Tesis Cementacion Bajo Gradiente

7/29/2019 Tesis Cementacion Bajo Gradiente

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UNIVERSIDAD DEL ISTMO

CAMPUS TEHUANTEPEC

CEMENTACIONES DE TUBERIAS DE REVESTIMIENTO EN YACIMIENTOS CON BAJOS

GRADIENTES DE PORO Y FRACTURA

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

I N G E N I E R O D E P E T R Ó L E O S

PRESENTA

JORGE DE JESUS MARCIAL LOPEZ

DIRECTOR DE TESIS

M.C. JENS ANDREAS SEIM

ASESOR EXTERNO

ING. JORGE BELTRÁN GONZÁLEZ

SANTO DOMINGO TEHUANTEPEC, OAXACA; MÉXICO 2011



i

Declaración

Por medio de la presente declaro que el material obtenido como resultado de este trabajo de

tesis es propio y por tanto no contiene material previamente publicado o escrito por otros

autores, ni material que de manera substancial haya sido aceptado para el otorgamiento de

premios, otro grado ni diploma de universidad u otro instituto de enseñanza superior,

excepto donde se ha hecho reconocimiento debido en el texto, por lo tanto el trabajo aquí

presentado puede considerarse como material inédito.

Lunes 7 de marzo 2011

Firma:

Jorge de Jesús Marcial López



ii

Agradecimientos

Este logro se lo dedico a mis padres: Jorge y Catalina. Les agradezco

infinitamente por todo lo que han hecho incondicionalmente por mí.

Especialmente a mi Madre

No hay palabras que sirvan para agradecerte lo que has hecho por mí, solamente

te puedo decir TE AMO, y te dedico este trabajo con toda mi admiración y respeto.

Gracias a la Universidad del Istmo, por la generosa educación que me dio, a mis

profesores, que les debo gran parte de mi formación académica.

A mis directores de tesis: M.C. Jens Andreas Seim y al Ing. Jorge Beltrán

González quienes me dirigieron la tesis y sus comentarios fueron de ayuda

incalculable para el desarrollo de este proyecto.

A mis cuatro revisores, cuyos nombres aparecen en el oficio de firmas del cuerpo

de sinodales.

Al ing. Rafael Rodríguez Monroy, jefe de Servicio a Pozos Reforma (PEP) por

abrirme las puertas y darme la oportunidad de realizar mi tema de tesis, al

departamento de Cementaciones y de Intervenciones sin equipo, en donde conocí

personas cuyas personalidades dejaron huella en mi vida.

A mi hermana Yolanda, Oscar, Guillermo, Jessica y demás compañeros quienes

me brindaron apoyo de manera significativa en este proyecto.



iii

Resumen

El presente trabajo de tesis tiene como objetivo analizar y evaluar la calidad de las

cementaciones primarias en zonas productoras de pozos pertenecientes al complejo

Antonio J. Bermúdez, debido a que uno de sus principales problemas es la pérdida de

circulación total o parcial del fluido de perforación o lechadas de cemento hacia el interior

de las formaciones del Cretácico y Jurásico y que resultan en un inadecuado aislamiento,

un alto daño a la formación y un gasto excesivo en cementaciones remediales, aunado a

esto, estas formaciones presentan bajos gradientes de presión de poro y fractura muy

cercanos entre sí, reduciendo la ventana operacional, generando complicaciones en los

diseños de cementación en estas zonas.

Para lograr el objetivo planteado se seleccionaron tres pozos, dichos pozos presentaron

altas pérdidas de circulación de unas decenas de metros cúbicos durante la etapa de

perforación. Posteriormente a cada uno se le analizó y documentó su historial, el análisis

de los problemas fue realizado con base en el uso de los registros de cementación:

registro de adherencia de cemento (Cement Bond Log) y registro de densidad variable

(Variable Density Log). Se diagnosticaron los problemas resultantes después de la

operación, para presentar recomendaciones que permitan mejorar los trabajos de

cementación primaria.

Posteriormente se realizó un censo de los pozos que se perforaron en los últimos cinco

años para determinar el sistema de lechada de cemento más apropiada, con base a las

pruebas de hermeticidad.

Por último, se estudiaron los factores más importantes y los fenómenos que ocurren

durante el desplazamiento de la lechada dentro del pozo con el objeto de formular la

simulación hidráulica del diseño de una cementación a un pozo representativo del

complejo.

En los resultados se demuestra que el sistema de lechada ultraligero es la que mejor ha

dado resultados para la cementación en zonas débiles, sin embargo no está exenta de

problemas.

De acuerdo a los registros de cementación se encontró que los bajos gradientes de

presión de poro y fractura de la zona productora causan una deficiente adherencia a la

cara de la formación y en la pared de la tubería, por lo que se recomienda mejorar las

técnicas de lavado del agujero para remover de forma efectiva el enjarre.



iv

Abstract

The objective of this thesis is to analyze and evaluate the quality of primary cementing in

the producing areas of wells of the Antonio J. Bermúdez complex, the reason for this is

that one of the main problems is the loss of total or partial circulation of drilling fluid or

cement slurry into the Cretaceous and Jurassic formations which result in inadequate

isolation, serious damage to the formation and excessive spending on remedial

cementing. In addition to this, these formations have low pore and fracture pressure

gradients which are very close together, thus reducing the operational window and

generating complications in cementing designs in these areas.

To achieve the proposed objective we selected three wells. These wells showed a high

loss of circulation of some tens of cubic meters during the drilling stage. Later on, the

records of each well were analyzed and evaluated based on their cementing logs: Cement

Bond Log (CBL) and Variable Density Log (VDL). The problems resulting from the

operation were diagnosed in order to submit recommendations to improve the primary

cementation jobs.

Subsequently, a census of the wells that were drilled in the last five years was conducted

to determine the most appropriate cement slurry system based on hermeticity testing.

Finally, we studied the most important factors and phenomena that occur during the

displacement of the cement slurry into the well in order to formulate the hydraulic

simulation of the design of a cementing at a representative well of the Antonio J.

Bermudez complex.

The results show that the ultralight slurry system yielded the best results for cementation in

weak areas. However, it is not without its problems.

According to cementing logs, it was found that low pore and fracture pressure gradients of

the producing area cause a poor adherence to the face of the formation and the pipe wall.

For this reason it is recommended that the hole washing techniques are improved to

effectively remove the mudcake.



v

Aportación del trabajo de tesis

Diagnóstico para el mejoramiento de las técnicas de cementación primarias en las

zonas productoras de bajos gradientes de presión.

Disminución de las pérdidas de circulación y el factor de daño en la zona

productora.

Metodología que permite el mejoramiento del sello hidráulico y por tanto

producción de fluidos deseables.

Disminución de operaciones de cementaciones remediales.

Reducción de los gastos adicionales en cementaciones remediales.

Determinación del sistema de lechada que mejor ha dado resultado en las zonas

productoras.



vi

Contenido

Declaración ..........................................................................................................................i

Agradecimientos ................................................................................................................. ii

Resumen ........................................................................................................................... iii

Abstract ............................................................................................................................. iv

Aportación del trabajo de tesis ............................................................................................v

Índice de figuras .............................................................................................................. viii

Índice de tablas .................................................................................................................. xi

Nomenclatura ................................................................................................................... xii

Abreviaciones .................................................................................................................. xiii

Introducción ..................................................................................................................... xiv

Objetivo general ................................................................................................................ xvObjetivos específicos ........................................................................................................ xv

Justificación ..................................................................................................................... xvi

1. ANTECEDENTES ...................................................................................................... 1

1.1. El complejo Antonio J. Bermúdez ............................................................................ 1

1.1.1. Generalidades .................................................................................................. 1

1.1.2. Aspectos geológicos ........................................................................................ 2

1.1.3. Aspectos petroleros .......................................................................................... 8

1.2. Yacimientos y geopresiones ................................................................................... 9

2. CEMENTACION DE POZOS PETROLEROS .......................................................... 13

2.1. Cementación primaria ........................................................................................... 13

2.2. Cementación remedial .......................................................................................... 14

2.3. Problemas en la cementación primaria ................................................................. 14

2.4. Factores importantes en el diseño de cementación ............................................... 17

2.4.1. Temperatura ................................................................................................... 18

2.4.2. Gradiente de fractura ..................................................................................... 18

2.4.3. Gradiente de poro .......................................................................................... 19

2.4.4. Densidad equivalente de circulación (DEC).................................................... 202.4.5. Efecto de caída libre ....................................................................................... 22

2.5. Tecnologías disponibles para la cementación en zonas depresionadas................ 23

2.5.1. Clasificación API de los cementos .................................................................. 24

2.5.2. Cementos espumados ................................................................................... 25

2.5.3. Cementos ultraligeros .................................................................................... 26



vii

3. SIMULACION HIDRAULICA DE UNA CEMENTACIÓN ........................................... 28

3.1. Caracteristicas del Pozo S .................................................................................... 28

3.2. Cementación de la etapa 1 ................................................................................... 33


3.4. Cementación de la etapa 3 ................................................................................... 433.5. Cementación de la etapa 4 ................................................................................... 48


4. METODOLOGÍA PARA LA EVALUACION DE LA CEMENTACIÓN......................... 60

5. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN EN LA ZONAPRODUCTORA ............................................................................................................... 64

5.1. Evaluación de la cementación con base a los registros de cementación ............... 64

5.1.1. Evaluación del pozo Samaria 1081 ................................................................ 65

5.1.2. Evaluación del pozo Oxiacaque 1022............................................................. 70

5.1.3. Evaluación del pozo Samaria 89 .................................................................... 755.2. Evaluación de la cementación con base a las pruebas de hermeticidad ............... 81

5.3. Discusión de resultados ........................................................................................ 85

Conclusiones y recomendaciones ................................................................................ 87

Referencias Bibliográficas ............................................................................................ 89

Glosario ....................................................................................................................... 91

Anexos ............................................................................................................................ 95

Anexo A: Cálculos de la capacidad de la tuberia.......................................................... 96

Anexo B: Cálculos de las caidas de presión ................................................................. 97 Anexo C:Ubicación de los pozos de correlación......................................................... 103

Anexo D:Estados mecanicos de los pozos de correlación ......................................... 104

Anexo E:Columna geológica compuesta Tabasco-Chiapas ...................................... 107

Anexo F:Tipos de trayectorias .................................................................................... 109

Anexo G:Gráfica para la selección del diámetroo de las tuberias de revestimiento .... 110

Anexo H : Ejemplificación de la simulación de la etapa 5. .......................................... 111



viii

Índice de figuras

Capitulo 1. Antecedentes

Figura 1.1 Localización del complejo Antonio J. Bermúdez (modificado, Pemex,

Exploración y Producción) ............................................................................. 1

Figura 1.2 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Medio (Pemex,

Exploración y Producción, 2007) ................................................................... 3

Figura 1.3 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Superior Oxfordiano-

Kimmeridgiano (Pemex, Exploración y Producción, 2007) ............................ 4

Figura 1.4 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Superior-Tithoniano

(Pemex, Exploración y Producción, 2007) ..................................................... 5

Figura 1.5 Patrón de la curva de rayos gamma para el Cretácico Inferior (Pemex,


Figura 1.6 Patrones de la curva de rayos gamma para el Cretácico Medio (Pemex,


Figura 1.7 Patrones de la curva de rayos gamma para el Cretácico Superior (Pemex,Exploración y Producción, 2007) ................................................................... 8

Figura 1.8 Historial de presión al plano de referencia: 4640 m del complejo Antonio J.

