

sentidos de flujo5, siendo factible usar este elemento tanto de fondo de pozo como de empacadura de

cementacin.

El diseo de fluidos se bas en los mismos fundamentos usados para cementaciones primarias7.

Siendo el fluido del pozo base aceite mineral, se planific bombear adelante de la lechada de

cementacin, 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de lavador base agua, de tal manera que se pudiera

aumentar la eficiencia de la remocin, tanto del lodo base aceite como del revoque; de igual manera, se

pretenda cambiar la humectabilidad de la tubera de revestimiento y de la formacin para mejorar la

adhesin de la capa de cemento a estas superficies y asegurar el aislamiento zonal1.

Con respecto a la lechada, la misma fue diseada con una densidad de 13.5 lpg, de acuerdo a las

presiones de poro de las formaciones a cementar. El filtrado se estableci menor a 50 ml para aumentar

la probabilidad de llenado de todos los espacios vacos en el anular y asegurar la circulacin con menos

restricciones. Las condiciones de temperatura fueron el criterio para el uso de cemento clase G y la

adicin de slice. Finalmente, se adicion aditivo anti-migratorio, debido a que la mayora de las arenas

a cementar son productoras de hidrocarburos gaseosos.

OPERACIN CEMENTACION REMEDIAL

Luego de identificar plenamente la discontinuidad mecnica en la conexin entre el colgador de 9-5/8"

x 7" y su receptculo pulido a 7503', y visualizado el plan de cementacin remedial se procedi a

ejecutar la operacin. Con un equipo de coiled tubing enhebrado se corri la herramienta Fas Drill


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Packer de 7" para ser asentada a la profundidad de 13200, sin embargo, durante la bajada de la

herramienta se observ apoyo 1 Klbs a 10760'. Se tension hasta 6 Klbs sin lograr recuperar o mover el

elemento, detectndose un asentamiento prematuro de la herramienta, por lo que se decidi realizar el

procedimiento de asentamiento del Fas Drill Packer a esta profundidad.

El pre-asentamiento de la herramienta, alter el procedimiento establecido de cementacin, paralo cual se utiliz una empacadura mecnica recuperable de 7" y se asent a 7835' para probar integridad

y asentamiento del Fas Drill Packer. Una vez asentada la empacadura se presuriz en directo con 3000

psi, observando estabilidad de presin, lo cual comprob la integridad mecnica del liner entre estos

dos puntos, continu presurizando hasta acumular 5000 psi, mxima presin diferencial soportada por

el Fas Drill Packer, cuando se observ una cada brusca de la presin hasta 2200 psi, logrando con

esto soltar el anclaje de la herramienta y restableciendo la circulacin en directo a travs del anular del

revestidor de 7 y el hoyo abierto. Baj con herramientas de fresado sin apoyos hasta 11708', donde

encontr Fas Drill Packer y procedi a llevarlo hasta tope de Empacadura/Colgador de 7" x 4-1/2" a

11838'. Quedando slo una herramienta perforable disponible y con la visin de seguir el plan

establecido, se procedi a combinar el aislamiento del liner ranurado de 4-1/2 con los restos del Fas

Drill Packer pre-asentado y colocando sobre ste 20 bls de pldora viscosa para cubrir un total de 250'

en el liner de 7", los cuales ofrecieran suficiente resistencia al movimiento de fluidos y sirvieran como

fondo falso del pozo. De acuerdo a la planificacin, se perforaron los huecos de circulacin (11260' -

11264') con can de 4-1/2", 4 TPP, BH, HMX, transportados con guaya elctrica.

Con la sarta de trabajo se asent el segundo Fas Drill Packer a 11113' y prob circulacin en

directo satisfactoriamente a travs de los huecos de circulacin y por detrs del revestidor de 7" con

una presin de 2150 psi. Inici cementacin circulante con 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de

lavador base agua, observando reduccin de presin hasta 1250 psi. Seguidamente, se bombearon 70

bls de una lechada anti-migratoria de bajo filtrado de 13.5 lpg, cuyas propiedades se muestran en la

Tabla N 2. Por ltimo, se desplaz lechada con 5 bls de lavador base agua y fluido base aceite mineral

hasta lograr colocar todo el cemento en el espacio anular, finalizando con una presin de 2600 psi.

