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III

DECLARACIÓN

Del contenido de la presente tesis se responsabiliza el autor:

Andrés Erazo Flores

CI: 171808006-0

VI

AGRADECIMIENTO

Quiero agradecer a las personas que hicieron posible poder terminar mi tesis antes de la

obtención de mi título profesional, en primer lugar, a la Universidad Tecnológica

Equinoccial, a todos mis profesores quienes me dieron la oportunidad de estudiar y

forjar mi futuro profesional.

A todos los amigos del gran mundo petrolero que me facilitaron su conocimiento para

poder finalizar mi tesis, en especial al Ing. Marco Corrales por su enorme ayuda.

Al Ing. Patricio Izurieta mi director un técnico especialista, que me brindó su tiempo y

experiencia para terminar una de mis etapas de mi vida profesional.

A todos ellos muchas gracias.

Andrés Erazo

VII

DEDICATORIA

Esta tesis es dedicada a todas las personas que me han acompañado en mi vida, a la

virgen del Quinche que siempre ha estado a mi lado todos los días de mi vida a mis

padres quienes con su sabiduría han podido ubicarme donde estoy y el gran ejemplo de

mi madre que ha sido mi ángel en la tierra y me enseño que las metas llegan con el

esfuerzo, a mis abuelos, hermanos y sobrinos que son la inspiración para seguir

adelante.

No puedo dejar de lado a mis mejores amigos Negro, Roly, Diego, José, Alex, Lore,

Vero, los cuales me han apoyado en las etapas difíciles de mis estudios y de la vida.

Andrés Erazo

VIII

ÍNDICE GENERAL

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

ÍNDICE DE CONTENIDOS

CAPÍTULO I...................................................................................................................1

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

IX

CAPÍTULO II 2.1 MARCO CONCEPTUAL………………………………………….....……….…7 2.2 MARCO TEÓRICO....................................................................................................7 2.3 OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN……………………………………….…8 2.4 CEMENTACIÓN PRIMARIA……………….……………………………………...9 2.5. PROPIEDADES REQUERIDAS EN UNA LECHADA DE CEMENTO……..…14

2.6. VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA EN LAS LECHADAS DE

CEMENTO……………………………………………………………………….…….15

2.7 MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN……………………………………..15

2.8 TIPOS DE CEMENTOS………………………………………….………………..17

2.9 PROPIEDADES DE LOS CEMENTOS API……………………..……….……...19

2.10. PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS…………..20

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

X

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

XI

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

XII

2.15.7 EQUIPOS PARA LA CEMENTACIÓN…………………………………….64 2.15.8 MONITORES ELECTRÓNICOS………………………………………….…66 2.16 UNIDAD DE BOMBEO PSM…………………………………………………....66 CAPÍTULO III 3. PROGRAMA PARA LA OPERACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LA ….CEMENTACIÓN......................................................................................................68 3.1.MÉTODO PARA LA INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)……………………………………………… 68 3.2. EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA…………………………………...68 3.3.AMPLITUD DE TUBERÍA…………………………………………………..….70 3.4. TIEMPO DE TRÁNSITO O RECORRIDO AL RECEPTOR ÚNICO…………73 3.5.PRESENTACIÓN DE LA FORMA DE LA ONDA COMPLETA O EXPOSICIÓN DE LA DENSIDAD VARIABLE……………………………………..75 3.6 INTERPRETACIÓN CUALITATIVA……………………………….………….77 3.6.1BUENA ADHERENCIA A LA TUBERÍA-SIN ADHERENCIA A LA ……..FORMACIÓN…..…………………………………….…………………...…….78 3.6.2.EL REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE……………….……….……..81 3.6.2.1. INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA……..….….82 3.6.2.2.RECEPCIÓN COMBINADA Y REGISTRO DE DENSIDAD ....VARIABLE…………………………..…………………………………...…………84 3.7.MEDICIONES ADICIONALES COMBINADAS CON REGISTROS DE CEMENTO…………………………………………………………………………..…85 3.7.1 CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA…………………………….….85 3.7.2.CUANTIFICACIÓN DE CEMENTO…………………………………….…….86 3.7.3. EFECTOS DE TIEMPO DE FRAGUADO……………………………….…..86 3.7.4. EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING……………………..…..89

XIII

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

XIV

4.8.1. REPORTE DEL LABORATORIO…………………………………………....100 4.9. REOLOGÍA…………………………………………………………………....…101 4.10. REPORTE DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN…………………….102 4.11. PROGRAMA DE BOMBEO……………………………………………..........104 4.11.1. PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO……………………………………….105 4.11.2. LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD…………………………………..……106 4.12. BOMBEO DE LA LECHADA …………………………………………………107 4.13. RE-CAÑONEO…………………………………………………………………109 4.14 BHA DE LIMPIEZA Y EVALUACIÓN JET…………………………………..109 4.15. COSTO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN REMEDIAL………....113 4.15.1. COSTO DE LOS MATERIALES …………………………………………113 4.15.2. COSTO DEL SERVICIO Y MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN 4.15.3 REMEDIAL (SQUEEZE)……………………………………………...…....114 4.15.4. COSTO DE LA EVALUACIÓN……………………………….........……..114 4.15.5 COSTO TOTAL……………………………………………………..………114 CAPÍTULO V 5.1.CONCLUSIONES…………………………………………………………...……115 5.2.RECOMENDACIONES……………………………………………………….…118 5.3.BIBLIOGRAFÍA……………………………………………………………….…119 GLOSARIO DE TÉRMINOS……………………………………………………..….120 ANEXOS…………………………………………………………….………..……....122 ANEXOS 1: GUÍA DE CEMENTACIÓN ……………………………………...…122 ANEXOS 2 :GUÍA DE CEMENTACIÓN DE POZOS ……….………………….151

XV

ÍNDICE DE FIGURAS

Pág.

FIGURA N.- 1: Torre de reacondicionamiento………………………………………...27 FIGURA N.- 2: Retenedor de cemento…………………………………………….…..39 FIGURA N.- 3: Tapón Recuperable RBP……………………………………….…......41 FIGURA N.- 4: Retrievamatic RTVC………….……………………………….…..… 49 FIGURA N.- 5: CIPB…………………………………...………....…………………...50 FIGURA N.- 6: Stinger…………………………………………………………….......53 . FIGURA N.- 7: Consistómetro Presurizado…………………………...…………….…59 FIGURA N.- 8: Balanza………………………………………………………………..60 FIGURA N.- 9: Viscosímetro…………………….………………………...........…..…60 FIGURA N.- 10 y 11: Analizadores Ultrasónicos de Lechada de Cemento…...…...….61 FIGURA N.- 12, 13,14: Blender 1……………………..………………………..……..62 FIGURA N.- 13: Blender .2……………………..…………………………....………..64 FIGURA N.- 14: Blender 3 …………………………………………..……………...66 FIGURA N.- 15: Rutas de sonido transmitido al receptor …………………………….69 FIGURA N.- 16: Herramienta para registro………………………………………...…72 FIGURA N.- 17: Curva de tiempo tránsito……………………..….………….……….75 FIGURA N.- 18: Registro CBL densidad – variable y el despliegue de la onda com...76 FIGURA N .-19: Ejemplo de Buena Adherencia………….…………………………..79 FIGURA N.- 20: Presentaciones del Registro de Densidad Variable………..…..…….81 FIGURA N.- 21: Registro Caliper……………………………………………………...86 FIGURA N.- 22: Efectos del tiempo de curado en la respuesta del CBL…….....……..87 FIGURA N.- 23: Registro de cementación CBL –VDL……………..……………...…94

XVI

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

XVII

ÍNDICE DE TABLAS

TABLA N.- 1: Cuadro referencial de datos de amplitud de acuerdo al tipo de material y

accesorio………………………………………………………………………….….…88

TABLA N.- 2: Pruebas de Producción Pozo Tiguino 3…………….………….…..…..90

TABLA N.- 3: Análisis físico-químico del agua de formación……………………......91

TABLA N.- 4: Tabla comparativa del análisis de laboratorio…………………….…...92

TABLA N.- 5 Laboratorio………….……………………………………….……….....99

TABLA N.- 6 Laboratorio………………………...…………………………….....…100

TABLA N.- 7 Laboratorio………………………………..…..……………….……....100

TABLA N.- 8: Reología de la lechada…………………….………………….……....102

TABLA N.- 9: Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino3……………..…..111

TABLA N.- 10:..Tiguino 3……………………...…………………………..….……..113

TABLA N.-11:…Tiguino 3…………………...…………………………..….……….114

XVIII

RESUMEN

El Tema de esta tesis, permite demostrar que mediante un buen trabajo de cementación

y estudio del mismo la cementación remedial o (squeeze) se logra aislar el agua que

generan zonas adyacentes hacia las zonas productoras de petróleo y la posterior

comprobación mediante pruebas de evaluación llegaran a un trabajo con el sistema

bombeo hidráulico jet.

Como se explica en las secciones contenidas en esta tesis, los perjuicios y daños que

causan un incremento de la producción de agua en el pozo Tiguino 3, además de ser

costosos, pueden acarrear serios problemas a la formación productora y a los equipos de

levantamiento artificial .De ahí que se deba hacer todo lo necesario para evitarlo, o

totalmente controlarlo.

Como antecedente, El pozo Tiguino 3, presento una variación en su flujo de producción.

Al revisar las pruebas de producción del mismo, se ve un incremento del BSW que no

es natural y se empezó ha sospechar que provenía de alguna otra zona. Luego de realizar

los análisis de BSW al fluido, se confirma que la cantidad de agua que se está

produciendo ha aumentado drásticamente.

Realizando pruebas de laboratorio se determina que, la salinidad del agua del pozo ha

cambiado, esto confirma que la formación productora está recibiendo agua de las zonas

vecinas. Esto hace necesario una cementación correctiva (squeeze), que selle los canales

XIX

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

pozo.

Para planificar la ejecución del trabajo, se recopiló toda la información necesaria de la

producción del pozo. Los resultados se aprecian a la culminación del trabajo y en

especial, con las pruebas de producción.

En la sección final, Capítulo V, se presenta algunas conclusiones y recomendaciones del

estudio realizado en esta tesis.

XX

SUMMARY

The Topic of this thesis, allows to demonstrate that by means of a good cementation

work and study of the same one the remedial cementation or (squeeze) it is possible to

isolate the water that they generate adjacent areas toward the areas producers of

petroleum and the later confirmation by means of evaluation tests by means of a work

with the system I pump jet.

As it is explained in the sections contained in this thesis, the damages and damages that

cause an increment of the production of water in the well Tiguino 3, besides being

expensive, they can carry serious problems to the formation producer and the teams of

artificial rising and perforation .De there that all the necessary one should be made to

avoid it, or totally to control it.

As antecedent, the well Tiguino 3, I present a variation in their production flow. When

revising the tests of production of the same one, an increment of the BSW that is not

natural leave and you began that is necessary to suspect that it came from some other

area. After carrying out the analyses from BSW to the fluid, you confirm that the

quantity of water that you this taking place has increased drastically.

Carrying out laboratory tests is determined that, the salinity of the water of the well has

changed; this confirms that the formation producer is receiving water of the neighboring

areas. This makes necessary a cementation corrective (squeeze) that seals the channels

that are allowing the mobilization of a non desirable fluid in the production of the well.

XXI

To plan the execution of the work, all the necessary information of the production of the

well was gathered. The results are appreciated to the culmination of the work and

especially, with the production tests.

In the final section, it Surrender V, her presents many the conclusions and

recommendations of the study carried out in this thesis.

CAPÍTULO I

1

CAPÍTULO I

1. INTRODUCCIÓN

La técnica usada en la cementación de un pozo depende de una combinación controlada

de cemento seco y agua. Esta combinación, llamada comúnmente “lechada de cemento’

o “mezcla’, pasa a través de un proceso de deshidratación y re-cristalización. El

endurecimiento total del cemento ya mezclado tarda unos cuantos años, pero el

endurecimiento primario ocurre a unas pocas horas después de ser colocada la mezcla

en el sitio deseado

Antes que se endurezca la mezcla de cemento, ésta se puede bombear; el tiempo que

dura el bombeo es el que se aprovecha para ligar bien el cemento y desplazarlo en el

pozo.

Cuando el cemento seco se combina con agua, sin ningún aditivo, la combinación se

llama “mezcla de cemento sin aditivos”. Esta mezcla puede dar resultados bastante

satisfactorios de un producto relativamente duro, sólo cuando las proporciones de agua

y cemento se mantienen dentro del límite determinado.

Al usar los límites especificados, el peso, viscosidad y tiempo de fraguado pueden

variar usando una adición de agua. Si se usa poca o demasiada agua, la mezcla no

fraguará como es debido.

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

2

una mezcla pesada contiene menos agua. Las mezclas de cemento se miden

comúnmente en libras por galón (Lbs. /gal.), como el lodo de perforación. El peso del

cemento seco es tres veces mayor que el del agua, que es de 9.3 Lb/gal.

3

1.1 OBJETIVOS

1.2 OBJETIVO GENERAL

Explicar que mediante un Trabajo de Cementación Forzada (squeeze) se logra aislar las

zonas que producen agua hacia la formación M-1 y la comprobación de la eficiencia del

trabajo mediante pruebas de evaluación con bombeo hidráulico tipo jet.

1. 3 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

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

Tiguino 3

Indicar las propiedades de flujo de un fluido.

Evaluar las mezclas y determinar la bombeabilidad de una lechada de cemento.

Indicar los costos de la operación

1.4 JUSTIFICACIÓN

De confirmar el requerimiento y la necesidad de realizar un squeeze (cementación

correctiva), el primer paso es obtener la información necesaria del diseño de la lechada

de cemento, luego definir y estudiar el tipo de operación que se hará.

La tecnología corriente actual disponible para probar la calidad de la ejecución de una

cementación es sofisticada, sin embargo hay un campo muy grande todavía para

mejorar. Consecuentemente, la mayoría de compañías y muchos fabricantes de equipos

para la cementación están comprometidos en mejorar y optimizar las técnicas o inventar

nuevos procedimientos y equipos para simular las condiciones de pozo más adecuadas.

4

Un entendimiento de la reología de la lechada de cemento es importante para el diseño y

evaluación de cualquier cementación. Una adecuada caracterización de la lechada de

cemento, permite evaluar la bombeabilidad, determinar las relaciones de presión versus

profundidad en el proceso de ubicación, predicciones de perfiles de temperatura cuando

se está depositando el cemento en el hueco.

1.5 IDEA A DEFENDER

Explicar las técnicas de forzamiento en una cementación correctiva.

Exponer los beneficios que conllevan las operaciones remediales cuando se consigue en

el laboratorio una buena reología de la lechada de cemento.

Demostrar que se logro un buen sello en la zona forzada mediante pruebas de

evaluación con bombeo hidráulico tipo jet y que se bloquea las zonas que generan agua

en el pozo.

1.6. IDENTIFICACIÓN DE VARIABLES

Variable Dependiente

El volumen de agua que aumentó el pozo medido en barriles.

El volumen de agua que admita la formación durante la prueba de

inyectividad.

Variable Independiente

Compañías de servicios de cementación

5

El tiempo de bombeo de la lechada de cemento durante el trabajo.

El volumen de cemento que será mezclado.

1.7 METODOLOGÍA

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

1.7.2 Métodos de Investigación: Se utilizarán los siguientes métodos:

1.7.3 Método de análisis.- Este método será utilizado en la revisión de cierta

información existente en las compañías de servicios: bases de operaciones de la

región oriental.

1.7.4 Método de síntesis.- Se utilizará este método principalmente en la estructuración

el informe final y en la propuesta.

1.7.5 Método Inductivo.- Se buscara operaciones con condiciones similares a los ya

existentes de los servicios petroleros.

- Se analizara las experiencias en otros trabajos, adquiridas por las compañías de

servicios para ver la posibilidad de ser adaptadas.

Método Deductivo.- Se partirá de los conocimientos generales, mecánica de la

provisión de servicios, datos actualizados para la implantación del proyecto.

6

1.7.6 Método de Observación Científica.- Este método se utilizara durante toda la

investigación, especialmente durante el trabajo técnico.

1.7.7 Técnicas de Investigación: Se pueden usar las siguientes técnicas

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

libros, archivos de ingeniería.

- Revisión de Internet.- Se buscará información actualizada.

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

cualitativamente y cuantitativamente.

1.7.9 Difusión de resultados.- Los resultados de este estudio serán difundidos de dos

maneras, la primera de ellas a través de la estructuración de un documento final,

Tesis y la segunda a través de la difusión pública oral.

CAPÍTULO II

7

CAPÍTULO II

2. INTRODUCCIÓN

En el siguiente capítulo se dan a conocer los conceptos de la cementación

correctiva los objetivos de una cementación, el porqué de la misma enumerando

cada una de los objetivos y porque puede fracasar, las propiedades de los cementos

las herramientas que se utiliza, los equipos de laboratorio para obtener una buena

lechada.

2.1 MARCO CONCEPTUAL

Detallamos los procedimientos de cada una de las etapas de la cementación

correctiva y los equipos a utilizar.

2.2 MARCO TEÓRICO (1)

La cementación correctiva es una operación muy común, numerosos trabajos de este

tipo son realizados continuamente en los pozos petroleros.

La cementación correctiva o remedial es definida como el proceso de forzar la lechada

de cemento, bajo presión, a través de huecos o ranuras en el casing y espacio anular.

Cuando la lechada es forzada contra una formación permeable, las partículas sólidas son

filtradas por la formación y entra a la misma formación la fase líquida.

Una operación de cementación remedial o squeeze es exitosa, cuando toda la lechada de

cemento ingresa al espacio que queda entre el casing y la formación, formando en el

mencionado lugar una costra de cemento.

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

8

Las operaciones de cementación tienen muchas aplicaciones durante las operaciones de

perforación y completación de pozos. Las aplicaciones más comunes son las siguientes:

a) Eliminar el ingreso de agua de otros sectores hacia la zona productora

b) Reparar roturas de casings corroídas.

c) Sellan a las zonas no productivas o repletadas.

d) Sellan zonas de pérdida de circulación.

2.3 OBJETIVOS DE UNA CEMENTACIÓN.

La Cementación de pozos de petróleo y gas tiene como objetivos:

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

del pozo

• Prevenir que la tubería de revestimiento colapse en secciones críticas

• Separa las diferentes zonas por detrás de la tubería de revestimiento y por lo

tanto previene el movimiento de fluidos entre las formaciones permeables

• Sella horizontes problemas en las formaciones lo cual evita pérdida de

circulación en esas zonas

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

pozo.

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

electrolítica

• Protege las zonas productoras de petróleo

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

9

• Ayuda a prevenir los reventones originados en zonas gasíferas de alta presión

situadas detrás de la tubería de revestimiento.

• Forma un sello contra la contaminación del agua dulce que puede ser utilizada

por la gente.

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

características:

1. No debe ser quebradizo; ya que debe evitar la comunicación entre fluidos.

2. El anillo de cemento debe ser impermeable

3. El anillo de cemento debe tener plasticidad

4. Resistencia mecánica a la compresión

5. Resistencia química

6. Bajo filtrado

7. El cemento debe adherirse a las paredes

2.4. CEMENTACIÓN PRIMARIA (2)

Una cementación primaria comprende la primera cementación que tiene un pozo

terminado de perforar, es decir, es la cementación que adhiere el casing a las paredes del

pozo y que comprende las zonas superficiales, intermedias y de producción del pozo.

La cementación primaria se la puede dividir en los siguientes tipos:

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

10

a. Superficiales

b. Intermedias

c. Aislamiento

d. Producción

e. Liner

a. Cementaciones Superficiales: Son cementaciones que no exceden los 3000

pies de profundidad, este tipo de cementación se usa para:

• Proteger las arenas acuíferas de agua dulce

• Proteger de la contaminación de aguas saladas

• Sellar secciones de pozos que con problemáticas (como cavidades)

• Proporcionar soporte a la cabeza de pozo

La tubería de revestimiento superficial es generalmente cementada hasta la

superficie, se emplea normalmente dos lechadas diferentes por razones tecnicas y

económicas: cola y relleno.

b. Cementaciones Intermedias: Este tipo de cementación se realiza cuando los

problemas que se presentan en la perforación son de tal magnitud que la justifican

desde el punto de vista técnico – económico, pudiendo también ser programadas

desde un comienzo. Por ejemplo en el caso de entrada de agua o gas,

aprisionamiento de la herramienta por presión diferencial, hinchamiento de arcillas,

desmoronamiento, perdida de circulación.

c. Cementaciones de Aislamiento: O también llamada cementación de etapas

múltiples, la cual consiste en cementar una tubería de revestimiento de gran

longitud en dos o más etapas. Hace posible la colocación del cemento en el anular,

entre la tubería de revestimiento y el pozo en intervalos preestablecidos sin

11

necesidad de llenar con cemento totalmente el espacio anular. Esta técnica permite

solucionar problemas como:

• Pérdida de circulación

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

anular

• Realizar operaciones más económicas.

Esta técnica ayuda además a cementar pozos con dos o más zonas productivas muy

separadas entre sí.

d. Cementación de Producción: Esta técnica se utiliza para prevenir flujo entre

zonas mientras se produce o se inyecta la zona productora. Se prefiere para esta

operación cemento de alta resistencia a compresión, una lechada de un buen control

de filtrado, con aditivos en concentraciones adecuadas y tiempo de bombeabilidad

de 3.5 a 5 horas.

e. Cementación de Liner: Los liners son una solución económica para prologar la

tubería de un pozo abierto donde ya esta instalado la tubería de revestimiento hasta

una determinada profundidad. Los liners son usados principalmente para

proporcionar aislamiento y funciones de soporte cuando la tubería de revestimiento

ha sido asentada por encima del intervalo de producción.

