Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas

70 Oilfield Review

Del lodo al cemento:construcción de pozos de gas

Claudio BrufattoPetrobras Bolivia S.A.Santa Cruz, Bolivia

Jamie CochranAberdeen, Escocia

Lee Conn David PowerM-I L.L.C.Houston, Texas, EUA

Said Zaki Abd Alla El-ZeghatyAbu Dhabi Marine Operating Company(ADMA - OPCO)Abu Dhabi, Emiratos Árabes Unidos (EAU)

Bernard FrabouletTotal Exploration & ProductionPau, Francia

Tom GriffinGriffin Cement Consulting LLCHouston, Texas

Simon JamesTrevor MunkClamart, Francia

Frederico JustusSanta Cruz, Bolivia

Joseph R. LevineServicio de Administración de Minerales de Estados UnidosHerndon, Virginia, EUA

Carl MontgomeryConocoPhillipsBartlesville, Oklahoma, EUA

Dominic MurphyBHP Billiton PetroleumLondres, Inglaterra

Jochen PfeifferHouston, Texas

Tiraputra PornpochPTT Exploration and ProductionPublic Company Ltd. (PTTEP)Bangkok, Tailandia

Lara RishmaniAbu Dhabi, EAU

A medida que aumenta la demanda de gas natural, la construcción de pozos en forma-

ciones gasíferas se convierte en un tema clave. Con pocas medidas correctivas

disponibles que resulten eficaces desde el punto de vista de sus costos, la prevención

del flujo de gas en el espacio anular y de la existencia de presión detrás de las tube-

rías de revestimiento es vital para la perforación y terminación de pozos longevos.

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Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Raafat Abbas y Daniele Petrone, Abu Dhabi,EAU; y a Matima Ratanapinyowong, Bangkok, Tailandia. CBT (herramienta de Adherencia del Cemento), CemCADE,CemCRETE, DeepCEM, DensCRETE, FlexSTONE, GASBLOK,LiteCRETE, MUDPUSH, USI (herramienta de generación deImágenes Ultrasónicas), Variable Density (Densidad Varia-ble) y WELLCLEAN II son marcas de Schlumberger. SILDRIL,VERSADRIL y Virtual Hydraulics (Hidráulica Virtual) sonmarcas de M-I L.L.C.

Invierno de 2003/2004 71

La ciencia de la construcción de pozos de gas esmilenaria. Cuenta la leyenda que los chinosexcavaron el primer pozo de gas natural antesdel año 200 a.C., transportando el gas por gaso-ductos de bambú.1 La historia posterior de laconstrucción de pozos resulta poco clara hasta1821, año en que se perforó en EUA el primerpozo destinado específicamente a la producciónde gas natural.2 Este pozo, situado en Fredonia,Nueva York, EUA, alcanzó una profundidad de8.2 m [27 pies] y produjo suficiente gas comopara alimentar docenas de mecheros en unaposada cercana. Con el tiempo, el pozo fue pro-fundizado y produjo suficiente gas para elalumbrado de toda la ciudad de Fredonia. Paraese entonces, se había desarrollado la tecnologíade revestimiento de pozos en forma de leños demadera ahuecados para la perforación de domossalinos, pero no se sabe si dicho revestimiento seutilizaba en los pozos de gas perforados duranteesta era. Con toda probabilidad, estos primerospozos tenían propensión a las fugas de gas.

Durante los años restantes del siglo XIX, elgas natural se convirtió en una importantefuente de energía para muchas comunidades.Las técnicas de descubrimiento, explotación ytransporte de gas natural hasta los hogares y lasindustrias han registrado enormes avancesdesde sus comienzos.

A pesar de estos avances, muchos de lospozos actuales se encuentran en situación deriesgo. La falta de aislamiento de las fuentes dehidrocarburos, ya sea en las primeras etapas delproceso de construcción del pozo o mucho des-pués de iniciada la producción, ha dado comoresultado sartas de revestimiento anormalmentepresurizadas y fugas de gas hacia zonas que deotro modo no serían gasíferas.

La presión anormal desarrollada en la super-ficie suele ser fácil de detectar, si bien puederesultar difícil determinar su origen o causa raíz.El desarrollo de fugas de gas puede atribuirse afugas en la tubería de producción y en la tuberíade revestimiento, prácticas de perforación y des-plazamiento deficientes, inadecuada selección ydiseño de la cementación y fluctuaciones de laproducción.

La planeación para la explotación del gas, através del reconocimiento de las interdependen-cias entre los diversos procesos de construcciónde pozos, es crítica para el desarrollo de yaci-mientos de gas para el futuro. Este artículo serefiere a la primera fase del viaje que realiza elgas; la construcción del pozo de gas. Ejemplos decampo, provenientes de América del Sur, el Marde Irlanda, Asia y Medio Oriente, demuestran losmétodos efectivos de selección de lodos de per-foración, desplazamiento del lodo antes de la

cementación, y construcción de pozos de largavida productiva en los que se preserva la buenaintegridad del cemento.

Pozos en situación de riesgoDesde los primeros pozos de gas, la migración nocontrolada de hidrocarburos a la superficie hasido un desafío para la industria del petróleo y elgas. La migración de gas, también conocidacomo flujo anular, puede promover la acumula-ción de presión detrás de las tuberías derevestimiento (SCP, por sus siglas en inglés),fenómeno también conocido como existencia depresión anular (SAP, por sus siglas en inglés). Laexistencia de presión detrás de las tuberías derevestimiento puede definirse como el desarrollode presión anular en la superficie que puede eli-minarse pero que luego vuelve a aparecer. Laacumulación de presión detrás de la tubería derevestimiento indica que hay comunicación conel espacio anular, desde una fuente de presiónsustentable, debido a un inadecuado aislamientode las distintas zonas. El flujo anular y la SCPson problemas importantes que afectan a lospozos perforados en diversas regiones producto-ras de hidrocarburos del mundo.3

En el Golfo de México, hay aproximadamente15,500 pozos productores, cerrados y temporaria-mente abandonados en el área de la plataformacontinental externa (OCS, por sus siglas eninglés).4 Los datos del Servicio de Administraciónde Minerales de los Estados Unidos (MMS, porsus siglas en inglés) indican que 6692 de estospozos, o un 43%, tienen SCP en un espacio anularde la tubería de revestimiento como mínimo. Eneste grupo de pozos con SCP, hay presión pre-

sente en 10,153 de todos los espacios anulares delas tuberías de revestimiento: 47.1% de los espa-cios anulares corresponden a las sartas deproducción, 26.2% a la tubería de revestimientode superficie, 16.3% a las sartas intermedias y10.4% a la tubería de superficie.

La presencia de SCP parece estar relacionadacon la edad del pozo; los pozos más antiguos tie-nen en general más probabilidades deexperimentar SCP. Cuando un pozo alcanza 15años, existe una probabilidad del 50% de queexperimente una SCP mensurable en uno o másde los espacios anulares de la tubería de revesti-miento (arriba). Sin embargo, la SCP se puededesarrollar en pozos de cualquier edad.

1. Para una revisión de la historia del gas natural:http://r0.unctad.org/infocomm/anglais/gas/characteristics.htm (se accedió el 20 de agosto de 2003).http://www.naturalgas.org/overview/history.asp (se accedió el 20 de agosto de 2003).

2. Para una cronología de la perforación de pozos de petró-leo y gas en Pensilvania: http://www.dep.state.pa.us/dep/deputate/minres/reclaiMPa/interestingfacts/chronlogyofoilandgas (se accedió el 20 de agosto de 2003).

3. Frigaard IA y Pelipenko S: “Effective and Ineffective Strategies for Mud Removal and Cement Slurry Design,”artículo de la SPE 80999, presentado en la Conferencia deIngeniería de Petróleo de América Latina y el Caribe de laSPE, Puerto España, Trinidad, Indias Occidentales, 27 al30 de abril de 2003.

4. Estadísticas del Servicio de Administración de Mineralesde Estados Unidos: http://www.gomr.mms.gov (se acce-dió el 21 de agosto de 2003).

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> Pozos con SCP, por edad. Las estadísticas del Servicio de Administraciónde Minerales de los Estados Unidos (MMS, por sus siglas en inglés) indicanel porcentaje de pozos con SCP para los pozos del área de la plataforma con-tinental externa (OCS, por sus siglas en inglés) del Golfo de México, agrupa-dos por edad de los pozos. Estos datos no incluyen pozos ubicados en aguasestatales o en localizaciones terrestres.

En el área OCS del Golfo de México, la SCP esgeneralmente el resultado de la comunicacióndirecta entre las areniscas gasíferas someras y lasuperficie o de una deficiente cementación pri-maria que expone a las areniscas gasíferas másprofundas a través de la migración de gas. Lamayor parte de los pozos del Golfo de México tie-nen sartas de revestimiento múltiples yproducen a través de la tubería de producción, loque dificulta y hace más costosa la localización yremediación de las fugas.

En Canadá, la SCP se desarrolla en todo tipode pozo; pozos de gas someros en el sur deAlberta, productores de petróleo pesado en el

este de Alberta, y pozos profundos de gas en lospie de monte de las Montañas Rocallosas.5 Granparte del aumento de presión se debe al gas, sibien en menos del 1% de todos los pozos, tam-bién fluye a la superficie petróleo y a veces aguasalada.