Bermúdez (Activo Samaria-Luna) .................................................................. 9

Figura 1.9 Comportamiento de la presión anormal con respecto a la profundidad ....... 11

Figura 1.10 Comportamiento de las geopresiones en el complejo Antonio J. Bermúdez 12

Capitulo 2. Cementación de pozos petroleros

Figura 2.1 Objetivos y desplazamiento de la cementación primaria (modificado, Smith,

1986) ........................................................................................................... 13

Figura 2.2 Circulación del cemento en una cementación remedial (modificado, Marca,1990) ........................................................................................................... 14

Figura 2.3 Secciones de pérdida de circulación (Pemex Exploración y Producción,

2001) ........................................................................................................... 16

Figura 2.4 Efecto de la invasión de los fluidos en una formación permeable (Darley &

Gray, 1991) ................................................................................................. 17

Figura 2.5 Gráfica de gradiente de poro y fractura ....................................................... 20

Figura 2.6 Densidad equivalente de circulación en el fondo del pozo ........................... 21

Figura 2.7 Efecto de la caída libre ................................................................................ 23

Figura 2.8 Decaimiento de la presión superficial durante de la caída libre ................... 23

Figura 2.9 Clasificación del cemento por la densidad de la lechada (Assadd, Jemmali, &

Guillot, 2001). .............................................................................................. 26

Figura 2.10 Distribución optimizada del tamaño de las partículas (Assadd, Jemmali, &

Guillot, 2001) ............................................................................................... 27

Capitulo 3.Simulacion hidráulica de una cementación

Figura 3.1 Estado Mecánico programado del pozo S (Activo Samaria-Luna) ............... 29

Figura 3.2 Perfiles de los gradientes del pozo S........................................................... 30



ix

Figura 3.3 DEC esperada durante la cementación de la etapa 1 .................................. 35

Figura 3.4 Efecto de la caída libre durante la cementación de la etapa 1 ..................... 36

Figura 3.5 Presiones esperadas en el pozo durante la cementación de la etapa 1 ...... 37

Figura 3.6 Posición final de los fluidos después de la cementación de la etapa 1 ........ 38


Figura 3.8 Efecto de la caída libre durante la cementación de la etapa 2 ..................... 41Figura 3.9 Presiones esperadas en el pozo durante la cementación de la etapa 2 ...... 42














Capitulo 4 Metodología para la evaluación de la cementación

Figura 4.1 Viaje de la onda a través de la tubería (Pemex-IMP, 2005) ......................... 62

Figura 4.2 Principio del registro VDL (modificado, Sibiaur, 2000) ................................. 63

Figura 4.3 Tipos de respuestas de CBL y VDL (modificado, Halliburton, 2006) ............ 63

Capitulo 5 Resultado de la evaluación de la cementación en la zona productora

Figura 5.1 Registros litodensidad y neutrón compensado del pozo Samaria 1081 (Activo

Samaria-Luna) ............................................................................................ 65

Figura 5.2 Distribución final de los fluidos del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-

Luna) ........................................................................................................... 67

Figura 5.3 Registro de cementación del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-Luna) ... 68

Figura 5.4 Registros litodensidad y neutrón compensado para el pozo Oxiacaque 1022

(Activo Samaria-Luna) ................................................................................. 70

Figura 5.5 Estado mecánico del pozo Oxiacaque 1022(Activo Samaria-Luna) ............. 72

Figura 5.6 Registro de cementación del pozo Oxiacaque 1022 (Activo Samaria-Luna) 73

Figura 5.7 Registros litodensidad y neutrón compensado para el pozo Samaria 89

(Activo Samaria-Luna) ................................................................................. 75

Figura 5.8 Estado mecánico del pozo Samaria 89(Activo Samaria-Luna) .................... 78

Figura 5.9 Registro de cementación del pozo Samaria 89 (Activo Samaria-luna) ......... 79

Figura 5.10 Ventana operacional de gradientes de presión del complejo Antonio J.

Bermúdez (modificado, Schlumberger) ....................................................... 81



x

Figura 5.11 Relación de trabajos usando lechadas espumadas, porcentaje de pozos en

el complejo Antonio J. Bermúdez ................................................................ 83

Figura 5.12 Relación de trabajos usando lechadas ultraligeras, porcentaje de pozos en el

complejo Antonio J. Bermúdez .................................................................... 85



xi

Índice de tablas

Capitulo 3. Simulación hidráulica de una cementación

Tabla 3.1 Distribución de las TR’s del pozo S. .............................................................. 29

Tabla 3.2 Datos de pozo para la cementación de la etapa 1 ......................................... 33Tabla 3.3 Cálculos de volúmenes para la cementación de la etapa 1 ............................ 34

Tabla 3.4 Propiedades de los fluidos programados para la cementación de la etapa 1 . 34

Tabla 3.5 Cédula de bombeo programada para la cementación de la etapa 1 .............. 34

Tabla 3.6 Datos de pozo para la cementación de la etapa 2 ......................................... 39

Tabla 3.7 Cálculos de volúmenes para la cementación de la etapa 2 ............................ 40






Tabla 3.13 Cédula de bombeo programada para la cementación de la etapa 3 .............. 45 Tabla 3.14 Datos de pozo para la cementación de la etapa 4 ......................................... 49







Tabla 3.21 Cedula de bombeo programada para la cementación de la etapa 5 .............. 56

Capitulo 5 Resultado de la evaluación de la cementación en la zona productora

Tabla 5.1 Datos técnicos de la cementación del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-

Luna) ............................................................................................................. 66

Tabla 5.2 Datos técnicos de la cementación del pozo Oxiacaque 1022 (Activo Samaria-

Luna) ............................................................................................................. 71

Tabla 5.3 Datos técnicos de la cementación del pozo Samaria 89 (Activo Samaria-Luna)

...................................................................................................................... 76

Tabla 5.4 Relación de trabajos con lechadas espumadas en zonas productoras de los

últimos 5 años ............................................................................................... 82

Tabla 5.5 Resumen de los trabajos con lechadas espumadas ...................................... 82

Tabla 5.6 Relación de trabajos con lechadas ultraligeras en zonas productoras de losúltimos 5 años ............................................................................................... 84

Tabla 5.7 Resumen de los trabajos con lechadas ultraligeras ....................................... 84



xii

Nomenclatura

= Diámetro exterior de la Tubería de revestimiento (pulg)

= Diámetro interno de la Tubería de revestimiento (pulg)

= Densidad equivalente de circulación (g/cc)

= Profundidad (m)= Numero de Reynolds crítico (adimensional)

= Numero de Reynolds(adimensional)

= Presión superficial(kg/cm2 )

= Gasto mínimo para flujo turbulento(bls/min)

= Gasto superficial de bombeo(bls/min)

= Factor de rugosidad relativa de la tubería (adimensional)

= Densidad(g/cc)

= Lecturas del viscosímetro

= Viscosidad plástica(cp)

= Viscosidad efectiva(cp)= Caídas de presión por fricción (kg/cm2 )



xiii

Abreviaciones

API American Petroleum Institute BL Boca de la tubería cortabls/min Barriles por minuto

°C Temperatura en grados Celsius CBL Cement Bond Log cp Centipoise, g/(cm·seg)Cto Cemento DEC Densidad equivalente de circulacióng/cc Gramos por centímetro cubicoIMP Instituto Mexicano del Petróleo kg/cm2 Kilogramos por centímetro cuadrado km2 Kilómetros cuadradoslts litroslts/m litros por metro

lts/sc Litros por saco lb/100 pie2 libras por cada cien pies cuadradolb/pie Libras por piem Metros mD metros direccionalesmd miliDarcys min Minutomm Milímetros mV Metros verticales PC Punto de cedencia

PEMEX Petróleos Mexicanos PEP Pemex Exploración y ProducciónPI Profundidad interior PT Profundidad totalPulg pulgadasTC Tope de cementoTP Tubería de perforación TR Tubería de revestimientoVDL Variable Density logVol volumen en barriles(bls)VP Viscosidad plástica

http://es.wikipedia.org/wiki/Cent%C3%ADmetro

http://es.wikipedia.org/wiki/Cent%C3%ADmetro



xiv

Introducción

El desarrollo apropiado de ingeniería y producción de yacimientos de aceite y gas

requiere una buena planeación, por tanto no es de sorprenderse de la cantidad de planes

que se ejecutan en la etapa de la perforación de un pozo, ya que estos permiten un

eficiente desarrollo, optimización y funcionamiento de los mismos.

En uno de estos planes, se encuentra la cementación de tuberías de revestimiento

(conocida como cementación primaria), ésta, es una de las operaciones más importante

en el desarrollo de pozos de aceite y de gas (Suman, 1977).

El proceso de cementación cubre una alta variedad de requerimientos en la industria

petrolera mundial, donde los materiales utilizados son diseñados especialmente para

adecuar las lechadas de cementos a las características de los pozos o campos

específicos y alcanzar los objetivos propuestos.

Generalmente, se conocen dos técnicas de cementación: la primaria y la remedial o

secundaria, la cuales se definen por los objetivos para los cuales de diseñan y las

funciones principales que realizan. La cementación primaria es la acción de colocar la

lechada de cemento en el espacio anular, es decir entre la tubería de revestimiento y el

agujero perforado (Nelson, 1990).

El cemento al fraguar adquiere consistencia formando un sello hidráulico, que evita la

migración de los fluidos de la formación, además de soportar el peso de la tubería y

protegerla de la corrosión (Lyons, 1996). Desafortunadamente durante muchos años

algunas operaciones de cementación de tuberías de revestimiento se consideraban

rutinarias y se le resto importancia a la ingeniería de diseño requerida.

En la actualidad, los procesos de cementación de pozos petroleros son muy complejos;

debido a las profundidades alcanzadas, las altas temperaturas y la diversificación de la

litología en la estructura de las formaciones perforadas, así como sus contenidos de

fluidos que afectan la integridad de la tubería.

Entre los yacimientos más problemáticos están los que se clasifican como depresionados,

es decir, aquellos que presentan valores de baja presión de fondo, esto es, un gradiente

de presión de formación equivalente a una densidad de 0.55 g/cc, muy cercano al

gradiente de fractura (aproximadamente 0.60 a 0.65 g/cc), estas formaciones están

altamente fracturadas por lo que durante su perforación se tiene pérdida parcial o total de

circulación y presentan complicaciones técnicas difíciles de ejecutar.



xv

Objetivo general

Analizar y evaluar los trabajos de cementación primaria en la zona productora de

los pozos pertenecientes al complejo Antonio J. Bermúdez, con base a los

registros de cementación y a las pruebas de hermeticidad para mejorar las

técnicas de cementación de las tuberías de revestimiento.

Objetivos específicos

Recopilar información sobre las características geológicas del complejo Antonio J.

Bermúdez y su comportamiento de presión con el paso del tiempo de explotación.

Investigación de los diversos problemas que se presentan durante la cementación

en zonas depresionadas y de las acciones tomadas para remediar los problemas

presentados.Estudiar las variables y los fenómenos que ocurren durante la colocación de la

lechada, para proyectar el diseño de cementación a un pozo.

Seleccionar los pozos a estudiar, es decir aquellos que presentaron pérdidas de

circulación críticas en la zona productora, durante la etapa de perforación.

Revisar las propuestas de cementaciones de tuberías de revestimiento de los

pozos clave realizadas en el complejo Antonio J. Bermúdez.

Evaluar los trabajos de cementación realizadas en zonas depresionadas de los

pozos clave, con base a los registros de adherencia de cemento ó Cement BondLog (CBL) y registro de densidad variable ó Variable Density Log (VDL).

Elaborar un censo de las pruebas de hermeticidad de los pozos que se perforaron

y cementaron en los últimos cinco años.

Proponer con base al estudio anterior el sistema de lechada de cemento más

apropiado para la cementación en zonas depresionadas.



xvi

Justificación

Una de las etapas más influyentes en la vida de un pozo es la cementación de tuberías de

revestimiento, más conocida como cementación primaria, que consiste básicamente en

unir la tubería con la pared del pozo y evitar la comunicación de fluidos de una zona a

otra.

Una deficiente cementación primaria acarrea consigo diversos problemas tales como poca

o mala adherencia, lo que se refleja en pérdidas económicas para la empresa, pues se

requiere trabajos adicionales para corregir la adherencia del cemento, además pone en

riesgo la vida útil del pozo. Por ejemplo, es posible que durante este proceso no se aísle

de forma efectiva las zonas que contengan fluidos ocasionando a su vez la migración de

éstos, hacia otras zonas geológicas, esto representa un gran peligro, ya que si el fluido

resulta ser gas entonces podemos obtener diversos escenarios que van desde un

incremento de presión del gas residual de unos pocas lb/pulg2 en el cabezal del pozo

hasta la explosión; al perder el control del mismo debido a un grave desequilibrio de la

presión.

El presente trabajo se desarrolla, en los pozos de la región sur de México, debido que los

trabajos de cementación primaria de la tubería de explotación, se realizan en zonas con

baja presión de poro y fractura, se exhibe el problema de pérdida de circulación, que a su

vez afecta la adherencia e induce un daño a la formación.