Dentro de la cementación primaria se debe incluir el trabajo de liner, el cual es un tubo

similar a la tubería de revestimiento instalado en la parte no revestida del pozo pero que

no se extiende hasta la superficie

Las operaciones de cementación señalados son muy similares entre si con la posible

excepción del trabajo del liner.

12

La tubería de revestimiento armada en superficie es introducida hasta la profundidad

deseada, en la que se incluyen: el equipo flotador, los equipos centralizadores y los

rascadores (limpiadores de pared).

El equipo flotador consta de una zapata guía y del cuello flotador que se instalan en le

fondo de la tubería de revestimiento.

La zapata guía tiene una nariz redondeada que se coloca en el fondo para guiar a la

tubería a medida que esta desciende dentro del pozo.

El collar flotante va colocado unos pies más arriba del fondo de la tubería y actúa como

válvula de contrapresión y para reducir el peso de la tubería de revestimiento sobre la

torre de perforación a medida que esta desciende.

Los centralizadores de la tubería de revestimiento sirven para colocar la tubería en el

hueco de tal modo que el cemento rellene uniformemente el espacio anular

Los rascadores de pared pueden ser de varios tipos, pero todos sirven para mejorar las

propiedades adherentes del cemento al eliminar del hueco la costra de filtrado del lodo

de perforación.

A menudo antes de la cementación se aplica el lavado con agua o con una sustancia

química a fin de eliminar el lodo espeso, reducir la aparición de canales y conseguir una

mayor adherencia del cemento a la formación.

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

descargado en la tolva.

13

El agua que se utiliza para la mezcla se circula a presión a través de un chorro situado

en la base de la tolva, que lleva al cemento en forma de lechada hasta el tanque situada

junto al camión. El control del peso de la lechada se ejecuta mediante una válvula de

derivación situada en el camión de bombeo. La lechada es bombeada al cabezal del

pozo y luego al interior de la tubería de revestimiento.

Previo a las actividades de cementación la tubería de revestimiento y el hueco del pozo

son llenados con lodo de perforación.

Para impedir la contaminación en la zona de contacto entre el lodo de perforación y la

lechada de cemento se bombea delante de la lechada un tapón de caucho, el cual es

soltado en el momento oportuno del recipiente que lo contiene, situado en la parte

superior de la tubería de revestimiento y va limpiando a esta a medida que desciende.

Cuando este tapón llega al collar flotante, por la diferencia de presión se rompe el

diafragma situado en la parte superior y permite que la lechada de cemento descienda a

través del tapón y del equipo flotador hasta el espacio anular que queda detrás de la

tubería.

Al completarse la operación de mezcla, un tapón de caucho es situado fuera de su

receptáculo y su función es la de impedir la contaminación del cemento con el fluido

que sirve para desplazar la columna de cemento en sentido descendente por la tubería de

revestimiento. Este tapón es sólido y cuando alcanza al tapón de fondo del collar

flotante produce una completa interrupción en el desplazamiento de los fluidos que se

bombean dentro de la tubería, proporcionando una buena adherencia del cemento.

14

Después de que el cemento frague el collar flotante y el cemento que queda en las juntas

inferiores de la tubería son perforados y eliminados.

El tiempo que transcurre entre la cementación y la reanudación de las operaciones se

conoce como WOC (tiempo de espera del cemento), el cual depende del tipo de trabajo,

de la profundidad, de la temperatura, del fondo del pozo y de la resistencia del cemento

para mantener la tubería en su sitio.

Después de la cementación se realizan controles de temperatura a fin de averiguar la

altura a la que llego el cemento detrás de la tubería de revestimiento. A mediad que el

cemento fragua este emite una considerable cantidad de calor y midiendo la temperatura

del fluido de la tubería de revestimiento es posible localizar la parte superior de la

columna de cemento detrás de la tubería.

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

utilizado.

2.5. PROPIEDADES REQUERIDAS EN UNA LECHADA DE CEMENTO ( 3)

Las propiedades de determinación, la temperatura del pozo las condiciones del pozo y

los problemas durante la perforación deben considerarse al diseñar la composición de

una lechada de cemento.

“Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los siguientes:

1. Influencia de la temperatura y presión del pozo

2. Presión hidrostática de la columna de lodo

3. Viscosidad y contenido de agua de la lechada.

15

4. Tiempo de bombeabilidad.

5. Resistencia requerida del cemento

6. Calidad del agua de mezclado disponible

7. Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido

8. Densidad de la lechada

9. Calor de hidratación o de reacción

10. Permeabilidad del cemento fraguado

11. Control de filtración

2.6 VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA EN LAS LECHADAS DE

CEMENTO

Las lechadas deben poseer una viscosidad o consistencia que ofrezca un desplazamiento

eficiente del lodo y permitan buena adherencia del cemento con la formación y la

tubería. La cantidad de agua proveerá un volumen de cemento fraguado igual al

volumen de la lechada sin separación de agua libre. El tamaño de la partícula el área

superficial y todos los aditivos influyen en a cantidad de agua de mezcla requerida para

lograr una viscosidad particular de lechada.

2.7 MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN

Los materiales básicos que intervienen en la fabricación de cementos son los resultados

de la mezcla en proporciones adecuadas de caliza y arcilla, que se componen de silicio,

cal, alumina y oxido de hierro, estas materias primas se muelen, se mezclan y pasan a

través de un horno rotatorio en donde se son calcinadas y convertidos en un material

llamado escoria

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

16

La escoria es molida hasta volverla en polvo fino a la que se agrega cantidades de yeso

a fin de controlar las propiedades del fraguado del cemento.

El producto final es el cemento Pórtland que contiene compuestos químicos de bióxido

de silito, de oxido de calcio, de oxido de hierro, de oxido de aluminio, de oxido de

magnesio, de trióxido de azufre.

Los compuestos básicos son los siguientes:

- Silicato tricalcico

- Silicato dicalcico

- Aluminato tricalcico

- Aluminoferrita tetracalcica

El cemento utilizado en los pozos petroleros debe ser el apropiado para que cumpla una

gran variación de la temperatura y presión, por lo tanto se deben preparar algunos tipos

de cementos que satisfagan las temperaturas de 80 grados F o menores de pozos

someros y de pozos de 20.000 pies de profundidad con temperaturas de fondo que pasan

de 400 grados F.

La primera propiedad e la lechada es la llamada tiempo de bombeo o tiempo de

espesamiento, la lechada debe permanecer fluida durante un tiempo suficiente para

permitir su bombeo en dirección descendente por la tubería de revestimiento y en

dirección ascendente por el espacio entre la tubería y la formación, debiendo además

tener el cemento un adecuado factor de seguridad, en caso de que ocurra una inevitable

suspensión de las operaciones.

17

El cemento bombeado al pozo debe fraguar en un lapso de tiempo razonable debiendo

desarrollar una resistencia suficiente para la continuación de las operaciones normales

de perforación, esta resistencia variaran de acuerdo a las distintas operadoras.

Según Farris la resistencia mínima requerida para una cementación primaria de la

tubería de revestimiento es de 8 lbs/pul2 (resistencia tensorial), o aproximadamente 100

lbs/pulg2 de resistencia a la compresión.

2.8 TIPOS DE CEMENTOS

Los cementos utilizados en las actividades de perforación de pozos petroleros se dividen

de acuerdo a la resistencia inicial, cementos Pórtland y cementos retardados.

Los cementos se clasifican de acuerdo a institutos que estudian y dictan especificaciones

para la fabricación de los cementos Pórtland. Estos grupos incluyen:

• ACI American Concrete Institute

• AASHO American Society for Testing materials

• API American petroleum Institute

• ASTM American Standar Testing Materials

De estos grupos el mejor conocido dentro de la industria petrolera en es ASTM el cual

se encarga de los cementos para la construcción y el API se encarga de dictar las normas

y especificaciones de los cementos utilizados solamente en pozos petrolíferos y

gasíferos.

El ASTM provee especificaciones para cinco tipos de cemento Pórtland:

18

• Tipos: I, II, III, IV y v

Estos cementos están sujetos a diferentes rangos de presión y temperatura y difieren de

los cementos que se elaboran para usarse en condiciones atmosféricas.

El API provee las especificaciones que cubren 9 clases de cementos para pozos

petroleros y se designan como clases: A, B, C, D, E, F, G, H, y J. Las clases A y B

corresponden a los tipos I, II y III del ASTM; y los tipos IV y V del ASTM no tienen

correspondencia con ninguna clase de API.

El comité API ha hecho otra clasificación considerando las profundidades en la que se

utilizaran los cementos, basándose en pruebas de simulación de pozos y recomienda seis

clases de cementos para pozos petroleros:

Clase A.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando no se requieran

propiedades especiales. Similar al cemento ASTM C 150, Tipo I

- Clase B.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se

requiera resistencia al sulfato. Es similar al cemento ASTM C 150, Tipo

II.

- Clase C.- Para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando se

requiera una elevada resistencia inicial. Es similar al cemento ASTM C

150, Tipo II.

- Clase D.- Para ser usado hasta 12000 pies de profundidad cuando se

encuentren temperaturas y presiones moderadamente altas.

- Clase E.- Para ser usado hasta 14000 pies de profundidad cuando se

encuentren temperaturas y presiones altas.

19

- Clase F.- Para ser usado hasta 16000 pies de profundidad cuando se

encuentren temperaturas y presiones extremadamente altas.

- Clase G.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible

con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en

características similares desde clase A hasta clase E.

- Clase H.- Para ser usado hasta 8000 pies de profundidad y compatible

con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en

características similares desde la clase A hasta F y similar en

composición química al cemento API clase B.

2.9 PROPIEDADES DE LOS CEMENTOS API (4)

En las operaciones de terminación de pozos los cementos son universalmente usados

para desplazar el lodo de perforación y llenar el espacio anular que existente entre las

paredes del pozo y el casing.

Los cementos deben estar elaborados para condiciones de borde de pozo que varían

desde la superficie hasta aquellas en que las profundidades exceden los 3000 pies donde

los rangos de temperatura van desde áreas congeladas hasta más de 700 grados

Fahrenheit en pozos geométricos perforados para producción e inyección de vapor.

Las normas API no cubren todas las propiedades de los cementos sobre tales rangos de

profundidad y presión, sin embargo ofrecen las propiedades físicas y químicas de

distintas clases de cementos que deberán afrontar la mayoría de las condiciones del

pozo.

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

20

Estas especificaciones incluyen:

• Análisis químicos

• Análisis físicos

• Contenido de agua

• Resistencia a la compresión

• Tiempo de bombeabilidad

2.10 PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS

Se han realizando importantes adelantos en cuanto a la prueba de los cementos y

aditivos empleados en la cementación, el equipo probador de lata presión como el

probador Stanolind de tiempo de espesamiento permite probar los cementos en base a

presiones y temperatura simuladas que se encuentran en las operaciones reales y

proporcionan un registro preciso del tiempo que la lechada de cemento permanecerá

fluida al bombearla.

Los procedimientos estándar para probar cementos de diversas profundidades se hallan

en el API RP 10B titulado Procedimientos.

Los gráficos de la prueba de cementación de la tubería de revestimiento están basados

en datos reales, en donde la línea normal de temperatura estática de fondo se calcula a

partir de la formula 80+0.015Xprofundidad en pies. Se considera a esta temperatura

promedio de la formación a distintas profundidades correspondientes a la costa del

golfo y es similar a otras áreas en los pozos superan los 10000 pies.

La curva móvil de la temperatura del fondo del pozo obtenida de mediciones reales

efectuadas mientras se hacía circular fluidos en los pozos, siendo esta la temperatura

21

que debe alcanzar la lechada de cemento para la cementación a profundidades

determinadas. La diferencia vertical entre esta curva y la curva estática de temperatura

del fondo del pozo representa la cantidad de enfriamiento que experimenta un pozo

mientras se hace circular fluido

La curva de temperatura de la descarga de lodo constituye la temperatura promedio de

los volúmenes devueltos de lodo, en la superficie, mientras se hace circular el fluido. La

diferencia vertical entre esta y la curva móvil y la temperatura del fondo del pozo,

representa el enfriamiento que experimenta la lechada al volver a la superficie desde el

fondo.

La curva de temperatura de la succión del lodo constituye la temperatura promedio del

lodo que entra a; pozo a través de la bomba. La diferencia vertical entre esta y la

temperatura de descarga del lodo, representa el enfriamiento que experimenta el fluido

ala atravesar los estanques de lodo durante la circulación

2.10.1 RESISTENCIA DEL CEMENTO PARA SOPORTAR LA TUBERÍA.

Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas para soportar el casing

durante la perforación y mediante el aumento de la densidad de la lechada el tiempo

requerido para desarrollar la resistencia a la compresión se ve disminuido. La densidad

incrementa la resistencia y el calor de hidratación del cemento.

Las lechadas de cemento con excesiva relación de agua dan por resultado cementos

débiles y por consiguiente deberán evitarse en los extremos de la tubería. Mediante la

selección de cementos apropiados y la aplicación de buenas practicas de cementación, el

tiempo WOC (tiempo de espera de cemento), de cementación superficial puede

reducirse de dos a tres horas.

22

2.10.2. PERDIDA DE CIRCULACIÓN.

Al seleccionar materiales que controlan la perdida de circulación se debe tomar en

cuenta:

a) Los materiales deben poderse manipular por el equipo de bombeo.

b) Las aberturas deben ser pequeñas para permitir que el material tapone y selle.

2.10.3. CONTROL DE FILTRACIÓN.

El control de filtración normalmente se obtiene por el agregado de aditivos para esta

finalidad que son polímetros de cadena larga mezclados en las lechadas en

concentraciones de 0,1 al 1,2 % por peso de cemento.

2.10.4. ADITIVOS PARA CEMENTOS.

Aceleradores

Retardadores

Para bajar la densidad

Para aumentar la densidad

Dispersantes o reductores de fricción

Para controlar perdidas de circulación

Para controlar las pérdidas de filtrado

2.10.4.1 ACELERADORES.

Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad

demasiado corto, el objetivo de acelerar el tiempo de fragüe de una lechada es

incrementar una resistencia a la compresión en el menor tiempo posible evitándose

de esta forma que las operaciones posteriores en el taladro, queden suspendidas por

23

un periodo prolongado. Los aceleradores son usados en operaciones de

Cementación superficial y también como tapones de cemento. El acelerante más

comúnmente usado es el Cloruro de calcio (CaCl2) y se añade en concentraciones

del 1% al 2% por peso de cemento.

El cloruro de calcio y el cloruro de sodio se usan frecuentemente para reducir el

tiempo de espera del cemento. Esto rige particularmente en la tubería de superficie

donde se desea reanudar las operaciones normales de perforación lo más antes

posible después de la cementación.

Constituye en práctica como el emplear para este fin el cloruro de calcio como

acelerador más eficaz de lechadas de cemento y además es económico y fácil de

conseguir.

El empleo del 2 % del cloruro de calcio en base al peso del cemento o de la mezcla

de cemento produce los siguientes efectos:

- Acelera el tiempo de espesamiento

- Acelera el tiempo de fraguado

- Aumenta la resistencia inicial

- Reduce el tiempo de espera del cemento

El cloruro de sodio, cuando se usa en cantidades iguales a las del cloruro de calcio

producirá una aceleración del tiempo de fraguado, sin embargo es menos eficaz que

el primero. El agua salada tendrá el mismo efecto cuando su concentración varíe

entre 40000 y 60000 ppm.

24

2.10.4.2. RETARDADORES.

Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de bombeabilidad

prolongados, por lo tanto retardan el fraguado del cemento, el objetivo de retardar

el tiempo de fragüe de una lechada es disminuir la resistencia a la compresión. Se

usan en concentraciones de 0.1 % al 0.4%

Los más eficaces que se usan actualmente son compuestos de lignita y de

denominan lignosulfatos de calcio, se los emplea para retardar al cemento Pórtland

común, cuando las condiciones del pozo están fuera del rango recomendados para

este tipo de cemento.

En algunos casos se han utilizado cementos retardados con el fin de ampliar su

tiempo de espesamiento en pozos sumamente calentéis.

La cantidad de retardador dependerá de la temperatura del fondo del pozo,

pudiendo agregar el retardador en forma seca al cemento o al agua de mezcla, estos

materiales se emplean con altos porcentajes de gelificador de cemento bentonita a

fin de obtener una lechada de menor viscosidad que sea fácil de bombear y de

manipular.

2.10.4.3. ADITIVOS PARA BAJAR LA DENSIDAD.

Existen tres métodos para bajar la densidad de la lechada:

Controlando el agua

Agregando materiales de bajo peso especifico

Los anteriores en conjunto.

25

2.10.4.4. ADITIVOS PARA AUMENTAR LA DENSIDAD

Este tipo de aditivos son usados para

• Incrementar la densidad.

• Mejorar el desplazamiento del lodo

Cuando se desea incrementar la densidad de la lechada en pozos profundos el

sulfato de bario de una densidad específica de 4.2 puede incrementar la densidad de

la lechada hasta 18 y 19 lbs/gal. Otros materiales como el ferrofósforo también

puede agregarse par aumentar la densidad de lechada algo mas que con el sulfato de

bario.

2.10.4.5 ADITIVOS PARA CONTROLAR LA PERDIDA DE FILTRADO

Este tipo de aditivos son usados para:

• Evitar pérdidas de fluidos por filtración

• Minimizar los posibles problemas a causa de zonas con filtración.

Se utilizan varios materiales como se indican a continuación:

- Materiales fibrosos desmenuzados

- Escamas de celofán

- Escamas de mica

- Perlitas expandidas

- Cáscara de nuez granuladas

Se han utilizado numerosos aditivos para la pérdida de circulación en pozos

petroleros, estos materiales incluyen materiales fibrosos desmenuzados, escamas

26

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

otros.

Estos se usan como materiales de relleno para evitar la pérdida de circulación en

formaciones cavernosas que aparecen durante la cementación.

Algunos materiales fibrosos que se agregan a los lodos de perforación no pueden

usarse en cementos, debido a que contienen ciertos elementos solubles que retardan

el fraguado del cemento. Su elección dependerá de la ubicación del problema y de

la magnitud, tipo de la abertura que deba cerrarse.

2.10.4.6. ADITIVOS DISPERSANTES O REDUCTORES

Este tipo de lechadas son usadas para proveer propiedades de flujo, permitiendo al

bombeo de una lechada en flujo turbulento, minimizando los requerimientos de

potencia hidráulica. Este tipo de aditivo se mezcla en seco, en la planta de cemento

de la compañía de servicios, variando las concentraciones del 0.1 al 0.9% por peso

de cemento. Este tipo de aditivo se emplea generalmente en todas las lechadas

donde se requiera buenas propiedades de flujo lográndose buenos tiempos de

bombeabilidad, buen control de filtrado y buena reología.

2.10.4.7. ADITIVOS PARA CONTROLAR PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN

Este tipo de aditivos son usados para:

• Proteger las formaciones sensibles

• Prevenir la deshidratación de la lechada

• Mejorar las cimentaciones a presión

27

Estos aditivos son utilizados en concentraciones de 0.1 al 1.5% por peso de

cemento, son usados en trabajos de cementaciones de producción, liner y

cementaciones de remedio o squeeze.

FIGURA # 1

Torre de reacondicionamiento de pozos

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

2.10.5. DEFINICIÓN DE SQUEEZE

Loa cementación correctiva o squeeze es el tipo de cementación forzada más común en

la industria petrolera y su objetivo principal es el de obtener un sello entre el casing y la

formación.

2.10.6. RAZONES DE UN SQUEEZE

Las razones para realizar una cementación forzada son:

Control de la relación gas –petróleo

Control de las altas relaciones de agua – petróleo gas – petróleo.

Para reparar perdidas por el casing

Para sellar pérdidas de circulación.

28

Para evitar la migración de fluidos de una zona productora.

Para aislar zonas productoras entre si y poner a producir una de ellas.

Para corregir defectos de las cementaciones primarias, como son problemas de

canalización o llenado insuficiente.

Para prevenir migración de lo fluidos desde zonas abandonadas.

2.10.7. CLASIFICACIÓN DE LOS SQUEEZES (5)

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

• Cementación de Alta Presión: Involucra la rotura de la formación y el bombeo

de la lechada o el filtrado del cemento en la formación, hasta alcanzar en

superficie un valor determinado de presión que debe ser mantenida sin retorno.

• Cementación de Baja Presión: Involucra colocar la lechada en el intervalo a

tratar, y en la aplicación de una presión suficiente para formar un revoque de

cemento deshidratado en perforaciones, canales o fractura que pueden estar

abiertas.

a. Tapones de Cemento: Se llama Tapones de Cemento a las operaciones en las cuales

se colocan en el pozo cierto volumen de lechada para cubrir una determinada

longitud, ya sea en pozo abierto o cerrado, hay cuatro aplicaciones básicas y estas

son:

• Cuando es necesario bloquear una zona productora agorada, se coloca un tapón

que cubra la longitud de dicha zona. También este tipo de tapones se usa en

pozo abierto para cerrar una zona acuífera.

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

29

• Cuando se perfora pozos direccionales, se hace un tapón para que sirva de

aislamiento a la herramienta direccional que se apoya sobre ese tapón

• Se llama tapones de abandono cuando la lechada se coloca en forma tal de

prevenir la migración de fluidos entre diversas zonas de un pozo que es

abandonado. El número y la longitud de los tapones dependen del pozo en sí, y

de las reglamentaciones que existan la respecto.