La persistente demanda de gas natural,sumada a la presencia de entornos de perfora-ción cada vez más complejos, ha aumentado laconcientización de los operadores de todo elmundo en lo que respecta a las implicancias deun aislamiento por zonas deficiente en el corto yel largo plazo. Ya sea que se construya un pozode gas, un pozo de petróleo, o ambos tipos de

pozos, el aislamiento por zonas duradero, delargo plazo, es la clave para minimizar los pro-blemas asociados con el flujo de gas anular y eldesarrollo de SCP.6

Identificación de las causas de la migración de gasEl gas anular puede originarse en una zonaproductiva o en formaciones gasíferas no co-merciales.7 Algunos de los flujos de gas máspeligrosos se originaron como consecuencia dela presencia de gas no reconocido detrás de latubería de superficie, o de la intermedia. Habi-tualmente, el flujo de gas que tiene lugarinmediatamente después de la cementación oantes de que fragüe el cemento, se conoce comoflujo de gas anular o migración de gas anular.Este flujo es generalmente masivo y puede serentre zonas, cargando a las formaciones menospresurizadas, o puede fluir a la superficie yrequerir procedimientos de control de pozo. Elflujo en dirección a la superficie, que tiene lugaren una etapa posterior de la vida productiva delpozo, se conoce como SCP. Más adelante, el flujotambién puede pasar de formaciones gasíferas aformaciones de menor presión, generalmente aprofundidades más someras.

La determinación de la fuente precisa delflujo anular o la existencia de presión detrás delas tuberías de revestimiento suele ser difícil, noobstante, las causas probables pueden dividirseen cuatro categorías principales: fugas en latubería de producción y en la tubería de revesti-miento, pobre desplazamiento del lodo, diseñoinadecuado de la lechada de cemento y daño dela cementación primaria después del fraguado(izquierda).

Fugas en la tubería de producción y en latubería de revestimiento—Las fallas de la tube-ría de producción pueden plantear el problemamás grave en lo que respecta a SCP.8 Las fugaspueden producirse como consecuencia de laexistencia de conexiones a rosca deficientes,corrosión, fisuras por esfuerzo térmico o roturamecánica de la sarta interna, o a raíz de unafuga en el empacador. La sarta de producciónestá diseñada normalmente para manejar fugasen las tuberías, pero si la presión de una fugaproduce una falla de la columna de producción,el resultado puede ser catastrófico. Con la presu-rización de las sartas de revestimiento externas,las fugas a la superficie o los reventones subte-rráneos pueden poner en peligro la seguridaddel personal, las instalaciones de la plataformade producción y el medio ambiente.

72 Oilfield Review

Arenisca

Fuga en la tubería de producción

Desplazamiento pobre del lodo

Micro espacio anular

Cemento no estanco al gas

> Escenarios para el flujo de gas. Se muestran los posibles escenarios de mi-gración de gas a la superficie, que se traducen en el desarrollo de SCP. Lasfugas producidas en la tubería de producción y el empacador pueden hacerque el gas migre. Los micro espacios anulares pueden desarrollarse inmedia-tamente después o mucho después de la cementación. El desplazamientopobre del lodo puede provocar un aislamiento por zonas inadecuado. El gaspuede desplazar lentamente el fluido de perforación residual no desplazado,presurizando finalmente el espacio anular entre la sarta de producción y lasarta de revestimiento. El gas también puede fluir a través del cementopermeable, no estanco al gas, de diseño inadecuado.


Pobre desplazamiento del lodo—La elimina-ción inadecuada del lodo o de los fluidos tapónantes de la colocación del cemento puede impe-dir el logro del aislamiento por zonas. Varios sonlos motivos que producen una eliminación defi-ciente del lodo incluyendo, entre otras causas,pobres condiciones de pozo, inadecuada mecá-nica de desplazamiento, y fallas en el proceso ola ejecución del desplazamiento. La eliminacióninadecuada del lodo del pozo durante el despla-zamiento es uno de los factores principales quecontribuyen a un pobre aislamiento por zonas ya la migración de gas. El desplazamiento dellodo se analiza en mayor detalle más adelante(véase “Del lodo al cemento,” página 75).

Diseño inadecuado de la lechada decemento—El flujo que tiene lugar antes de quefragüe el cemento es el resultado de la pérdidade presión hidrostática al punto tal que el pozodeja de estar en condiciones de sobrebalance; lapresión hidrostática es menor que la presión deformación. Esta disminución de la presiónhidrostática es el resultado de diversos fenóme-nos que tienen lugar como parte del proceso defraguado del cemento.9 El cambio de unalechada bombeable, altamente fluida, a un mate-rial fraguado, tipo roca, implica una transicióngradual del cemento de fluido a gel y finalmentea una condición de fraguado. Esto puede deman-dar varias horas, según la temperatura, lacantidad y las características de los compuestosretardantes que se agregan para evitar el fra-guado del cemento antes de su colocación.Cuando el cemento comienza a gelificarse, laadherencia entre el cemento, la tubería derevestimiento y el pozo permite que la lechadase vuelva parcialmente autoportante.

Esta característica autoportante no consti-tuiría un problema si fuera la única. Ladificultad surge porque, a la vez que el cementose vuelve autoportante, pierde volumen comoresultado de dos factores como mínimo. En pri-mer lugar, cuando la formación es permeable, elsobrebalance de la presión hidrostática arrastrael agua del cemento hacia la formación. La velo-cidad de pérdida de agua depende deldiferencial de presión, la permeabilidad de laformación, la condición y la permeabilidad decualquier revoque de filtración residual, y lascaracterísticas del cemento en lo que respecta apérdida de fluido. Una segunda causa de la pér-dida de volumen es la reducción del volumen dehidratación al fraguar el cemento. Esto se pro-duce porque el cemento fraguado es más denso yocupa menos volumen que la lechada líquida. Lapérdida de volumen es relativamente pequeña alprincipio, ya que se forma poco producto sólidodurante la hidratación inicial. Sin embargo,

finalmente, la pérdida de volumen puede alcan-zar hasta un 6%.10 La pérdida de volumen,sumada a la interacción entre el cemento par-cialmente fraguado, la pared del pozo y latubería de revestimiento, produce una pérdidade la presión hidrostática que conduce a unacondición de bajo balance.

Mientras la presión hidrostática en elcemento parcialmente fraguado se encuentrapor debajo de la presión de formación, puedeproducirse invasión de gas. Si no se controla, lainvasión de gas puede crear un canal a travésdel cual puede fluir el gas, comprometiendoefectivamente la calidad del cemento y el aisla-miento por zonas.

El agua libre presente en el cemento tam-bién puede formar un canal. Bajo condicionesestáticas, la inestabilidad de la lechada puedehacer que el agua se separe de la lechada decemento. Este agua puede migrar hacia la pareddel pozo y acumularse formando un canal. Estoresulta particularmente preocupante en lospozos desviados donde las fuerzas gravitaciona-les pueden producir separación por densidad einversión del fluido, conduciendo al desarrollode un canal de fluido libre en la parte superiordel pozo.

Daño del cemento después del fraguado—La SCP puede desarrollarse mucho después delproceso de construcción del pozo. Hasta unacementación primaria libre de fallas puede serdañada por las operaciones del equipo de perfo-ración o las actividades realizadas en el pozodespués de fraguado el cemento. Los esfuerzosvariables presentes en el pozo pueden generarmicro espacios anulares, fisuras por esfuerzoslocales, o ambas situaciones, conduciendo amenudo al desarrollo de SCP.11

Las propiedades mecánicas de la tubería derevestimiento y el cemento varían considerable-mente. En consecuencia, no se comportan enforma uniforme si son expuestas a cambios detemperatura y presión. Cuando la tubería derevestimiento y el cemento se expanden y secontraen, puede fallar la adherencia entre la

cementación y la tubería de revestimiento pro-duciendo el desarrollo de un micro espacioanular, o pasaje de flujo.

La reducción de la presión dentro de la tube-ría de revestimiento durante las operaciones determinación y producción también puede condu-cir al desarrollo de micro espacios anulares. Lasoperaciones de disparos en condiciones de bajobalance, las tareas de levantamiento de gas o elincremento de la caída de presión en respuestaal agotamiento del yacimiento, también reducenla presión dentro de la tubería de revestimiento.

Cualquiera de estas condiciones—fugas enla tubería de producción o en la tubería derevestimiento, pobre desplazamiento del lodo,diseño inadecuado del sistema de cementación ydaño del cemento después del fraguado—puedegenerar pasajes de flujo para el gas en forma defracturas de cemento conductivas discretas omicro espacios anulares. Una vez comprendidoel mecanismo de migración del gas, se puedenimplementar los primeros pasos para mitigar elproceso.

Control de la migración de gasA medida que el pozo alcanza mayor profundi-dad, las capas de formación previamenteaisladas quedan expuestas entre sí, siendo elpozo la trayectoria conductiva. El aislamiento deestas capas, o el establecimiento del aislamientopor zonas, es clave para minimizar la migraciónde fluidos de formación entre zonas o hacia lasuperficie donde se desarrollaría la SCP. La con-dición del pozo, la eliminación efectiva del lodoy el diseño del sistema de cementación para sucolocación, durabilidad y adaptabilidad al ciclode vida productiva del pozo, son elementos cru-ciales para este proceso.

La condición del pozo depende de varios fac-tores, incluyendo el tipo de roca, las presionesde formación, los esfuerzos locales, el tipo delodo utilizado y los parámetros operativos deperforación, tales como hidráulica, velocidad depenetración, limpieza del pozo y balance de ladensidad del fluido.

5. Comisión de Energía y Servicios Públicos de Alberta:http://www.eub.gov.ab.ca (se accedió el 15 de agosto de2003).

6. Para mayor información sobre aislamiento por zonas,consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B,Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C yMoussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamientozonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Otoño de 2002): 16–29.

7. Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996):36–49.

8. Bourgoyne A, Scott S y Manowski W: “Review of Sustained Casing Pressure Occurring on the OCS,”http://www.mms.gov/tarprojects/008/008DE.pdf (mostrado en abril de 2000).

9. Wojtanowicz AK y Zhou D: “New Model of PressureReduction to Annulus During Primary Cementing,” artí-

culo de la IADC/SPE 59137, presentado en la Conferenciade Perforación de la IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana,EUA, 23 al 25 de febrero de 2000.

10. Parcevaux PA y Sault PH: “Cement Shrinkage and Elasticity: A New Approach for a Good Zonal Isolation,”artículo de la SPE 13176, presentado en la 59ª Conferen-cia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, Houston,Texas, EUA, 16 al 19 de septiembre de 1984.

11. Un micro espacio anular es un espacio pequeño entre elcemento y una tubería o una formación. Este fenómenoha sido documentado corriendo registros secuencialespara evaluar la adherencia del cemento, primero sin pre-sión en el interior de la tubería de revestimiento y luegocon la tubería de revestimiento presionada. El registro deadherencia indica claramente que la presión aplicada amenudo cierra un micro espacio anular.

La condición final del pozo es determinadafrecuentemente en las primeras etapas del pro-ceso de perforación cuando el lodo deperforación interactúa con la formación reciénexpuesta. Si existe incompatibilidad, la interac-ción del lodo de perforación con las arcillas deformación puede tener serios efectos perjudicia-les sobre el calibre y la rugosidad del pozo. Unavez perforado un pozo, la eficiencia del desplaza-miento, la cementación y, en última instancia, elaislamiento por zonas dependen de que el pozosea estable y de que su rugosidad y tortuosidadsean mínimas.

Las compañías que proveen servicios defluidos de perforación han creado lodos a basede agua, de alto desempeño, que incorporandiversos polímeros, glicoles, silicatos y aminas,o una combinación de estos elementos, para elcontrol de las arcillas. Actualmente, los fluidosde emulsión inversa a base de agua y no acuo-sos representan un 95% de los fluidos deperforación utilizados. La mayoría, aproximada-mente un 70%, son fluidos a base de agua eincluyen desde agua pura hasta lodos intensa-mente tratados con productos químicos.

Los ingenieros especialistas en fluidos deperforación y los técnicos especialistas relacio-nados con los mismos, han aplicado diversastécnicas para investigar la respuesta de las rocasa la química de los fluidos de perforación; entreellas se encuentra la exposición de muestras de

núcleos a los fluidos de perforación bajo condi-ciones de pozo simuladas y el examen físico denúcleos y recortes con microscopía electrónicade barrido.12 Los resultados son a menudoincompatibles, de manera que la selección delfluido de perforación suele basarse simplementeen la historia del campo. Muchas veces, particu-larmente en campos petroleros nuevos dondequizás se desconoce la química de las arcillas deformación, el desarrollo efectivo del campopuede depender de la comprensión de la natura-leza de las arcillas de formación a medida quevarían con la profundidad (arriba).

Se dispone de numerosos aditivos para flui-dos de perforación que ayudan al perforador conel control de las arcillas de formación. El lodo noinhibidor, levemente tratado, proporciona buenalimpieza del pozo y moderado control de filtra-ción para los tramos superiores rutinarios delpozo. El agua de mar, el agua salobre o las sal-mueras de campo a veces proveen inhibición enlutitas cargadas de arcilla, y se utilizan altosniveles salinos, hasta alcanzar la saturación,para evitar el derrumbe del pozo durante la per-foración de intervalos salinos macizos.

Cuando las regulaciones medioambientaleslo permiten, los lodos a base de fluidos no acuo-sos pueden proveer el óptimo control del pozo.Los fluidos de perforación compuestos de mate-riales a base de petróleo o sintéticos no acuosos,comúnmente conocidos como lodos de emulsión

inversa, han evolucionado para convertirse ensistemas de alto desempeño. Si bien el lodo sin-tético puede costar entre dos y ocho veces másque los fluidos convencionales, las relacionesentre desempeño superior y costo, combinadascon la aceptabilidad medioambiental, han con-vertido a los fluidos sintéticos en la elección porexcelencia para pozos críticos, particularmenteaquéllos en los que mantener el calibre del agu-jero y el aislamiento por zonas constituyenaspectos de importancia.

Al igual que los fluidos en sí, la hidráulica delos fluidos de perforación desempeña un rol fun-damental en la construcción de un pozo decalidad. Se debe mantener un equilibrio entre ladensidad del fluido, la densidad de circulaciónequivalente (ECD, por sus siglas en inglés) y lalimpieza del pozo.13 Si la densidad estática odinámica del fluido es muy alta, puede haberpérdida de circulación. Contrariamente, si esdemasiado baja, las lutitas y los fluidos de forma-ción pueden fluir dentro del pozo o, en el peorde los casos, puede perderse el control del pozo.El control inadecuado de la densidad y lahidráulica del pozo puede producir rugosidadsignificativa del pozo, pobre colocación delcemento, e imposibilidad de lograr el aisla-miento por zonas.

Las propiedades reológicas de los fluidos deperforación deben ser optimizadas de manera talde minimizar las pérdidas de presión por fricciónsin comprometer la capacidad de transporte delos recortes. Las propiedades óptimas de los flui-dos para lograr una buena limpieza del pozo ybaja pérdida de presión por fricción a menudoparecen ser mutuamente excluyentes. Serequiere un análisis de ingeniería detallado paraobtener un compromiso aceptable que permitasatisfacer ambos objetivos (próxima página).

En un proyecto de aguas profundas llevado acabo recientemente en la región marina de Bra-sil, donde la erosión de los pozos se planteócomo un problema serio, el programa de compu-tación Virtual Hydraulics (Hidráulica Virtual) deM-I estableció los parámetros de perforación ylas propiedades de fluidos necesarios para pro-porcionar un buen manejo de la ECD y unalimpieza efectiva del pozo con gastos (velocida-des o tasas de flujo, caudales, ratas) reducidos.En este caso, se requirieron gastos inferiores alos ideales para minimizar la erosión del pozo.No obstante, un cuidadoso equilibrio de la reolo-gía de los fluidos de perforación, los gastos y ladensidad permitió al perforador mantener lavelocidad de penetración, limpiando al mismotiempo el pozo en forma efectiva y minimizandosu erosión mecánica.

74 Oilfield Review

> Respuesta de los recortes a los fluidos de perforación. Se tomaron mues-tras de recortes de un pozo ubicado en la porción sur del Golfo de México,perforado con lodo a base de petróleo; estos recortes no habían sido expues-tos a lodo a base de agua antes de las pruebas. Después de eliminar el pe-tróleo de la superficie de los recortes, los técnicos del laboratorio deSchlumberger clasificaron los trozos de rocas. Se fotografiaron tres mues-tras de roca inicialmente idénticas después de recibir un tratamiento dife-rente. La Muestra A (izquierda) fue colocada en agua corriente, la MuestraB (centro) en un fluido de perforación con lignosulfonato genérico y laMuestra C (derecha) fue sumergida en un fluido con glicol-polímero-clorurode potasio. Cada muestra fue laminada en una celda de acero inoxidable, enun horno de laminación en caliente, durante 16 horas a una temperatura de121°C [250°F] para simular la perforación y el transporte por el pozo hacia lasuperficie. La muestra sumergida en agua corriente, Muestra A, no fue da-ñada y la Muestra C, sumergida en fluido con glicol-polímero-cloruro de po-tasio, quedó esencialmente intacta. El sistema con lignosulfonato generó undaño intermedio en la Muestra B. Es de esperar que la perforación con unlodo con valores de inhibición bajos genere inestabilidad y derrumbe delpozo. Por el contrario, se obtendría un excelente control de las arcillas conuna química más avanzada, tal como un producto consistente en glicol-polímero-cloruro de potasio.


Los programas de computación tales como laaplicación Virtual Hydraulics de M-I constituyenuna excelente herramienta para el análisis deta-llado de las propiedades de los fluidos y laevaluación del impacto de los parámetros de losfluidos de perforación sobre la hidráulica defondo de pozo y la erosión del mismo. Durante laperforación pueden cambiar las característicasóptimas de los fluidos según sea la tarea encuestión, tal como bajada de la tubería de reves-timiento o desplazamiento de los fluidos depozo. El modelado y la simulación pueden resul-tar útiles para optimizar las propiedades de losfluidos con anticipación a los cambios en lasoperaciones del equipo de perforación.

La integración de fluidos de perforación cui-dadosamente diseñados con otros servicios clavees crucial para el éxito de la construcción depozos, el aislamiento por zonas y la longevidaddel pozo.

Del lodo al cementoLa selección adecuada del lodo y el manejo cui-dadoso de las prácticas de perforacióngeneralmente dan como resultado un pozo decalidad, que se encuentra casi en calibre, esestable y tiene áreas de rugosidad o derrumbe

mínimas. Para establecer el aislamiento porzonas con cemento, primero se debe eliminarefectivamente del pozo el fluido de perforación.

La eliminación del lodo depende de numero-sos factores interdependientes. La geometría delos tubulares, las condiciones de fondo de pozo,las características del pozo, la reología del fluido,el diseño del desplazamiento y la geometría delpozo desempeñan roles esenciales para el éxitode la eliminación del lodo. El óptimo desplaza-miento del fluido de perforación requiere unaclara comprensión de cada variable y de las inter-dependencias inherentes entre las variables.