Durante toda la operacin se controlaron los flujos de entrada y retorno, sin detectar diferencias que

representaran prdidas de circulacin o movimiento de fluidos hacia zonas no planificadas. Se circul

en reverso dentro del revestidor de 7 sin observar presencia de cemento y detectando los lavadores y

espaciadores que retornaron por la fisura del colgador de 9-5/8 x 7" a 7503', tal y como se esperaba de

acuerdo con el balance de fluidos de la operacin, siendo esto un indicativo del xito obtenido en la

colocacin del cemento.


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Se limpi el pozo hasta el tope del Fas Drill Packer a 11113' y se prob cementacin

presurizando el pozo con 3000 psi, evidencindose que an se requera eliminar la comunicacin

hidrulica, a nivel de la discontinuidad mecnica en el colgador de 9-5/8 x 7. Utilizando una

empacadura mecnica recuperable de 9-5/8 se realiz la prueba de inyectividad en la fisura a 7503,

acumulando 2250 psi a una tasa de bombeo de 2 bpm. Se realiz cementacin forzada de baja presincon 30 bls de una lechada de cemento de bajo filtrado de 13.5 lpg, con propiedades que se muestran en

la Tabla N 3. La operacin se ejecut sin contratiempos, logrando desplazar toda la lechada hacia la

formacin y con una presin final de 2450 psi.

Seguidamente, se limpi el pozo hasta tope de la Empacadura/Colgador a 11838' donde rot la

sarta de limpieza hasta observar en superficie retornos de los restos de los Fas Drill Packers, lo cual

fue indicativo del eficiencia en la remocin de estos elementos. Las cementaciones fueron probadas

con pruebas positivas de presin de hasta 3000 psi, observando estabilidad y descartando la

comunicacin hidrulica con el anular. Se corri registro de evaluacin de cementacin ultrasnico

CAST-V transportado con coiled tubing enhebrado y con una sarta que permitiera la centralizacin de

la herramienta en las zonas de alta inclinacin. Se limpi el liner ranurado de 4-1/2 sin conseguir

evidencias de migracin de cemento hacia sta rea y logrando recuperar los restos faltantes de los

elementos perforables. Finalmente, el pozo fue completado segn su planificacin original y

adecuadamente habilitado a produccin.

EVALUACION CEMENTACION REMEDIALEsta fase del proceso se fundament en una visin integral, donde se tomaron en cuenta diversos

factores que condujeron a la determinacin de la existencia de aislamiento zonal necesario para

garantizar la produccin de la arena L1L. Los factores analizados fueron parmetros operacionales,

pruebas de presin, registro de evaluacin de cemento y, finalmente, las pruebas de produccin.

Los aspectos operacionales son los siguientes:

- Desplazamiento de cemento con perfil de presiones ajustado a lo esperado y con

comportamiento de flujo estable, sin prdidas de fluido.- Retorno de los lavadores en la circulacin de reversa, lo que indica que se logr colocar

suficiente cemento en el espacio anular.

- Durante la limpieza del pozo se perfor cemento fraguado y colocado, de acuerdo a la

planificacin, sin detectar movimiento del mismo hacia la zona productora del pozo.


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Las pruebas positivas de presin se realizaron con 3000 psi aplicados frente de la fisura y

huecos de circulacin, dando como resultado estabilidad en la medicin, lo cual permiti concluir que

se haba logrado reparar la comunicacin hidrulica por el espacio anular y, de igual manera, se haba

colocado el cemento en un punto que nos proporcione el aislamiento zonal necesario.

El registro de evaluacin de cemento debe ser estudiado con mucho detenimiento, puesto que

las condiciones de inclinacin el intervalo de inters ocasionan que la herramienta tenga,

constantemente, una tendencia a estar descentralizada, sin embargo, una de las ventajas que ofrecen los

registros ultrasnicos es que permiten calcular el valor de la eccentricidad. Varios autores8,9 han

concluido que un valor de eccentricidad mayor de 0.2 reduce en 50 % la amplitud de la seal y puede

arrojar resultados errneos. En la figura N 10 se muestra la seccin de mayor inters el registro

CAST-V corrido en el pozo MVR-107, donde se puede observar que a este nivel la centralizacin de

la herramienta es muy difcil, sin embargo, existe un tramo corto (11260 11330) donde la

eccentricidad es menor de 0.2. En esta seccin de datos confiables podemos interpretar, con el mapa

de impedancias acsticas, que existe presencia de cemento en este espacio anular y los canales que

pudieran existir no estn interconectados, todo lo cual es garanta de aislamiento zonal.