• Para evitar pérdida de circulación se fuerza la lechada a penetrar en la zona

donde se advierta esa pérdida, con intención de que penetre en la misma, y se

selle las fracturas y vacíos existentes, hasta cierta distancia de la pared del pozo.

b. Re-cementación: Se usa para solucionar problemas de llenado, cuando un

determinado tramo de la columna quedó vacío después de la cementación primaria.

Para realizar esta operación se perfora el casing en la parte inferior y luego en la

superior, con el objetivo de que por las perforaciones inferiores entre la lechada y por

las superiores reverse la lechada hacia la superficie, quedando de esta manera

cementado todo el tramo de tubería que estaba vacío.

Dentro de la cementacíon secundaria se incluye al retrotaponamiento, el cual consiste en

colocar un tapón de cemento en el sitio apropiado de un pozo y dejarlo fraguar, se aplica

generalmente para interceptar el paso del agua de fondo del pozo, o para reducir la

profundidad del mismo con el propósito de producir de una formación superior, esta

operación se aplica para desviar o cambiar de dirección de la perforación.

30

2.10.8. MÉTODO UTILIZANDO PACKER

Este método utiliza las herramientas que se les conocen como packers o tapones

recuperables. Este método es considerado de mayor precisión que el anterior debido a

que el cemento y al presión son aplicados en zonas definidas por las herramientas.

Antes de bombear el cemento es necesario hacer una prueba de presión o de

inyectividad, que consiste en conocer el caudal de fluido que puede recibir la zona de

perforaciones en la que se va realizar la cementación.

Luego es necesario colocar el cemento en la posición deseada, algunas veces se puede

colocar un tapón puente o un retenedor para aislar otra zona.

Cuando la presión deseada ha sido alcanzada, el remanente de la lechada debe ser

reversada. Los objetivos que se deseen alcanzar estarán determinados por el método que

se escoja de alta o baja presión.

2.11. PRUEBAS DE INYECTIVIDAD

Las pruebas de inyección son pruebas rutinarias de bombeo que permiten evaluar la

capacidad de una formación para aceptar un volumen de fluido bombeado desde

superficie con presiones de hasta 2500 psi. Las operaciones son realizadas con agua de

formación o con agua de río tratada y filtrada.

Se considera a una formación buena receptora de fluido cuando acepta como mínimo

una rata de inyección de 2 BPM o 2880 BFPD.

Las actividades se inicia cuando la compañía de servicios arma líneas de prueba y

revisadas con 4000 psi y a continuación, con la sarta reinyectora se realiza la prueba de

31

admisión con 15 bls de agua en la formación en dos fases: En la primera, con una rata

de 2 BPM y una presión de 2000 psi y en la segunda fase con ratas de inyección de 2.5

BPM a una presión de 2000 psi. En las dos fases la inyección es considerada aceptable.

Estos resultados reflejan la capacidad de la formación del pozo para aceptar un fluido.

2.11.1. INFLUENCIA DE LA PRESIÓN Y TEMPERATURA DEL POZO

La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la resistencia a la

compresión de las lechadas de cemento. La temperatura tiene mayor influencia; a

medida que la temperatura aumenta, la lechada de cemento se deshidrata y fragua más

rápidamente, ocasionando que el tiempo de bombeabilidad disminuya.

El tiempo requerido para que una lechada de cemento alcance el fondo dependerá de la

medida del casing y del caudal de desplazamiento.

El diseño de las lechadas de cemento para condiciones específicas de pozo y velocidad

de desplazamiento de la lechada por cada 1000 pies de profundidad, así como la

potencia hidráulica requerida, caudal de desplazamiento, volumen de lechada, y relación

entre el diámetro del pozo y tuberías, se utilizan como bases para la determinación del

tiempo de bombeo que resultará a partir de una composición determinada de la lechada.

Los datos de resistencia del cemento están basados en las temperaturas y presiones a

que está expuesta la lechada en el fondo del pozo, e indican el tiempo requerido para

que el cemento resulte suficientemente fuerte para soportar la tubería de revestimiento.

32

2.11.2. TIEMPO DE BOMBEABILIDAD

El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y bombear la

lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la casing y el pozo.

Mientras se aplica calor y presión a la lechada de cemento colocada en el consistómetro,

continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia de la misma. El límite de la

bombeabilidad ha sido establecido cuando la lechada requiere 100 uc (unidades de

consistencia).

Las recomendaciones específicas del tiempo de bombeabilidad dependen del tipo de

trabajo, condiciones de pozo y del volumen de cemento que se desea bombear. Cuando

la profundidad a cementar sea de 6000 a 10000 pies, el tiempo de bombeabilidad

comúnmente previsto en el diseño de lechada será de ± 3 a 3 ½ horas.

Este período nos permite un factor de seguridad adecuado ya que algunas

cementaciones de gran volumen requieren más de 90 minutos para ubicar la lechada.

Para colocar un tapón de cemento, el tiempo de bombeabilidad no deberá exceder 1

hora, debido a que la mayoría de los trabajos se terminan en menos de una hora. Las

cementaciones varían según las distintas técnicas. Los cortes o interrupciones del

bombeo en las cementaciones a presión con hesitación (proceso de reducir la

viscosidad) reducen significativamente el tiempo de bombeabilidad de una lechada.

Aunque normalmente estas interrupciones no se consideran en los ensayos de

laboratorio, éstas pueden influir para dejar el cemento fraguado en el tubing antes de

finalizar la cementación a presión.

33

2.11.4. LA VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA DE LAS LECHADAS DE

CEMENTO.

En las cementaciones, las lechadas de cemento deben tener una viscosidad o

consistencia y permitan una buena adherencia del cemento con la formación y la tubería

de revestimiento.

Para lograr estos objetivos, las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua que

proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de lechada sin separación

de agua libre. El tamaño de la partícula, el área superficial, y los aditivos, todos influyen

en la cantidad de agua de mezclado requerida para lograr una viscosidad particular de la

lechada.

Si bien el incremento en el contenido de agua nos permitirá mayores tiempos de

bombeo y retardo en el fragüe, nunca debemos incrementar el agua del cemento, a

menos que agreguemos bentonita o un material similar, las cuales tienen la propiedad de

retener el agua. El exceso de agua siempre nos producirá un cemento de poca resistencia

al esfuerzo y a la corrosión.

2.11.5. LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN

El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para soportar una serie

de casings o tuberías de revestimiento.

Al decidir cuánto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe; es decir el

tiempo WOC (tiempo de espera del cemento), es importante lo siguiente:

34

a) Conocer la resistencia del cemento antes de que la re-perforación pueda

continuar, y

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

uso.

Las siguientes observaciones que muestran la resistencia a la compresión de los

cementos para soportar la tubería de revestimiento están basadas en experiencias de

campo:

a) Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas para soportar

el casing durante la perforación y mediante la aumento de la densidad de la

lechada, el tiempo requerido para desarrollar la resistencia a la compresión

adecuada que se ve disminuido.

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

c) Las lechadas de cemento son excesiva relación de agua, dan por resultado

cementos débiles y por consiguiente deberán evitarse en los extremos de

cañería.

2.11.6. EL AGUA PARA MEZCLAR EL CEMENTO

Idealmente, el agua para mezclar el cemento debe ser razonablemente limpia y libre de

productos químicos solubles, materia orgánica, álcalis, y otros materiales

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

35

mejor fuente de agua. El agua más utilizada en la cementación se obtiene del

yacimiento, o de un río.

Esta agua es satisfactoria para la mezcla con el cemento para lo pozos, particularmente

cuando es relativamente clara y posee un contenido de sólidos menor a 500 ppm.

Los materiales inorgánicos (cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y bicarbonatos)

aceleran el fragüe del cemento, dependiendo de la concentración en que están presentes.

Estos productos cuando están mezclados con el agua en pequeñas concentraciones,

tienen un efecto dañino en los pozos no profundos. Esta misma agua si se utiliza en

pozos profundos con alta temperatura, causará un fragüe prematuro de la lechada del

cemento, particularmente si el agua contiene ciertas cantidades de carbonatos y

bicarbonatos.

2.11.7. DENSIDAD DE LA LECHADA

La densidad de una lechada en todos los trabajos de cementación, excepto en las

cementaciones a presión, debe ser lo suficientemente elevada para controlar el pozo.

En las operaciones de campo, la densidad se controla con equipos electrónicos, estos

equipos miden en tiempo real y en forma continúa la operación.

2.11.8. CONTROL DE FILTRACIÓN

El control de la filtración de las lechadas de cemento es muy importante en

cementaciones de pozos y cementaciones a presión (Squeeze).

36

La pérdida por filtrado a través de un medio permeable puede causar un aumento de la

viscosidad de la lechada y un rápida deposición de revoque del filtrado, restringiendo el

flujo.

Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son: el tiempo, la

presión, la temperatura y la permeabilidad. El API ha especificado un ensayo para medir

la filtración en 30 minutos con 100 a 1000 psi de presión en un aparato llamado filtro

prensa.

La capacidad actual de la Compañías de Servicios para diseñar una lechada de cemento

adecuada, es el resultado de haber estandarizado los equipos de laboratorio y

procedimientos de ensayos; además, las Compañías de Servicios cuentan con

laboratorios especializados para realizar los ensayos simulando las condiciones de fondo

de pozo.

2.11.9. HERRAMIENTAS PARA UNA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN

FORZADA

Existen diversas herramientas para las operaciones de cementaciones forzadas, las

funciones principales de esas herramientas en el subsuelo es para colocar le lechada de

cemento de una manera eficiente.

Las herramientas usadas en los trabajos correctivos son utilizadas en el interior del

pozo para lograr la colocación selectiva de la lechada de cemento durante la realización

37

un squeeze. Las herramientas se utilizan generalmente para aislar áreas de revestimiento

y que son colocadas mecánica o hidráulicamente.

2.13. TAPÓN PUENTE RECUPERABLE – RBP -

(RETRIEVABLE BRIDGE PLUG)

“En este caso se utiliza herramientas por encima y por debajo de la zona para aislar de

las presiones de trabajo las demás zonas. El packer o tapón puente recuperable (RBP) se

corren en la tubería al mismo tiempo junto con otros packers.

Cuando se llega a la profundidad de trabajo, debajo de la zona de trabajo se fija el RBP

y es soltado de la tubería. El packer es levantado hacia arriba y colocado sobre la zona

de interés.

Los tapones puente son utilizados para aislar el revestimiento debajo de la zona a ser

tratada. Actúa como barrera sólida para prevenir el flujo y resistir la presión de encima y

debajo. El tapón es colocado a la profundidad deseada y luego es liberado de la tubería

de trabajo permitiendo que se realice la remediación encima del tapón.

Los RBP pueden ser fijados y soltados cuantas veces sea necesario. A menudo son

corridos en tándem con un packer recuperable de agarre por compresión”

2.13.1. OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA

Cuando la herramienta de encuentra en la posición de bajada, la válvula ecualizadora se

encuentra abierta, permitiendo la comunicación detrás de los elementos de la

herramienta. Esto permite velocidades rápidas de bajada de la herramienta (running in).

38

Las cuñas colocadas por compresión sostienen la presión diferencial entre arriba y

debajo de la herramienta cuando es colocada. Los elementos del packer cuando son

colocados, también ejercen una fuerza que mantiene el recipiente bowl (o canasta de

cuñas) debajo de las cuñas. Esto mantiene el RBP en la posición de colocación bajo

una carga de tensión (para probar la herramienta) El RBP tiene un solo conjunto de

cuñas y no está diseñado para bombear a través de él cuando está colocado.

Como el RBP está colocado y se deja en su sitio, un ensamble de herramienta que pesca

se (requiere para colocación un cuello de pesca) y retiro de la herramienta mientras se

encuentra en el pozo.

El RBP se fija moviendo hacia abajo lentamente y luego haciendo cuatro o cinco giros

hacia la derecha, esto desatornilla las roscas gruesas del eje de asentamiento a través de

la tuerca dizzy (tuerca ajustable a la sarta). El setting mandrel (configuración del

mandril) ahora puede deslizarse a través de la tuerca dizzy y permitir que las cuñas

muerdan las paredes del revestimiento.

Cuando la herramienta comienza a tomar peso y las cuñas a morder el revestimiento, no

se requieren más giros a la derecha. Mas peso aplicado colocara las cuñas

completamente y expandirá los elementos. Para librar la tubería de la herramienta se

debe aplicar un torque a la izquierda (1/4 de giro) y luego levantar la tubería. Esto cierra

la válvula ecualizadora y suelta la herramienta del cuello de pesca del RBP.

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Como es perforable, se puede trabajar sin temor de que la herramienta quede atrapada y

también es posible dejar presurizada la zona donde se realice el trabajo, con esto se

elimina los problemas de retorno de flujo.

• OPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA

Para colocar el retenedor, se levanta dos pies sobre la profundidad. Esto suelta los

resortes o cojines de fricción del mandril de colocación. La herramienta debe ser girada

entonces diez veces a la derecha y luego descendida a la profundidad de colocación.

Esto suelta las cuñas superiores. Tensión sobre la herramienta coloca entonces las cuñas

superiores, comprime los elementos y coloca las cuñas inferiores.

2.13.3.-TAPÓN RECUPERABLE RBP. (RETRIVABLE BRIDGE PLUG)

La siguiente herramienta nos muestra el uso y la utilización en la operación de la

cementación remedial.

USOS.- Puede bajarse al pozo solo o con packer FFC, Full Bore, RTVC, o similares.

Sus aplicaciones en pruebas, reacondicionamientos de zonas como:

41

FIGURA # 3

Tapón Recuperable RBP

Fuente: Baker Manual

Elaborado por: Andrés Erazo

Tratamientos, ensayos fracturas, cementos forzados entre otros, hacen de el una

herramienta confiable y no compleja para su manejo desde superficie.

2.13.4. REGLAS GENERALES:

1.- Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse.

2.- La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del casing o tubería

de revestimiento.

3. – Si se realizan disparos en zonas por encima del tapón los residuos pueden

perjudicar a la herramienta el momento de realizar su enganche, por tanto es aconsejable

42

circular el pozo aunque por un corto periodo de tiempo, con el fin de limpiar la

herramienta de cualquier residuo que se hubiese depositado en la parte superior de la

misma.

4. – Tratar en lo posible que el tapón nunca tope el fondo del pozo, pues eso

perjudicaría en algunos casos al momento de enganchar, ya sea por acumulamiento de

residuos o por daños en su estructura.

5. – Al realizarse operaciones de fractura o cementación es indispensable que la

herramienta se encuentre lejos de los punzados, colocando sobre el 30 ft de colchón de

arena con el fin de evitar cualquier tipo de contacto con los fluidos en operación, ello

podría ocasionar la pesca de la herramienta imposible quizá de recuperar.

No olvidar circular el pozo luego de la operación para limpiar la herramienta y proceder

a enganchar.

6.- Antes de empezar a correr la herramienta, fijarse que el pozo se encuentre lleno de

fluido.

2.13.5. PARA BAJAR LA HERRAMIENTA:

1.- Enroscar y apretar el pescante debajo del packer cuando se baje con este, hacerlo con

llaves de tubo y debajo de la mesa rotatoria. En caso de bajarse solo, el pescante puede

ser apretado directamente al tubing con la llave de la mesa rotatoria.

2 .- Levantar packer, pescador (tubing y pescador) con los elevadores y ayudados con el

winche donde engancharemos al tapón, haremos que la cabeza penetre en el pescante,

hasta quedar enganchado, soltaremos el winche del tapón y tendremos enganchado

pescante y tapón verificar una o dos veces mas si este engancha y libera sin dificultad

alguna. No apoyar el tapón sobre la mesa rotatoria para enganchar, puesto que cualquier

falla del operador de la maquina o falla del elevador hará que todo ese peso se

43

descargue sobre el tapón perjudicándolo u ocasionando la torcedura o doblamiento en la

mayoría de los casos del control bar.

3 .- Una vez colgada la sarta, chequear todos sus mecanismos.

4 .- Tomar en cuenta que el pozo este lleno de fluido antes de empezar a bajar, hacerlo

despacio hasta que la herramienta tope el nivel de fluido. Por seguridad hacer amarrar

los cachos del elevador puesto que en la mayoría de los casos por falta de peso o por

falta de fluido, la herramienta tiende a atrancarse y es necesario ayudarse con los

elevadores en forma leve hasta que su bajada se normaliza.

2.13.6. PARA LIBRAR EL TAPÓN:

1.- El tapón se fija por presión diferencial y mecánicamente.

2.- Existen dos maneras:

a) Llegando a la profundidad deseada, subimos la tubería de 4 a 5 ft girando a la

IZQUIERDA de una a dos vueltas y un cuarto, manteniendo siempre el torque

bajamos hasta que este tome peso (2000 a 4000 lbs.) en ningún caso superar las

10000 lbs. Manteniendo el torque subimos la tubería para librar el tapón 4 a 5 ft,

desconectamos las llaves y hacemos el mismo trabajo mas arriba con el fin de

probar si este esta desenganchado caso contrario repetiremos la operación.

b) Bajamos el tubing 5 ft levantamos lentamente 2 ft y luego giramos a la

IZQUIERDA de un cuarto a dos vueltas, manteniendo el torque continuamos

levantando hasta llegar a la profundidad correcta, bajamos nuevamente y el

tapón tomara peso (3000 a 4000 lbs.) manteniendo este torque subiremos 5 ft,

liberaremos llaves y haremos el mismo procedimiento que el método 2.1 .

44

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

ciega.

2.13.7. RECUPERACIÓN DE LA HERRAMIENTA:

1.- Usaremos el pescador apropiado.

2.- Hacer circular el pozo por 10 a 20 min. Para limpiar las impurezas que se pueden

haber colocado sobre el tapón.

3.- Se baja lenta y cuidadosamente hasta topar el tapón, en ningún caso superar las

10000 lbs de peso.

4.- Se levanta el tubing 1 ft y se espera 5 min. para igualar las presiones casing y el

tubing.

5.- Se subirá entonces lentamente la tubería 10 ft., mas y volveremos a bajar, si el

momento de pasar la marca donde señalamos su fijación este no agarra peso, tendremos

entonces enganchado de lo contrario volveremos a toparlo en el mismo sitio o quizá un

poco mas abajo y aremos el mismo proceso.

6.- Enganchado el tapón mientras sacamos tubería tener cuidado de no hacer girar la

tubería a la izquierda ni hacer bajar mucho la tubería en el momento de poner las cuñas

ello puede ocasionar la pérdida del tapón.

2.13.8. FORMA COMO TRABAJAN SUS PARTES AL FIJAR LA

HERRAMIENTA.

Cuando llega a la profundidad deseada y es librado del pescador ambas válvulas quedan

cerradas en posición vertical, debido a eso y por el diseño de sus copas la herramienta

45

queda en el sitio donde se la dejo. Cualquier diferencial de presión entre su parte

superior e inferior origina fuerzas que actúan sobre la superficie de las gomas

provocando un movimiento relativo entre estas y el cuerpo del tapón. Este movimiento

hacen que las mordazas se desplacen sobre el cuerpo cónico y se fijen en el casing.

Si la presión es mayor en la parte superior del tapón, las fuerzas originadas por la

diferencial de presión actúan sobre la parte superior de la goma y el desplazamiento

hará que se fijen las mordazas inferiores al casing y viceversa. Mientras mayor sea la

diferencial de presión hará que las gomas empaqueten mejor y las mordazas se fijen con

mayor fuerza al casing.

2.13.9. FORMA EN QUE ACTÚAN SUS PARTES AL LIBRAR EL TAPÓN.

Para librar el tapón si la presión es mayor desde el fondo del pozo que actúa sobre la

parte inferior del tapón, se dará peso a la herramienta para que se abra la válvula

inferior y se puedan igualar las presiones, si es lo contrario se levantara el tubing y se

abrirá la válvula superior.

Si se desconoce de donde proviene y actúa la diferencial de presión se dará peso a la

herramienta y se realiza el proceso de enganche cuidando de no pasar las 10000 lbs de

peso.

46

2.14. PACKER RETRIEVAMATIC.- EMPACADURA RECUPERABLE PARA

PRUEBAS, TRATAMIENTOS Y CÉMENTACIÓN FORZADA – RTVC

Por ser una herramienta que soporta condiciones severas de pozo se la usa casi en todo

tipo de tratamientos y cementaciones forzadas de reacondicionamiento.

2.14.1. REGLAS GENERALES:

1.- Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse.

2.- La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del casing.

3.- Puede ser usado con cualquier tipo de tapón recuperable convencional.

2.14.2. PARA BAJAR LA HERRAMIENTA.

1.- Enroscar y apretar la herramienta con el tubing usando la llave de la mesa rotatoria.

2.- Cuando la herramienta está colgada del tubing verificar sus partes el sistema de

mordazas mecánicas deben bajar en posición de candado y verificar una o dos veces

mas este mecanismo antes de bajar al pozo.

3.- Percatarse de que el pozo este lleno de fluido.

2.14.3. PARA FIJAR LA HERRAMIENTA:

1.- Llegando a la profundidad de fijación subimos el tubing de 4 a 5 ft giramos de una a

dos vueltas a la derecha y bajamos a poner peso (6000 a 8000 lbs.) de esta manera la

herramienta quedara fijada hacerlo lentamente una vez que la herramienta empezó a

47

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

mesa.