Desde comienzos de la década de 1980, ladisponibilidad de la tecnología de computación hagenerado importantes avances en la forma en quelos perforadores abordan el desplazamiento delpozo. Las aplicaciones de los programas de com-putación y el procesamiento por computadora másrápido ahora hacen posible un nivel significativode modelado, simulación e ingeniería previos ala construcción del pozo. Se pueden construir flui-dos, predecir interacciones complejas y simulardesplazamientos en la pantalla de la computa-dora, en lugar de hacerlo en la localización delpozo donde hasta los errores más insignificantespueden traducirse en costos elevados.

Los elementos clave de un desplazamientobien diseñado comienzan con la comprensión delas características del pozo, tales como tamaño yderrumbes, rugosidad, ángulo y severidad de lapata de perro. Una vez comprendidos estos ele-mentos, se pueden tomar decisiones sobre ladinámica del fluido de desplazamiento, el diseñodel espaciador y la química, y los requisitos decentralización.

Un ejemplo de un desplazamiento bien dise-ñado se observa en un caso del Mar de Irlanda.BHP Billiton Petroleum experimentó problemascomo resultado de una pobre eliminación dellodo en el proyecto del campo petrolero Lennox.Ubicada en el sector del Mar de Irlanda corres-pondiente a la Bahía de Liverpool, esta serie depozos, que producen tanto gas como petróleo,experimentó fallas reiteradas de aislamiento porzonas y SCP entre las sartas de revestimiento de95⁄8 pulgadas y 133⁄8 pulgadas. Aparte de otros

12. Galal M: “Can We Visualize Drilling Fluid PerformanceBefore We Start?,” artículo de la SPE 81415, presentadoen la 13a Conferencia y Exhibición del Petróleo de MedioOriente de la SPE, Bahrain, 9 al 12 de junio de 2003.

13. La densidad de circulación equivalente es la densidadefectiva ejercida por un fluido de circulación contra laformación que toma en cuenta la caída de presión en elespacio anular por encima del punto en consideración.

G PF

Limpiezadel pozo

Reologíabaja

G PF

Geometría

G = buenaF = regularP = pobre

Limpiezadel pozo

Reologíaoptimizada

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9.70

Gasto, gal/min

ROP = 16 m/hROP = 28 m/hROP = 39 m/hROP = 50 m/h

ROP = 5 m/h

Reología optimizada

Dens

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de

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zapa

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Densidad de circulación equivalenteen la zapata versus gasto

Dens

idad

de

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ulac

ión

equi

vale

nte

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zapa

ta, l

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10.2

10.0

9.8

9.6

9.4500 550 600 650 700 750 800 850 900

Gasto, gal/min

Densidad de circulación equivalenteen la zapata versus gasto

Reología bajaROP = 16 m/hROP = 28 m/hROP = 39 m/hROP = 50 m/h

ROP = 5 m/h

> Reología optimizada con el análisis Virtual Hydraulics. En esta simulación, el programa de compu-tación Virtual Hydraulics de M-I demuestra que la capacidad de limpieza del pozo puede ser optimi-zada en función del gasto y la densidad de circulación equivalente (ECD, por sus siglas en inglés). Lasimulación indica que aun cuando se bombea a alta velocidad, la limpieza del pozo (izquierda, Carril 2)con un lodo de reología baja es pobre en las secciones superiores y la ECD es alta (tabla – extremosuperior derecho). Una vez optimizada, la ECD es significativamente más baja (tabla – extremo inferiorderecho) y la eficiencia de la limpieza del pozo mejora, pasando de pobre a buena (izquierda, Carril 3).

riesgos de seguridad relacionados con la presión,el gas proveniente de estos pozos contiene altasconcentraciones de ácido sulfhídrico [H2S], dehasta 20,000 partes por millón (ppm), y el ven-teo periódico de la presión anular constituía unserio problema ambiental.

Para reducir el riesgo y establecer el aisla-miento por zonas en los pozos futuros, losingenieros de BHP Billiton y Schlumberger eva-luaron dos pozos previos y desarrollaron un plancon visión de futuro para atacar el problema dela SCP. Utilizando datos de los pozos L10 y L11,que ya estaban en producción, los ingenieros

corrieron las simulaciones del programa WELL-CLEAN II para determinar la causa de las fallasdel aislamiento por zonas. Los resultados de lassimulaciones mostraron una adecuada correla-ción con los registros de adherencia del cementooriginales, confirmando la precisión y utilidadde las simulaciones WELLCLEAN II para la pre-dicción de la eliminación del lodo y de lacolocación del cemento (arriba).

En base al modelado de los pozos L10 y L11,el equipo de ingeniería determinó que la pobreeliminación del lodo era la causa principal delinadecuado aislamiento por zonas. Utilizando el

programa de computación de diseño y simulaciónde la cementación CemCADE, y la aplicaciónWELLCLEAN II, los ingenieros diseñaron y ejecu-taron un programa de desplazamiento ycementación en el pozo L12, eliminando efectiva-mente el desarrollo de SCP (próxima página). Laoptimización del diseño del espaciador, del pro-grama de centralización de la tubería derevestimiento y de las propiedades del cemento,condujo al efectivo desplazamiento y adherenciadel cemento, aportando un valor significativo aloperador.

76 Oilfield Review

Prof

., m

3

1

3

2 2

2000

2500

3000

3500

4000

1 Pobre cobertura y adherencia después de este punto; interfase bombeo inicial/bombeo final.Notas indicativas:

2 El lodo presente en la pared produjo un canal, que se ve también en la gráfica USI.3 El aumento del riesgo de presencia de lodo en la pared del pozo conduce a una cobertura de cemento pobre y al desarrollo de micro espacios anulares.

Caso AWELLCLEAN

ll

%0 100

WELLCLEAN IIRiesgo de

presencia de lodo en la pared

Separación(entre las

herramientasde perforacióny las paredes

del pozo)

Coberturadel cemento

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

Prof

undi

dad,

m AmplitudCBT

mV0 50

Registro dedensidadvariable

Min Maxµs

Riesgo depresencia de

lodo en la pared

%0 100

Registro USIcondensado –

Tubería derevestimientono presionada

WELLCLEAN llSeparación (entrelas herramientasde perforación ylas paredes del

pozo)


WELLCLEAN ll

AltoMedioBajoNinguno


> Análisis WELLCLEAN II posterior a la colocación del cemento. Los pozos L10 (izquierda) y L11 (derecha) estaban en produc-ción cuando se corrieron estas simulaciones, cada uno con SCP entre las sartas de revestimiento de 133⁄8 pulgadas y 95⁄8 pulga-das. El análisis de cada pozo, posterior a la colocación, indicó un alto riesgo de presencia de lodo en el pozo, lo que implicabaun desplazamiento pobre y un alto potencial de falla de la cementación primaria y migración anular de gas. Las áreas en colorrojo y naranja del Carril 4 (izquierda) y el Carril 3 (derecha) proporcionan indicaciones claras del nivel de riesgo de eliminacióndel lodo. El registro de la herramienta de generación de Imágenes Ultrasónicas USI en la imagen de la izquierda (Carril 2) secorrelaciona con la simulación WELLCLEAN II previa a las operaciones del Carril 4 donde se indica una pobre potencialeliminación del lodo. En el registro USI (Carril 2), el sombreado amarillo indica el cemento adherido.


Aislamiento del gas con cementoLa integración de los fluidos de perforación, eldiseño del espaciador y las técnicas de desplaza-miento, constituyen la base para la colocaciónóptima del cemento.14 El aislamiento por zonas alargo plazo y el control del gas requieren que elcemento sea correctamente colocado y proveabaja permeabilidad, durabilidad mecánica y adap-tabilidad a las condiciones cambiantes del pozo.

La permeabilidad del cemento depende de lafracción sólida de la formulación de la lechada.Para lechadas de alta densidad, es inherente unaalta fracción sólida, de modo que la permeabili-dad tiende a ser baja. Para lechadas de bajadensidad, existen productos y técnicas especia-les que crean lechadas de baja densidad con altafracción sólida.

La durabilidad mecánica varía con la resis-tencia, el módulo de elasticidad de Young y larelación de Poisson. El cemento debería dise-ñarse de manera que estas propiedades seansuficientes para prevenir la falla del cementocuando se expone a las cambiantes presiones delpozo y a las fluctuaciones de temperatura, quecrean esfuerzos en el sistema de tubería derevestimiento-cemento-formación. Para darflexibilidad al cemento en este entorno serequieren materiales especiales.

Durante la colocación del cemento, se debenmantener condiciones de sobrebalance en lasformaciones gasíferas hasta reducir la vulnerabi-lidad del cemento a la invasión de gas, a travésdel proceso de fraguado. Cuanto mayor sea elsobrebalance, más tarde se producirá la invasióndentro del ciclo de hidratación.

Una técnica para aumentar o mantener elsobrebalance es la aplicación de presión al espa-cio anular luego de la operación de cementación;usualmente mediante la aplicación de presióndesde la superficie. En Canadá, es prácticacomún bombear cemento de fraguado rápido ade-lante del cemento convencional. Esto permiteque el cemento bombeado en primer lugar, olechada inicial, fragüe en el espacio anular cercade la superficie. A través de la tubería de revesti-miento se puede aplicar presión al cemento queha sido levemente subdesplazado. Una precau-ción a adoptar respecto de la aplicación depresión es que las formaciones débiles deben serevaluadas por posibles riesgos de pérdidas.