Es por esto, que se realiza este trabajo de tesis en donde se pretende evaluar la calidad

de la cementación primaria en pozos representativos, es decir, aquellos que mostraron

altas pérdidas de circulación en el intervalo productor durante la perforación y determinar

el sistema de lechada de cemento más apropiado para la cementación en zonas de

producción (depresionadas) al elaborar un censo de los trabajos de cementación de los

últimos cinco años, ya que este periodo de tiempo proporciona una muestra suficiente

para evaluarla con base a las pruebas de hermeticidad, logrando así aminorar los gastos

en cementaciones remediales y minimizar el daño a la formación.



Capítulo1. Antecedentes. 1

1. ANTECEDENTES

1.1. El complejo Antonio J. Bermúdez

En la región sur de México, se encuentra localizado el complejo Antonio J. Bermúdez, queocupa el segundo lugar al aportar el 10.1 % del valor económico de la empresa Pemex

Exploración y Producción (Fong et al., 2005) y lo conforman cinco campos: Cunduacán,

Íride, Oxiacaque, Platanal y Samaria, todos estos campos constituyen un solo yacimiento

asociado con un acuífero activo y un casquete de gas secundario.

1.1.1. Generalidades

El Proyecto Integral Complejo Antonio J. Bermúdez, se encuentra localizado a 20 Km. al

noroeste de Villahermosa Tabasco (Figura 1.1).

Su explotación se inició en el año de 1973, en sus comienzos produjo aceite negro ligerocon una presión original de 533 kg/cm2 y presión de saturación de 319 kg/cm2.

Los campos del Complejo se encuentran sobre un anticlinal de tipo dómico, seccionado

por fallas normales que lo dividen en bloques con características litológicas diferentes

pero unidos hidráulicamente entre sí. El yacimiento está constituido por calizas y

dolomitas intensamente fracturadas de gran relieve estructural del Cretácico y Jurásico.

Figura 1.1 Localización del complejo Antonio J. Bermúdez (modificado, Pemex,Exploración y Producción)




Estos yacimientos están clasificados como naturalmente fracturados, actualmente tienen

más de cien pozos activos, los intervalos de producción están constituidos por rocas del

Jurásico, Cretácico y arenas del Terciario.

La profundidad del yacimiento Cretácico-Jurásico varía entre 3,100 m y 4,500 m, con una

porosidad entre 2% y 6%, permeabilidades entre 5 md y 200 md y un espesor máximo de

2,400 m (Pemex, Exploración y Producción, 2007).

1.1.2. Aspectos geológicos

El área del Complejo Bermúdez formaba parte de una cuenca profunda durante el

Mesozoico. Una columna gruesa de sal y evaporitas se desarrolló en esta cuenca durante

el Calloviano en el Jurásico Medio por efecto del levantamiento y fracturamiento de la

placa tectónica resultantes de movimientos distensivos o de separación (rifting) y la

apertura del Golfo de México. El Jurásico Superior documentó una progresiva

transgresión y profundización de la cuenca, originando sedimentación de carbonatos

destacando los bancos de oolitas del Kimmeridgiano de excelente calidad como roca

almacén y calizas micritas anóxicas Tithonianas ricas en materia orgánica, constituyendo

la roca generadora clásica de la cuenca del Sureste de México. Durante el Cretácico

continuó la profundización de la cuenca, pero la actividad salina causó el desarrollo de

plataformas aisladas carbonatadas someras rodeadas por facies de talud y de cuenca

durante el Cretácico Medio y Superior. En el Paleoceno la sedimentación de carbonatos

terminó en una discordancia provocada por el ahogamiento de los carbonatos sobre la

cual los sedimentos siliciclásticos del Paleógeno se depositaron.

La columna estratigráfica del Complejo Antonio J. Bermúdez consiste de sedimentos

carbonatados mesozoicos que van del probable Jurásico Medio Bathoniano hasta el

Cretácico Superior Maastrichtiano. Mientras que el Terciario consiste de una columna

terrígena de una edad Paleoceno hasta el Plio-Pleistoceno, las secuencias presentes en

esta área están afectadas por intrusivos salinos.

A continuación se presenta el registro geofísico tipo de cada nivel estratigráfico:

La era Jurásica se divide en tres unidades litológicas con características independiente

tales como:




Jurásico Medio (Bathoniano-Calloviano)

Litología: Mudstone arcilloso café oscuro ligeramente dolomitízado la fauna reportada son

algas Dascycladáceas, fragmentos de equinodermos, valvas de ostrácodos, espículas de

esponjas.

Espesor : 200 m a una profundidad de 5,300 m.

Ambiente de depósito: Una rampa interna lagunar.

Patrón de registros: La curva de rayos gamma se comporta como una forma tipo caja,

correlacionable a una caliza limpia como se muestra en la Figura 1.2, la fecha indica el

patrón de la curva de rayos gamma.

Figura 1.2 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Medio (Pemex, Exploración yProducción, 2007)

Jurásico Superior (Oxfordiano-Kimmeridgiano)

Litología: Consiste de una alternancia predominante de mudstone arcillosos gris parduzco

en partes ligeramente dolomitízado se presenta arenoso y escasas intercalaciones de

dolomías microcristalinas café y wackestone – packstone de oolitas café dolomitizados

con capas de 1 a 7 m de anhidrita y están presente en las mayoría de los pozos quecortaron esta unidad.

Espesor : Aproximadamente de 1,170 m. El Jurásico Superior Kimmeridgiano le

corresponde 200 a 350 m de espesor. El Jurásico Superior Oxfordiano debería

corresponderle más o menos 700 m de espesor.




Ambiente de depósito: Una rampa interna (planicie de marea) donde predominaban las

mareas altas y bajas, favoreciendo los depósitos evaporíticos.

Patrón de registros: El patrón que define la curva de rayos gamma tiene una forma caja

dentada o serrucho. En la base de esta unidad la curva de rayos gammas entra con

valores bajos que los podríamos interpretar como calizas limpias pero en realidad son

capas de anhidritas. Como se muestra en la Figura 1.3 la fecha del lado izquierdo indica

el patrón de la curva del registro de rayos gamma en forma dentada (Pemex, Exploración

y Producción, 2007).

.

Figura 1.3 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Superior Oxfordiano-Kimmeridgiano (Pemex, Exploración y Producción, 2007)

Jurásico Superior Tithoniano

Litología: Mudstone a wackestone arcilloso de color gris oscuro, dolomitizado, con alguna

parte de dolomía microcristalina, con fracturas selladas por calcita.

Espesor : Varia entre 300 a 650 m.

Ambiente de depósito: Cuenca marina.

Patrón de registros: La curva de rayos gamma presenta forma dentada o de serrucho

como lo indican las fechas de la izquierda de la Figura 1.4, caracterizando a toda la

unidad. En la base inicia con un descenso abrupto de la curva marcando una zona

transgresiva típica y fácilmente identificable en el área, marcando un cuerpo rico en

arcillas y/o materia orgánica indicando cambio en la sedimentación de ambientes de

plataforma a cuenca. En la cima está identificado por un ascenso relativo del nivel del

mar, marcado el límite superior de esta unidad.




Figura 1.4 Patrón de la curva de rayos gamma para el Jurásico Superior-Tithoniano (Pemex,

Exploración y Producción, 2007)

La columna cretácica está definida por el Cretácico Inferior, Medio y Superior, se describe

a continuación:

Cretácico Inferior

Litología: Mudstone a wackestone gris a café parduzco arcilloso, dolomitizados, fracturado

y dolomías microcristalinas siendo más común en el área de Campo Samaria.

Espesor : Varia entre 50 a 650 m.

Ambiente de depósito: Cuenca marina.

Patrón de registros: La forma característica de curva de rayos gamma también se

presenta dentada o de serrucho. La base de esta unidad está identificada al inicio del

ascenso relativo de la curva, indicado menor arcillosidad y manteniendo la forma dentada,

así muy cercano a la cima en donde ocurre un caída abrupta relacionado a una probable

superficie de inundación. En la Figura 1.5 las fechas de la izquierda indica el patrón de la

curva de rayos gamma cuya forma es de tipo dentada o de serrucho y la flecha de la

derecha indica el espesor.




Figura 1.5 Patrón de la curva de rayos gamma para el Cretácico Inferior (Pemex, Exploración y

Producción, 2007)

Cretácico Medio

Litología: En esta unidad se pueden identificar tres tipos ligados a su ambiente de

depósito, una se ubica en la porción central del Campo Samaria y consiste de sedimentos

de plataforma de dolomías mesocristalinas y packstone-grainstone de intraclastos y

bioclastos dolomitizados. Rodeando esta plataforma consiste de sedimentación de talud

caracterizado por flujos de escombros constituidos por brechas dolomitizadas e

intensamente fracturadas y sedimentos de cuencas consistente de mudstone arcillosos deforaminíferos planctónicos fracturados. En la Figura 1.6 podemos observar tres tipos de

patrones de la curva de rayos gamma el primer registro de la izquierda se desarrollo en

ambiente de plataforma y el patrón es tipo caja, el registro de en medio desarrolla un

patrón tipo caja con picos arcillosos típico de ambiente de talud y para registro de la

derecha desarrolla un patrón de tipo caja con picos de arcilla típico de ambiente de

cuenca.

Espesor : Varia de 300 m en la plataforma y 50 a 300 m en el talud y la cuenca.

Ambiente de depósito: En esta unidad se identifican ambientes de plataforma, talud y

cuenca.

Patrón de registros: El patrón que genera el registro de rayos gamma en la plataforma es

típicamente en forma de caja, mientras que en el talud y la cuenca se define en forma

general como una caja con picos arcillosos. El límite inferior corresponde a un ascenso




del nivel del mar abrupto manteniéndose así hasta formar el límite superior que se define

con un descenso abrupto del nivel del mar (Figura 1.6).

Figura 1.6 Patrones de la curva de rayos gamma para el Cretácico Medio (Pemex, Exploración yProducción, 2007)

Cretácico Superior

Litología: Es muy similar a la del Cretácico Medio con la diferencia que la distribución es

más restringida (Campo Samaria) y consiste sedimentos de plataforma constituida por

packstone-grainstone de intraclastos y bioclastos ligeramente dolomitizados. En la porciónnorte se distribuyen en el borde de la plataforma del Campo Samaria, flujos de escombros

constituidos por brechas dolomitizadas muy fracturados y sedimentos de cuenca

consistente en mudstone arcillosos de foraminíferos planctónicos y fracturados.

Espesor : En plataforma varía entre 100 y 300 m, para el talud y cuenca de 50 a 200 m,

aproximadamente.

Ambiente de depósito: Corresponde una pequeña plataforma aislada en el Campo

Samaria, talud y cuenca en los Campos Iride, Cunduacán, Oxiacaque, Platanal y una

porción del Campo Samaria.Patrón de registros: Se inicia con una trasgresión abrupta del registro de rayos gamma y

finaliza en la cima con una trasgresión dando origen netamente a terrígenos del

Paleoceno, pero es común identificar en la curva del registro rayos gamma la forma de

uno o dos cajas con espesor considerable dentro de esta unidad (Pemex, Exploración y

Producción, 2007).




Figura 1.7 Patrones de la curva de rayos gamma para el Cretácico Superior (Pemex, Exploración yProducción, 2007)

1.1.3. Aspectos petroleros

Tipo de Fluidos

El aceite producido es de tipo ligero de 28-31 grados de acuerdo a la escala del American

Petroleum Institute (°API) para el yacimiento Cretácico-Jurásico y para los yacimientos

Terciarios van de aceite pesado (11 a 23° API) y aceite ligero (33° API) (Pemex,

Exploración y Producción, 2007).

Historial de Presión

La presión original del Complejo Antonio J. Bermúdez en 1973 fue de 533 kg/cm 2, misma

que declinó rápidamente para alcanzar la presión de saturación de 318.5 kg/cm 2 en marzo

de 1979, apenas seis años después.

Con el fin de evitar la severa caída de presión en el Complejo, se inició una prueba piloto

de la inyección de agua en octubre de 1977. El sistema se hizo extensivo a todo el

complejo de 1979 a 1980. Aún así, la presión continuó declinando y es hasta marzo de

1984 cuando se empezó a notar cierto represionamiento, el cual se observó

principalmente en los pozos inyectores y en las áreas cercanas a los mismos; sinembargo, en el resto del Complejo la presión se estabilizó desde 1984 hasta 1991.