2.14.4. PARA LIBRAR LA HERRAMIENTA:

Levantamos la tubería hasta librar el peso colocado sobre ella tensionando 1000 lbs

esperamos 5 min. para ecualizar presiones giramos a la izquierda de una a dos vueltas

con el propósito de colocar candado a las mordazas mecánicas y sacaremos tubería.

Puesto que al colocar las cuñas hará que el packer se fije nuevamente.

2.14.5. PARA ABRIR BY PASS:

Es necesario librar el packer es decir quitarle el peso colocado sobre el, con el fin de que

el espacio que se encuentra entre las gomas y el casing sea mayor y fluido que pasa por

ese sector hará menos fricción sobre ellas evitando cortarlas o dañarlas.

2.14.6. FORMA COMO ACTÚAN SUS PARTES AL FIJAR LA

HERRAMIENTA

“Llegando a la profundidad de fijación al girar a la derecha el sistema de mordazas

mecánicas inferiores se desconectará de la posición de candado ayudado por el bloque

de fricción (drag block) el mismo que está diseñado para asegurar una correcta fricción

entre él y el casing, puesto que su sistema de resortes dará la expansión necesaria para

su fijación y durante todo el tiempo que la herramienta permanezca en el pozo. Al

empezar a bajar el tubing este sistema de mordazas mecánicas se fijaran en el casing el

peso que colocamos sobre la herramienta hará actuar al sistema hidráulico superior

haciendo que los pistones se ajusten al casing y empaqueten las gomas este peso hará

48

además que el sistema de mordazas mecánicas se agarren mas al casing asegurando su

fijación. El sistema de sello (unloader seal) se asentara sobre el labio del sello

compresor (seal compresor) evitando así que el fluido pase al espacio anular

provocando comunicación de fluido casing tubing. De esta manera el packer quedará

fijado y empaquetado.”

2.14.7. AL LIBRAR LA HERRAMIENTA. (6)

“Al quitar el peso sobre la herramienta es decir al levantar el tubing el sistema de sello

superior (unloader seal), volverá a su posición original esto hará que el sistema

hidráulico superior trabaje haciendo que los pistones se retraigan a su posición normal,

al igual que las empaquetaduras se ecualizaran presiones y la herramienta quedara libre

puesto que al levantar el tubing el sistema mecánico de mordazas bajarán a su posición,

procedemos entonces a girar el tubing hacia la izquierda con esto lograremos colocar

candado nuevamente al sistema y de esta manera evitaremos que el packer se fije

nuevamente cuando se baje tubería para enganchar el tapón si se trabaja con este o se

fije simplemente al momento de poner cuñas cuando se saque tubería”.

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

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Son tapones que pueden ser asentados mecánicamente con la tubería o

eléctricamente mediante cable, herramientas con las que se esta trabajando,

posteriormente tensionar la tubería para liberar RBP. Para recuperar el RBP bajar con

tubería hasta toparlo, girar hacia la derecha dando peso a la tubería ± 5.OOO a 6.OOO

libras para que se enganche el pescante, tensionar hasta recuperar el peso original,

aproximadamente en un minuto igualar presiones y luego sacar la tubería.

2.14.9. SETTING TOOL

Es una herramienta de funcionamiento mecánico, que permite asentar

mecánicamente un retenedor de cemento o un tapón puente, maniobrando la tubería

en la superficie con rotación, tensión y aplicación de peso, de acuerdo a las

características de marca de la herramienta utilizada, hasta lograr que se asiente la

profundidad deseada, siempre baja acoplado inferiormente por el stinger y este

último introducido en la herramienta que se quiere asentar, y superiormente se

acopla con una unidad de control o centralizador.

Los accesorios propios del Settinq Tool, los acoples con otras herramientas de

apoyo, así como la eficiencia y maniobras varían de acuerdo a las especificaciones

de cada compañía que pueden proporcionar estas herramientas y servicios.

Dentro de estas herramientas se distinguen el Setting Tool mecánico y el Setting

Tool LTD El DRILL.

52

2.14.9.1 EL SETTINQ TOOL MECÁNICO, es usado para asentar un retenedor de

cemento o un tapón puente debajo de una empacadura recuperable. El Settinq tool

(herramienta fijadora hidráulica) mecánico tiene un pasadizo abierto para

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

cemento después que este ha sido asentado. Este permite flexibilidad en el

tratamiento de zonas múltiple E-s(centro de zona).

2.14.9.2 SETTING TOOL LTD EL DRILL, es usado para asentar un retenedor de

cemento con tubería de producción o tubería de perforación, permite que la tubería

se llene con el fluido del pozo cuando el retenedor está bajando.

El retenedor de cemento es asentado con una combinación de rotación y tensión de

la tubería. Normalmente cuando se usa para asentar un retenedor de cemento EZ

DRILL SV, este Setting tool permite probar la tubería con presión antes de realizar

un trabajo de cementación forzada.

Después de que el retenedor se cemento es asentado, el stinger del Setting tool abre y

cierra la camisa deslizante del retenedor.

2.14.10. STINGER

Se introduce dentro de un retenedor de cemento cuando este último ya ha sido

colocado a profundidad mediante cable o se lo introduce en el retenedor de

cemento en superficie para bajarlos en conjunto y asentar a la profundidad requerida.

53

FIGURA # 6

Stinger

Fuente: Dowell-Schlumberger

Elaborado por: Andrés Erazo

Cuando se lo utiliza en un retenedor previamente asentado con cable baja desprovisto

del mecanismo mecánico que caracteriza al Setting tool y únicamente baja

acoplado con un centralizador que hacen más fácil su entrada en el retenedor y ejecutar

la operación de cementación. Para, este caso el Setting Tool puede ser convertido en

stinger quitándole los accesorios convenientes.

Cuando se lo utiliza con un retenedor que va a. ser asentado mecánicamente, se lo

baja introduciendo en el retenedor y necesariamente requiere del mecanismo del

Setting Tool que le permita fijarse a. la profundidad requerida.

54

El Stinger Baker puede ser retirado del retenedor con aproximadamente 10.000

libras de tensión o también mediante la rotación de 10 v u e l t a s a la de r e c h a. Puede

decirse que el Stinger es parte de un Setting Tool desprovisto de los accesorios que le

permiten el accionar mecánico mediante el cual por las maniobras de la tubería puede

asentar un retenedor de cemento o un tapón en el pozo.

2.15. PERSONAL DE OPERACIONES DE LA COMPAÑÍA DE

CEMENTACIÓN (7)

2.15.1. SUPERVISOR DE OPERACIONES

Es un técnico con muchos años de experiencia en lo relacionado a cementación

primaria, squeeze, manejo de herramientas de prueba, estimulaciones, etc.

El supervisor de operaciones, generalmente es el operador con más experiencia o,

también puede ser un Ing. de Cementación ya formado para este tipo de servicios. El

supervisor de operación tiene como misión, planificar y ejecutar cualquier tipo de

operación; en este caso, un squeeze. Su trabajo generalmente empieza de la siguiente

manera:

1. Recibe la orden de trabajo del cliente. Organiza y clasifica al personal operativo de

cementación y logística quienes a su vez se encargan de escoger los equipos

necesarios como también los productos y materiales para la cementación. Otro

grupo de personal se dedica a la verificación de las unidades y a seleccionar las

herramientas necesarias para la operación.

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

55

2. El Supervisor de operaciones tiene varias charlas con el personal operativo, para

explicar detalladamente el plan a seguirse para posteriormente ejecutar la operación

asignada. Coordina con el Ing. de la compañía (cliente), los detalles técnicos más

importantes para la cementación (Squeeze) y finalmente, revisan en conjunto los

programas de cementación. Luego pide autorización para planificar el área de

trabajo en la locación del pozo, para ello dialoga o se pone en contacto con el jefe de

Pozo y, propone un plan tentativo de ubicación de todos los equipos en el pozo.

También coordinan actividades con el jefe de cementación, los dos charlan con el

jefe del taladro para coordinar los asuntos técnicos concernientes a la conexión de

tuberías de alta presión entre los equipos de cementación, la torre de perforación y el

cabezal del pozo.

3. Durante la operación, el supervisor de operaciones dirige la operación de

cementación coordinadamente con el Ing. de Pozo, Jefe de taladro y su personal de

cementación.

4. El Supervisor de operación al final de la operación es el encargado de preparar el

reporte de operaciones tanto para el jefe de pozo como para el gerente de

operaciones de su compañía.

2.15.2. OPERADOR MÚLTIPLE

Es un técnico de mucha experiencia en el campo. Un operador múltiple quiere decir

que conoce los servicios de cementación primara, secundaria (squeeze), herramientas,

estimulaciones, bombeos de larga duración, etc. El se encarga del total de la operación.

56

De ordenar el movimiento de los equipos a la locación del pozo hasta el retorno de los

mismos a la base de operaciones de la contratista. Para iniciar la operación, este

operador recibe órdenes del jefe de operaciones; por consiguiente, sus actividades son

las siguientes:

1. Identificar el tipo de trabajo a ejecutarse.

2. Seleccionar al personal necesario y requerido para la operación.

3. Escoger los equipos a utilizarse.

Con referencia al personal mencionado, el asigna obligaciones a cada uno de ellos

Las funciones son:

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

Este personal tiene que pasar un reporte y el visto bueno de las mismas antes de salir a

la operación.

También este personal que son operadores de otros niveles, se encarga de los repuestos

y misceláneos necesarios que serán llevados en conjunto al pozo.

En cuanto a los equipos a utilizarse a su criterio y disponibilidad, selecciona las

unidades de cementación que de acuerdo al tipo de cimentación.

Determina el número de equipos transportadores a granel "Bulks"(camión trasportador).

Escogen los equipos como:

Cabezas de cementación

Swages ( línea de tubos terminales de prensado)

57

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

Tuberías de alta presión

Un número de válvulas de diferentes diámetros

Herramienta para la concepción de las mismas.

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

Mecánicos

Técnico electricistas

Técnico electrónico

El operador múltiple es el que opera la unidad de cementación. El éxito de la operación

depende de la habilidad del operador múltiple y su equipo.

2.15.3 OPERADOR DE BULK CEMENT

Su misión principal es transportar el cemento más los aditivos, desde la planta de

cemento de la compañía de servicios, hacia la localización del pozo a cementarse. Su

trabajo se inicia, cuando recibe órdenes del operador múltiple. Ubica la unidad

transportadora "Bulk" para que sea cargada, cuando la unidad esta lista "en condiciones

de operación " solicita el jefe de laboratorio las órdenes de transporte, las minas que son

canalizadas con el jefe de la planta.

La unidad de transporte es cargada mediante compresores neumáticos, una vez

terminado el llenado de la carga, son sellados para evitar pérdidas de los materiales e

inmediatamente se dirige al pozo.

58

Durante la operación, el operador del Bulks inicia la descarga del cemento y los

químicos. El momento que el operador múltiple ordena por radio el inicio de la

operación a todo el personal que está a cargo de los equipos, empieza la descarga del

Bulk hacia la unidad mezcladora (Batch Mixer) o la PSM unidad de bombeo.

La descarga se realiza mediante un compresor que se encuentra junto a los trompos de

cemento de la unidad.

Terminada la operación, desconectan líneas de la unidad Bulk y retorna hacia la base de

operaciones, para un control mecánico de la unidad y también para preparar su reporte

de operaciones.

2.15.4. LABORATORISTA

Es un tecnólogo petrolero especializado en cementación y está a cargo del el diseño de

las lechadas de cemento, para las diferentes tuberías de revestimiento. El éxito de la

operación depende de la pericia de este técnico. El trabajo directamente con el Ingeniero

de Cementación.

Su trabajo lo realiza en un laboratorio cuyos equipos fundamentales son: los

consistómetros, balanzas, blender, hornos, prensas, etc.

59

2.15.5 EQUIPOS DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN

FIGURA # 7

Consistómetro Presurizado

Fuente: Halliburton

Elaborado por: Andrés Erazo

60

Consistómetro: Simula las condiciones del pozo: Presión, Temperatura, Circulación y

nos da el tiempo de bombeabilidad en unidades de consistencia.

FIGURA # 8

Balanza digital

Fuente: Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA # 9

Viscosímetro Fann 35

Fuente:Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

61

FIGURA # 10 y 11

Analizadores Ultrasónicos de Lechada de Cemento

Fuente: Halliburton Elaborado por: Andrés Erazo

62

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

la compresividad.

FIGURA # 12

Blender

Fuente: Dowell-Schlumberger

Elaborado por: Andrés Erazo

Blender (Homogenizador para lechadas de cemento): Simula la densidad programada a

usarse en el pozo.

2.15.6. JEFE DE POZO

El Jefe de Pozo, es la persona directamente responsable de las operaciones en el pozo y

es el representante de la Empresa dueña del pozo (Campo / concesión). A su cuidado

esta, desde que se coloca y cementa hasta que se entrega el pozo.

63

Si bien es cierto que todos estos trabajos los realizan compañías contratistas

especializadas, la misión del Jefe de pozo es la de estar preparado para, planificar y

analizar la buena ejecución de los mismos, sin olvidar que, tiempo es igual a costos por

lo que necesita coordinar, asignado y modificando a las compañías contratistas para su

ejecución dentro de los cronogramas establecidos y así conseguir la productividad

deseada en otras palabras el Jefe de Pozo debe reunir las características de un líder.

Es de interés también mencionado que tanto los materiales, equipos y suministros

usados en el pozo, como sus sobrantes es de responsabilidad del Jefe de Pozo, los

mismos que controla mediante sencillos balances contables (debe y haber) y son

descargados mediante órdenes de transferencia (transfer ticket T/T).

FUNCIONES

Supervisar al personal de compañías contratistas encargadas de las operaciones

de Perforación y Reacondicionamiento.

Supervisar operaciones de Wire-Line en reacondicionamiento de pozos.

Realizar reconciliaciones de tuberías, sal, químicos y materiales utilizados en

complementaciones de producción.

Elaborar diagrama final, tally de tubería y herramientas de la complementación

definitiva bajada en cada pozo.

Cumplir con las demás funciones y responsabilidades compartibles con su

actividad que le sean asignadas por la autoridad competente.

64

2.15.7. EQUIPOS PARA LA CEMENTACIÓN

La mayoría de las compañías de servicios fabrican el equipo adecuado para el trabajo

que deben realizar. Todo el equipo de cementación y las herramientas especiales son

manejados por personal de servicio capacitado, con la supervisión por gente con

muchos años de experiencia en el campo. Todo lo mencionado se respalda por la

organización de investigación más completa en la industria petrolera.

Grafico # 13

Equipos de Cementación

Fuente: Dowell-Schlumberger

Elaborado por: Andrés Erazo

Puede usarse de varias maneras como:

1. En la cementación de sartas de revestimientos superficiales, intermedias y de

producción.

2. Para la cementación forzada (Squeeze).

3. En el taponamiento con cemento para evitar el agua del fondo del pozo y para

operaciones de desvío.

4. En el taponamiento de fracturas naturales, cavidades, fugas y formaciones

absorbentes que causan pérdida de circulación.

65

5. En tareas de bombeo a presión para:

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

Matar pozos descontrolados.

Establecer la circulación alrededor de la tubería de revestimiento o tubería de

perforación atascada.

Ubicar las fugas en las tuberías de revestimiento rajadas.

Apagar incendios de campos petroleros.

Circular petróleo caliente.

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

cemento.

La cementación de fugas de la teoría del revestimiento.

La consolidación de formaciones de arena floja.

Estimulación química.

Fracturamiento de formaciones.

Aplicación de cemento para consolidación

El equipo de cementación está diseñado y construido para funcionar y prestar servicio

en condiciones de campo cubriendo excesos de altura, temperatura y humedad.

El equipo es evaluado técnicamente, seleccionado y ensamblado en unidades de varios

tipos que se requiere para las difíciles condiciones encontradas en los campos

petroleros. Además, cada unidad se prueba completamente antes de entregarla al

campo.

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cementación con unidades de bombeo gemelas; las presiones máximas llegan a 14.000

lbs, dependiendo del tipo de mezclador, pueden mezclar y desplazar hasta 15 pies de

lechada normal por minuto siempre que haya suficiente cemento y agua disponible.

Cada una de las dos bombas de desplazamiento positivo es impulsada por un motor

diesel de 335 hp; un motor adicional impulsa el chasis.

La fuerza es transmitida por un convertidor de torsión o transmisión. El equipo

adicional es un tanque de 20 bls., para mezcla, el sistema de mezcla por recirculación

PSM, la tubería de alta presión y el equipo electrónico de monitoreo.

Estas unidades móviles de bombeo son las de más rendimiento, disponibles en el campo

y se diseñan para satisfacer las necesidades de cementación y bombeo requeridas en las

zonas de alta presión.

La unidad de mezcla es parte esencial del equipo de bombeo, es mezclar continuamente

las composiciones secas de cemento con el fluido de acarreo. Al lograr esto, el resultado

es una lechada de cementación con propiedades predecibles que se proporcionan a la

velocidad deseada. “El sistema normal de mezcla a chorro, hidráulico de alta presión a

revolucionado el tratamiento de cementación de pozos petrolíferos. Consiste de una

tolva en forma de embudo, un tazón mezclador, tubo de descarga, sumidero y líneas del

abastecimiento de agua”

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

CAPÍTULO III

68

CAPÍTULO III

3. PROGRAMA PARA LA OPERACIÓN E INTERPRETACIÓN DE LA

CEMENTACIÓN

El programa para la interpretación de la cementación nos muestra como se dan los

resultados y los datos de los registros de adherencia de cemento.

3.1. MÉTODO PARA LA INTERPRETACIÓN DEL REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)

El propósito de utilizar el registro CBL es determinar lo siguiente:

a) La presencia o ausencia de cemento en ciertos intervalos de profundidad y,

b) Si el cemento está pegado a la tubería, a la formación o los dos.

Los autores señalan que, cuando las condiciones conductivas no están presentes, se

pueden hacer evaluaciones razonables de integridad del cemento utilizando métodos

cualitativos racionales inteligentes.

3.2. EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA (9)

El transmisor es el corazón del sistema. Este es apagado y encendido alternativamente

con cadencia fija. “Cuando es energizado por un convertidor que causa un cambio de

tamaño físico súbito, el transmisor vibra, lo que a su vez produce ondas de compresión

elásticas.

Estas ondas de vibración están acopladas acústicamente desde el transmisor por medio

de un fluido especial a una camisa especial de retención, la cual traslada la energía al

hueco del pozo, propagando ondas esféricamente en todas las direcciones desde el

transmisor.

9. - WESTERN ATLAS: CEMENT BOND LOGS MANUAL.-1999 Página 168

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

y la frecuencia.

El receptor opera esencialmente como un transmisor en forma inversa. El paso de ondas

desde el transmisor a través del lodo, la protección, el cemento, la formación y de

regreso al receptor altera las ondas de compresión.

“Las ondas de tipo de corte viajan más lentamente que las ondas de compresión. La

forma de onda acústica completa puede incluir tantas ondas compresivas como de corte

que vienen directamente a través del fluido del orificio y ondas de reflejo adicionales

denominadas ondas Stoneley (ondas de pozo).”

3.3. AMPLITUD DE TUBERÍA (10)

En términos del oído humano, amplitud significa “cuan ruidosa”. En el caso del registro

CBL la medición de amplitud de tubería representa la cantidad de energía recibida en el

receptor, la cual es una distancia fija (usualmente 3 pies (1metro) desde el transmisor.

El término “atenuación” es representante de la pérdida de energía durante la

transmisión.

Es la medición desde la cual los números cuantitativos de resistencia del cemento a la

compresión y el índice de adhesión son derivados.

La interpretación cualitativa generalmente aceptada de la curva de amplitud es como

sigue:

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

71

1.- La amplitud alta indica que la tubería es relativamente libre de vibrar; sin embargo,

está pobremente adherida o sin soporte.

2.- La amplitud inferior indica que la cubierta está más confinada o adherida. El

confinamiento causa absorción de la energía de onda y por lo tanto menor amplitud.

3.- Lecturas de amplitud entre valores máximos y mínimos son funciones logarítmicas

del porcentaje de adhesión. Esta única medición y la interpretación sobre simplificada

de ella es el origen de la mayoría de los cuentos creados acerca del registro de

adherencia de cemento CBL.

“La amplitud puede ser medida con precisión eléctrica, pero las restricciones físicas del

instrumento de registro y su relación con el casing, hueco del pozo, cemento y

formación y su relación física entre sí complica la medición.

72

FIGURA # 16

Herramienta para registros CBL

Fuente: Schlumberger

Elaborado por: Andrés Erazo

Un número de condiciones físicas pueden conducir a interpretaciones erróneas de

amplitud. Algunas de estas, junto con las fuentes de referencia que se relacionan con

ellas, son como sigue:

1.- Método de detección de amplitud-entrada fija o entrada flotante.- Erróneamente, las

amplitudes pueden ocurrir con entradas flotantes.

2.- Formación rápida.- Esta condición ocurre más temprano o al mismo tiempo que la

llegada del casing. La lectura de amplitud es muy cuestionable.

3.- Excentricidad de la herramienta.- Esta condición reduce la amplitud.

73

4.- Tiempo de curado de cemento insuficiente.- Esta condición incrementa la amplitud.

5.- Revestimiento de cemento.- <1/2 pulgada (< 2 cm.). Con casing sea bien centrado o

pobremente centrado, esto incrementará la amplitud.

6.- Micro-anillo. Esta condición incrementa la amplitud.

7.- Burbujas de gas.- Burbujas de gas en el fluido del orificio disminuirán la señal

acústica.

8.- Espacios muertos en el revestimiento de cemento.- estos incrementarán la amplitud.