Una modificación de esta aplicación de pre-sión es una técnica denominada pulsación delcemento, es decir, la aplicación de pulsos de pre-sión al espacio anular luego de la cementación.15

La ventaja de esta técnica es que los ciclos depresurización-despresurización generan pocodesplazamiento de los fluidos en el pozo, lo queretarda el desarrollo de la resistencia de gel,demorando así la reducción de la presión hidros-tática.

También se puede utilizar cemento energi-zado en las formaciones gasíferas. Al reducirseel volumen a través de la deshidratación, la rela-ción presión-volumen del gas comprimidoutilizado en el proceso de espumado permitemantener mayor presión contra la formación,minimizando así el influjo de gas.

Planeación para la explotación del gasLa obturación del espacio anular frente a lamigración de gas puede resultar más difícil enpozos de gas que en pozos de petróleo. La cons-trucción de un pozo, particularmente enpresencia de formaciones gasíferas, requiereque el pozo, el fluido de perforación, los diseñosdel espaciador y el cemento, y las técnicas dedesplazamiento sean tratados como una serie desistemas independientes, cada uno de los cualesdesempeña un rol igualmente importante. Confrecuencia, las relaciones entre estos sistemasson ignoradas, o al menos, apreciadas inadecua-damente.

14. Fraser L, Stanger B, Griffin T, Jabri M, Sones G, SteelmanM y Valkó P: “Seamless Fluids Programs: A Key to BetterWell Construction,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de1996): 42–56.

15. Dusterhoft D, Wilson G y Newman K: “Field Study on theUse of Cement Pulsation to Control Gas Migration,” artí-culo de la SPE 75689, presentado en el Simposio deTecnología del Gas de la SPE, Calgary, Alberta, Canadá,30 de abril al 2 de mayo de 2002.

1500

2000

2500

3000

3500

4000

Separación(entre las

herramientasde perforacióny las paredes

del pozo)


Riesgo depresenciade lodo

en lapared

WELLCLEAN II


WELLCLEAN ll

Prof

undi

dad,

m

Registro USI

Litología

FangolitaCleueley

Halita Rosall

AreniscaOmskirk

%0 100Registro de

densidad variable

FangolitaBlackpool

FangolitaAndsell

> Resultados de una simulación de desplazamiento previa a la operación. Antes de la cementación dela sarta de revestimiento de 95⁄8 pulgadas en el pozo L12, los ingenieros modelaron y simularon lascondiciones de pozo y los parámetros de desplazamiento utilizando el programa de computaciónWELLCLEAN II. Mediante la optimización de las propiedades del lodo y del diseño del espaciador y elcemento, junto con la correcta centralización, la simulación permitió predecir un desplazamiento casicompleto del fluido de perforación (Carril 7). Un registro USI corrido después de la cementación con-firmó la adecuada colocación del cemento y el buen aislamiento por zonas logrado, como se observaen los Carriles 2 a 5 inclusive. El sombreado amarillo en el Carril 5 indica una óptima adherencia delcemento. El pozo L12 produce actualmente sin SCP detectable.

El manejo efectivo de estas tecnologías inter-dependientes requiere que los perforadores y loscementadores trabajen en conjunto durante todoel proceso de perforación, seleccionando lodosque permitan alcanzar los objetivos de perfora-ción a la vez que manejen el pozo en una formaque permita la efectiva eliminación del lodo y eladecuado aislamiento por zonas. La colocacióneficaz de la lechada para lograr un aislamientopor zonas completo y permanente se basa en eldesplazamiento efectivo de los fluidos de perfo-ración del pozo; el modelado, la simulación y eldiseño del sistema espaciador desempeñan rolesclave en este proceso, como se ilustra con unejemplo de América del Sur.

A comienzos del año 2002, Petrobras, que ope-raba en una región remota del sur de Bolivia,experimentó el desarrollo reiterado de SCP en suproyecto Sábalo, en el campo petrolero SanAntonio (abajo, a la derecha). Cada una de las pri-meras tres operaciones de cementación primariade la tubería de revestimiento de superficie de133⁄8 pulgadas desarrolló SCP, que en algunos casosllegó a 1000 lpc [6895 kPa]. También se detectópresión en varias sartas de revestimiento in-termedias de 95⁄8 pulgadas y en sartas derevestimiento de producción de 7 pulgadas.

El siguiente segmento del pozo a perforar erael tramo desviado de 81⁄2 pulgadas del pozo X-3,que atravesaría la formación Huamampampa,cargada de gas y potencialmente comercial. Laspreocupaciones respecto de la lubricidad en unpozo desviado, minimizando el daño de la zonade producción y la necesidad de tener un pozoestable, en calibre, condujeron al equipo de per-foración a seleccionar un sistema de lodo a basede aceite VERSADRIL con baja pérdida de fluido.

El control de pérdida de fluido y el puenteo yla calidad del revoque de filtración son propieda-des importantes del fluido de perforación paraminimizar tanto el daño de formación como elexcesivo aumento del revoque de filtración en laszonas permeables. Dejando de lado las cuestio-nes relacionadas con el daño de formación, elexcesivo aumento del revoque de filtraciónpuede obstaculizar severamente el desplaza-miento del lodo antes de la cementación. Laspropiedades de filtración del sistema fueron con-troladas utilizando una mezcla de gilsonita conalto punto de fusión y partículas de carbonato decalcio de tamaño específico.

La inclinación del pozo causó preocupacionesoperativas acerca de su limpieza y la decanta-ción de la barita.16 La formación de capas derecortes y los problemas de decantación prevale-cen en pozos con inclinaciones de 30 a 60 grados;cualquiera de estas condiciones puede conducir

a la desestabilización del pozo. Por su inclina-ción de 62 grados, el pozo X-3 era considerado dealto riesgo.

Para mitigar estas preocupaciones, el perfo-rador mantuvo altas velocidades de flujo anular,y el ingeniero especialista en fluidos de perfora-ción ajustó la mezcla del lodo y productosquímicos para generar mayor viscosidad a bajastasas de corte (índices de cizalladura). La obser-vación estricta de éstas y otras prácticas deperforación efectivas permitió minimizar la acu-mulación de recortes en el lado más bajo delpozo y reducir al mínimo la erosión del mismo.No se registró ninguna evidencia de decantación.El intervalo de 81⁄2 pulgadas fue perforado conuna densidad de lodo de 1690 kg/m3 [14.1lbm/gal], entre 3347 y 3618 m [10,981 y 11,870pies]. A la profundidad total (TD, por sus siglasen inglés), el registro calibrador de cuatro bra-zos indicó excelentes condiciones de pozo(próxima página, arriba a la izquierda).

El correcto diseño del fluido, la ingeniería ensitio y las adecuadas prácticas de perforación,dieron como resultado un agujero en calibre lim-pio. Los ingenieros optimizaron el sistema

espaciador para las reales condiciones de pozo,las características del lodo y el diseño de latubería de revestimiento. En base a las recomen-daciones derivadas del simulador CemCADE y elprograma WELLCLEAN II, se colocaron en latubería de revestimiento 40 centralizadores, unopor cada junta de la tubería de revestimiento.Dado que para la perforación se utilizó un lodo abase de petróleo, para la óptima eliminación dellodo se diseñó un sistema espaciador MUDPUSHXLO para cementación con surfactante con unarelación de 286 cm3/ m3 [12 gal/1000 gal] y consolvente mutuo a razón de 2380 cm3/ m3 [100gal/1000 gal].

Dado que la Formación Huamampampa secaracteriza por tener un alto nivel de gas, losespecialistas en cementación de Schlumbergerdiseñaron un sistema de lechada DensCRETE de1989 kg/m3 [16.6 lbm/gal] que incorpora un adi-tivo para control del gas a fin de impedir lamigración de gas luego de la colocación delcemento. Para minimizar la deshidratación de lalechada de cemento en las zonas permeables, secontroló la pérdida de fluido a razón de 19mL/30 min.17

78 Oilfield Review

> Perforación en una localización remota de Petrobras. Petrobras está per-forando pozos múltiples en el campo petrolero San Antonio, situado en el surde Bolivia.


Las operaciones de desplazamiento y cemen-tación fueron realizadas de acuerdo conestrictas especificaciones de diseño. Al reingre-sar en el pozo, el perforador colocó el tope delcemento a una profundidad medida de 3245 m[10,646 pies], 102 m [335 pies] por debajo deltope del empalme, o la superposición entre latubería de revestimiento en cuestión y la sartade revestimiento previa.

Petrobras evalúa la cementación primaria enforma rutinaria utilizando registros de adheren-cia del cemento y pruebas de pérdida de fluidode la formación. Tres días después de la cemen-tación, se corrió un registro de DensidadVariable adquirido con la herramienta de Adhe-rencia del Cemento CBT.18 El simuladorCemCADE predijo una amplitud CBT de 1.7 mVpara un 100% de eliminación de lodo y de 3.1 mVpara un 80% de eliminación de lodo. Los resulta-dos de los registros indican una amplitudpromedio de aproximadamente 2 mV, de maneraque la cementación de la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas arrojó un índice deadherencia promedio del 95% (arriba, a la dere-cha). Estos resultados coinciden con laspredicciones de los programas CemCADE y

WELLCLEAN II. Se logró un buen aislamientopor zonas.