A partir de 1991 comenzó a declinar la presión, acentuándose con la perforación de

nuevos pozos de desarrollo, la explotación del Complejo A. J. Bermúdez con el sistema

artificial de bombeo neumático continuo llegando a alcanzar valores promedios de 220

kg/cm2 a finales de 1999 (Pemex, Exploración y Producción, 2007).




La Figura 1.8 muestra el comportamiento de la presión del yacimiento, se puede observar

que la presión continúa decayendo por efecto de la extracción de los fluidos a un ritmo de

6 kg/cm2.

Figura 1.8 Historial de presión al plano de referencia: 4640 m del complejo Antonio J. Bermúdez(Activo Samaria-Luna)

1.2. Yacimientos y geopresiones

Presión de sobrecarga. Es la presión ejercida por la columna de la matriz de la roca más

el contenido del fluido que ocupan los espacios porosos que soporta una formación a una

determinada profundidad. Es una función de la densidad total de las rocas, la porosidad y

fluidos congénitos.

Presión de poro. Definido como la presión natural originada por los procesos geológicos

de depositación y compactación, a la que se encuentran sometidos los fluidos contenidos

en los espacios porosos de la roca y es la fuente de energía que los hace fluir hacia el

exterior de dicha roca. También es conocida como presión de formación o de yacimiento.

Esfuerzo efectivo o de matriz. Esfuerzo o fuerza por unidad de área generada por el

contacto grano a grano de la matriz de roca, el cual está en función de la sobrecarga a la

profundidad de interés.




Presión de fractura. Presión que se necesita para vencer a la presión de poro y el

esfuerzo efectivo para causar una falla mecánica o ruptura a la formación.

La presión de fractura depende de tres variables:

1) La profundidad de la formación.2) La presión de poro o de formación a la profundidad de interés.

3) Tipo de la roca a la profundidad indicada.

Presiones normales. Se presenta en un yacimiento cuando la presión de poro es igual a

la presión hidrostática de una columna de fluido de la formación que se extiende desde la

superficie hasta la profundidad deseada. El gradiente de presión normal es igual a 1.07

g/cc en zonas costa fuera y 1.00 g/cc en áreas terrestres.

La magnitud de la presión normal varía según la concentración de sales disueltas en el

fluido de formación, tipo de fluido, gas presente y gradiente de temperatura .

Presiones anormales. Se presentan en zonas donde la presión de poro es mayor que la

presión hidrostática normal del agua de la formación (de salinidad normal promedio) que

ocupa el espacio poroso. Las causas de la presión anormal se atribuyen a la combinación

de varios eventos geológicos, geoquímicos, geotérmicos y mecánicos.

Durante el proceso de depositación normal, la presión de sobrecarga se incrementa

conforme los sedimentos se depositan. El incremento de la sobrecarga compacta los

sedimentos, resultando en un decremento de la porosidad y a la liberación de los fluidos.El proceso de compactación ocurre a medida que el agua de formación es expulsada del

espacio poroso y el esfuerzo de sobrecarga soportado por dicha agua de formación, es

transferido a la matriz de la roca reduciendo la porosidad.

En áreas donde la permeabilidad de la formación ha sido suficiente para permitir la

migración de fluidos causada por la reducción de la porosidad, la presión de poro es

normal y como se ha mencionado anteriormente es aproximadamente igual a la presión

hidrostática ejercida por una columna de agua de formación a la profundidad de interés.

Las zonas de presiones anormales se originaron durante el proceso de depositación y

compactación formándose una barrera impermeable que impidió la liberación del agua de

la formación por debajo de esta barrera. El proceso de sedimentación y compactación de

está, ocurrió a un ritmo más rápido que el movimiento ascendente del agua por lo que la

porosidad tiende a ser mayor por debajo de esta barrera.




Generalmente la porosidad es función de la profundidad, disminuyendo linealmente con

respecto a está, pero el entrar en la zona de presión anormal se comporta de manera

contraria (Figura 1.9).

En la Figura 1.9 se considera una capa de sedimentos depositados en el fondo del mar, a

medida que más y más sedimentos se agregan encima de la capa, el peso adicional los

compacta. Parte del agua existente en los espacios porosos se expulsa por

compactación. Mientras éste proceso no sea interrumpido y el agua superficial

permanezca continua con el mar arriba, la presión dentro de la formación se dice que es

normal o hidrostática.

Figura 1.9 Comportamiento de la presión anormal con respecto a la profundidad

Las formaciones masivas con sellos fuertes y continuamente impermeables desarrollan

las presiones más altas. Sin embargo, ningún sello es totalmente impermeable y por tantodurante un largo periodo de tiempo geológico, la zona anormal original será normalizada

por la fracturación, el fallamiento y la migración de los fluidos.

Los estratos lutiticos son notablemente sensibles a los procesos de compactación, cuando

el agua intersticial es libre de escapar, se desarrollan presiones normales en las

formaciones de lutitas.

Las rocas lutiticas con presiones arriba de la normal, presentan una porosidad mayor que

la de una formación de las mismas características con presión normal, debido a que

contienen una mayor cantidad de fluido.

Estas propiedades de las formaciones lutiticas constituyen una valiosa ayuda para

predecir y estimar la magnitud de las presiones anormales en las formaciones debido a

sus características y además constituyen un gran porcentaje de los sedimentos

depositados en las zonas petroleras.




Presiones subnormales. Se presentan en zonas donde la presión de poro es menor a la

correspondiente presión hidrostática normal (de una columna de fluido de salinidad

normal promedia) a una profundidad dada, extendida hasta la superficie. Ocurre con

menor frecuencia que las presiones anormales.

En México existen yacimientos con presiones subnormales, también se le conocen como

yacimientos depresionados, estos bajos valores de presión de fondo que oscilan entre

300 a 500 kg/cm2 a profundidades mayores de 3000 m, es resultado de la explotación

excesiva del yacimiento, cabe mencionar que los procesos diagenéticos de la roca y el

efecto de la tectónica del lugar también propician el decaimiento de la presión de poro y

de fractura.

En la Figura 1.10 muestra el comportamiento de las presiones de poro y fractura que

presentan algunos campos petroleros de México, se identifican las tres zonas depresiones: normal, anormal y subnormal, en la dos primeras la presión de poro y de

fractura se incrementan, sin embargo en la última zona ubicada a una profundidad

aproximada de 3500 metros ambas presiones disminuyen gradualmente.

Figura 1.10 Comportamiento de las geopresiones en el complejo Antonio J. Bermúdez

Zona de transición.

Zona de transición.

Zona de presiónanormal.

Zona de presión

subnormal.

Zona de presiónnormal.



Capítulo 2. Cementación de pozos petroleros. 13

2. CEMENTACION DE POZOS PETROLEROS

La palabra cementación se refiere a las operaciones con cemento que se efectúan con

fines específicos en los pozos petroleros y se clasifica de la siguiente manera:

Cementación primariaCementación Secundaria también conocida como cementación forzada o remedial

2.1. Cementación primaria

La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar cemento en el espacio

anular, es decir, entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero,

asegurando un sello completo y permanente (Figura 2.1) entre los distintos estratos. Para

esto generalmente se bombea fluidos sujetos bajo el siguiente orden, un bache lavador,

un espaciador, la lechada de cemento y finalmente el fluido de desplazamiento. Esto

puede variar cuando la profundidad de asentamiento de la tubería es somera o cuando la

formación lo permita.

El reto principal es obtener sellos hidráulicos efectivos en las zonas que manejan fluidos

de presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento del lodo de

perforación del tramo del espacio anular que se va a cementar consiguiendo así una

buena adherencia sobre las caras de la formación y de la tubería de revestimiento, sin

canalizaciones en la capa de cemento y con un llenado completo (Smith, 1986).

Figura 2.1 Objetivos y desplazamiento de la cementación primaria (modificado, Smith, 1986)




2.2. Cementación remedial

En muchos casos el trabajo de cementación primaria falla debido a la formación de

canales ocasionando comunicación hidráulica entre los estratos, por tanto es necesaria la

realización de un trabajo de cementación correctiva para alcanzar los requerimientos

principales de la cementación primaria.

La cementación remedial también conocida como cementación secundaria o forzada es el

proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la

tubería de revestimiento al espacio anular con el objeto de corregir una cementación

primaria defectuosa.

Los objetivos de la cementación remedial son los siguientes:

Eliminar la intrusión de agua.

Sellar zonas de pérdidas de circulación.

Abandonar una zona depletada.

Disminuir la relación de gas-aceite.

Reparar un trabajo de cementación primaria defectuosa.

Corregir una anomalía de la tubería de revestimiento.

Figura 2.2 Circulación del cemento en una cementación remedial (modificado, Marca, 1990)

2.3. Problemas en la cementación primaria

Uno de los problemas que se presenta durante la cementación en los yacimientos

depresionados es la pérdida de circulación, esta, es la invasión de un fluido (lodo de




perforación o lechada de cemento) hacia la formación. En la mayoría de las veces no se

puede evitar debido a la misma naturaleza de la formación.

Básicamente la pérdida de circulación se presenta de dos maneras diferentes: invasión y

fracturación.

1.-Invasión: Es la pérdida de la lechada de cemento hacia las formaciones que presentan

cavernas, fisuras, fracturadas o no consolidadas y las causas principales son las

siguientes.

Las formaciones de grano grueso no consolidadas, pueden llegar a tener una

permeabilidad suficiente para que la lechada invada la matriz de la formación, esto

es frecuente principalmente en arenas y lechos someros. Cabe mencionar que el

lodo de perforación también enfrenta este tipo de problema por lo que en la etapa

de perforación se debe evitar la pérdida en estos intervalos pocos profundos, ya

que esto, puede provocar el socavamiento de las formaciones no consolidadas

causando inestabilidad, favoreciendo un derrumbe bajo la acción de una

sobrecarga.

Las formaciones agotadas, la excesiva producción de la zonas productoras que

están ubicadas en el mismo campo o cercanas, pueden causar una presión de

poro menor que la normal, en tal caso las densidades requeridas de las lechadas

de cemento tienden a ser altos para controlar la presiones de poro de las otrasformaciones expuestas, pero al llegar a la zona depletada la lechada la invade por

su baja presión de poro.

Las zonas cavernosas o fisuradas están estrechamente ligadas con las

formaciones de carbonatos, es decir, de calizas y dolomía naturalmente

fracturados, en las formaciones de caliza las fisuras se deben principalmente a

que el agua disuelve parte de la matriz de la roca. En el momento de la

cementación, la columna puede invadir libremente la zona vacía, el volumen

perdido depende del grado de interconexión entre las fisuras. En algunas

ocasiones, la pérdida de circulación se puede dar en los límites no sellados de las

fallas.

2.-Fracturación: Es debido a la fracturación hidráulica producida por las presiones

excesivas inducidas, por la columna hidrostática que ejerce la lechada debido a su




densidad. Una vez que se ha hecho la fractura es muy difícil repararla y es muy poco

probable que se restablezca la integridad del agujero (Figura 2.3).

Figura 2.3 Secciones de pérdida de circulación (Pemex Exploración y Producción, 2001) a) Arenas no consolidadas y grava de alta permeabilidad

b) Zonas cavernosas o fisuradas en carbonatos (caliza o dolomía)c) Fracturas naturales, fallas y zonas de transición en carbonatos o lutitas duras

d) Fracturas inducidas por el exceso de presión




Figura 2.4 Efecto de la invasión de los fluidos en una formación permeable (Darley & Gray, 1991)

Una vez que ocurre la pérdida de circulación la roca afectada reduce su permeabilidad

cuando hay una disminución del espacio poroso, esto se debe principalmente a lainvasión de pequeñas partículas que pueden quedarse atrapadas en las interconexiones,

la mayoría de estas partículas son provistas por el lodo de perforación o la lechada de

cemento los aditivos químicos, baches lavadores y espaciadores.

Esto conlleva a otro problema que existe en las operaciones de cementación: el daño a la

formación que se define como cualquier cambio de la permeabilidad a zonas aledañas al

pozo, generando un decremento substancial de la producción y reduciendo la vida útil del

pozo.

Si bien, el daño a la formación no se puede evitar, se puede disminuir, especialmente en

la zona de interés (productoras), al evitar que se filtren partículas dentro de la formación.