9.- Espesor del casing.- Cambios en el espesor del tubo de un tubo a otro causarán

valores diferentes mínimos y/o máximos de amplitud.

10.- Cemento.- El cemento puede ser adherido al tubo, pero no a la formación: esto

resulta en baja amplitud de tubo pero pobre integridad de cemento. “Además de estos

factores, la comparación con CBLs en pozos adyacentes puede ser confusa porque:

1) El equipo (tipo de transductor, espaciamiento entre el transmisor-receptor, las

frecuencias de transmisor, etc., varían) y,

2) Las técnicas de operación, el centrado de la herramienta, la velocidad de la

corrida del registro, calibraciones, etc., varían.

3.4.TIEMPO DE TRÁNSITO O RECORRIDO AL RECEPTOR ÚNICO (11)

Simplemente es el primer tiempo detectado para la primera llegada de amplitud en el

receptor, por medio de la medición de una entrada flotante. “Esto significa que el

ingeniero de “registros” debe establecer físicamente un nivel de detección de entrada. El

inicio es usualmente detectado mientras desciende al hueco, en tubería libre, mediante el

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

74

chequeo de la primera llegada de la máxima amplitud. El nivel de detección es

normalmente establecido en menos de 50% de la amplitud máxima de tubería libre.

La entrada flotante permanece abierta a través del espectro acústico hasta que el pulso

de amplitud de suficiente “tono alto” acciona la medición. Obviamente, el arreglo de

orientación del ingeniero es importante.

Si la herramienta de adhesión está bien centrada en la tubería libre sin adherir, la curva

de tiempo de recorrido debería leer un valor razonablemente preciso, el cual puede ser

calculado multiplicando el tramo del receptor del transmisor por el tiempo de tránsito

del tubo y agregando el diámetro interno del tubo (ID) (en pies) multiplicado por el

tiempo de tránsito de fluido.

La señal de la tubería está bien definida como 57 µseg/pie (17 µseg/metro). El espacio

de receptor transmisor es usualmente 3 pies (1 metro).

El diámetro interno de la tubería (casing) es fácilmente determinado si el tamaño del

alojamiento y el peso son conocidos, pero se debe convertir a valores fraccionales o

decimales de pies.

La curva de tiempo de transito o arribo puede ser utilizada para chequear el centrado de

la herramienta. Con una herramienta bien centrada, se leerá un valor consistente para

tubería no cementada. Ver la figura 7.

75

FIGURA # 17

Curva tiempo de transito

Fuente: SPE Paper - E.L. Bigelow Elaborado por: Andrés Erazo

3.5.PRESENTACIÓN DE LA FORMA DE LA ONDA COMPLETA O

EXPOSICIÓN DE LA DENSIDAD VARIABLE.

Dos presentaciones del espectro de energía acústica se ofrecen por las empresas de

servicio. Las dos miden lo mismo, usualmente con una extensión transmisor a receptor

de 5 pies (1.5 m).

Una ilustración de los dos tipos de presentación del mismo pozo están mostrados en la

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b) DESPLIEGUE DE LA DENSIDAD VARIABLE.- Esta es una señal de intensidad

modulada de eje Z, que exhibe amplitud en sombras variadas de negro a blanco, junto

con la escala de tiempo versus profundidad.

La ventaja de esta presentación es que permite una vista más panorámica del contorno

del pozo, es decir, las características que no pueden ser fácilmente reconocibles en una

sola forma de onda pueden ser seguidas arriba y abajo del hueco del pozo para

reconocer si representan el casing, formación o llegadas de la costra de lodo. Un

inconveniente es la dificultad en la reproducción de varias sombras entre blanco y negro

efectivamente, lo que limita la capacidad de analizar las amplitudes de pulso

individuales.

Antes de profundizar en aspectos de interpretación del espectro de energía acústica, es

prudente explicarlos en la forma más simple posible. Para quien no se ha iniciado, el

despliegue o la muestra del registro de densidad variable no es nada más que un atado

de líneas ondulantes de sombreado variable que son más o menos paralelas. Ni las

ondulaciones, su sombreado, ni su ubicación tienen ningún significado para el novato.

Aun para aquellos afines con la conexión acústica comercial, gran parte de la muestra,

es difícil la interpretación. “Una presentación ideal del tren de ondas acústicas, se

muestra en la Fig. 19.

3.6. INTERPRETACIÓN CUALITATIVA

Varios autores han presentado ejemplos de juntas de adhesión de cemento que muestran

tubo libre sin cemento o condiciones de buena adhesión. Ilustraciones de micro anulo,

78

canalización, formación rápida y entrabada antes de que las curaciones de cemento

están bien documentadas.

El propósito de este documento es ilustrar los efectos en los registros de adherencia de

cemento a partir de condiciones tales como excentricidad de tubería, adherencia a la

tubería pero no a la formación y una depositación de cemento demasiado delgada y

como estos pueden ser reconocidos, de modo que el usuario pueda hacer

interpretaciones racionales.

3.6.1. BUENA ADHERENCIA A LA TUBERÍA - SIN ADHERENCIA A LA

FORMACIÓN (12)

La periferia del casing puede estar totalmente rodeada por un revestimiento de cemento

endurecido de espesor razonable (> ¾ pulgada), que no está en contacto con la

formación. La condición es común, pero a menudo no es reconocida.

Se puede esperar que ocurra en la fase de zonas permeables, en vista de que la costra de

lodo es un enemigo natural del cemento. El cemento no se adhiere a la costra de lodo.

Cuando el lodo se seca, se separa del cemento, creando un vacío entre el cemento y la

formación.

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

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interpretación de la integridad del cemento basada solamente en la amplitud sería un

error grave. Las llegadas de lodo ocurren alrededor de 950 µseg. El tiempo de llegada

del tubo para revestimiento de 7 pulgadas, 40 lb (18 kg) debería leer alrededor de 260

µseg sobre la curva de tiempo de recorrido y alrededor de 375 µseg sobre la forma de

onda completa. Cualquier resistencia a compresión o cálculos de índice de adhesión

bajo estas condiciones son dudosos porque la integridad del cemento es en realidad

pobre.

Aunque muchos usuarios dudan la asignación de forma de onda completa de

exhibiciones de densidad variable, la mala interpretación de cualquier presentación es

relativamente simple. La correlación del Registro de densidad variable (VDL) con

registros a hueco abierto o cubierto con tubería que son sensibles a cambios de

porosidad/litología pueden mostrar rápidamente al usuario que hay un acoplamiento

acústico a la formación. Para que ocurra un acoplamiento razonablemente fuerte, el

cemento debe estar presente en por lo menos una mayor parte del espacio anular.

La información del calibrado de orificio abierto es útil en la interpretación de cualquier

junta de orificio cubierto.

El conocimiento de tiempos, métodos y los aspectos físicos/mecánicos de la operación

de entrabado de juntas y la terminación del pozo son factores importantes en la

evaluación de las respuestas de junta.

Se puede hacer el juzgamiento de en cuanto a si la cuantificación del cemento puede ser

hecha confiablemente a partir de mediciones de amplitud. Si no es así, se puede hacer

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

Sus características no son fácilmente reconocidas en una sola onda y puede ser corrida

de abajo hacia arriba junto con otras ondas para identificar casing, formación o arribo de

fluidos.

En la Fig. 21 se interpreta para ser usada como complemento en el entendimiento del

desarrollo de la variable de densidad. La típica onda acústica desarrolla señal versus

tiempo el cual es presentado en la parte inferior de la grafica. En la ilustración las

represtaciones negras demuestran amplitud positiva y las blancas amplitudes negativas.

3.6.2.1. INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA Para estudiar las características de una sola onda, la teoría puede ser poco útil, para

aplicaciones prácticas sin embargo es necesario examinar las profundidades verticales

de los intervalos adyacentes para formaciones geológicas críticas.

Las características pueden ser reconocidas en una onda que es a menudo poco

identificable cuando varias ondas son examinadas simultáneamente.

Un simple y práctico acercamiento para identificar la importancia de las características

del VDL es presentado en la Fig.21, pero esta figura es muy generalizada, se puede ver

la tubería, la formación y señales de fluido que son fácilmente reconocidos. Si estas tres

señales pueden ser individualmente identificadas una determinación práctica de la

presencia o ausencia de cemento puede ser acertada. Formaciones muy consistentes

83

tienen tiempos de arribo sobre una profundidad considerable y son más difíciles para

reconoce.

La señal del VDL ocurrirá en un tiempo relativo y constante, un valor aproximado del

VDL puede determinarse añadiendo 114 micro segundos.

El VDL o señal de atenuación es intensa por lo tanto una aproximación del tiempo de

tubería es adecuado para propósitos interpretativos.

La ondas de liquido o lodo también pueden ser reconocidos por sus constantes tiempos

de arribo que desde el T-R (tiempo-respuesta) son arreglado y las propiedades

acústicas de fluido no se modificaran, un arribo será indicado como dato de línea. Los

movimientos de los instrumentos mientras ascienden a través del fluido crearan alguna

interferencia causando algunos disturbios en la investigación.

Cambios en la medida del casing también tienen un significante efectúen el fluido del

tiempo de arribo y la amplitud. Esto es también directamente relacionado entre la

identificación del casing y la amplitud del fluido o lodo.

Un método general puede usarse para determinar la proximidad donde ondas de

fluido/lodo este es:

Fluido de arribo = fluido en el tiempo de transito x espacio T-R (tiempo – respuesta).

Los arribos compresivos de formación es predecible si el usuario tiene información de

la porosidad disponible, con algunos arreglos y un valor aproximado de tiempo de viaje

84

(190 mseg). El tiempo para pasar el diámetro de un casing y a través de el espesor del

casing puede será (900x5) +100 =500.

Cálculos más precisos se pueden realizar pero deben incluir datos de diámetro de casing

(espacio anular entre la tubería).

Para evaluaciones con cemento usando VDL un tiempo aproximado de formación en los

arribos será suficiente. Fallas para identificar ondas compartidas no deberán ser una

molestia ya que este es el típico caso en bajas velocidades. Las amplitudes compartidas

deberían ser bajas ya que son provocadas por arribos de compresión tardíos,

particularmente cuando el transito en la formación es mas grande que 100

microsegundos.

3.6.2.2. RECEPCIÓN COMBINADA Y REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE

También es posible presentar la densidad variable con una señal de onda completa, la

recepción investigada es normalmente presentada a intervalos de profundidad de 5 a 10

pies para evitar muchas aproximaciones en la pantalla Fig. 21. Dos cintas cara a cara

presentan alternativas de acercamientos. Software de computadores son requeridos para

proveer de una presentación combinada.

La localización de los collares es asumida en la mitad de cada respuesta, estos proveen

una verificación de las conexiones entre collares y sus profundidades.

85

3.7. MEDICIONES ADICIONALES COMBINADAS CON REGISTROS

DE CEMENTO

3.7.1. CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA La información del caliper define el tamaño, forma y rugosidad de la pared del hueco

que esta detrás de la tubería que siempre es importante en el tema de un registro de

cementación.

Conocimiento de la litología detrás de la tubería también es importante. El Caliper y

datos de litología ayudan a explicar los datos del CBL.

Los datos de formación y tubería tomados por el VDL son relativamente bajos y

caracterizan la salinidad de los intervalos ilustrados. Los intervalos de anhidrita

presentan respuestas en amplitudes que no toman en cuenta a la tubería. Las

formaciones de sal son dificultosas para ser cementados ya que el agua en la lechada

tiende a disolver la sal y agrandar el hueco.

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El tiempo de fraguado requerido para la compresibilidad esta en función de

temperatura de fondo, presión y aditivos usados en la mezcla. Algunos aditivos

aceleran el proceso mientras que otros lo retardan los procesos de fraguado, mientras

que otros necesitan más de dos semanas para obtener una dureza deseada. El tiempo

de fraguado es importante en la determinación del tiempo apropiado para correr un

registro acústico Fig. 24.

Fig. 22

Efectos del tiempo de curado en la respuesta del CBL

Fuente: Baker Elaborado por: Andrés Erazo

Si un registro es corrido antes del fraguado, no será útil para monitorear la calidad de

la cementación. Las medidas de amplitud en la tubería son tomadas para cálculos de

compresibilidad del cemento.

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o mayor a ¾

TA

88

litud de acu

sorio

e: Baker Andrés Erazo

ra los respe

antes de co

rarse, antes

el cemento.

¾ de pulgada

ABLA # 1

uerdo al tip

o

ectivos cálc

orrer el reg

s de acept

a

po de mater

ulos. Es un

gistro (esto

ar la medi

rial y

n requisito

es un pre

ida de la

89

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

3.7.4. EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING

a. Los efectos de la dimensión del casing, pared, espesor diámetro son

independientes de cada uno y pueden ser aislados. El diámetro no tiene efecto en

la rata de atenuación ni influencia a la amplitud

CAPÍTULO IV

90

CAPÍTULO IV

4. PROGRAMA PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL PARA EL POZO

TIGUINO 3.

En el siguiente capítulo se muestra como se aplica el programa para una

cementación remedial y su buena planificación para obtener los mejores

resultados.

4.1. DATOS DE PRODUCCIÓN DEL POZO

Como podemos observar la curva de producción del pozo se mantiene bastante regular

con 1330 BPD de petróleo con una producción de agua de 6900 a 7020 BPD durante el

mes de diciembre del 2004 y parte de enero del 2005.

4.2. DATOS DE PRODUCCIÓN TABLA # 2

Pruebas de Producción Pozo Tiguino 3

FECHA PETROLEO AGUABPD BPD

10/12/2004 1351 697014/12/2004 1339 690621/12/2004 1344 703728/12/2004 1339 700106/01/2005 1322 7027

Fuente: Petroproducción Elaborado por: Andrés Erazo

91

4.3 INDICIOS DEL PROBLEMA DEL POZO El problema se ha dado debido al incremento repentino en el flujo total producido por el

pozo, para verificar esta variación se realiza un monitoreo más riguroso, realizándose un

análisis de BSW de muestras de fluido tomadas a diferentes horas del día,

concluyéndose que existe un incremento en el agua producida. También se realiza el

chequeo de los demás parámetros de operación del pozo como son: El amperaje de la

bomba, las presiones y temperatura de fondo del pozo, etc.

4.4. ANÁLISIS Y MEDIDAS CORRECTIVAS

Debido a los problemas en la arena M-1 en que se produjo el incremento de la

producción de agua en el pozo se hace necesario realizar un análisis de la salinidad en el

laboratorio.

TABLA # 3

Análisis físico-químico del agua de formación

ARENA ARENA ARENA ARENA ARENAM1 U Inferior U Superior Basal Tena T

BSW % 60 71 65 48 78APIº 16,5 16,2 15,8 16,5 19Ph 7,7 7,7 7,5 7,6 7,9Temp. ºC 25 23 19,5 32 25SALINIDAD ClNa - (mg/l) 16629 16364 17942 38963 4600ALKAL. TOTAL (Ca CO3 mg/l 640 731 473 604 1196DUREZA TOTAL (Ca CO3 mg/l 960 1474 8130 2469 330DUREZA DEL CALCIO (Ca CO3 mg/l 666 1212 6879 2090 175DUREZA DEL MAGNECIO (Mg CO3) mg/l 321 214 1087 378 158

Fuente: PRUEBAS DE TIGUINO 3 Elaborado por: Andrés Erazo

92

Esto se realiza tomando una muestra del fluido producido por el pozo y mediante

decantación o por centrifugación se separa el agua para poder examinarla en un equipo

que analiza la conductividad de esta muestra y nos da las cantidades de sales que tiene

el agua y también por titulación para determinar otros datos como dureza cálcica o

cuanto magnesio tiene la muestra.

Con este dato y comparándolo con anteriores análisis de salinidad del mismo pozo o de

pozos que produzcan de la misma formación o zona se puede determinar si el agua esta

viniendo de otra formación o si viene de la misma.

Otra forma de verificar que el aislamiento de las zonas tiene algún problema sería correr

un registro de CBL (Cement Bond Log) para revisar la calidad del cemento en el

exterior de la tubería de revestimiento (casing). Dadas las circunstancias se realizara los

dos métodos para verificar la condición del cemento. Después de realizarse el análisis

de laboratorio y salinidad se obtuvo los siguientes datos.

TABLA # 4

Tabla comparativa del análisis de laboratorio

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

DATOS DE LA ZONA DATO DE MUESTRASM1 M1

BSW % 8 71APIº 16,5 16,2Ph 7,7 8,1Temp. ºC 2 21,9SALINIDAD ClNa - (mg/l) 16629 16534ALKAL. TOTAL (Ca CO3 mg/l 640 780DUREZA TOTAL (Ca CO3 mg/l 960 970DUREZA DEL CALCIO (Ca CO3 mg/l 666 597DUREZA DEL MAGNECIO (Mg CO3) mg/l 321 300

93

En el cuadro de datos de laboratorio podemos comparar los resultados del análisis del

agua de este pozo, es evidente que las características del agua de esta zona no son las

que se esperaría de acuerdo a la zona que está produciendo.

4.5.EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN

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

siguientes valores:

Desde 10.000 hasta 9.800 pies la herramienta interpreta valores de adherencia entre 25

mV, en promedio los valores están en los 60 mV. Conclusión: Esto es tubería en tramos

definidos es libre, sin cemento.

Desde 9.800 hasta 9.700 pies (200´) la herramienta interpreta valores de adherencia

entre 25 mV y 50 mV, en promedio los valores están en los 30 mV. Esta interpretación

muestra una adherencia pobre del cemento.

Desde 9.700 hasta 9.600 pies (100´) la herramienta interpreta valores de adherencia

entre 50 mV y 65 mV, en promedio los valores están en 50 mV. Esto es tubería libre,

por consiguiente no tiene cemento.

Del registro de las operaciones de cementación, obtenemos la siguiente información que

señala lo siguiente: Pasado 11 días que se cementó el pozo, se cambio el fluido del

pozo, o sea un lodo de 10.5 lpg (desde el collar de etapas @ 8273´ hasta superficie) con

agua fresca de 8.3 lpg para registrar el CBL / VDL. La presión hidrostática fue variada

94

en 950 psi. los cuales causaron un micro-anillo Este efecto se define como la rotura del

sello hidráulico, que ya estuvo creado entre el cemento y las paredes de la tubería de

revestimiento debido la disminución de 950 PSI de presión hidrostática aplicada a las

paredes internas de la tubería.

FIGURA # 23

Registro de cementación CBL -VDL

Fuente: Schlumberger Elaborado por: Andrés Erazo

95

Cont… Registro CBL – VDL

Fuente: Schlumberger

Elaborado por: Andrés Erazo

96

4.6.DATOS DEL POZO:

(Operación: Squeeze)

CIA. Cliente: Prueba No: 2006-02

CAMPO: Tiguino Date: May-17

POZO: Numero 3

Profundidad: 9800 pies

Perforación: 9800 pies de 3.5 pulg. 9.3 #

Casing: 7 pulg. 3.5 #

Peso del Lodo: 4.8 ppg.

Máx. presión squeeze : 4500 psi.

BHST: 198 ºF AT 9800 pies

BHCT: 154 ºF AT 9800 pies

Volumen Max: 15 cu.ft / min.

Volumen de Desplaza. : 4 BPM

Volumen Reversado: 5 BPM

Sacos: 100 sks.

4.7.CALCULO DE LA MEZCLA BÁSICA DESIGNADA:

Cemento Tipo “G” +0.5 % FL-19 +0.6 % CD-31

4.7.1. CÁLCULOS:

4.7.1.1.VOLUMEN DE LA MEZCLA

# SACOS x 100 x 1.335 cu.ft/sk

133.5 = cu. ft = 23.83 bls

97

4.7.7.2. CAPACIDAD DE TUBERÍA

A 9800 ft. De 3.5 pulg. @ 9.3 # = 84.5 bls

TOTAL = 84.5 bls

4.7.7.3 DESPLAZAMIENTO DE AGUA DE FORMACIÓN

Calculo para localizar cabeza de 5 bls.

la mezcla dentro de squeeze tool

Capacidad de la tubería 84.5 bls

Menos 5.0 bls

Menos Volumen de Mezcla 23.8 bls

Menos el Corte de Agua 5.0 bls

_______

DESPLAZAMIENTO CON

AGUA DE FORMACIÓN……………. 50.7 bls.

4.7.8. PROGRAMA DE BOMBEO

5 bls de agua fresca

24 bls de lechada de cemento

5 bls de agua fresca atrás de la lechada

51 bls de agua de formación

4.7.8.1. TIEMPO MÁXIMO

Se calcula es horas, minutos y segundos

4.7.8.2. VOLUMEN DE LA LECHADA / CAUDAL MÁXIMO

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

98

4.7.8.3. TIEMPO DE DESPLAZAMIENTO

Desplazamiento Total / Caudal de Desplazamiento

= 55.7 bls / 4.0 BPM

= 14 minutos.