El enfoque holístico adoptado por los equi-pos de ingeniería para controlar la migración degas, combinado con tecnología de última genera-ción, se tradujo en un aislamiento por zonasefectivo sin fugas de gas a la superficie. Aseptiembre de 2003, luego de producir 0.57 m3/d[20 MMpc/D] de gas durante más de un año, elpozo X-3 no mostraba indicación alguna de pre-sencia de micro espacio anular o de desarrollode SCP. Mediante la aplicación de un enfoqueintegrado a la planeación y la construcción depozos, el equipo de ingeniería logró modificarcon éxito sus fluidos de perforación y los progra-mas de cementación para alcanzar elaislamiento por zonas en las dos sartas de reves-timiento siguientes.

Una solución para el aislamiento del gas someroLos flujos de gas somero plantean un problemaespecial para el control de la migración de gas.Mientras operaba en el Golfo de Tailandia, en elotoño de 2001, PTT Exploration and ProductionPublic Company Ltd. (PTTEP) experimentóserios problemas con los flujos de gas somero yel desarrollo de SCP. Originalmente descubiertoen 1973, el campo petrolero Bongkot se encuen-tra ubicado 600 km [373 millas] al sur deBangkok, Tailandia, y 180 km [112 millas] frentea la costa de Songkhla. El campo consta princi-palmente de reservas de gas con ciertaproducción limitada de petróleo.

El proyecto de perforación WP11 era partede un programa de perforación de desarrollo de12 pozos. Los datos geofísicos y los datos deregistros adquiridos con cable indicaron la pre-sencia de potencial gasífero somero a unaprofundidad de entre 312 y 326 m [1023 y 1069pies] debajo del nivel medio del mar. Los inge-nieros de PTTEP planearon asentar la tubería derevestimiento de 133⁄8 pulgadas a 310 m [1017pies], luego perforar un pozo de 121⁄2 pulgadas através de la arenisca gasífera somera y asentarla tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas aaproximadamente 500 m [1640 pies]. El aisla-miento por zonas detrás de la tubería derevestimiento de 95⁄8 pulgadas era crucial para eléxito del proyecto. Si bien se utilizó un diseño delechada de cemento estanco al gas, o resistenteal influjo de gas, las tres primeras operacionesde cementación primaria de la tubería de reves-

3575

3600

Rayos gamma

API0 200Prof,

m

Tamaño de la barrena

pulgadas16 6

Tamaño de la barrena

pulgadas6 16

Calibrador 1

pulgadas16 6

Calibrador 2

pulgadas6 16

> Registros de calibrador del pozo X-3. LosCarriles 2 y 3 indican un agujero casi en calibre.

3575

Rayos gamma

APIProf.,

m1500

3600

Juntas de tubería de revestimientoMarcador de aislamiento del cemento

Tiempo de tránsito(Ventana deslizante) (TTSL)

µs 200400

Amplitud CBT

mV 1000

Amplitud CBT

mV 100

Tiempo de tránsito (TT)

µs 200400

Localizador de junta de tubería de revestimiento (CCL, por sus siglas en inglés)

1-19

< Registro de adherencia de la tubería de reves-timiento en el pozo X-3 . El registro de DensidadVariable obtenido con la herramienta de Adhe-rencia del Cemento CBT fue corrido tres díasdespués de la cementación. La amplitud CBT pro-medio fue de 2 mV (Carril 2) a través de la zona degas, valor extremadamente bajo para los pozosdel área. Los valores de amplitud disminuyen conla calidad de la adherencia del cemento. El pozode 81⁄2 pulgadas fue perforado con un ángulo de62°, utilizando un lodo a base de petróleo cuyadensidad era de 1689 kg/m3 [14.1 lbm/gal]. Lascondiciones de pozo eran excelentes para eldesplazamiento y la cementación. No se detectóninguna SCP, lo que indicó el éxito del aisla-miento por zonas.

16. El término decantación se define como la decantaciónde partículas en el espacio anular de un pozo, que puedeocurrir cuando el lodo se encuentra estático o está encirculación. Debido a la combinación de flujo secundarioy a la fuerza de atracción gravitacional, los materialesdensificantes pueden decantarse, o hundirse, en un lodoque fluye en un pozo de alto ángulo. Si la decantación esprolongada, la parte superior del pozo perderá densidadde lodo, lo que reducirá la presión hidrostática del pozo,permitiendo que ingrese en el mismo un influjo de fluidode formación.

17. Ésta es la norma del Instituto Americano del Petróleo(API, por sus siglas en inglés) para la pérdida de fluidode cementación.

18. Butsch RJ, Kasecky MJ, Morris CW y Wydrinski R: “TheEvaluation of Specialized Cements,” artículo de la SPE76731, presentado en el Encuentro Conjunto Regional deOccidente de la SPE/Sección Pacífico de la AAPG,Anchorage, Alaska, EUA, 20 al 22 de mayo de 2002.

timiento de 95⁄8 pulgadas fallaron, lo que produjodesarrollo de SCP en la superficie y carga congas de las areniscas normalmente presionadasde la zona superior (izquierda).

Si bien no están bajo contrato para el pro-yecto, los ingenieros de Schlumberger y M-I quetrabajan junto con PTTEP y sus socios, Total yBG, propusieron un plan para integrar la estabi-lización del pozo con el desplazamiento del lodoy el diseño del sistema de cementación.

Las formaciones someras en el tramo de121⁄2 pulgadas estaban compuestas principal-mente por arenisca y lutita, 30 al 40% de lascuales correspondían a arcilla reactiva. Históri-camente, se han utilizado lodos convencionalesa base de agua para perforar estas formaciones,lo que se traducía en tramos significativamentederrumbados, desplazamientos pobres, coloca-ción inadecuada del cemento primario y pérdidadel aislamiento por zonas.

El equipo de ingeniería de M-I recomendóque se controlara la integridad del pozo y de losrecortes con lodo SILDRIL, un fluido de perfora-ción a base de silicato de sodio. El objetivo eraobtener un agujero casi en calibre que permi-tiera optimizar la centralización de la tubería derevestimiento, el desplazamiento del lodo y lacolocación del cemento a través de la areniscagasífera.

Los lodos a base de silicato han demostradosu utilidad en la estabilización de la erosión deformaciones someras no consolidadas y en laobtención de agujeros en calibre, manteniendoal mismo tiempo velocidades de penetraciónóptimas. En formaciones altamente reactivas,como las del proyecto WP11, los iones de silicatose adhieren con sitios activos en las arcillas deformación. Esto da como resultado recortes alta-mente competentes y estabilización del pozo através del enlace químico directo del silicatopolimerizado (próxima página, arriba).

80 Oilfield Review

BK-11-G BK-11-LC

Zapata de latubería de

133/8 pulgadasa 308 m

Tubería desuperficie de26 pulgadashasta 151 m




Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m Tope de la arenisca gasífera = 327 m

Profundidad total = 308 m

Zona de gas somero

Base de la arenisca gasífera = 340 m

BK-11-G BK-11-L

Tubería desuperficie de26 pulgadas

hasta 151 m




BK-11-G BK-11-L

Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m


Profundidad total = 308 mTope de la arenisca gasífera = 327 m

Zona de gas somero


Profundidad total = 308 mTope de la arenisca gasífera = 327 m

Zona de gas somero


A

B

Pozo de 171/2 pulgadashasta 311 m


< Escenarios para la carga de la arenisca supe-rior. En las primeras operaciones de perforación,las areniscas superiores anteriormente no gasí-feras fueron cargadas con gas. Se desarrollarondiversos escenarios para explicar el flujo cru-zado de gas entre los pozos BK-11-G y BK-11-L, yel desarrollo de SCP en la superficie. El gas semuestra como burbujas rojas que se originan enla arenisca gasífera somera. En los tres escena-rios mostrados, el gas migra en torno al cementopobremente adherido (A). El gas se desplaza entorno al cemento pobremente adherido en direc-ción a las fracturas verticales (B). El gas migraen torno al cemento pobremente adherido y através de una red de microfracturas (C). En todoslos casos, la cementación primaria no propor-cionó aislamiento por zonas. Esto se tradujo enla migración de gas tanto hacia las areniscassuperiores como entre las sartas de revesti-miento, lo que generó SCP.


El diseño del espaciador y el desplazamientodel lodo eran el siguiente desafío. Los ingenierosde Schlumberger, utilizando las simulacionesWELLCLEAN II, diseñaron un sistema espacia-dor compuesto por un espaciador MUDPUSH XLy un derrumbe químico CW7 para eliminar elfluido SILDRIL del pozo en forma eficaz, antesde colocar el cemento. El diseño utilizó 22centralizadores de la tubería de revestimientopara proporcionar una separación (entre lasherramientas de perforación y la pared delpozo) superior al 75%. Un régimen de bombeo de1 m3/min [7 bbl/min] permitiría 5 minutos detiempo de contacto del espaciador a través de laarenisca gasífera a 327 m [1073 pies]. El mode-lado WELLCLEAN II predijo un 100% decobertura de cemento en el tramo descubiertodel pozo. Para reforzar la seguridad, los ingenie-ros de PTTEP planearon la colocación de unempacador externo para tubería de revesti-miento (ECP, por sus siglas en inglés) justo porencima de la arenisca gasífera.

El diseño de la lechada de cemento tambiénplanteaba retos. Para evitar pérdidas durante lacementación, se necesitaba una lechada decemento liviana, estanca al gas. La baja tempe-ratura del pozo, 35°C [95°F], implicaba untiempo de fraguado del cemento prolongado. Labaja pérdida de fluido y el rápido desarrollo dela resistencia de gel estática durante el fraguadodel cemento ayudarían a minimizar el influjo degas. Los ingenieros de Schlumberger diseñaronun sistema de cementación LiteCRETE a bajatemperatura que contenía un aditivo del sistemade cementación para control de la migración degas GASBLOK LT y un aditivo para soluciones decementación en aguas profundas DeepCEM dise-ñados para minimizar el tiempo de transición de

líquido a sólido, limitando así el potencial demigración de gas a través del cemento que estáfraguando.