2.4. Factores importantes en el diseño de cementación

Existen muchos factores que influyen en el diseño de la cementación, dos de los másimportantes son, la temperatura y los gradientes de presión. Los principales aspectos dediseño, son:

Gradiente de fractura.

Gradiente de poro.

El diámetro de la tubería de revestimiento.

Diámetro del agujero.

Profundidad total.

Profundidad y diámetro de la última tubería de revestimiento cementada.




2.4.1. Temperatura

La temperatura es la que tiene mayor influencia sobre el diseño ya que esta afecta la

resistencia a la compresión que se desarrolla después del fraguado, a medida que la

temperatura aumenta la lechada se deshidrata más rápidamente, lo que también aumenta

su resistencia.

La temperatura circulante se define como el valor de la temperatura a la cual la lechada

de cemento será expuesta durante su colocación en el agujero del pozo, por otra parte la

temperatura estática de fondo es la temperatura a la cual estará expuesto el cemento

durante la vida del pozo. Generalmente es calculado con base al gradiente geotérmico de

la zona, o bien, por medición directa de la temperatura de un pozo luego de un periodo

apreciable de producción, ambas son importantes, sin embargo la que se toma en cuenta

es la primera. Si la temperatura alcanza valores mayores a 110°C sucede un fenómenodenominado retrogradación del cemento ocasionando la disminución del esfuerzo

compresivo sin embargo su solución es sencilla solamente se le agrega harina sílica a

lechada de cemento para reducir los efectos de este fenómeno.

2.4.2. Gradiente de fractura

En la industria petrolera es común relacionar el valor de la presión de fractura con el

gradiente de fractura, esta es muy importante ya que es utilizado para determinar las

profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento, además de disminuir la

posibilidad de tener una pérdida de circulación y se define como el cambio de la presión

de fracturamiento con respecto a la profundidad, se expresa en unidades de masa por

unidad de volumen, las unidades de campo es kg/m3 o g/cc.

En el momento de realizar la cementación de una tubería de revestimiento, a lo largo del

agujero descubierto, el gradiente de fractura no suele tener un valor fijo, para el diseño de

cementación se toma el valor mínimo, ya que este, representa el límite para que no ocurra

pérdida de circulación y el fracturamiento de la formación.

Cabe mencionar que si la columna hidrostática de cemento se extiende de la superficiehasta una profundidad dada, el gradiente mínimo de fractura es el valor máximo de la

densidad que puede adquirir la lechada de cemento en condiciones estáticas.




2.4.3. Gradiente de poro

El gradiente de poro relaciona el valor de la presión de yacimiento con la profundidad, se

define como el cambio de la presión de poro con respecto a la profundidad.

Este parámetro es muy importante ya que define el valor mínimo de la densidad de la

lechada como se ha mencionado anteriormente, esto es válido si la columna hidrostática

de cemento se extiende de la superficie hasta la profundidad de asentamiento de la

tubería y en condiciones estáticas.

Como suele pasar con el gradiente de fractura, el de poro no exhibe un valor fijo a lo largo

del agujero descubierto, por tanto, en el diseño de la cementación solo se toma en cuenta

el valor máximo del gradiente de poro.

Sea GP un gradiente de presión (poro, fractura y sobrecarga), P una geopresión en

kg/cm2 a una profundidad “y” en metros, según con la definición de gradiente se tiene que:

A condiciones de superficie tanto la presión de poro como la de fractura son iguales a

cero por lo tanto integrando con las condiciones de frontera obtenemos.

Despejando GP se obtiene:

Con esta sencilla fórmula se puede calcular el valor del gradiente a la profundidad D.

Es muy importante tener el conocimiento exacto de los gradiente de poro y fractura, ya

que estos constituyen la base fundamental para la óptima programación del fluido de

perforación, lechadas de cemento y profundidades adecuadas de asentamiento de las

tuberías de revestimiento, para mantener el control del pozo consecuentemente se reduce

el daño causado por el fluido a las formaciones productoras.

Para fines prácticos es mejor presentar gráficas de gradiente de presiones vs la

profundidad (Figura 2.5) durante la perforación y cementación de los pozos. Esto se hace

con el propósito para estimar la densidad adecuada de cualquier fluido (lechada de

cemento o fluido de perforación) que deban manejarse dentro del pozo, ya que la presión




hidrostática que ejercen es una función de su densidad, ésta, debe ser tal que, sea menor

al gradiente de fractura y a la vez mayor que gradiente de poro.

Figura 2.5 Gráfica de gradiente de poro y fractura

2.4.4. Densidad equivalente de circulación (DEC)

Otro parámetro de diseño es la densidad equivalente de circulación (DEC) se define como

la densidad en el pozo a condiciones dinámicas en un punto específico y se obtiene

sumando a la presión hidrostática del fluido en ese punto más las caídas de presión por

fricción corriente arriba del punto señalado todo dividido entre la profundidad vertical.

Este parámetro es particularmente importante por dos razones:

Primero la DEC debe ser mayor que el valor máximo del gradiente de poro de la

formación para evitar que esta se manifieste cuando los baches lavador y

espaciador se encuentren en el espacio anular.

Segundo la DEC debe ser menor que el valor mínimo del gradiente de fractura.Particularmente al final de toda la operación de cementación primaria. Cuando la

columna de la lechada de cemento en el espacio anular en condiciones dinámicas

ejerce la mayor presión hidráulica se puede ocasionar pérdidas de fluidos por

exceder el gradiente de fractura de la formación.




Figura 2.6 Densidad equivalente de circulación en el fondo del pozo

La DEC se obtiene de la siguiente manera.

Donde:

P A=presión hidrostática en el espacio anular, psi

=pérdidas de presión en el espacio anular, psi

D=profundidad de interés, m

DEC=densidad equivalente de circulación, g/cc

El cálculo de depende del modelo reológico del fluido (Anexo B), la lechada de

cemento al igual que el lodo de perforación y el bache espaciador se comportan de

acuerdo al modelo de Bingham mientras que el bache lavador es un fluido newtoniano.




2.4.5. Efecto de caída libre

Cuando un fluido relativamente pesado es bombeado dentro de una sarta, se produce un

fenómeno conocido como “caída libre” o “efecto tubo U”. Este fenómeno tiene lugar por la

tendencia natural de los fluidos de alcanzar un equilibrio.

La diferencia de densidades necesarias entre el fluido de perforación y los fluidos

bombeados causan desbalances dinámicos durante la colocación del cemento en el pozo.

El diferencial de densidad se traduce en caída libre y generación de vacío en la tubería,

este efecto tiene enorme importancia en las presiones y velocidad del espacio anular.

Inicialmente, los desbalances internos causan que el cemento que se bombea dentro de

la tubería caigan solamente bajo la acción de la gravedad (caída libre), desde el cabezal

de cementación y produzca un vacío en la parte superior de la tubería, cuando esto

sucede el caudal de entrada (Qe) del fluido bombeado, es insuficiente para mantener la

tubería llena durante la parte inicial del trabajo. Esto resulta en un caudal de salida (Qs)

mucho mayor al de entrada incrementándose la velocidad del espacio anular y las

pérdidas por fricción, a su vez, esto ocasiona que la densidad equivalente de circulación

(DEC) y la presión en el fondo de pozo aumente considerablemente durante el tiempo que

dura el efecto de la caída libre.

Luego de algún tiempo, el sistema tiende a equilibrarse, haciendo que “Qe” tienda a

igualarse con “Qs” a medida que se llena el interior de la tubería. En un cierto punto, el

caudal de salida es cero, deteniéndose el flujo en el anular. Este evento se confunde

fácilmente con una pérdida de circulación total o parcial (Chevron Texaco and BP, 2002).

Finalmente, cuando la tubería está nuevamente llena de fluido, la circulación se reinicia y

ambos caudales son iguales (Qe=Qs), de esta manera se dice que el sistema alcanza el

equilibrio (Figura 2.7).

Cabe mencionar que si se utiliza un volumen apreciable de bache lavador o espaciador,

entonces puede ocurrir un segundo periodo de caída libre, al alivianarse la columna

hidrostática en el espacio anular.

Tanto el comienzo como la terminación del efecto de la caída libre pueden detectarse en

superficie cuando la presión de bombeo superficial es cero (Figura 2.8).

Es muy importante que al término de la operación Qe y Qs sean iguales ya que si no es

así se pone en riesgo la integridad del pozo.




Figura 2.7 Efecto de la caída libre

Figura 2.8 Decaimiento de la presión superficial durante de la caída libre

2.5. Tecnologías disponibles para la cementación en zonas depresionadas

Las formaciones débiles o con bajas presiones de poro y fractura, deben cementarse consumo cuidado para asegurar su aislamiento zonal y sin fracturarlas. Anteriormente los

trabajos de cementación se realizaban con cementos convencionales, éstos ocasionaban

demasiados problemas tales como mal aislamiento hidráulico, pérdida parcial o total de la

lechada de cemento hacia la formación, etc. y no daban resultados satisfactorios, por lo

que hoy en día, se disponen de nuevas lechadas de cemento cuya densidad son

P r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Máxima resión su erficial

Caída libre




comparables a la del agua, que evitan el fracturamiento de la formación y las pérdidas de

circulación durante las operaciones asegurando la integridad del pozo. Quizá el mayor

desafío que se presenta en las operaciones de cementación es controlar las pérdidas de

circulación incluso los fluidos de perforación más livianos y las lechadas de cemento más

ligeras pueden perderse en zonas débiles o fracturadas, estas pérdidas implican un gasto

extra para herramientas de trabajo y operaciones de cementación remediales (Assadd,

Jemmali, & Guillot, 2001).

En la región sur de México se cuenta con dos opciones diferentes para la cementación en

zonas depresionadas. Lechadas de cemento espumadas y ultraligeras las características

de los productos son proporcionadas por las compañías de servicio quienes los elaboran

y registran sus marcas.

2.5.1. Clasificación API de los cementos

Las propiedades de estas clases de cemento están detalladas a continuación:

Cemento clase A

Está diseñado para emplearse a 1840 m de profundidad como máximo, con temperaturas

de 77 °C y donde no se requiere propiedades especiales.

Cemento clase B

Diseñado para emplearse hasta 1830 m de profundidad con temperaturas de hasta 77 °C

y en donde se requiere moderada resistencia a los sulfatos.

Cemento clase C

Está diseñado para emplearse hasta 1830 m de profundidad como máximo con

temperatura de 77 °C donde se requiere alta resistencia a la compresión temprana, se

fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Cemento clase D

Este cemento se emplea de 1830 hasta 305 m de profundidad con temperaturas de hasta

110 °C y presión moderada. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Cemento clase E

Este cemento se usa de 1830m hasta 4270 m de profundidad con temperaturas de 143 °C

y alta presión. Se fabrican en moderada y alta resistencia a los sulfatos.




Cemento clase F

Este cemento se usa de 3050 m hasta 4880 m de profundidad con temperatura de 160

°C, en donde exista alta presión. Se fabrican en moderada y alta resistencia a los sulfatos.

Cemento clase G y HConocidos como cementos petroleros, son básicos para emplearse hasta 2440 m tal

como se fabrican. Puede modificarse con aceleradores y retardadores para usarlos en un

amplio rango de condiciones de presión y temperatura.

En cuanto a su composición química son similares al cemento API B. Están fabricados

con especificaciones más rigurosas tanto físicas como químicas, por ello son productos

más uniformes.

Cemento clase J

Se quedo en fase de experimentación y fue diseñado para usarse a temperaturas estática

de 351 °F (177 °C) de 3660 4880 metros de profundidad, sin necesidad del empleo de

harina sílica, que evite la regresión de la resistencia de la compresión.

2.5.2. Cementos espumados

En las lechadas de tipo convencionales, la densidad es inversamente proporcional a la

cantidad de agua, es decir, entre mayor sea la concentración de agua menor será la

densidad y viceversa, sin embargo esta relación afecta en el mismo sentido al esfuerzo a

la compresión por lo que mientras, menor sea la densidad de la lechada menor será el

esfuerzo compresivo, para solucionar el problema de los yacimientos con zonas débiles

es necesario que la lechada posea baja densidad y alto esfuerzo compresivo.

El cemento espumado también conocido como cemento energizado, es una mezcla de

una lechada base de cemento, agentes surfactantes y nitrógeno para generar una

lechada extremadamente estable que contienen diminutas burbujas que no migran, con

una densidad resultante que varía entre de 1.00 a 1.97 g/cc.