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

4.7.8.4. TIEMPO DE LA CEMENTACIÓN FORZADA (SQUEEZE)

= 35 Minutos

4.7.8.5. TIEMPO DE REVERSAMIENTO

Capacidad del tubing / Circulación Inversa

84.5 bls / 5.0 BPM = 17 minutos

4.7.8.6. TIEMPO TOTAL DE MANEJO

Tiempo máximo 9 minutos

Tiempo de desplazamiento 14 minutos

Tiempo de forzamiento 35 minutos

Tiempo de circulación Inversa. 17 minutos

Tiempo total de manejo = 75 minutos

4.7.8.7. TIEMPO MÍNIMO DE ESPERA

Tiempo Total de Manejo + Seguridad

75 minutos + 120 minutos = 195 minutos o, = 3 Hrs. 15 minutos

99

4.7.8.8. CÁLCULOS DE LAS PROPIEDADES DE LA LECHADA

CIA: Operadora cliente: Test #: 02

CAMPO: Tiguino Fecha: Jun-10

POZO: 3

La marca de cemento y clase: “G "

La proporción & aditivos: 0.37. FL-19 + 0.67. CD-31

La densidad deseada: 16.0 lb. / Gal

Gal / Sack deseado: 5.89

TABLA # 5

MATERIALES Materiales Libras

ABS. Vol. (ft 3 )

% Mix Agua

Agua (libras)

% Peso total lechada

1.-Cemento G 11.000 0.559 44.0 48.400 68.918 2.- FL-19 0.550 0.000 0.345 3.- CD-31 0.660 0.000 0.411 0.000 0.000 Total Materiales

111.210 0.559 48.400 69.676

Agua 48.400 0.776 30.324 Total Lechada 159.610 1.335 100.000

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

La densidad de la lechada = 119.53 lb. / ft 3 ; 16.0 lb./Gal 1.916 g/cc

El rendimiento de la papilla = 1.335 ft 3 /Sack

Agua = 44.0 % por peso de cemento; 5.8 Bal/Sack

Peso por el saco de cemento = 110 lb. /sack

100

4.8 PESO EN LA PRUEBA DE LABORATORIO

TABLA # 6

600 ce = 1,149.39 g 1.- Cemento G 792.27 g 2.- FL-19 3.96 g 3.- CD-31 4.75 g 0 0.00 g Agua 348.60 g AGUA DULCE 62.35 lb. / ft 3 7.4806 gal / ft 3 8.34 lb. / Gal AGUA SALADA 64.00 lb. / ft 3 7.4806 ft 3

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Andrés Erazo

4.8.1. REPORTE DEL LABORATORIO

Los resultados que arrojo los análisis del laboratorio fueron:

TABLA # 7

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

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Andrés Erazo

101

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

propiedades de flujo de un líquido pueden ser definidas por la resistencia a fluir

(viscosidad). Se caracteriza por la relación entre el esfuerzo de corte (presión diferencial

aplicada) y la velocidad de corte (caudal).

Se clasifica de acuerdo al comportamiento de su viscosidad como función de la

velocidad de corte (Newtoniano o no Newtoniano).

Aplicaciones en Cementación:

Evaluar la mezcla y la bombeabilidad de lechadas

Determinar tasas de desplazamiento apropiados para una remoción de lodo efectiva

y colocación de lechada

Estimar presiones de fricción

Calcular los HHP requeridos

La Reología de una lechada de un fluido se calcula mediante la correlación del estrés de

corte y la tasa de corte. El aparato utilizado es el viscosímetro FANN 35, ya que

suministra mediciones reológicas en la mescladora (BACHT) (con tal de que la

temperatura esté por debajo de los 95 ºC, debido a la evaporación del agua) y la presión

atmosférica.

Las velocidades de corte son: 300, 200, 100, 60, 30 rpm.

La velocidad rotacional de 600 rpm. se omite de la prueba debido al efecto de

centrífuga, donde los sólidos se separarán de la lechada.

102

4.10. REPORTE DE LABORATORIO DE CEMENTACIÓN

TABLA # 8

Reología de la lechada

R.P.M. (FANN) READ VISCOSIDAD PLÁSTICA: 44 Cp 600 93 PUNTO DE DEFORMACIÓN : 3 300 49 n’ = 0.89846

200 36 k’ = 0.00177 100 19

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA. # 24

REOLOGIA: 0,5 FL-19

0

20

40

60

80

100

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

% C D - 3 1 C E M E N T O " G " ,

4 4 % D e A g u a D e n s i d a d = 1 6 P P G

Den

sida

d (P

PG)

ViscosidadPlastica Punto defluencia

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

103

FIGURA # 25

REOLOGÍA: 0,5% FL-19

0

0,2

0,4

0,6

0,8

1

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

% CD - 31

'n A

DIM

ENC

ION

AL

Valores de 'n

Valores de 'n

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

FIGURA # 26-27

Reología: Tiempo Vs. Perdida por Filtrado

REOLOGIA: 0,5 % FL - 19

0

0,01

0,02

0,03

0,04

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1% CD - 31

K ' (

lb.s

eg.^

n / f

t^2)

Valores de k'

Fuente: BJ Services Elaborado por: Andrés Erazo

05

1015202530354045

0

FLU

ID L

OSS

(cc)

4.11. P

El program

los estudio

5

PROGRAM

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os previos d

Equipos

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10

E

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Fuente: DowElaborado p

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25 30

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CES azo

calificación

l pozo

0 35

n del jefe d

de pozo conn

105

4.11.1. PLANIFICACIÓN DEL TRABAJO

El programa de trabajo está planificado de la siguiente manera:

1. Antes de comenzar el trabajo se realizara una reunión de seguridad para indicar las

responsabilidades de cada persona que va ha intervenir en el trabajo.

2. Se realizara la prueba de las líneas de 2" que van desde los equipos de cementación

hasta el cabezal del pozo, donde se encuentra montada la cabeza de cementación, las

líneas se probaran con una presión de 5000 PSI durante cinco minutos chequeando que

no exista goteos en tas uniones de las tuberías.

3. El taladro de reacondicionamiento debe probar que exista circulación a superficie

esto se realiza bombeando agua por el tubing del pozo y revisando que exista retorno

por la línea del anular del pozo que debe estar alineada a los tanques de agua del taladro,

en caso de que no se produzca el retomo del fluido y se produzca la subida de presión en

la descarga de las bombas que están inyectando el agua al pozo se debe revisar si alguna

válvula se encuentra cerrada.

4. Fijar el retenedor de cemento y el stinger a la profundidad deseada, para esto el

taladro de reacondicionamiento ya debe haber bajado las herramientas hasta la

profundidad en la que se va ha realizar la cementación.

5. Realizar prueba de presión del tubing y del stinger y del retenedor de cemento para

esto el retenedor de cemento debe estar fijado y el stinger de estar fijado y cerrado para

106

presurizar y probar que no existan fugas en el tubing, a este se lo probara con 4000 PSI

de presión por 5 minutos para ver si baja o no.

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

que está cerrado.

4.11.2. LA PRUEBA DE INYECTIVIDAD

Verificado que no existe perdida de presión en el tubing y que las herramientas de fondo

están trabajando bien se procederá a realizar la prueba de inyectividad, para lo cual es

necesario presurizar a la formación inyectando 10 bls de agua por el tubing hasta e!

límite de presión permitido que seria, la presión de fractura de la formación que es 3500

psi. Para esto, se debe tener en cuenta, cuantos barriles de agua se han bombeado hasta

que se llego a esta presión, junto con este dato, se debe estar pendiente de cómo baja la

presión y en cuanto tiempo se llega a 100 psi o menos; luego, nuevamente se debe

presurizar a los 3500 psi contando los barriles de agua que se han bombeado en cada

presurización, esto se realiza unas cuatro o cinco veces hasta tener el tiempo promedio

en que bajo la presión y el volumen de agua que se inyecto en cada prueba con este dato

se tiene un volumen de agua inyectado y un tiempo promedio, esto nos indica cuantos

barriles de fluido está admitiendo la formación y en cuanto tiempo, lo que sería la rata

máxima de bombeo para realizar la cementación forzada.

El dato de la prueba de inyectividad es usado también para calcular cuántos barriles de

lechada se deben mezclar, claro está que en los datos del laboratorio también se tiene un

volumen de lechada pero esto puede cambiar dependiendo de los resultados de esta

107

prueba, ya que sería un gasto de recursos mezclar 40 bls de lechada cuando la

inyectividad de la formación es muy baja.

4.12. BOMBEO DE LA LECHADA

1. Terminada la operación de la prueba de inyectividad, se eleva el stinger 5 pies

hacia arriba, fijándole en ese nivel pero sin cerrarlo, para comenzar con el

trabajo.

2. El bombeo comienza inyectando 5 bls. de agua fresca como un colchón lavador

delante de la lechada.

3. Se mezcla y se bombea la lechada con una densidad de 15.8 ppg. (Libras /

galón).

4. Justo al terminar de bombear la mezcla se bombea 5 bls de agua fresca como

colchón para que el cemento no se mezcle con el agua salada, porque la sal hace

que el cemento fragüe más rápido.

5. Cuando de termina de bombear el agua fresca, se desplaza la lechada (24 bls.),

en este momento se bombea el volumen de agua de formación, calculado un

volumen de +/-51 bls. para que el cemento alcance a la sección donde se va a

ejecutar el squeeze (9624 y los 9770 pies).

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

108

7. Se forza el cemento dentro de la formación con una presión máxima de 3500

psi. Y un volumen de 25 bis de lechada. Esto se realiza bombeando agua de

formación hasta que la presión suba a 3500 psi, si con la rata de bombeo

mínima no se puede mantener la presión por debajo de los 3500 psi, se debe

parar hasta que baje la presión unos 500 PSI para reiniciar el forzamiento con

una rata muy baja.

8. La maniobra se ejecuta cuidando que la presión se mantenga. Los operadores e

ingenieros de cementación toman muy en cuenta el tiempo de bombeo que se

tuvo en el laboratorio, un descuido u omisión de el dato del laboratorio se corre

el riesgo de que el cemento atrape las herramientas y a la tubería en el fondo del

pozo.

9. Se levanta el stinger 5 pies y se comienza a reversar el cemento con un volumen

de igual a 1.5 veces la capacidad del tubing.

10. Se debe estar pendiente en la piscina del rig (torre de perforación) para observar

la lechada de cemento que viene por la línea de retorno del tubing. Conociendo

la rata de bombeo que se está usando, se puede calcular cuántos barriles de

cemento se ha reversado. Esta operación se realiza, hasta que se tenga agua

limpia saliendo en el retorno del tubing.

11. Se presuriza el pozo con +/- 1500 psi y se cierra de 8 a 12 horas, para que se

endurezca el cemento y se cañonee la formación o se corran registros.

109

12. Circulando y limpiando el tubing.

13. Sacando stinger con tubería de 3 ½¨.

14. Armando BHA moledor.

15. Esperando fraguado de cemento

16. moliendo el retenedor.

17. Circulando el pozo para limpiar cemento.

18. Desconectando kelly swivel y colgando en la torre.

19. Desarmar los equipos que están conectados como son la cabeza de cementación,

y tas líneas de 2" que se armaron con la unidad de bombeo.

4.13. RE-CAÑONEO

El objetivo del Squeeze o cementación remedial es sellar grietas o micro anillos que

fueron producto de fallas en la cementación primaria, que esta permitiendo el ingreso

del fluido agua a la zona productora M-1; por lo tanto, no es necesario realizar re-

cañoneos o perforaciones a la zona.

4.14 BHA DE LIMPIEZA Y EVALUACIÓN JET

Terminada la cementación remedial, con la bomba del rig (torre de perforación), se

recircula el pozo para limpiar los cortes de cemento y otras impurezas del fondo, luego

se baja la completación de evaluación llamada BHA (bottom hole assambly).

110

Posteriormente se conecta líneas de la unidad de bombeo para ejecutar la limpieza total

del pozo, para ello se desplaza la bomba jet 9 A de geometría 2.81” para que se asiente

en la camisa de la completación de evaluación.

El fluido motriz que es agua de formación, dará inicio a la limpieza del pozo.

Posteriormente, va apareciendo el fluido de la formación y la columna hidráulica del

casing va alivianando por el aporte de petróleo de la formación. En la siguiente página

un resumen tabulado de las operaciones de limpieza y evaluación.

111

TABLA # 9

Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino 3

Fuente: Ecuapet Elaborado por: Andrés Erazo

COMPAÑIA

POZO 3 CAMPO Tiguino

BOMBA Jet 9 A Oil Well

OPERACIONES DE EVALUACION

HORA PRESIÓN INYEC. INYEC. BS&W TOTAL LECTURA TOTAL PROD. PROD. BS&W

Hr/ Min. INYEC. POR HORA POR DIA INYEC INYECT. TK-CONTADOR RECUPER HORA POR DIA RETORNO

Psi bls bls % bls Pies bls bls bls %

19:00 Desplazando bomba jet 9A a camiza 2,81 y estabilizando unidad de bombeo 21:00 3500 78 1872 100 78 1,80 28 28 672 100

22:00 3500 78 1872 100 156 3,90 86 58 1392 100

23:00 3500 78 1872 100 234 6,20 144 58 1391 100

0:00 3500 78 1872 100 312 8,40 204 60 1440 100

1:00 3500 78 1872 100 390 10,50 262 58 1392 100

2:00 3500 78 1872 100 468 12,60 320 58 1392 100

3:00 3500 78 1872 100 546 14,80 378 58 1392 100

4:00 3500 78 1872 100 624 17,00 436 58 1392 98

5:00 3500 78 1872 100 702 evacuando 494 58 1392 98

6:00 3500 78 1872 100 780 tanque 552 58 1392 98

7:00 3500 78 1872 100 858 bota 610 58 1392 98

8:00 3500 78 1872 100 936 7,70 668 58 1392 98

9:00 3500 78 1872 100 1014 9,10 707 39 936 85

10:00 3500 78 1872 100 1092 10,40 743 36 864 85

11:00 3500 78 1872 100 1170 11,70 779 36 864 85

12:00 3500 78 1872 100 1248 13,10 818 39 936 85

13:00 3500 78 1872 100 1326 14,30 851 33 792 85

14:00 3500 78 1872 100 1404 evacuando 891 40 960 85

15:00 3500 78 1872 100 1482 tanque 924 33 792 85

112

Continuación….

Datos de pruebas de evaluación del pozo: Tiguino 3

19:00

20:00 WL baja elementos de presion hasta las 21:00 hrs.

21:00

22:00 Desplazando bomba jet 9A a camiza 2,81 y estabilizando unidad de bombeo

23:00 3500 78 1872 100 78 9,20 __ __

0:00 3500 78 1872 100 156 10,80 44 44 1056 80

1:00 3500 78 1872 100 234 12,20 82 38 912 77

2:00 3500 78 1872 100 312 13,60 120 38 912 75

3:00 3500 78 1872 100 390 15,10 161 41 984 60

4:00 3500 78 1872 100 468 16,60 202 41 984 60

5:00 3500 78 1872 100 546 evacuando 243 41 984 60

6:00 3500 78 1872 100 624 tanque 284 41 984 60

7:00 Se para bombeo para buil up por 14 hrs. bota 324 40 960 60

Fuente: Ecuapet

Elaborado por: Andrés Erazo

De la evaluación del pozo con bombeo hidráulico tipo jet, se puede observar que la zona

productora quedo aislada de otras zonas productoras de agua. El BSW de la formación

de 60% se estabilizo, y también comparado la salinidad de la formación con los de las

muestras se nota que se igualaron, por lo que, se decide dar por terminado las

operaciones. Los resultados son positivos.

113

4.15. COSTO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN REMEDIAL

Costo promedio del rig (torre de perforación), para una operación de 5 días:

US $. 25440.00.

4.15.1. COSTO DE LOS MATERIALES

TABLA # 10

MATERIAL UNIDAD CANT. VENTA

US$

VENTA

US$

CEMENTO "G" Sks 100 14,99 1.499,00

CD-32 Lbs 94 10,47 984,18

BA-10 Lbs 66 7,21 475,86

FL-52 Lbs 19 10,31 195,89

FP-6L Lbs 8 41,88 335,04

RETENEDOR 7" 1 2.150,04 2.150,04

TOTAL US$ 5.640,01

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Andrés Erazo

114

4.15.3. COSTO DEL SERVICIO Y MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN

REMEDIAL (SQUEEZE)

TABLA # 11

Fuente: BJ Services

Elaborado por: Andrés Erazo

4.15.4. COSTO DE LA EVALUACIÓN

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

4.15.5. COSTO TOTAL…………………………………… us $ 41.458,01

SERVICIO CANT. COSTO DEL

SERVICIO

COSTO DE LOS

MATERIALES

COSTO TOTAL

US$ US$ US$

SQZ

1 5.545 5.640,01 11.428

CAPÍTULO V

115

CAPÍTULO V

5.1. CONCLUSIONES

De la evaluación del pozo con bombeo hidráulico tipo jet, se puede observar

que la zona productora quedo aislada de otras zonas productoras de agua. El

BSW de la formación de 60% se estabilizó, y también comparado la salinidad de

la formación con los de las muestras se nota que se igualaron, por lo que, se

decide dar por terminado las operaciones. Los resultados son positivos.

La elección de la técnica de colocación de la lechada, también depende de la

condiciones del pozo. Cuando existe una comunicación entre zonas, como es el

caso que se explica en el presente trabajo, es deseable usar un retenedor de

cemento, si es posible.

Los volúmenes de lechada dependen del tipo de forzamiento (alta vs. baja

presión) y la longitud del intervalo. Es también muy importante monitorear de

cerca la presión de superficie cuando se esta efectuando una cementación

forzada de baja presión.

El efecto U-tubing debe ser controlado especialmente cuando se forza con

empacadores. Esto es para asegurarse que la lechada es inyectada dentro de las

perforaciones y no arriba del empacador. La lechada de cemento por arriba de la

herramienta podría atraparla y atorarse en el agujero.

116

Las herramientas de aislamiento son usados dependiendo del tipo de trabajo y

un manifold de forzamiento se usa en la superficie para tener centralizado el

control del trabajo.

La evaluación de un trabajo de Squeeze (cementación remedial) se logro

conseguir con las siguientes técnicas que se mencionan a continuación:

o Obtener la presión final de Forzamiento.

o Obtener una prueba de presión positiva después del tiempo de fraguado.

o Prueba de Influjo creando una presión diferencial negativa por succión

del pozo o desplazando por un fluido más ligero.

o CBL o registros de temperatura.

Una operación de Squeeze exitoso, dependiendo de la condiciones del pozo,

implica el correcto diseño de la lechada de cemento. Algunas propiedades

criticas de la lechada incluyen: control de filtrado, baja viscosidad, baja agua

libre, tiempo bombeable controlado y densidad de la lechada.

El CBL en la práctica c un pobre cemento aumentara la amplitud y un cemento

bueno la disminuirá. Tomando en cuenta el tamaño de la tubería, peso, espesor,

resistencia del cemente a la compresibilidad la interpretación cualitativa y

cuantitativa del registro en la determinación de la presencia de cemento en el

espacio anular.

117

Para tener una buena imagen del tren de ondas completo proveniente de la

formación en secciones cementadas y con buena adherencia a la tubería,

requisito básico es que las señales provenientes de la formación deban ser mas

fuertes que las provenientes del revestidor. La interpretación del VDL puede

dividirse en dos casos como ejemplo.

o Mala adherencia del cemento a la tubería

o Mala adherencia del cemento a la formación

118

5.2. RECOMENDACIONES.

Se recomienda disponer del dato de la salinidad del pozo para referencia del

lavado del pozo y la limpieza del agua de matado del pozo. La limpieza del pozo

tiene dos valores referenciales que son: Un BSW estabilizado y los datos de

salinidad equilibrados o igualadas.

Si en el laboratorio se adquiere una buena reología de la lechada de cemento

entonces se obtiene un buen sello que bloqueará las zonas que aportan agua,

reduciendo así considerablemente el índice de producción de agua del pozo

(BSW).

Un buen diseño de la lechada de cemento y una eficiente operación, también

redundará otros beneficios colaterales como: disminución de la corrosión de los

BHA (bottom hole assambly), de producción, la optimización del equipo de

levantamiento artificial y menores costos del tratamiento químico del fluido en

superficie.

Los productos químicos que se utilicen y los sobrantes de los mismos deberán

ser sometidos a un almacenamiento adecuado y en su lugar a su destrucción total

119

BIBLIOGRAFÍA

• BJ Service - Curso, Fundamentos de Cementación, , 1997

• BJ SERVICES.- Manual de Cementación.- 1998

• BAKER OIL TOOLS.- Sales Manual,1987

• BJ SERVICES.- Manual de Cementación.- 1998

• BJ Services – Manual de entrenamiento para Operadores, 1998

• Centrilift- Hugues, Field service Manual

• Departamento de Ingeniería de Petróleos de Lago Central de la Filial

Petroproducción de Petroecuador.

• Dowell-Schlumberger- Manual de Equipos y herramientas, 1996

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

• Schlumberger. Dowell .-Nelson Well Cementing Manual. 1999

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

120

GLOSARIO

GLOSARIO DE TÉRMINOS (15)

VELOCIDAD DE CORTE (Shear Rate).- Representa el gradiente de velocidad

(medida de la velocidad relativa entre las dos plaquetas). Esta expresada en segundos

recíprocos (seg-1). Normalmente la Velocidad de corte en la pared (para los fluidos

newtonianos) esta dada por eso es tan fácil de calcular y aplicarla. Sin embargo se debe

recordar que la verdadera velocidad de corte se puede bajo estimar por arriba de un 20%

usando la velocidad de corte de un fluido newtoniano.

VISCOSIDAD APARENTE.- Es la relación entre el esfuerzo de corte y la velocidad

de corte de el fluido, una propiedad que nos da la fuerza necesaria para mover el fluido

determinado. Es una medida de la resistencia interna que ofrece el fluido al flujo debido

a sus fuerzas interna (friccional y electrostática).

Para los fluidos newtonianos donde la relación entre el esfuerzo y velocidad de corte es

constante, la viscosidad es absoluta. Para los fluidos no Newtonianos el esfuerzo y la

velocidad de corte no es constante y la viscosidad es llamada viscosidad aparente y es

valida solo para la velocidad de corte medida.