Los registros calibradores indicaron un diá-metro promedio del pozo de 318 mm [12.54pulgadas]; se había logrado la óptima inhibiciónde las arcillas de formación utilizando el sistemade lodo SILDRIL. Si bien cuatro de los sieteECPs no lograron la obturación después de laexpansión, el sistema de cementación Lite-CRETE en conjunto con un agujero en calibre,un sistema espaciador optimizado y un desplaza-miento efectivo, proporcionaron excelentecementación y aislamiento por zonas. Final-mente, no hubo ninguna evidencia de migraciónde gas o SCP detrás de la sarta de revestimientode 95⁄8 pulgadas.

Un enfoque integrado de fluidos de pozo yfluidos de perforación permitió aislar efectiva-mente la problemática zona de gas a 327 m(derecha). Si bien se había considerado cambiarlas localizaciones para evitar la arenisca gasífera

> Control de recortes con lodo a base de silicato. El lodo SILDRIL a base desilicato, utilizado para perforar los tramos de 121⁄4 pulgadas, produjo un pozoestable con un diámetro promedio de 318 mm [12.54 pulgadas]. Los recortesque aparecen atravesando las temblorinas tienen un alto nivel de integridad,lo que confirma el control de la hidratación y la dispersión de las arcillas deformación.

Líquido

Micro pérdida de adherencia

Adherido

Micro espacio anular con gas

o seco

Líquido


Adherido Mapa del cemento


o seco

-1000.0000-500.0000

0.3000 2.0000 2.2727 2.5454 2.8182 3.0909 3.3636 3.6364 3.9091 4.1818 4.4545 4.72735.0000

Prof., m

300

325

275

250

350

Mapa del cemento con clasificación

de impedancia

-1000.0000-500.0000

0.3000 2.0000 2.2727 2.5454 2.8182 3.0909 3.3636 3.6364 3.9091 4.1818 4.4545 4.72735.0000

> Aislamiento por zonas mejorado. Antes de laoptimización del proceso de perforación y ce-mentación, no se obtuvo aislamiento por zonas,como se indica en los Carriles 1 y 2 (izquierda).Las áreas sombreadas en rojo en el Carril 2 indi-can la presencia de gas. En el Carril 1, las zonassombreadas en azul y verde, en el lado izquier-do, indican la presencia de líquido y pérdida deadherencia respectivamente, señales de un po-tencial canal de gas. Procedimientos efectivos yprocesos de construcción de pozos optimizadospermitieron aislar con éxito las areniscas gasífe-ras. En la gráfica de la derecha, el Carril 1 mues-tra áreas de color amarillo intenso, que indicanla existencia de cemento adherido y aislamientopor zonas. Se observan niveles significativos degas sólo en las proximidades de la areniscagasífera somera.

somera, esta solución permitió a PTTEP mante-ner la plataforma en su lugar y continuar con elprograma de perforación. Desde entonces, sietepozos fueron terminados con éxito.

Mejoramiento de la adherencia del cemento con el tiempoLos recientes desarrollos acaecidos en tecnolo-gía de cementación, que ofrecen ventajassignificativas en lo que respecta a durabilidad yadaptación a las cambiantes condiciones delpozo, han contribuido a la prevención de lamigración de gas y de la SCP. Las propiedadesdel cemento fueron diseñadas tradicionalmentepara la óptima colocación y desarrollo de laresistencia antes que para el desempeño a largoplazo, posterior al fraguado. En general, elrápido desarrollo de una alta resistencia a lacompresión del cemento era considerado ade-cuado para la mayoría de las condiciones depozo. Hoy, los operadores y las compañías de ser-vicios se han dado cuenta de que enfatizar laresistencia a expensas de la durabilidad muchasveces conduce al desarrollo de SCP y a la reduc-ción de la productividad del pozo.

Las características y distribución del tamañode partículas de cemento pueden contribuir sig-nificativamente tanto a la resistencia al influjode gas como al mantenimiento de un sellohidráulico sustentable, especialmente en pozossometidos a fluctuaciones de presión y tempera-tura. La tecnología avanzada de cemento flexibleFlexSTONE, que forma parte de la tecnología decementación de pozos de petróleo a base de con-creto CemCRETE, es una de las tantassoluciones que abordan efectivamente la flexibi-lidad y la durabilidad del cemento.

Se sabe que los cementos Pórtland conven-cionales se contraen durante el fraguado(derecha, arriba).19 Por el contrario, las lechadasFlexSTONE pueden ser diseñadas para expan-dirse, haciendo aún más estanco el sellohidráulico y ayudando a compensar las variacio-nes de las condiciones del pozo o de la tubería derevestimiento. Esta capacidad contribuye a evi-tar el desarrollo de micro espacios anulares.Mediante el ajuste de las características específi-cas del aditivo y la mezcla de la lechada decemento con una distribución del tamaño de par-tículas diseñada, se puede lograr una reduccióndel módulo de elasticidad de Young en elcemento (derecha, abajo). El cemento anular sepuede flexionar así al unísono con la tubería derevestimiento, en lugar de fallar como resultadode los esfuerzos por tracción. De este modo seminimizan el desarrollo potencial de micro espa-cios anulares y la comunicación del gas con lasuperficie o con zonas de menor presión.

Un ejemplo de las capacidades de expansióndel cemento FlexSTONE proviene de MedioOriente. Durante el año 2002, Abu Dhabi MarineOperating Company (ADMA), operadora delcampo Umm Shaif, ubicado 32 km [20 millas] alnoreste de Das Island, en el área marina de AbuDhabi, EAU, utilizó un sistema de cemento expan-sible FlexSTONE para abordar problemasrecurrentes de migración de gas, detrás de las sar-tas de revestimiento de 95⁄8 pulgadas.

Durante la adquisición de registros en eltramo de la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas, el operador corrió un registro con laherramienta de generación de ImágenesUltrasónicas USI por segunda vez, en el tramo de

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19. Dusseault MB, Gray MN y Nawrocki PA: “Why OilwellsLeak: Cement Behavior and Long-Term Consequences,”artículo de la SPE 64733, presentado en la Conferencia yExhibición Internacional del Petróleo y el Gas de la SPE,Pekín, China, 7 al 10 de noviembre de 2000.

> Llenado de los espacios intersticiales. El espacio intersticial que existe entre las partículas en loscementos estándar (izquierda) está lleno de agua. Los sistemas FlexSTONE llenan el espacio intersti-cial con partículas medianas y pequeñas (derecha). Se utiliza menos agua en la formulación y las le-chadas se pueden hacer más estancas al gas, más resistentes y más flexibles. Al fraguar el cemento,las partículas específicas del sistema FlexSTONE contribuyen a la expansión mientras que otras par-tículas son concebidas para proporcionar flexibilidad al cemento fraguado.

Cemento salino

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3

> Volumen cambiante del cemento durante la fase de fraguado. La mayoríade los cementos sólo experimentan un leve cambio de volumen durante elproceso de fraguado. El sistema avanzado de cemento flexible FlexSTONEpuede formularse para que alcance una expansión de hasta un 3%.


95⁄8 pulgadas que había sido cementado con uncemento FlexSTONE dos meses antes. Si bien seobtuvo un sello estanco al gas durante la cemen-tación primaria, se produjo un mejoramiento dela adherencia del cemento con el tiempo. Estedescubrimiento demuestra las característicasexpansivas del diseño FlexSTONE (derecha).

Modelado de los sistemas de cementaciónEl rol del modelado en el diseño de los sistemasde cementación se pone de manifiesto en otroejemplo de Medio Oriente. La empresa Abu DhabiCompany for Onshore Oil Operations (ADCO)perforó 70 pozos de gas en los campos Bab y Asab,situados en el área marina de Abu Dhabi. Muchosde estos pozos tienen problemas de SCP, que losingenieros de ADCO atribuyen a las deficientesprácticas de cementación primaria.

Estos problemas de SCP amenazaron un pro-grama de desarrollo en el año 2003. Senecesitaba un enfoque diferente para mantenerla integridad de la cementación. La planeaciónde un pozo de evaluación horizontal productorde gas brindaba la oportunidad de probar unnuevo sistema de cementación.

Los ingenieros de Schlumberger y ADCOcoincidían en que era preciso conocer clara-mente los mecanismos de falla históricos paralograr una aislamiento por zonas sustentable.Los ingenieros de Schlumberger utilizaron unmodelo de análisis de esfuerzos (SAM, por sussiglas en inglés) para evaluar los sistemas decementación potenciales. Corrieron una serie desimulaciones para predecir el comportamientode la cementación en diferentes tramos del pozo.En un escenario, un sistema de lodo de 1280kg/m3 [80 lbm/pie3] de densidad fue desplazadodel pozo entubado con un fluido de terminacióncuya densidad era de 1184 kg/m3 [74 lbm/pie3].El desplazamiento se tradujo en una reducciónde la presión, equivalente a 540 lpc [3723 kPa],en el tramo de la tubería de revestimiento.