Finalmente, la prueba de produccin para este pozo es conclusiva, ya que se obtuvieron los

siguientes resultados:

- Produccin de gas: 7.308 MMPCGD.

- Produccin de crudo: 390 BNPD.

- Porcentaje de agua y sedimentos: 6 %.Con esto, es muy claro que los objetivos de produccin fueron alcanzados y que se logr

contener la amenaza de produccin de agua producto del deficiente aislamiento zonal.

CONCLUSIONES

1. La calidad de la informacin en registros de evaluacin de cemento, producto de la eccentricidad de

la herramienta, puede conducir a toma de decisiones incorrectas.

2. Las herramientas ultrasnicas de inspeccin de revestidor y evaluacin de cemento, por su

flexibilidad y calidad de informacin, fueron determinantes en el diagnstico del escenario, en la

evaluacin de las operaciones realizadas y en la toma de decisiones generadas a partir de su

anlisis.

3. Las herramientas para cementacin remedial perforables representan un avance tecnolgico que

transforma problemas en oportunidades, al tener el mismo desempeo que las herramientas


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tradicionales con la ventaja de que son fcilmente removidas del pozo, incluso en escenarios de alta

inclinacin.

4. Cuando un escenario permita la circulacin en el espacio a ser cementado, la metodologa de

cementacin circulante se convierte en la mejor alternativa, pues se controla y optimiza la remocin

de lodo; sin embargo, la planificacin y ejecucin de las operaciones debe ser muy cuidadosa para

medir y reducir los riesgos asociados.

5. La evaluacin de cementaciones remediales debe realizarse de manera integral, tomando en cuenta

los resultados operacionales, las pruebas de presin y los registros elctricos.

6. Durante la construccin de pozos horizontales, es de suma importancia determinar certeramente el

aislamiento zonal de la zona productora antes de que sta sea perforada, pues las operaciones

remediales que se pudieran generar, seran de menor riesgo al ser ejecutadas en ese momento.

7. El logro del aislamiento de la arena L1L en el pozo horizontal MVR-107 fue una operacin de alto

riesgo, que se desarroll en un escenario complejo, pero que con el adecuado diagnstico, la

correcta planificacin, la tecnologa, el eficiente manejo de la informacin, el conocimiento y la

excelente ejecucin termin siendo una muy buena solucin y una experiencia para ser compartida.

REFERENCIAS

1. Jones, R. y Watters, L.: Petroleum Well Construction Book, John Wiley and Sons, 1998, NuevaYork, USA.

2. Halliburton Integrated Solutions: Conformance Technology Catalog, www.myhalliburton.com, 2002,USA.

3. Coates, G., Xiao, L. y Prammer, M.: Registros Elctricos RMN, Halliburton Co., 1999, Houston,USA.

4. Halliburton Co.: Sequential Formation Tester Data Sheet, www.myhalliburton.com, 2004, USA.

5. Halliburton Co.: Service Tools Catalog, www.myhalliburton.com, 2004, USA.

6. Jones, R.: Remedial Cementing Workshop, Watters Engineering PDVSA CIED, 2003,

Venezuela.

7. Beirute, R.: Optimized Procedures for Squeeze Cementing, Beirute Consulting, 2003, USA.

8. Batcheller, G.: Cement Job Evaluation: The Big Picture, Beirute Consulting, 2003, USA.

9. Frisch, G., Graham, W. y Griffith, J.: "Assessment of foamed - cement slurries using conventionalcement evaluation logs and improved interpretion methods", SPE 55649, 1999, USA.


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ANEXOS

Tabla N 1: Resultados de Tomas de Presin de registro SFT en el pozo MVR-107.

Tabla N 2: Propiedades de lechada para cementacin circulante en el pozo MVR-107.

Tipo de Cemento Clase G

Densidad (lpg) 13.5

Resistencia a la compresin (psi) 1640

Tiempo de Espesamiento (Hrs.) 05:04

Prdida de Filtrado (cc/30 min) 46

% Anti-migratorio 1

% Slice 35

Tabla N 3: Propiedades de lechada para cementacin forzada en el pozo MVR-107.