LA VISCOSIDAD PLATICA es la pendiente de la porción de línea recta del

esfuerzo de corte y la velocidad de corte observada con los fluidos plásticos de Binghan

y es constante”.

121

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

cemento que se usa en las instalaciones petroleras es el corriente, tipo Pórtland y se

calcula por sacos de 94 lbs., cada uno, medida que se usa también para las cantidades a

granel.

LECHADA.- Mezcla de cementos que se bombea en el pozo y que al endurecerse o

fraguarse se proporciona sustentación a la tubería de revestimiento.

REVESTIMIENTO.- Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de

perforación, tubería de acero que se atornilla por piezas, (tiene un diámetro inferior al

del pozo) y sirve para evitar el desplome de las paredes, permitiendo una buena marcha

en la perforación de un pozo. Cuando se requiere anclar firmemente el tubo de

revestimiento en la roca o cuando se pretende evacuar gases a aguas se procede a

cementar el entubado, inyectando una determinada cantidad de lechada de cemento.

SARTA.- Serie de tubos que se unen para formar la sarta de perforación. Puede ser de

revestimiento o de producción.

ESFUERZO DE CORTE (Shear Stress).- Representa la fuerza por unidad de área

(presión de bombeo o caída de la presión en el flujo) la cual causa que el fluido fluya a

una velocidad V1, cuando la V2=0. El esfuerzo de corte es uniforme a través del fluido

y pueden ser expresados como libras fuerza por pies cuadrados.

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

ANEXOS

122

ANEXOS

GUÍA DE CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS

GENERALIDADES La cementación de pozos es un antiguo procedimiento que comenzó a utilizarse cuando el destino de los mismos era la producción de agua. En un principio se utilizaron materiales como breas, asfaltos y otros productos

Luego cuando se empezó a perforar pozos de petróleo y gas se busco mejores materiales ya que ahora las profundidades, presiones y temperaturas a controlar eran más grandes que los de un pozo de agua. Se utilizó el cemento Pórtland como material estándar para el procedimiento de cementación, ya que éste es de bajo costo, es de fácil adquisición, es resistente e impermeable después del fraguado, además sus propiedades pueden ser modificadas para que resulten operaciones más eficientes. Al principio el material cementante era colocado por lo perforadores con métodos simples y de eficacia dudosa, los resultantes poco satisfactorios fueron determinantes de que la operación de colocar el cemento se convirtiera en una función especializada, desarrollándose los modernos equipos y técnicas que se emplean actualmente.

La cementacion de un pozo petrolero consiste en desplazar una lechada de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento, y por el espacio anular en sentido ascendente de tal manera que la tubería de revestimiento queda unida a la formación.

Esta tecnología se ha practicado donde quiera que se perforaban los pozos petroleros. La cementacion es una operación compleja, que requiere de equipos especializados así como de personal altamente calificado. La vida útil del pozo depende fundamentalmente de la operación de cementacion y de su eficiencia y control.

Al atravesar las formaciones en la perforación del pozo es posiblemente que encontremos zonas permeables que contengan petróleo, agua y gas, por lo que se hace necesario separar estas formaciones entre si, a fin de evitar que el gas o los fluidos no deseados se desplacen hacia en pozo en forma ascendente y descendente, lo cual se logra bombeando una lechada de cemento en el espacio entre el hueco del pozo y la tubería de revestimiento. Una vez fraguado el cemento se convierte en una barrera contra el desplazamiento de los fluido que se encuentran formando parte de las formaciones.

123

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

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

• Prevenir que la tubería de revestimiento colapse en secciones críticas • Separa las diferentes zonas por detrás de la tubería de revestimiento y por lo

tanto previene el movimiento de fluidos entre las formaciones permeables • Sella horizontes problemas en las formaciones lo cual evita pérdida de

circulación en esas zonas • A través de un fraguado rápido el cemento impide posibles reventones en el

pozo. • Protege la tubería de revestimiento contra el agua de formación corrosiva y

electrolitica • Protege las zonas productoras de petróleo • Protege otros estratos de la formación tales como los de agua dulce, carbón, etc. • Ayuda a prevenir los reventones originados en zonas gasiferas de alta presión

situadas detrás de la tubería de revestimiento. • Forma un sello contra la contaminación del agua dulce que puede ser utilizada

por la gente. Para lograr estos propósitos el anillo de cemento debe poseer las siguientes características:

8. No debe ser quebradizo; ya que debe evitar la comunicación entre fluidos. 9. El anillo de cemento debe ser impermeable 10. El anillo de cemento debe tener plasticidad 11. Resistencia mecánica a la compresión 12. Resistencia química 13. Bajo filtrado 14. El cemento debe adherirse a las paredes

DISPOSITIVOS, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE CEMENTACIÓN

El proceso de cementación incluye los siguientes dispositivos, herramientas y equipos:

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

124

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

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

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

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

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

e. Dispositivos para las tuberías: Entre estos tenemos

• Centralizadores: Su función es centrar el casing en el pozo a fin de obtener un anillo de cemento de espesor uniforme y deben tener suficiente resistencia y superficie de rozamiento. Permite presiones hidrostáticas uniformes en el anular alrededor de la tubería, tienden a evitar que el casing se acune y por lo tanto permanezca colgado y mejora la circulación y evita la canalización de la lechada de cemento.

• Rascadores: Son elementos de limpieza, su propósito es eliminar restos de material extraños adheridos a las paredes del pozo, con esta limpieza se pretende conseguir una buena adherencia del cemento con las paredes de la formación.

125

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

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

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

El mezclador es del tipo jet el cual induce un vacío parcial en la garganta (venturi)

que arrastra el cemento, un chorro a turbulencia proporciona un mezclado

completo. El transporte de cemento se lo realiza en silos verticales los cuales van

montados sobre un camión y el almacenamiento se lo hace en la plata de cemento.

Los procedimientos de perforación utilizados en las actividades operacionales pueden dividirse en dos:

Cementacion primaria la cual se aplica a los problemas de pérdida de circulación durante la perforación y a cementar la tubería de revestimiento después de haber localizado las formaciones productoras. A esta se le considera como la operación básica que se realiza inmediatamente después de introducir la tubería en el pozo.

Cementacion secundaria o correctiva es todo trabajo de reparación o reacondicionamiento que requiera el empleo de cementacion primaria, se incluyen en esta todos los trabajos de cementacion forzada y otras medidas correctivas empleadas para detener el flujo de agua hacia el interior del pozo, para controlar la relación gas-petróleo, o para solucionar problemas que pueden presentarse en el pozo.

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

126

f. Superficiales g. Intermedias h. Aislamiento i. Producción j. Liner

f. Cementaciones Superficiales: Son cementaciones que no exceden los 3000 pies de

profundidad, este tipo de cementación se usa para: • Proteger las arenas acuíferas de agua dulce • Proteger de la contaminación de aguas saladas • Sellar secciones de pozos que con problemáticas (como cavidades) • Proporcionar soporte a la cabeza de pozo La tubería de revestimiento superficial es generalmente cementada hasta la superficie, se emplea normalmente dos lechadas diferentes por razones tecnicas y económicas: cola y relleno.

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

h. Cementaciones de Aislamiento: O también llamada cementación de etapas

múltiples, la cual consiste en cementar una tubería de revestimiento de gran longitud en dos o más etapas. Hace posible la colocación del cemento en el anular, entre la tubería de revestimiento y el pozo en intervalos preestablecidos sin necesidad de llenar con cemento totalmente el espacio anular. Esta técnica permite solucionar problemas como: • Pérdida de circulación • Disminución de la presión hidrostática de la columna de fluido en el espacio

anular • Realizar operaciones más económicas. Esta técnica ayuda además a cementar pozos con dos o más zonas productivas muy separadas entre sí.

i. Cementación de Producción: Esta técnica se utiliza para prevenir flujo entre zonas

mientras se produce o se inyecta la zona productora. Se prefiere para esta operación cemento de alta resistencia a compresión, una lechada de un buen control de filtrado, con aditivos en concentraciones adecuadas y tiempo de bombeabilidad de 3.5 a 5 horas.

j. Cementación de Liner: Los liners son una solución económica para prologar la

tubería de un pozo abierto donde ya esta instalado la tubería de revestimiento hasta una determinada profundidad. Los liners son usados principalmente para

127

proporcionar aislamiento y funciones de soporte cuando la tubería de revestimiento ha sido asentada por encima del intervalo de producción.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

128

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

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

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

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

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

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

CEMENTACION SECUNDARIA.

La cementación secundaria se utiliza cuando el proceso de cementación primaria no resulto exitoso, debido a que el volumen de cemento fue calculado erróneamente, el cemento ha sido contaminado con fluidos de perforación o hay una perdida de cemento dentro de la formación. La cementación secundaria puede ser clasificada en los siguiente tipos:

a. Cementación Forzada o squeeze b. Tapones de Cemento c. Re-cementación

c. Cementación Forzada o Squeeze: Es la operación en la cual la lechada de cemento

se inyecta forzada a baja o alta presión ya sea a un espacio vacío, a perforaciones, fracturas, canales, rotura del casing, etc.

129

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

Los packers se emplean para corregir problemas tales como:

- Alto GOR - Altos volúmenes de agua - Reparación de filtraciones de la tubería de revestimiento - Aislamiento de las zonas productoras antes de empezar los disparos para

la producción - Cementación correctiva en la aparición de canales o de una cantidad

insuficiente de cemento en la cementación primaria. - Aislar mediante sellamiento una formación de baja presión - Abandono de zonas productora agotadas para impedir la migración de

fluidos y la contaminación de otras zonas del pozo.

La cementación a presión su usa para los siguientes objetivos: • Control de la relación gas-petróleo, asilando la zona productora de liquido de la

zona adyacente de gas. • Para reparar pérdidas en el casing, el cemento puede ser introducido a través de

los agujeros producidos por la corrosión. • Para sellar pérdidas de circulación • Para corregir defectos de la cementación primaria, tales como problemas de

canalización o llenado insuficiente. • Para prevenir la migración de fluido a partir de zonas a abandonadas. Se emplea

para sellar perforaciones no necesarias o tapar zonas productivas.

Existen dos tipos de cementación forzada: de Alta Presión y de Baja Presión. • Cementación de Alta Presión: Involucra la rotura de la formación y el bombeo

de la lechada o el filtrado del cemento en la formación, hasta alcanzar en superficie un valor determinado de presión que debe ser mantenida sin retorno.

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

d. Tapones de Cemento: Se llama Tapones de Cemento a las operaciones en las cuales

se colocan en el pozo cierto volumen de lechada para cubrir una determinada longitud, ya sea en pozo abierto o cerrado, hay cuatro aplicaciones básicas y estas son:

130

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

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

• Se llama tapones de abandono cuando la lechada se coloca en forma tal de prevenir la migración de fluidos entre diversas zonas de un pozo que es abandonado. El número y la longitud de los tapones dependen del pozo en sí, y de las reglamentaciones que existan la respecto.

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

e. Re-cementación: Se usa para solucionar problemas de llenado, cuando un

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

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

MATERIALES PARA LA CEMENTACIÓN

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

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

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

Los compuestos básicos son los siguientes:

- Silicato tricalcico - Silicato dicalcico - Aluminato tricalcico - Aluminoferrita tetracalcica

131

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

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

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

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

TIPOS DE CEMENTOS

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

Los cementos se clasifican de acuerdo a institutos que estudian y dictan especificaciones para la fabricación de los cementos Pórtland. Estos grupos incluyen: • ACI American Concrete Institute • AASHO American Society for Testing materials • API American petroleum Institute • ASTM American Standar Testing Materials De estos grupos el mejor conocido dentro de la industria petrolera en es ASTM el cual se encarga de los cementos para la construcción y el API se encarga de dictar las normas y especificaciones de los cementos utilizados solamente en pozos petrolíferos y gasíferos. El ASTM provee especificaciones para cinco tipos de cemento Pórtland: • Tipos: I, II, III, IV y v Estos cementos están sujetos a diferentes rangos de presión y temperatura y difieren de

los cementos que se elaboran para usarse en condiciones atmosféricas.

El API provee las especificaciones que cubren 9 clases de cementos para pozos petroleros y se designan como clases: A, B, C, D, E, F, G, H, y J. Las clases A y B

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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Estas especificaciones incluyen: • Análisis químicos • Análisis físicos • Contenido de agua • Resistencia a la compresión • Tiempo de bombeabilidad

PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS

Se han realizando importantes adelantos en cuanto a la prueba de los cementos y aditivos empleados en la cementación, el equipo probador de lata presión como el probador Stanolind de tiempo de espesamiento permite probar los cementos en base a presiones y temperatura simuladas que se encuentran en las operaciones reales y proporcionan un registro preciso del tiempo que la lechada de cemento permanecerá fluida al bombearla.

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

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

La curva móvil de la temperatura del fondo del pozo obtenida de mediciones reales efectuadas mientras se hacia circular fluidos en los pozos, siendo esta la temperatura que debe alcanzar la lechada de cemento para la cementación a profundidades determinadas. La diferencia vertical entre esta curva y la curva estática de temperatura del fondo del pozo representa la cantidad de enfriamiento que experimenta un pozo mientras se hace circular fluido

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

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

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CLASIFICACIÓN DE LOS ADITIVOS DEL CEMENTO En la industria petrolera existen más de 40 aditivos que se utilizan con el cemento API para conseguir características óptimas de una lechada de cemento para cualquier condición de pozo. En general los aditivos se clasifican en: a. Aceleradores b. Retardadores c. Para bajar la densidad d. Para aumentar la densidad e. Dispersantes o reductores de fricción f. Para controlar perdidas de circulación g. Para controlar la perdida de filtrado h. Materiales especiales a. Aceleradores: Estos aditivos son usados cuando se requiere un tiempo de

bombeabilidad demasiado corto, el objetivo de acelerar el tiempo de fragüe de una lechada es incrementar una resistencia a la compresión en el menor tiempo posible evitándose de esta forma que las operaciones posteriores en el taladro, queden suspendidas por un periodo prolongado. Los aceleradores son usados en operaciones de Cementación superficial y también como tapones de cemento. El acelerante más comúnmente usado es el Cloruro de calcio (CaCl2) y se añade en concentraciones del 1% al 2% por peso de cemento.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Los aditivos reductores de densidad son:

- Bentonita - Puzolanas - Perlitas - Hidrocarburos

Bentonita de cemento.- La bentonita ha sido empleada como aditivo del cemento durante muchos años, para carear lechada de menos densidad y para reducir la separación del agua.

La cantidad de bentonita varía entre el 1% y el 25 % dependiendo del tipo de trabajo. La bentonita es una arcilla coloidal que requiere grandes volúmenes de agua. Al usarse con el cemento el agua adicional es el principal factor que determina la reducción de la densidad de la lechada.

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Altos porcentajes de bentonita en el cemento causara una disminución de la resistencia a la compresión y al tiempo de espesamiento, tanto del cemento Pórtland como los demás cementos retardados.

Los grandes volúmenes de agua requeridos para gelificar el cemento, disminuye la resistencia al ataque de los sulfatos y eleva la permeabilidad del cemento.

Cementos modificados.- Se aplica este término a las lechadas de cemento Pórtland común Tipo I y de altos porcentajes de bentonita (entre 5 y 25 %) con una proporción entre 0.5 y 1.5% de lignosulfatos de calcio

Estas lechadas poseen propiedades similares a las de cementos gelificados, excepto por el uso del lignosulfato de calcio que actúa como agente retardador y dispersante, con lo cual la lechada se vuelve mas fácil de bombear en condiciones altas de temperatura del pozo.

Punzolanas en el cemento. Son materiales silicios que por si mismos nos poseen propiedades cementadoras, pero una vez subdivididas en partículas mas finas químicamente en presencia de agua con cal a temperaturas ordinarias para formar compuestos que tiene tales propiedades. Se usan con cemento Pórtland reaccionan con la cal liberadas del cemento y se vuelven cementadoras.

En años recientes se han empleado las puzolanas en las cementaciones de pozos petroleros con el fin de crear una lechada mas liviana, mejorar la manejabilidad del cemento, conseguir mejores cualidades para el hueco, reducir los costos de cementación e incrementar la resistencia del cemento a los tanques del sulfato o de aguas saladas.

La resistencia inicial de estos materiales es menor que la del cemento Pórtland normal y es similar a las de los cementos gelificadores pero con tiempo puede desarrollar una resistencia final cercana e incluso superior a del cemento Pórtland.

Se recomienda empleo de estos materiales con cementos comercialmente retardados para su uso en pozos profundos.

Perlita expandida en el cemento.- La perlita es un material volcánico que es extraído, tamizado y expandido técnicamente para formar un producto celular de peso extremadamente bajo, se la crea para crear un aditivo de peso liviano para el cemento y se emplea con el cemento Pórtland o con cementos retardados, con un porcentaje de bentonita, 2-6 % para evitar que la perlita sea segregada de la lechada de cemento. Además de reducir el peso de las lechadas, aumenta el volumen de estas y actúa como material formador de puentes para las formaciones porosas o fracturadas que se encuentran durante la cementación.

Hidrocarburos en el cemento.- Se ha utilizado hidrocarburos en medida limitada con el cemento Pórtland, para reducir el peso de la lechada más allá del rango normal de los cementos de bentonita o perlita. El hidrocarburo es emulsionado

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con agua y un agente emulsificador antes de mezclarlo con el cemento. Se pueden obtener lechadas con pesos de 11 lbs/gal.

Este tipo de lechadas poseen un ángulo de reposo mayor que el de los cementos gelificados y son empleados en unos pocos casos en trabajos de perdida de circulación en los cuales no se puede utilizar lechadas de peso normal.

Las desventajas de los cementos con hidrocarburos es su baja resistencia a la compresión y el equipo extra que se requiere para emulsionar el fluido antes de la mezcla. El valor del kerosén o Diesel incrementan los costos de la cementación.

d. Aditivos para aumentar la densidad: Este tipo de aditivos son usados para • Incrementar la densidad. • Mejorar el desplazamiento del lodo

Cuando se desea incrementar la densidad de la lechada en pozos profundos el sulfato de bario de una densidad específica de 4.2 puede incrementar la densidad de la lechada hasta 18 y 19 lbs/gal. Otros materiales como el ferrofósforo también puede agregarse par aumentar la densidad de lechada algo mas que con el sulfato de bario.

e. Aditivos dispersantes o reductores de fricción: Este tipo de lechadas son usadas

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

f. Aditivos para controlar la perdida por circulación: Este tipo de aditivos son usados

para: • Evitar pérdidas de fluidos por filtración • Minimizar los posibles problemas a causa de zonas con filtración.

Se utilizan varios materiales como se indican a continuación:

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

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

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

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

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

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

CEMENTOS ESPECIALES

- Cementos de resina - Cementos de aceite y diesel - Cemento de yeso

Resinas en el cemento.- Las resinas pueden utilizarse en los cementos iniciales altos y en el cemento Pórtland de una manera eficaz para mejorar la cementación entre la formación, y para aislar gas o agua del fondo del pozo cuando hayan fallado otros tipos de lechada de cementación

Este tipo de material se recomienda principalmente para la cementación forzada y en amplios rangos de temperaturas.

La resina en el cemento produce lechadas que son manejadas del mismo modo que el cemento puro. En algunos casos se requieren pequeños volúmenes, las lechadas se colocan en el pozo mediante una cuchara vertedero. Al mezclar las resinas se emplean para rematar una operación de cementación cuando se ha encontrado problemas con el agua del fondo del pozo.

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Sometidas a presión las lechadas de cemento con resinas se fijan en las paredes del pozo y forman una costra del filtrado que reduce la penetración del fluido de la lechada.

La desventaja es el costo de la resina que hace prohibitivo su uso en grandes cantidades, a pesar de que es uno de los materiales más eficaces para sellar tubería en los domos salinos, en el almacenamiento de LPG, etc.

Cementos con diesel oil.- Este tipo de cemento se emplea para impedir el paso de aguas de formación indeseables, esta compuesto por una mezcla de cemento Pórtland, un agente superficiario activo y diesel oil, en la cual el cemento no se hidrata.

Se utilizado de la misma manera que las lechadas convencionales al agua, pero tiene una ventaja de que fragua ni se endurece hasta que entra en contacto con el agua.

Esta característica proporciona un ilimitado tiempo de bombeo para la realización de pruebas, siendo necesario volúmenes de lechada relativamente pequeños. El agente superficiario de este cemento reduce la cantidad de diesel oil requerida para obtener una lechada de viscosidad dada.

Estas lechadas se mezclas aproximadamente a 15 lbs/gal, y cuando se las introduce a presión produce un material de elevada resistencia a la compresión. El agua empieza a penetrar en la lechada tan pronto como se efectúa el contacto y continúa penetrando en ella hasta que el cemento haya fraguado. El tiempo de espera depende del cemento Pórtland y de la temperatura del pozo.

Cementos de yeso.- Estos cementos son de elevadas resistencias iniciales y tiempos de fraguado controlados, son diseñados de modo especifico para pozos de petróleo y de gas, se los utiliza principalmente para taponamientos temporales y cuando de desea una resistencia elevada en cuestión de horas. Por su tiempo breve de fraguado se introduce en los pozos mediante una cucharada de cementación.

CONSIDERACIONES SOBRE LA LECHADA DE CEMENTO Las profundidades de terminación, la temperatura, presión, condiciones del pozo y los

problemas durante la perforación deben considerarse al diseñar la composición de una

lechada de cemento.

Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los siguientes: a. Profundidad del pozo b. Temperatura y presión del pozo c. Presión hidrostática de la columna de lodo d. Viscosidad y contenido de agua de la lechada

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e. Tiempo de bombeabilidad y espesamiento f. Resistencia requerida del cemento para soportar la tubería de revestimiento g. Calidad del agua de mezclado disponible h. Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido i. Densidad de la lechada j. Permeabilidad del cemento fraguado k. Calor de hidratación l. Control de filtración m. Resistencia al ataque de las sales del fondo del pozo. a. Influencia de la presión y la temperatura del pozo: La presión y la temperatura

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

b. Presión hidrostática de la columna de lodo: La presión impuesta a la lechada, por

el peso hidrostático de los fluidos del pozo, también reducen el tiempo de bombeabilidad.

c. Viscosidad y contenido de agua de las lechadas de cemento: En las cementaciones

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

d. Tiempo de Bombeabilidad: El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo

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

e. Resistencia del cemento para soportar la tubería de revestimiento: El cemento

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

f. Calidad del Agua de mezclado: Idealmente al agua para mezclar el cemento debe

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

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

h. Densidad de la Lechada: La densidad de la lechada debe ser lo suficientemente

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

i. Pérdidas de Circulación: al seleccionar los materiales para controlar pérdidas de

circulación deben tenerse en cuenta dos factores: • Los materiales a bombearse deben deber ser manipulables por el equipo de

bombeo. • Las aberturas deben ser suficientemente pequeñas para permitir que tal

material taponará y sellará. j. Permeabilidad: La permeabilidad decrece con el tiempo y la temperatura, el

cemento fraguado tiene baja permeabilidad inclusive mas baja que la que poseen la mayoría de las formaciones

k. Calor de Hidratación: cuando se mezcla cemento con agua ocurre una reacción

exotérmica con una considerable liberación de calor, mientras mayor es la masa de cemento, mayor será la evolución de calor.

l. Control de Filtración: la pérdida de filtrado a través de u medio permeable puede

causar un aumento e la viscosidad de la lechada y la rápida formación de un revoque restringiendo el flujo. Los factores que influyen en la perdida por filtrado de la lechadas son el tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad.

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

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

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PLAN DE CEMENTACIÓN

Planificación previa: Debido a que muchos factores influyen en el éxito de una operación de cementación primaria, se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones para planificar el trabajo: 1. Borde del pozo:

• Diámetro • Profundidad • Temperatura • Desviación • Propiedades de la formación

2. Fluido de perforación

• Tipo • Propiedades • Densidad • Compatibilidad con el cemento

3. Tubería de revestimiento

• Tipo de roscas • Profundidad de fijación de los equipos de flotación • Centralizadores • Rascadores • Dispositivos de etapas

4. Operaciones del equipo de perforación

• Tiempo y velocidad de movimiento de la tubería • Tiempo de circulación antes de la cimentación

5. Composición de la lechada

• Tipo • Volumen • Densidad • Propiedades • Ensayos previos con el agua de mezcla del pozo

6. Unidad de bombeo y mezclado

• Tipo de mezclador • Cabezas de cementación • Tapones • Espaciadotes • Movimiento del casing durante la cementación • Canales de desplazamiento • Velocidad de mezclado

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7. Personal

• Responsabilidad de las partes involucradas.

REGISTROS DE CONTROL DE CEMENTACIÓN

Estos registros aparecen en conjunto como TT, GR, CBL, CCL y VDL, el CET es independiente. Todos los registros sirven para detectar las condiciones del cemento en las paredes de la tubería y del pozo, tanto en una cementacion primaria, como después de cualquier otra cementacion posterior durante los trabajos de reacondicionamiento cuando en el hueco se ha corrido tubería de revestimiento y es necesario hacer una cementacion forzada (squeeze). Los registros básicos de cementación son el CBL y VDL, el CET solo es solicitado ocasionalmente y pueden correrse en hueco abierto. Siempre van acompañados de un detector de collares, CCL y el Gamma Ray, GR, con el propósito de que la herramienta pueda ubicarse a la profundidad correcta.

Gamma Ray.- El registro de rayos gamma mide la variación de radioactividad natural de las formaciones. El registro depende de la actividad combinada de uranio, torio y potasio en cada formación. En formaciones sedimentarias refleja el contenido de lutitas en la formación, lo mismo que en las arcillas. Puede ser corrido en pozos entubados, lo que hace útil en las operaciones de completacion y reacondicionamiento de pozos.

Este registro es útil para delinear capas de lutitas y para determinar la proporción de arcillas de una roca yacimiento. Es usado también para detectar y evaluar minerales radiactivos. Debido a su capacidad de penetración a través del acero es frecuentemente corrido en huecos con tubería de revestimiento, junto con registro CCL (casing collar locator) para prepósitos de correlación y exacto posicionamiento de los cañones para punzar las zonas de interés.

Tiempo de Tránsito.- Este registro es utilizado como un controlador de calidad y es el tiempo que se emplea para detectar el primer arribo al receptor a través de una barrera flotante que es el umbral de nivel de detección. Si la herramienta esta centralizada en el pozo en tubería libre el TT debería proporcionar valores precisos. Debido a que el TT es constante siempre y cuando se tenga tubería de las mismas características en la zona a registrarse se obtendrá una línea constante., estos valores cambian por la descentralización de la herramienta y los collares. En la cementacion las variaciones del TT puede deberse a factores que incrementan o decrementan como los collares, salto de ciclo, descentralización de las herramientas.

Registro de Collares (Casing collar locator).- Es un registro localizador de collares de la tubería de revestimiento. Las herramientas de control de cementacion es corrida en conjunto con registros de correlación como Neutron y Gamma Ray. Los dos últimos servirán para correlacionar los registros de cementacion con respecto a los registros ahueco abierto y con el CCL se puede correlacionar posteriormente nuevos registros de cementacion o en operaciones de cañoneo.

Registro de adherencia de cemento (Cement Bond Log) CBL.- El CBL indica la buena a mala adherencia del cemento a la tubería, para lo cual se basa en la medición de la

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atenuación que sufre la onda sónica, al incidir en la tubería, lo cual se manifiesta por la amplitud que registra la curva y que viene dado en milivoltios.

En la práctica un pobre cemento aumentara la amplitud y un cemento bueno la disminuirá. Tomando en cuenta el tamaño de la tubería, peso, espesor, resistencia del cemente a la compresibilidad la interpretación cualitativa y cuantitativa del registro en la determinación de la presencia de cemento en el espacio anular., existen varias posibilidades como se indican a continuación

- Que el registro indique que la tubería no este cementada o Por ausencia de cemento o Por presencia de micro-anulo que incrementa la amplitud

- Que el registro indique que la tubería esta cementada. o Sin embargo de esta posibilidad se puede incurrir en errores debido a

ciertas condiciones como: Métodos de detección de la amplitud Formaciones rápidas no porosas Herramientas descentralizadas Insuficiente tiempo de fraguado del cemento Espesor del cemento menor a ¾” Burbujas de gas Espacios vacíos en el cemento Tipos de transmisión, frecuencia de transmisión, etc. Técnicas de operación

Registro de densidad variable (Variability density Log) VDL.- Este registro determina la buena o mala adherencia del cemento con la formación y/o tubería mediante el comportamiento de un conjunto de curvas gruesas de acuerdo a sus ondulaciones o paralelismo y al rango en que estas se verifiquen dentro de la escala.

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

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

Herramienta para la evaluación del cemento (Cement evaluation Tool) CET.- Pertenece a nueva generación de herramientas ultrasónicas cuya construcción permite el examen detallado del cemento detrás de la tubería. El diseño moderno aprovecha el principio de resonancia de la señal en el espesor de la tubería.

El CET supera los registros convencionales que dan información de la medida de la calidad del cemento alrededor de la tubería, son difíciles de interpretar, son sensibles al grado de acoplamiento entre la tubería, el cemento y la formación y están afectados por los microanillos, por lo tanto este suministra una medición de la presencia y la resistencia del cemento que es mucho menor sensible al microanillo y permite visualizar

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las canalizaciones a través del cemento. Se puede interpretar fácilmente y contribuye para un examen circunferencial de la tubería en cada profundidad.

CONDICIONES ADVERSAS QUE AFECTAN LA CEMENTACIÓN

Hueco perforado inadecuadamente.

Diámetro interno de hueco pequeño, pata de perro, erosión/separaciones de la tubería, inestabilidad del hueco, selección incorrecta del asiento del revestimiento.

Pobre condición del lodo.

Alta resistencia del gel y punto de cadencia, alta perdida del fluido, gruesa retorta del filtrado, alto contenido de sólidos, material de la perdida de circulación, compatibilidad del lodo/cemento.

Perdida de circulación.

Zonas de perdida no están selladas antes de la cementación. Excesiva presión de circulación en el anular causa la perdida de cemento. Raspadores quitan la píldora LCM protectora.

Presión anormal.

Complica la planeación/perforación del pozo. Tubulares pesados reducen espacio, lechadas con alta densidad requiere mas control, movimiento de tubería mas difícil, problemas del liner.

Presión subnormal

Pega diferencial, perdida de filtrado de cemento, lechada con bja densidad, resistencia reducida.

Formación sensitiva al agua

Arenas con arcilla sensitiva a agua fresca se filtran, bloqueo de agua en zonas de gas seco.

Alta temperatura

Gelatinizacion del lodo, cemento con rápido fragüe sin retardante, elongación de revestimiento, problemas de contracción, limitaciones en las herramientas de fondo, retroceso de la resistencia al cemento.

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PAUTAS PARA UNA BUENA CEMENTACIÓN

- Condiciones del lodo para estabilizar el pozo y para lograr valores reológicos óptimos pero seguros.

- Movimiento continúo de la tubería durante acondicionamiento del lodo y operaciones de cementación.

- Bombear lo mas que se pueda de espaciador en cuanto sea practico adelante del cemento

- Utilizar cuantos centralizadores sean prácticos para centralizar la tubería de revestimiento en el hueco

- Diseño apropiado de la reología de la lechada de cemento - Altas ratas de desplazamiento de la bomba mejoran la posición del cemento.

Condiciones de la formación determinan la ventana de presión de la bomba - Prevenir la contaminación de lodo/cemento - Conocer las limitaciones de la presión de la formación del pozo.

MÉTODOS PARA EVALUAR LOS TRABAJOS DE CEMENTACIÓN.

- Pruebas de presión de zapato - Inspección de temperatura - Registro de adherencia del cemento - Inspección del trazador - Pruebas de producción

LISTA DE REVISIÓN PREVIA A OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

- Determinar máxima densidad permitida del cemento para prevenir fracturamiento de la formación. Si se permite, la densidad del cemento debe ser al menos 1 ppg más pesado y preferiblemente 2-3 ppg más pesado que el fluido de perforación

- Determinar la temperatura de cementación en el fondo del hueco por medio de los registros.

- Diseñar la lechada de cemento para un trabajo específico utilizando especificaciones de la compañía o industria.

- Diseñar pre-flujo/espaciadores para ser desplazados en el flujo turbulento. El tiempo de contacto en el tope del yacimiento debe ser por lo menos de 10 minutos.

- Utilizar la misma agua y cemento para la mezcla de prueba como para lo que se utilizara en la locación

- Revisar la compatibilidad de la lechada de cemento, lodo de perforación y píldoras en cuanto a la temperatura ambiente y la temperatura de circulación en el fondo del hueco.

- Ir a la planta de la compañía proveedora de cemento para hacer una revisión de control de calidad de las operaciones de mezcla de cemento.

- Mezclar por baches la lechada de cemento si es posible utilizando mezcladoras de paleta o hélice. No utilizar mezcladoras convencionales tipo jet para lechadas de cemento.

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- En la locación, recoger un galón de muestra de cemento seco y dos galones de muestra de agua de mezcla. Mantenerlo hasta que el resultado del trabajo sea terminado.

- Calcular el volumen de cemento que será bombeado y el volumen de agua de la mezcla requerida para la mezcla del cemento

- Calcular el tiempo, volumen y estroques para obtener la presión de punto de igualdad después de empezar el desplazamiento.

- Calcular el peso teórico del revestimiento en intervalos de 100 pies. - Calcular el tiempo, volumen y estroques para el desplazamiento una vez que la tubería

de revestimiento este en el fondo para realizar una circulación completa. - Calcular el volumen de lodo requerido para desplazar el cemento. - Estimar las velocidades de cemento anticipadas en el anular durante las distintas etapas

del trabajo - Estimar el tope del cemento en el anular. - Revisar dos veces todos los cálculos con el representante de la compañía de

cementación en la locación previamente a la cementación.

PAUTAS PARA MONITOREAR EL TRABAJO DE CEMENTACIÓN.

- El perforador encargado debe identificar los tapones de tope y de fondo. Asegurar que los tapones estén instalados apropiadamente en la cabeza de cementación

- Cabeza de cementación debe ser instalada en la puerta "V", si es posible. Todas las conexiones a la cabeza de cemento deben estar en su lugar y listas para el inmediato acople

- Probar todas las líneas desde la unidad de cementación hasta la cabeza del revestimiento a 300-5000 psi

- Comenzar la reciprocación y el acondicionamiento inmediatamente después de que el revestimiento alcance el fondo. La reciprocación del revestimiento no tiene que ser rápida. Seleccionar una longitud de estroque entre 15-30 pies sin poner una conexión en el cabezal del pozo. Tomar 1-3 minutos para completar un ciclo de estroques dependiendo de las condiciones del hueco.

- Asegurar que los retornos completos estén presentes o que la rata de pérdidas de lodo sean constantes con las perdidas anotadas anteriormente

- Acondicionar el lodo tal que las resistencias de gel, viscosidad plástica, punto de cedencia y densidad de lodo son lo más bajo posible sin dejar caer sólidos o crear un problema de estabilidad del pozo

- Acondicionar el hueco con ratas de GPM equivalentes a las ratas anticipadas del bombeo del cemento

- Circular y acondicionar lodo/hueco para un mínimo de 100% de volumen de hueco o 1-1-1/2 volumen de revestimiento. Peso de lodo de entrada/salida deben ser igual y las rumbas deben estar limpias

- Monitorear tendencias de arrastre de levantado y asentado mientras la reciprocación. Parar la reciprocación con el revestimiento cerca al fondo si la tendencia del arrastre indica tendencia a la pega

- Mezclar en baches los espaciadores y la lechada de cemento, si es práctico. Observar la operación de mezcla, recoger muestras mojadas y secas. Pesar y registrar lechadas continuamente utilizando una balanza presionada y un densímetro durante el trabajo. Observar el tiempo de asentamiento superficial y una separación de agua libre de las muestras mojadas

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- Registrar la presión superficial/rata de bombeo continuamente durante todo trabajo. Registrar cemento total mezclado y el tiempo de desplazamiento

- Una típica secuencia de eventos durante un trabajo de cementación: bombear el espaciador, soltar el tapón del fondo, bombear el cemento, soltar el tapón del tope, limpiar las líneas de superficie el cemento y desplazar cemento hasta que el tapón del tope siente

- Tan pronto el cemento haya sido bombeado, soltar el tapón del tope, revisar válvulas/indicadores en la cabeza de cementación para verificar si los tapones se soltaron. NUNCA PERMlTlR QUE EL CEMENTO DENTRO DEL ANULAR PARE DE MOVERSE CUANDO EL TAPÓN SE SUELTA

- Observar los retornos de lodo por si hay pérdidas, ganancias. retornos de pre-flujo o cemento hacia la superficie

- Disminuir la rata de bombeo para sentar el tapón en el collar flotador. Sentar el tapón con la presión apropiada, 500-100 psi sobre la presión de circulación o suficiente para la prueba de presión del revestimiento. Mantener 5-15 minutos, soltar la presión y revisar los flotadores

- Si el flotador se mantiene, dejar el revestimiento abierto durante el tiempo de espera de fraguado del cemento. Una pequeña cantidad de retorno de flujo se espera debido la expansión del calor

- Si el tapón no se asienta en los golpes de bombeo calculados. sobredesplazar el tapón no más del volumen entre el collar flotador y el zapato.

PAUTAS PARA LAS OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

- Si el flotador falla, aplicar una presión aproximada a la cual el tapón fue bombeado. Mantener presión hasta que la fuerza inicial del cemento se desarrolle, monitorear la presión inicial

- Centrar la carta superficial del revestimiento en la rotaria inmediatamente después de asentar el tapón y esperar fraguado del cemento.

- Para sistemas de suspensión de la línea de lodo, sentarse en el colgador de tal línea de lodo, y circule el anular arriba del colgador con agua de mar

- Normalmente el revestimiento tiene que ser sentado con la misma carga con que se cementa

- Para sistemas de suspensión de línea de lodo, el revestimiento debe ser sobretensionado a un valor predeterminado previamente a asentar las cuñas para prevenir pandeo de la conexión a colgar

- Revisar la piscina de lodo y el BOP por sí hay contaminación de cemento, afrontar inmediatamente

- Asegurar que el conector a colgar sea compatible con la sarta y el asiento del ensamblaje, calibrar el diámetro externo del revestimiento

- Un representante del fabricante del cabezal de pozo debe estar presente para la instalación de cuñas, empaquetamiento y cabeza de revestimiento. Probar la cabeza de revestimiento previamente a conectar el equipo de BOP

- Si el registro de temperatura se corre para localizar el tope del cemento, revisar con la compañía de cementación para el tiempo recomendado de espera de fraguado del cemento antes de que se corra

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- Limpiar la cabeza de revestimiento y los flanges. Se tiene que limpiar para que este seca y libre de imperfecciones la empaquetadura de la brida y la ranura de. No se debe engrasar la empaquetadura de la brida

- Todas las tuercas y tornillos se deben limpiar y deben ser del tamaño correcto. Todas las tuercas se deben ajustar igualmente para que sellen apropiadamente

- Revisar todos los "nipples", válvulas y líneas en la cabeza de pozo y el conjunto de válvulas del BOP para la correcta rata de presión y los procedimientos apropiados de prueba

- Las prácticas de perforación de cemento no debe perjudicar la integridad del trabajo de cementación

- No se debe imponer ninguna fuerza en el revestimiento porque puede alterar el sellado del cemento. No se debe entrar al revestimiento sino hasta que la fuerza del cemento deseada se logre

- Calcular la profundidad del tapón de tope y comunicarle los datos al perforador antes de perforar hacia afuera del revestimiento

- Perforar los tapones, collar flotante, cemento y zapato con peso rpm reducido y para prevenir daños en el revestimiento

- Una prueba de formación equivalente o una prueba de fuga es necesaria en un hueco para determinar la efectividad del sello de cemento y el gradiente de fractura de la formación.

DETECCIÓN DE PROBLEMAS EN EL CEMENTO.

Monitorear trabajo de cemento mediante la continua medición de la rata de bombeo, rata de retornos, densidades de superficie y presiones pueden proporcionar una detección temprana de algunos problemas de cementación.

SOLUCIÓN A PROBLEMAS DE CEMENTACIÓN

Canalización del cemento.

- Lodo acondicionado pobremente antes de comenzar la operación de cementación - Periodo de caída libre de cemento termina antes de lo anticipado debido a presión anular - Presión de superficie mas alta de lo esperado - Rata mas baja de retornos a través de las plataformas de caída libre

Inesperada caverna en las paredes del hueco.

- Periodo de cementación de caída libre es más larga de lo esperado debido a la disminución de la presión anular

- Presiones de superficie son más bajo de lo anticipado después de caída libre - Reducir la rata de retornos cuando zonas de lavado son encontrado seguidas por el

incremento en la rata de retornos en anulares cercanos al calibre - Retornos erráticos después del periodo de caída libre

Pérdida de circulación

- El pozo sale de caída libre después de los esperado

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- Presiones de superficie son más bajas de lo anticipado - Las ratas de retorno de la línea de flujo son menores de lo esperado - Caída libre dentro del revestimiento es fuerte debido a la reducción de presión anular

hidrostática. Puede ser indicado por un vacío fuerte en la cabeza de cementación

Condición de influjo

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

caída libre

Restricciones de hueco abajo

- Pozo va en caída libre más tarde y sale de caída libre más pronto de lo esperado - Presión de superficie es más alta de lo esperado - Rata de retornos es más baja de lo anticipado durante plataformas de caída libre - Rata errática de retornos. Las primeras son mas altas de lo esperado durante la

desaceleración, luego se nivelan antes de salir de la caída libre

Deshidratación de la lechada de cemento

- Caída libre comienza aproximadamente cuando se espera pero termina prematuramente debido a que las presiones friccionales son más altas

- Presiones de superficie son más altas de lo esperado - Rata de retornos es normal hasta que comienza la deshidratación luego comienza a

disminuir

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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Artículos Técnicos

- Planning The Directional Well, A. Calculation Method by W.H. Mcmillan , junio 1981

- Predicting Bottomhole Assembly Perfomance by J.S. Williamson, marzo 1987 - Drillpipe Buckling in Inclined Holes by R. Dawson, octubre 1984 - Directional Drilling Oil and Gas Journal, febrero 1979 - Criterios Generales para la Planificación de pozos horizontales, Oscar Valdez,

Pemex

Libros y Manuales

- Manual de perforación de pozos horizontales, IMP, México 1992 - Información estadística sobre perforación de pozos, PEMEX 1993 - Diseño y tecnología de pozos horizontales y direccionales, APE, Asesores

Petroleros, México, 1997 - Horizontal Well, R.Aguilera, Gula Publishing Company, 1991 - Operaciones de Perforación y Fluidos, P.Izurieta, Maestría en Exploración,

Explotación y Producción de Hidrocarburos.