Las burbujas formadas no están interconectadas, lo cual resulta en una matriz decemento con baja densidad y permeabilidad y alta resistencia compresiva, lo cual le

ayuda a tener una mayor y mejor eficiencia de desplazamiento que una lechada

convencional.

Según Davies y Hartog (1981) el cemento espumado tiene las siguientes ventajas:




Causan menos daño a las formaciones sensibles al agua.

Pueden reducir el flujo de gas por el espacio anular.

Logran sellar hidráulicamente zonas ladronas (con alta permeabilidad).

El comportamiento de desplazamiento no se ve afectado por la adición de gas.

Estas propiedades aumentan la eficiencia de la cementación en formaciones de baja

presión, al reducir las posibilidades de pérdidas y daño a la formación.

El espumado de los espaciadores y lavadores pueden hacer más que simplemente

disminuir las densidades; mediante la alteración de sus propiedades reológicas de éstos

fluidos, la operación de espumado puede incrementar grandemente la efectividad de

remoción de enjarre formado por el fluido de perforación.

Bajo circunstancias especiales, se puede utilizar aire comprimido en sustitución de

nitrógeno para crear el cemento espumado. Pero por lo general, debido al intervalo depresiones de trabajo, gastos y volúmenes de gas involucrados en estas operaciones, el

equipo de bombeo de nitrógeno proporciona un abastecimiento mucho más confiable e

indiscutiblemente será la fuente principal de abastecimiento de gas para las operaciones

de cemento espumado.

2.5.3. Cementos ultraligeros

Las densidades de los cementos ultraligeros varían de 0.84 a 1.5 g/cc, esto le permite

alcanzar columnas más altas en el espacio anular que las lechadas convencionales sinexceder los bajos gradientes de fractura de la formación, son eficientes a temperatura que

varían de 27 a 232 °C.

Figura 2.9 Clasificación del cemento por la densidad de la lechada (Assadd, Jemmali, & Guillot,2001).




Para crear estas lechadas de alto rendimiento, se mezclan partículas de varios tamaños

para maximizar la cantidad de partículas solidas en un volumen de lechada dado.

Las partículas pequeñas ocupan el espacio vacío entre las partículas grandes, lo cual

resulta en una fracción más alta de sólidos en la lechada de cemento y en menor

permeabilidad del cemento fraguado. La densidad depende de las propiedades de las

partículas más gruesas. Las partículas más pequeñas aseguran propiedades de la matriz

específicas como la estabilidad, el control de pérdida y la permeabilidad. Se pueden

combinar varios tipos de partículas y distribuciones de tamaño para lograr una densidad

específica (Assadd, Jemmali, & Guillot, 2001)

Figura 2.10 Distribución optimizada del tamaño de las partículas (Assadd, Jemmali, & Guillot,2001)

Como se ha mencionado anteriormente la densidad de la lechada se puede reducir

solamente agregando agua o usando un sistema de cemento con espuma, sin embargo al

aumentar la concentración de agua produce cemento fraguado con alta permeabilidad,

baja resistencia a la compresión y poca protección a la tubería contra la corrosión

resultante de los gases de formación.

A diferencia de los sistemas de lechadas espumadas, los cementos ultraligeros

desarrollan permeabilidades suficientemente bajas con densidades menores a 1.08 g/cc.

Estos sistemas son efectivos en un número limitado de aplicaciones específicas tales

como el control de flujo de agua entre otros.



Capítulo 3. Simulación hidráulica de una cementación. 28

3. SIMULACION HIDRAULICA DE UNA CEMENTACIÓN

Dentro de los campos existentes del complejo Antonio J. Bermúdez el más representativo

es el campo Samaria, por ser el de mayor tamaño y por sus bajas presiones de fondo

(Figura 1.1 y Figura 1.8 respectivamente). Por esta razón se seleccionó un pozo

perteneciente a éste, al que denominaremos como pozo S. Se presenta en este capítulo

un diseño propuesto para la cementación primaria del pozo S. La ubicación del pozo S se

realizó con base a los estudios geofísicos, los cuales nos permiten delimitar el yacimiento.

Los datos necesarios para la planeación de la cementación primaria, por ejemplo las

propiedades reológicas de los fluidos tales como la viscosidad plástica (PV) y el punto de

cedencia (PC) al igual que la calibración del modelo geomecánico fueron obtenidos a

partir de una correlación de los pozos más cercanos: Samaria 5081, Samaria 6091,

Samaria 1103, Samaria 103, Samaria 1081 y Samaria-91 A. La información de los

estados mecánicos y ubicación de los pozos de correlación se encuentran en el anexo C y

D respectivamente.

Una vez propuestos los datos de diseño tales como la distribución y tamaño de las

tuberías y del agujero, las propiedades reológicas de los fluidos y las cédulas de bombeo,

se evaluó al emplear un simulador de cementación: Wellbore Cementing Model Versión

2.1 de la empresa Maurer Engineering Inc., Houston Texas. Posteriormente se presenta el

análisis del comportamiento de la DEC, efecto de caída libre y las presiones de fondo,

fractura, poro y de bombeo durante la cementación de cada etapa.

3.1. Caracteristicas del Pozo S

La zona de presión anormal de poro en el pozo S al igual que los pozos de correlación

inicia en la parte media de la formación Concepción Superior con una zona de transición

que va de 1.06 g/cc a 1.49 g/cc y se espera alcanzar su máximo dentro de Eoceno con un

gradiente de poro de 1.57 g/cc (Figura 3.1).

Es importante considerar la zona de transición entre Terciario y Cretácico caracterizada

por el decremento gradual de la presión de poro hasta llegar a la zona depresionada congradientes de presiones actuales que se encuentran alrededor de 1 g/cc.

Mediante la correlación de los pozos y la estimación de las geopresiones se determina la

cantidad y la profundidad de las tuberías de revestimiento (TR’s), quedando f inalmente el

siguiente arreglo.




Tabla 3.1 Distribución de las TR’s del pozo S.

Etapa Diámetro Barrena (pulg)

Profundidad (mV1)

Profundidad (mD2)

Diámetro TR (pulg)

1 26 75 75 20

2 17 ½ 760 760 13 ⅜ 3 12 ¼ 2750 2750 9 ⅝ 4 9 4217.3 4226 7

5 5 ⅞ 4270 4396 5

1 Metros verticales (mV): Es la profundidad vertical desde el nivel de referencia (mesa rotaria) hasta un puntoen la trayectoria del pozo.2 Metros direccionados (mD): Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo desde el puntode referencia en superficie (mesa rotaria) hasta el punto requerido en el pozo.

El esquema mecánico propuesto para este pozo permite que la TR intermedia termine en

la cima de la formación Encanto, mientras que la TR siguiente (etapa 4) cruzará las

formaciones de Encanto, Eoceno Paleoceno y terminará en la cima del Cretácico

Superior. El asentamiento de la TR de 13 3/8 pulg a 760 m no interceptará las arenas

petrolíferas del Terciario acorde con las profundidades de asentamiento de los pozos de

correlación tal como se muestra en la Figura 3.1.

Figura 3.1 Estado Mecánico programado del pozo S (Activo Samaria-Luna)




Siendo:PS: Paraje SoloFIL: FilisolaCS: Concepción Superior CI: Concepción Inferior

ENC: EncantoEOC: EocenoPAL: PaleocenoKS: Cretácico Superior

Mayor información de la columna geológica se encuentran en el anexo E.

El pozo S muestra un diseño direccional tipo “J”, debido a que el objetivo se encuentra por

debajo de un área restringidamente ecológica inaccesible verticalmente, el diseño

presenta una dirección vertical hasta la profundidad de 3177 m, donde se iniciará la

desviación en el agujero de 9 pulg. La construcción de ángulo se realizará a una tasa de

1.5°/30 m con una inclinación máxima de 33° hasta la profundidad final programada de

4396 mD (4270 mV) con un desplazamiento de 511.6 m.

En la Figura 3.2 se muestra el modelo geomecánico del pozo S.

Figura 3.2 Perfiles de los gradientes del pozo S

Para el programa de simulación se propone la siguiente metodología descrita en el

esquema 1.

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

00.8 1.0 1.2 1.4 1.6 1.8 2.0 2.2 2.4 2.6 2.8

Gradiente de Poro

Gradiente de Fractura

Gradientes de presion (g/cc)

P r o f u n d i d a d ( m D )




Esquema 1. Metodología para el diseño de pozo

Seleccionar pozos decorrelación

Recopilación de información(columna geológica, presiones

de poro y fractura etc)

Estimación de los gradientes de poro y fractura para su

graficación.

A partir de la gráfica generadaanteriormente determinación de

la cantidad y profundidad deasentamiento de las tuberías de

revestimiento

Con el monograma de anexo Gse determina el diámetro de lastuberías y de las barrenas y eltipo de diseño direccional

Para la etapa de cementación seempleará un programa desimulación (WellboreCementing Model), el esquemanumero 2 describe lametodología a seguir para lasimulación hidráulica de lacementación de cada etapa.




Esquema 2. Metodología propuesta para el programa de simulación hidráulica

** En caso de tener caída libre, si no es posible eliminarla tratar de reducirla a un nivel permisible.

Definir cédula de bombeo preliminar

Simulación

P. de fondo> P.fractura min.

Ajustar cédulas de bombeo(bajar gastos, densidades o

vol. de fluidos pesados)

P.de fondo> P. de poro máx.

Verificar si haycaída libre

Ajustar cédulas de bombeo(bajar gastos de entrada)

Ajustar cédulas de bombeo(Subir densidad, bajar vol. defluidos ligeros)

Fin

Si

Si (**)

Si

No

No




3.2. Cementación de la etapa 1

Descripción del objetivo

El objetivo de una tubería conductora es la aislación de los acuíferos superficiales y tener

un medio de control para la circulación del fluido de perforación para reducir el desgaste

de las paredes del pozo.

Criterios principales para el diseño

De acuerdo con los gradientes de presión proporcionados, el gradiente mínimo de

fractura es de 2.1 g/cc, mientras que el gradiente de poro máximo es de 1.03 g/cc.

Se considera que el diámetro del agujero es el de la barrena que es de 26 pulg.

Para esta etapa se recomienda el uso de una lechada convencional de densidad

de 1.95 g/cc, al cual denominaremos como lechada de amarre, por tener alto

esfuerzo compresivo (Cemento API H).

Debido a que la profundidad de asentamiento de la tubería es somera, el uso de

baches lavadores y espaciadores resulta innecesario.

Alcanzar una cima de cemento 0 metros con la lechada de cemento de 1.95 g/cc.

Para reducir el efecto de la caída libre se realiza una pausa de 5 minutos después

de bombear la lechada de amarre.

El tope de cemento estará una profundidad de 55 m.

Tabla 3.2 Datos de pozo para la cementación de la etapa 1

Datos de tuberías y agujero Estado mecánico

Diámetro del agujero 26 pulg

Profundidad total 75 m

TR a cementar a 75 m

Diam. exterior TR a cementar 20 pulg Diam. interior TR a cementar 19.124 pulg

Peso de TR a cementar 94 lb/pie

Long. cople y zapata 20 m

Cima de cemento 0 m

Tirante de cemento de amarre 75 m




Tabla 3.3 Cálculos de volúmenes para la cementación de la etapa 1

CALCULO DE VOLUMENES

LECHADA DE AMARRE Vol. en espacio anular 10488.69 lts= 65.97 bls

Vol. de cemento en zapata 3706.28 lts= 23.31 bls Vol. Total 14194.97 lts= 89.28 bls

DESPLAZAMIENTO Vol. de lodo 10192.27 lts= 64.10 bls

Tabla 3.4 Propiedades de los fluidos programados para la cementación de la etapa 1

Nombre Densidad(g/cc) VP(Cp)

PC

(lb/100pie2)

Rendimiento(lts/sc)

Fluido inicial 1.15 8 7 -

Lechada de amarre 1.95 52.5 39 36

Fluido de desplazamiento 1.15 8 7 -

Tabla 3.5 Cédula de bombeo programada para la cementación de la etapa 1

Nombre Densidad

(g/cc)

Gasto

(bls/min)

Volumen

(bls)

Tiempo

(min) Lechada de amarre 1.95 4 89.28 22.32

Pausa 0 0 0 5.00

Fluido de desplazamiento 1.26 4 40 10.00

Fluido de desplazamiento 1.26 2 24.1 12.05

Tiempo total 49.37




Figura 3.3 DEC esperada durante la cementación de la etapa 1

Como se ha mencionado en el capítulo 2 la DEC es la densidad en el pozo a condicionesdinámicas en un punto específico que se encuentra a lo largo del agujero descubierto,

esta Figura 3.3 al igual que en las demás etapas, ese punto en específico es el valor de la

profundidad total, para este caso es de 75 metros (Tabla 3.1) ya que en esta profundidad

las condiciones son las más críticas, es decir la DEC adquiere su máximo valor.