Tipo de Cemento Clase G

Densidad (lpg) 13.5

Resistencia a la compresin (psi) 1740

Tiempo de Espesamiento (Hrs.) 02:00

Prdida de Filtrado (cc/30 min) 42

% Anti-migratorio 1

% Slice 35


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Figura N 1: Plan de perfil direccional del pozo MVR-107.

0 2000 4000

10000

8000

6000

4000

2000

0

CSH

Seccin 12 1/4"

FSH

ProposalSurvey

Tie-In ST 19.27 9300 MD

Tope L2U

11624 MD 10703 TVD

Casing Point 7 5/8''88.24 11760 MD

TD 55.00 11719 MD

KOP 1.21 8300 MD

Tie-In Last Survey 1.21 7937 MDCasing Point 9 5/8'' 1.12 8012 MD

Tie-In

Surveys MVR-107

True

Vert

ica

l

Dept

h

(1

in

=

2000

feet

)

Elev

R

ef:

RKB

(821.

78ft

above

MSL

)

MVR-107

Pilot

MVR-107

Horizontal


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Figura N 2: Plan de Completacin Original del pozo MVR-107.

Figura N 3: Completacin Original modificada del pozo MVR-107.

13-3/8 @ 2700

4- @ 12850 MD - 90

VALVULA DE SEGURIDAD @ 300

TUBERIA PRODUCCION 4-1/2


COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7500

CAMISA @ 7300

HOYO PILOTO@ 11719 - 55 HOYO 8-1/2

9-5/8 @ 8000 MD

7 @ 11760 MD - 88

EMPACADURA / COLGADOR7 x 4-1/2 @ 11610

HOYO 5-7/8

13-3/8 @ 2702

4- @ 12938 MD - 89

VALVULA DE SEGURIDAD @ 313



COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489

CAMISA @ 7292


9-5/8 @ 8012 MD

7 @ 11968 MD - 82

EMPACADURA / COLGADOR

7 x 4-1/2 @ 11968

HOYO 5-7/8

EMPACADURA HIDRAULICA7 @ 7570


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Figura N 4: Registro CAST-V de inspeccin de revestidor en pozo MVR-107.

Figura N 5: Esquema mecnico de bajada de liner de 7 en pozo MVR-107.

7503.45

7503. 50

7505.53

No. PROF. (FT) LONG. (FT) OD (IN) I D ( IN ) ID DESCRIPTION

1 7489,00 9,15 8,324 6,250 Hyflo II I Liner Packer 7 x 9-5/82 7498,15 6,02 7,140 6,000 PBR Seal nipple, 6.000 ID

3 7504,17 5,62 8,318 6,265 Hyf lo II Liner Hanger 7 x 9-5/84 7509,79 0,98 7,625 5,938 Plug Holder Bush ing 7" STL5 7510,77 4380,85 7,000 6,004 Liner, 7"35# P-1106 11891,62 0,65 7,035 6,004 Landing Collar, 7"35#

7 11892,27 90,41 7,000 6,004 Liner Join ts, 7"35#8 11982,68 2,63 7,650 6,148 V Set Shoe, 7" 35#


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Figura N 6: Diagrama del pozo MVR-107 con resultados del diagnstico.

Figura N 7: Registro de Resonancia Magntica en el pozo MVR-107.

13-3/8 @ 2702

4- @ 12938 MD - 89

COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489

CAMISA @ 7292


9-5/8 @ 8012 MD

7 @ 11968 MD - 82


HOYO 5-7/8

FISURA EN COLGADOR 9-5/8 x 7

COMUNICACIN HIDRULICA EN LINER DE 7


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Figura N 8: Diagrama de planificacin de cementacin circulante.

Figura N 9: Fas Drill Sliding-Valve Packer

13-3/8 @ 2702

4- @ 12938 MD - 89

COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489

CAMISA @ 7292


9-5/8 @ 8012 MD

7 @ 11968 MD - 82


HOYO 5-7/8

FISURA EN COLGADOR 9-5/8 x 7

ARENA J3

AISL. (11260 - 11264)

ELEMENTO DE FONDO FALSO DE POZO @ 11320

RETENEDOR @ 11120


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Figura N 10: Registro de evaluacin de cemento ultrasnico CAST-V para el pozo MVR-107.

Arena J3

Zona con informacin decalidad, por buenacentralizacin deherramienta, donde elregistro ultrasnicoevidencia aislamientozonal satisfactorio.

paper cementación

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