Habitualmente, estos tramos de tubería derevestimiento se cementan con sistemas decementación convencionales de 2000 kg/m3 [125lbm/pie3] de densidad. Los registros de laborato-rio indicaron que los sistemas de cementaciónconvencionales formulados localmente general-mente tienen una resistencia a la compresión noconfinada (UCS, por sus siglas en inglés) deaproximadamente 4000 a 8000 lpc [27 a 55 MPa]y un módulo de Young que oscila entre 1,450,000lpc [10,000 MPa] y 1,700,000 lpc [11,721 MPa].Las simulaciones efectuadas con el modelo SAMpredijeron que una reducción de 540 lpc de lapresión hidrostática existente dentro de la tube-ría de revestimiento haría fallar la adherenciaentre el cemento y la tubería de revestimiento y se

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> Expansión del cemento FlexSTONE con el tiempo. Los registros USI de un pozo obtenidos en octubre(izquierda) y diciembre (derecha) indicaron la expansión del cemento a lo largo de un período de dosmeses. El Carril 2 indica más pérdida de adherencia (verde) en octubre que en diciembre (Carril 6). Lareducción de la amplitud CBT en los Carriles 4 y 8 también indica un mejoramiento de la adherencia.

traduciría en el desarrollo de un canal o un microespacio anular. Según el modelo, un cementoexpandido más flexible toleraría la variación dela presión interna de la tubería de revestimientosin generar ningún micro espacio anular.

Una vez implementados el modelado SAM yotros análisis, se inició la perforación del pozo deevaluación. El tramo de 95⁄8 pulgadas fuecementado con un sistema de cementación con-vencional, se dejó fraguar, y luego se obtuvieronregistros con la herramienta USI para evaluar laadherencia del cemento. Una vez curado elcemento, el operador sometió el tramo a unaprueba de presión hasta alcanzar 3500 lpc [24MPa]. Para verificar la integridad del cemento,se volvieron a correr los registros USI bajo lasmismas condiciones imperantes durante la pri-mera carrera. El segundo registro indicó que laformulación del sistema de cementación conven-cional no flexible no podía producir una lechadacapaz de compensar la deformación de la tuberíade revestimiento, lo que provocó pérdida deadherencia entre el cemento y la tubería derevestimiento (derecha).

Si bien ya se había cementado la tubería derevestimiento, los ingenieros de Schlumbergersimularon las condiciones de la prueba de pre-sión con el simulador SAM. Las propiedades delcemento fueron importadas del diseño de la ope-ración para el análisis. El simulador SAM predijoque la lechada de cemento convencional no tole-raría el esfuerzo de tracción. Según el modelo, elcambio de la presión interna de la tubería derevestimiento excedía la resistencia a la traccióndel cemento en un 153%. Para tolerar este nivelde esfuerzo de tracción, el modelo SAM reco-mendó un cemento diseñado con un módulo deYoung de 1,200,000 lpc [8273 MPa], es decir,500,000 lpc [3447 MPa] menos que las cifrashabituales para las formulaciones de sistemas decementación convencionales.

El modelado SAM y las lechadas de cementoadicionales probados en el laboratorio de

Schlumberger indicaron que el sistema decementación FlexSTONE proporcionaría un ais-lamiento por zonas sustentable bajo lascondiciones de fondo de pozo anticipadas(abajo). Los resultados indicaron que se requeri-rían tanto las propiedades expansivas como laspropiedades flexibles del cemento FlexSTONEpara cementar en forma efectiva el tramo detubería de revestimiento de 7 pulgadas.

Como sucede con muchos sistemas decementación de alto rendimiento, los cementosFlexSTONE deben ser diseñados cuidadosa-mente. El aumento de la flexibilidad se asociacon una reducción de la resistencia a la compre-sión. En consecuencia, la resistencia a lacompresión no puede ser utilizada como unaindicación importante de la durabilidad de uncemento a largo plazo. Los sistemas de cementa-ción deben ser diseñados para garantizar uncompromiso entre ambas propiedades. Despuésde evaluar varias lechadas potenciales, inclu-yendo pruebas para determinar el equilibrioentre los requisitos de expansión y los requisitosde resistencia a la compresión, los ingenieros sedecidieron por una formulación de cementoFlexSTONE adecuada para la tubería de revesti-miento de 7 pulgadas.

El tramo del pozo de 81⁄2 pulgadas sería perfo-rado a través de una formación calcárea. Por logeneral, cuando se perfora a través de roca car-bonatada no se necesitan sistemas de lodoespeciales. Los ingenieros podrían asumir conseguridad que las condiciones de pozo seríanóptimas, con escaso derrumbe. Se utilizaron elprograma WELLCLEAN II para simular y diseñarel desplazamiento y el programa de computaciónCemCADE para determinar las pautas de diseñoy ejecución de las operaciones de cementación.

Los ingenieros diseñaron el pozo de eva-luación BB-545 con un tramo de tubería derevestimiento de 7 pulgadas que se extendíahasta 3542 m [11,621 pies] de profundidad medi-da, (3385 m [11,104 pies] de profundidad

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Mapa del cemento con clasificación de impedancia

Mapa del cemento con clasificación de impedancia

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> Pérdida de adherencia del cemento despuésde la prueba de presión. La imagen del registroUSI (izquierda) muestra un cemento bien adhe-rido en el Carril 1 (amarillo). Luego de someterel pozo a una prueba de presión hasta 3500 lpc[24 MPa], se corrió otro registro USI (derecha).Cuando se eliminó la presión, el tamaño de latubería de revestimiento se redujo pero la ce-mentación no se desplazó, o no se flexionó, conla tubería de revestimiento. Como se indica enel Carril 3 (azul), se produjo una pérdida deadherencia casi total.

Lechada Módulo deYoung, lpc

Relación dePoisson

Lechada 1– FlexSTONE 900,000 0.20

Lechada 2– Cemento convencional 1, Tipo G 1,700,000 0.19

Lechada 3– Cemento convencional 2, Tipo G

1,500,000 0.22

> Diseños de cemento flexible. El sistema FlexSTONE fue diseñado conun módulo de Young 50% menor que la lechada convencional para sa-tisfacer las especificaciones determinadas a partir de las simulacionesSAM. La Lechada 2 refleja las propiedades para la lechada de cementoconvencional utilizada para cementar la sarta de revestimiento de 95⁄8pulgadas. La Lechada 1 FlexSTONE, que tiene un aumento sustancialde la flexibilidad, se utilizó para cementar la tubería de revestimientode 7 pulgadas.


vertical verdadera). Este tramo terminó con unasección de 90° en el yacimiento Arab ABC, unaformación gasífera con un 32% de H2S. La super-posición de la tubería de revestimiento, queconstituye una fuente potencialmente problemá-tica de SCP, se extendía 111 m [365 pies]nuevamente dentro de la tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas. La producción del pozoprovino de un tramo horizontal descubierto de 6pulgadas, a 686 m [2250 pies], perforado desdela zapata de la tubería de revestimiento de 7 pul-gadas.

El 4 de febrero de 2003, se cementó la tube-ría de revestimiento de 7 pulgadas, según eldiseño. Una vez fraguado el cemento, un registroUSI confirmó la colocación completa delcemento sin la presencia de canales o microespacios anulares detectables. Al cabo de sietemeses, el pozo de evaluación BB-545 no mostróningún signo de SCP.

El cemento FlexSTONE también fue utilizadopara cementar el tramo de tubería de revesti-miento de 95⁄8 pulgadas del pozo BB-548, un pozosimilar al BB-545 que también penetró la forma-ción Arab ABC. Si bien el pozo experimentósignificativas variaciones de presión durante laspruebas, los registros USI corridos después de 72horas y vueltos a correr al cabo de dos mesesindicaron un aislamiento por zonas sostenido yun mejoramiento de la adherencia con el tiempo(izquierda).

El futuro en construcciónLa migración de gas y la existencia de presióndetrás de las tuberías de revestimiento se produ-cen con una frecuencia impredecible en muchaspartes del mundo. Los organismos reguladores yla industria del petróleo y el gas tienen un inte-rés particular en concentrarse en aquellosfactores que contribuyen a su desarrollo y pre-vención.

Los esfuerzos incesantes por desarrollarprácticas de construcción de pozos seguras, conel tiempo lograrán mitigar la frecuencia deldesarrollo de SCP. Se necesitan nuevos avances,especialmente en las áreas de vigilancia rutina-ria de pozos, localización de fuentes de fugas yprovisión de métodos de remediación eficacesdesde el punto de vista de sus costos.

Las experiencias de operadores presentadasen este artículo demuestran que la integraciónde servicios y tecnologías interdependientes,sumada a los avances acontecidos en la tecnolo-gía de simulación, modelado y productos, hanpermitido avanzar a la industria en lo que res-pecta al abordaje de la seguridad de los pozos degas y su potencial longevidad. —DW

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con gas o seco

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Líquido

> Aislamiento por zonas en el pozo BB-548. Tanto el registro CBT (izquierda, Carriles 1 y 2) como el re-gistro USI (derecha, Carriles 3 a 8) fueron obtenidos durante la adquisición de registros en el tramo dela tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas del pozo BB-548, en abril y nuevamente en junio. Los resul-tados del registro USI de abril (Carril 4) indicaron una buena adherencia general (amarillo) con unaspocas zonas de líquido pequeñas (azul). Estas zonas, mostradas en el registro CBT de abril (Carril1/2463 m [8080 pies]), reflejan una amplitud CBT de 20 mV. Como lo indican la presencia de un menorvolumen de líquido en el resultado USI de junio (Carril 7) y una caída del voltaje CBT a 5 mV (Carril 2),las pruebas de presión no afectaron el sello hidráulico desarrollado por el cemento FlexSTONEexpansivo y flexible.

Del lodo al cemento: construcción de pozos de gas

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