Como se observa en la Figura 3.3 la ventana operacional formada por los gradientes es

muy amplia. Esto proporciona una ventaja, porque permite el manejo de lechadas con

densidades relativamente altas sin el riesgo de fracturar la formación.

Se observa que se desarrolla una DEC máxima de 2.05 g/cc en el fondo del pozo, por lotanto, de acuerdo al gradiente mínimo de fractura considerado que es de 2.1 g/cc no

existirán pérdidas durante la operación.

También se puede observar que la DEC mínima es de 1.16 g/cc, el cual es mayor que el

gradiente máximo de poro, por lo tanto no habrá invasión de fluidos del yacimiento hacia

el pozo durante la cementación.

El aumento exponencial de la DEC a partir del minuto 23 se debe al uso de una lechada

con una densidad relativamente alta y aunado a esto, el efecto de la caída libre tal como

se muestra en la Figura 3.4.

DEC @ 75 m

Grad. Fractura

Grad. Poro

D E C ( g / c c )

Tiempo (min)

0.0

0.3

0.5

0.8

1.0

1.3

1.5

1.8

2.0

2.3

2.5

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50




Figura 3.4 Efecto de la caída libre durante la cementación de la etapa 1

En la Figura 3.4 se observa que el efecto de la caída libre tendrá lugar a partir del minuto16, el máximo gasto de salida que se presenta durante la operación es de 6.38 bls/min en

el minuto 23, cuando se tiene un gasto de bombeo de 4 bls/min, en estos momentos el

valor de la DEC irá aumentando progresivamente tal como se muestra en la Figura 3.3.

Posteriormente disminuye a su valor mínimo 1.3 bls/min., esto sucede porque una vez

que se alcanza el pico más alto de la curva del gasto de salida, el volumen de los fluidos

tiende a regresar hacia el interior de la tubería resultando en la disminución del gasto de

salida, para evitar el retroceso de los fluidos, la zapata guía cuenta con una válvula de no

retorno en su interior.

La efímera disminución de la curva del gasto de salida en el minuto 22 es una

consecuencia de la pausa de cinco minutos, esto ayuda de alguna manera a compensar

el desequilibrio hidrodinámico en el espacio anular, sin embargo no es suficiente, es por

esto y por la experiencia de campo que para estabilizar el sistema al final de la operación,

es necesario bombear los fluidos en varias etapas, en este caso se bombea el fluido de

desplazamiento en dos lotes uno 4 bls/min y otra de 2 bls/min, resultando al final, la

nivelación total de los gastos tanto de entrada como de salida.

Es muy importante que el sistema se estabilice al final de la operación, para que no exista

algún problema en superficie.

Gasto Entrada

Gasto Salida

G a s t o ( b l s / m i n )

Tiempo (min)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50




Figura 3.5 Presiones esperadas en el pozo durante la cementación de la etapa 1

De acuerdo con el simulador la presión máxima en el fondo que se genera durante lacementación de esta tubería es de 15.12 kg/cm2, el cual es 0.5 kg/cm2 menor que la

presión de fractura de 15.62 kg/cm2, lo suficiente baja para no fracturar la formación,

mientras que la presión mínima durante la cementación es de 8.74 kg/cm2, rebasando la

presión de poro.

Otra presión de vital importancia que debe ser tomado en cuenta es la presión de bombeo

porque es la más afectada por los fenómenos que se desarrollan en el fondo del pozo

(especialmente el fenómeno de caída libre), además sirve para identificar en qué

momento suceden estos fenómenos.El efecto de la caída libre que se presenta en esta etapa y en las demás se manifiesta

como un decaimiento de la presión de bombeo a cero, posteriormente se irá

incrementando al término de la caída libre.

Tal como se demuestra en la Figura 3.5, la presión de bombeo alcanza su máximo valor

en el minuto 49.37 con 5.56 kg/cm2, es decir al término de la operación y el abatimiento de

la presión a cero comienza a partir del minuto 16 con una duración de 20 minutos.

P. Bombeo

P. Fondo pozo

P. Fractura

P. Poro

P r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50




DESCRIPCIÓN DE LOS FLUIDOS

Fluido de desplazamiento 1.15 g/cc

Lechada de amarre 1.95 g/cc

Figura 3.6 Posición final de los fluidos después de la cementación de la etapa 1



El objetivo de una tubería superficial es aislar acuíferos de agua dulce, proteger el agujero

de derrumbes y servir de base para instalación de conexiones superficiales de control

además garantiza la integridad de la perforación y cementación de la siguiente etapa.


De acuerdo con los gradientes de poro y fractura proporcionados por

geomécanica, el gradiente de poro máximo es de 1.03 g/cc y el gradiente de

fractura mínimo es de 2.08 g/cc.

El diámetro del agujero es el de la barrena de 17.5 pulg.

Para disminuir la presión ejercida por la columna hidrostática se proponen doslechadas de cemento con diferentes densidades, una de 1.95 g/cc y la otra de 1.6

g/cc las cuales denominaremos como lechada de amarre y lechada de llenado

respectivamente.

El bache lavador está en función de la base del lodo de perforación y puede ser

agua o diesel con un surfactante como el sulfonato de polinaftalina, su densidad es




normalmente de alrededor de 1.0 g/cc y su función es remover el fluido de

perforación y eliminar el enjarre.

La densidad del bache espaciador es la media de la densidad de la lechada de

llenado y del fluido de desplazamiento.

Según con Saver, 1987, el modelo reológico apropiado para la remoción efectiva

del enjarre y del fluido de perforación es el newtoniano, ya que este, alcanza la

turbulencia a gastos relativamente bajos, por esta razón, el bache lavador será un

fluido newtoniano.

Por heurística los volúmenes propuestos para esta etapa son de 10 m3 (62.9 bls)

de bache lavador de 1.02 g/cc y 10 m3 (62.9 bls) de bache espaciador de 1.45

g/cc, esto se determinó bajo el criterio de que estos fluidos deben estar 10 min de

contacto en un punto especifico o 150 m lineales en el espacio anular más amplio.

Alcanzar una cima de cemento de 200 metros con la lechada de llenado.

El tope de cemento (TC) deberá estar a 730 metros porque la sección entre el

cople y la zapata corresponde 30 m.



Diámetro del agujero 17.5 pulg Profundidad total 760 m

Última TR cementada a 75 m Diam. exterior última TR 20 pulg

Diam. interior última TR 19.124 pulg Peso de última TR 94 lb/pie

TR a cementar a 760 m Diam. exterior TR a cementar 13 3/8 pulg

Diam. interior TR a cementar 12.415 pulg Peso de TR a cementar 68 lb/pie Long. Cople y zapata 30 m Cima de cemento 0 m Tirante de cemento de amarre 200 m





Nombre Densidad(g/cc)

VP(Cp)

PC(lb/100

pie2)

Rendimiento(lts/sc)


Bache lavador 1.02 8 - -

Bache espaciador 1.45 46.5 21.5 -

Lechada de llenado 1.6 55 27 57

Lechada de amarre 1.95 106 26 37 Fluido de desplazamiento 1.26 21 20 -



Gasto(bls/min)

Volumen(bls)

Tiempo(min)

Bache lavador 1.02 6 62.9 10.48

Bache espaciador 1.45 6 62.9 10.48

Lechada de llenado 1.6 8 241.5 30.19 Lechada de amarre 1.95 8 95.92 11.99

Pausa 0 0 0 5.00


Fluido de desplazamiento 1.26 6 158.62 26.44 Tiempo total 119.58


CALCULO DE VOLUMENES LECHADA DE LLENADO

Vol. entre tuberías 7100.26 lts= 44.66 bls Vol. en espacio anular 31298.50 lts= 196.85 bls Vol. total 38398.77 lts= 241.50 bls

LECHADA DE AMARRE Vol. en espacio anular 12906.60 lts= 81.17 bls Vol. de cemento en zapata 2342.96 lts= 14.74 bls Vol. total 15249.56 lts= 95.91 bls






En la gráfica que nos muestra la Figura 3.7 se observa que la máxima DEC desarrollada

en el fondo del pozo es de 1.76 g/cc, por lo tanto, de acuerdo al gradiente de fractura

considerado no existirán pérdidas durante la operación. La mínima DEC registrada

durante el proceso es de 1.18 g/cc, el cual está por encima del gradiente de poro

proporcionado. El comportamiento de la DEC se mantiene dentro del control

hidrodinámico del pozo.


En la Figura 3.8 se puede observar que el efecto de la caída libre ocurre más de una sola

ocasión debido al uso de los baches, en la curva del gasto de salida se observan 2

mínimos, el primero al minuto 52 es el resultado del bombeo del bache espaciador,

mientras que el segundo es consecuencia de la pausa de los cinco minutos, el pico más

DEC @ 760 m

Grad. Fractura

Grad. Poro

D E C ( g / c c )

Tiempo (min)

0.5

0.7

0.9

1.1

1.3

1.5

1.7

1.9

2.1

2.3

2.5

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120

Gasto Entrada

Gasto salida


Tiempo (min)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120




alto sucede debido al bombeo de la lechada de amarre, esto provoca que el sistema

incremente el gasto de salida de forma significativa. Una vez que se alcanza el valor

máximo el sistema tiende al equilibrio a expensas de disminuir el gasto de salida tal como

se muestra en la Figura 3.8.

En la cementación de esta etapa el máximo gasto de salida es de 12.47 bls/min y se

alcanza en 64 min. Este desbalance de gastos dura aproximadamente 50 min. Para

ayudar a que el sistema alcance rápidamente el equilibro, se reduce el gasto del fluido de

desplazamiento de 6 a 4 bls/min, esto hace que los gastos de entrada y salida se

comporten de la misma manera al final de la operación.


Tal como se puede apreciar en la Figura 3.9 las presiones que se genera en el fondo del

pozo esta dentro del intervalo de presiones permitidos, esto garantiza que no se fractura

alguna zona débil de la formación, de acuerdo con el simulador la máxima presión que se

alcanza a 760 m es de 133.95 kg/cm2 y la mínima es de 86.87 kg/cm2.

La presión de bombeo se ve afectada por el efecto de la caída libre anulando

prácticamente su valor, pero una vez que se alcanza el equilibrio ira aumentado

progresivamente, el abatimiento de la presión superficial dura 52 minutos.

P.Bombeo

P. Fondo pozo

P. Fractura

P. Poro

P r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

20

40

60

80

100

120

140

160

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120






El objetivo de esta tubería intermedia es aislar zonas permeables de las formaciones del

Mioceno y colocarla a la cima de la formación de Encanto al inicio de la zona de transición

de la alta presión.


De acuerdo con los gradientes de poro y fractura proporcionados por geomecanica

el gradiente de poro máximo es de 1.25 g/cc y el gradiente de fractura mínimo es

de 2.10 g/cc.El diámetro del agujero es el de la barrena de 12.25 pulg.

Los fluidos propuestos para esta etapa son 6 m3 (37.74 bbl) de bache espaciador

de 1.55 g/cc, 6 m3 (37.74 bbl) de bache lavador 1.12 g/cc, una lechada de amarre

de 1.95 g/cc y una lechada de llenado de 1.6 g/cc.




Lechada de llenado 1.60 g/cc





Debido a la profundidad de asentamiento de esta tubería no es necesario

cementarlo hasta la superficie, por lo que la cima de cemento estará a 200 metros.

El tope de cemento (TC) deberá estar a 2720 metros usando la lechada de

amarre.

Después de bombear los volúmenes de la lechada se hará una pausa de 5

minutos para disminuir los efectos de la caída libre.

El bombeo del fluido de desplazamiento se dividirá en dos etapas para que el

sistema se estabilice rápidamente.



Diámetro del agujero 12.25 pulg


Última TR cementada a 760 m

Diam. exterior última TR 13 3/8 pulg

Diam interior última TR 12.415 pulg

Peso de última TR 68 lb/pie


Diam. exterior TR a cementar 9 5/8 pulg

Diam. interior TR a cementar 8.535 pulg

Peso de TR a cementar 53.5lb/pie

Long. Cople y zapata 30 m

Cima de cemento 200 m






CALCULO DE VOLUMENES LECHADA DE LLENADO

Vol. entre tuberías 17448.36 lts= 109.74 bls

Vol. en espacio anular 52081.24 lts= 327.55 bls Vol. total 69529.60 lts= 437.3 bls

LECHADA DE AMARRE Vol. en el espacio anular 5819.13 lts= 36.60 Bls Vol. de cemento en zapata 1107.34 lts= 6.96 Bls Vol. total 6926.47 lts= 43.56 bls




VP(Cp)

PC(lb/100 pie2)

Rendimiento(lts/sc)


Bache lavador 1.12 8 - -

Bache espaciador 1.55 51 18 -

Lechada de llenado 1.6 57 22 57

Lechada de amarre 1.95 130 23.5 36




Gasto(bls/min)

Volumen(bls)

Tiempo(min)

Bache lavador 1.12 6 37.74 6.29

Bache espaciador 1.55 6 37.74 6.29

Lechada de llenado 1.6 8 437.3 54.66

Lechada de amarre 1.95 8 43.56 5.45 Pausa 0 0 0 5.00



Tiempo total 170.43





De acuerdo con los resultados que proporciona el simulador el comportamiento de la DEC(Figura 3.11) usando los fluidos anteriormente propuestos, se encuentra dentro de la

ventana operacional, la máxima DEC que se espera en el fondo del pozo es de 1.73 g/cc

y la mínima es de 1.35 g/cc lo cuales está debajo del gradiente de fractura mínimo y arriba

del gradiente de poro máximo respectivamente.

Figura 3.12 Efecto de la caída libre durante la cementación de la etapa 3 En la Figura 3.12 se puede observar que la inestabilidad del sistema comienza a partir del

minuto 49. Una de las cosas más relevantes de esta etapa es que el efecto de caída libre

sucede más de una vez mostrando 3 máximos en la curva del gasto de salida, debido al

bombeo de los baches, la pausa de los cinco minutos y al bombeo de la lechada de

amarre, esta inestabilidad se refleja en el aumento progresivo del gasto de salida,

DEC @ 2750 m

Grad. Fractura

Grad. Poro

D E C ( g

/ c c )

Tiempo (min)

1.0

1.1

1.2

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

2.0

2.1

2.2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180

Gasto Entrada

Gasto Salida


Tiempo (min)

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180




alcanzando su máximo valor de 11.5 bls/min, una vez que sucede esto, el sistema trata de

alcanzar el equilibrio, sin embargo una disminución de gasto de entrada de 8 a 6 bls/min a

115 minutos provoca que el sistema tarde más tiempo de alcanzar la estabilidad.

Finalmente el sistema se estabilice en el minuto 120, el tiempo que dura el efecto decaída libre es de 82 minutos.


En la Figura 3.13 se puede apreciar que la presión máxima esperada es de 477.97 kg/cm 2

que es menor que la presión de fractura 577.5 kg/cm2, mientras que la presión mínima es

de 370 kg/cm2 que es mayor que la presión de poro en el fondo de 343.9 kg/cm2.

En lo que respecta a la presión de bombeo al término de la operación, la máxima presión

desarrollada es de 81.88 kg/cm2, este valor se justifica por la profundidad a al que se

bombean los fluidos propuestos.

P. Bombeo

P. Fondo pozo

P. Fractura

P. Poro

P

r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180








Bache espaciador 1.55 g/cc




Aislar la zona de presiones anormales, colocar la tubería de revestimiento en la base del

Paleoceno para bajar la densidad al fluido de control, la lechada de cemento y perforar las

rocas carbonatadas.


De acuerdo con los gradientes de poro y fractura proporcionados por geomecanica

el gradiente de poro máximo es de 1.5 g/cc mientras que el gradiente de fractura

mínimo es de 2.2 g/cc.

El diámetro del agujero es el de la barrena de 9 pulg.

Debido a que esta zona existen presiones anormales es recomendable utilizar lechadas con densidades relativamente altas.

Las densidades de las lechadas de llenado y amarre propuestas para esta etapa

son de 1.75 y 1.95 g/cc respectivamente.




Para la cementación de esta etapa se usa una tubería de perforación (TP) de 5

pulg para desplazar el volumen de la lechada de cemento de la superficie hasta el

fondo de pozo.

Alcanzar una cima de cemento de 50 metros por arriba de la boca de Tubería

corta (BL) es decir a 2550 metros. con la lechada de llenado, para así lograr cubrir

el traspale de 200 m. mas 50 metros hasta 2500 m.

El tope de cemento (TC) deberá estar a 4196 metros.

El bombeo del fluido de desplazamiento se divide en dos lotes, para la

estabilización del sistema.



Diámetro del agujero 9 pulg



Diam. exterior última TR 9 5/8 pulg

Diam. interior última TR 8.535 pulg

Peso de última TR 53.5 lb/pie


Diam. exterior TR a cementar 7 pulg

Diam. interior TR a cementar 6.004 pulg

Boca de Tubería corta (BL) 2550 m Peso de TR a cementar 35 lb/pie

Long. cople y zapata 30 m

Cima de cemento 2500 m


Tubería de perforación (TP)

Diam. exterior de TP 5 pulg

Diam. interior de TP 4.408 pulg

Peso 16.25 lb/pie Profundidad de asentamiento 2550 m






VP(Cp)

PC(lb/100 pie2)

Rendimiento(lts/sc)

Fluido inicial 1.48 20 19 - Bache lavador 1.12 8 - -

Bache espaciador 1.75 63 20 -

Lechada de llenado 1.75 110.25 28.75 59.97

Lechada de amarre 1.95 130 23.5 36




LECHADA DE LLENADO

Vol. entre tuberías 2416.58 lts= 15.20 bls Vol. arriba de B.L. 1845.56 lts= 11.61 bls

Vol. en el espacio anular 20689.57 lts= 130.12 bls

Vol. total 24951.71 lts= 156.93 bls LECHADA DE AMARRE

Vol. en el espacio anular 3242.88 lts= 20.40 bls Vol. de cemento en zapata 547.97 lts= 3.45 bls Vol. total 3790.85 lts= 23.84 bls

DESPLAZAMIENTO Vol. en la TP 5 pulg 25105.81 lts= 157.90 bls Vol. interior en Tubería corta 30065.06 lts= 189.09 bls Vol. de lodo 55170.87 lts= 346.99 bls






Gasto(bls/min)

Volumen(bls)

Tiempo(min)

Bache lavador 1.12 5 18.9 3.78

Pausa 0 0 0 5.00 Bache espaciador 1.73 5 18.9 3.76

Lechada de llenado 1.75 6 156.93 26.15

Lechada de amarre 1.95 6 23.84 3.97


Fluido de desplazamiento 1.71 3 146.99 49.00 Tiempo total 120.00


La máxima DEC calculada durante la cementación es de 1.74 g/cc, el cual está por debajo

del gradiente de fractura mínimo que es de 2.2 g/cc, por lo tanto, de acuerdo al gradiente

de fractura considerado no existirán pérdidas durante la operación. También se observa

que la DEC mínima es de 1.58 g/cc, 0.8 g/cc arriba del gradiente de poro máximo, lo

suficiente alta para mantener el control de la presión ejercida por los fluidos del

yacimiento. Una de las observaciones más importantes es que en esta etapa la curva de

la DEC aumenta lentamente aun cuando las densidades de las lechadas propuestas son

altas esto se debe principalmente a la longitud corta de la tubería.

DEC @ 4226 m

Grad. Fractura

Grad. Poro

D E C ( g / c c )

Tiempo (min)

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2.0

2.1

2.2

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120





De acuerdo con el simulador el máximo gasto de salida es de 7.09 bbl/min en el tiempo61.21 minutos cuando se tiene un gasto de bombeo de 6 bbl/min, posteriormente el

sistema se estabiliza los gastos tanto de entrada como de salida en el minuto 111, el

tiempo que dura el efecto es de 60 minutos un poco menor que en las etapas anteriores.

Debido a que nos encontramos en la zona de presión anormal el uso de las lechadas con

densidades altas resulta preferencial, por la amplia ventana operacional que forman los

gradientes de presión, sin embargo se puede esperar que el efecto de la caída libre se

vuelva muy difícil de controlar durante la cementación, esto no sucede así. La explicación

es la siguiente.

A pesar de la gran diferencia de densidades que existen entre el fluido inicial y la lechada

de amarre, el efecto de la caída libre no es tan pronunciado como en las etapas

anteriores, esto es, porque se cementa una tubería corta de unos 1676 m, el extendido de

la tubería del fondo hasta la profundidad de 2550 m altera de forma radical el

comportamiento de la caída libre, de tal manera que al no haber una larga distancia que

recorrer por el espacio anular, el gasto de salida no se incrementa de forma progresiva,

por lo tanto el tiempo que tarda el sistema en alcanzar el equilibrio será menor tal como sedemuestra en la Figura 3.16.

Gasto Entrada

Gasto Salida


Tiempo (min)

0

1

2

3

4

5

6

7

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120





De acuerdo con el simulador la presión máxima a 4426 metros es de 718.89 kg/cm2

y lapresión de fractura a esta profundidad es de 908.16 kg/cm2, mientras que la presión

mínima esperada es de 650.55 kg/cm2 la cual es mayor que la presión de poro que es de

619.01 kg/cm2, la presión máxima de bombeo se registra en el inicio y es de 78.8 kg/cm 2.




Bache lavador 1.75 g/cc



Fluido inicial 1.48 g/cc


P. Bombeo

P. Fondo Pozo

P. Fractura

P. Poro

P r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120






Aislar la formación del Cretácico Superior, para permitir la explotación selectiva de los

intervalos que presenten características para ello y sellar las zonas de baja presión.


De acuerdo con los gradientes proporcionados, el gradiente máximo de poro es de

1.0 g/cc y el gradiente mínimo de fractura es de 1.3 g/cc.

Se considera que el diámetro del agujero es de la barrena que es de 5.875 pulg.

Debido que se presenta una ventana operacional muy pequeña se recomienda el

uso de una lechada de densidad de 1.25 g/cc y un bache espaciador de densidad

de 1.02 g/cc para disminuir la presión causada por la columna hidrostática.

Para asegurar que exista cemento arriba de la boca de la Tubería corta (B.L) se

debe alcanzar una cima de cemento de 3976 metros.

Antes de la cementación de esta zona se recomienda que el fluido inicial sea el

mismo que el de desplazamiento, es decir acondicionar el pozo.

Para desplazar la lechada de cemento se recomienda el uso de distintos tramos

de tubería de perforación una de 5 pulg y otra de 3 ½ pulg.

Cabe mencionar que la cementación de esta zona es la más delicada ya que

aumento muy pequeño de la densidad de cualquier fluido utilizado en esta etapa

puede rebasar el gradiente de fractura, por lo tanto romperá la formación.






Diámetro del agujero 5.875 pulg



Diam. exterior última TR 7 pulg

Diam. interior última TR 6.004 pulg

Peso de última TR 53.5 lb/pie


Diam. exterior TR a cementar 5 pulg

Diam. interior TR a cementar 4.276 pulg B.L. 4026 m Peso de TR a cementar 18 lb/pie

Long. Cople y zapata 20 m

Cima de cemento 3976 m.

TP superior

Diam. exterior de TP 5 pulg

Diam. interior de TP 4.276 pulg

Peso 18 lb/pie Profundidad de asentamiento 2600 m

TP inferior

Diam. exterior de TP 3.5 pulg Diam. interior de TP 2.764 pulg Peso 19.5 lb/pie Profundidad de asentamiento 4026 m






LECHADA DE BAJA DENSIDAD Vol. de cemento en zapata 185.29 lts= 1.17 bls

Vol. en el espacio anular 819.67 lts= 5.16 bls Vol. en traslape 1119.61 lts= 7.04 bls

Vol. arriba de la B.L. 913.28 lts= 5.74 bls

Vol. total 3037.84 lts= 19.11 bls

DESPLAZAMIENTO Vol. en la TP de 3 1/2 pulg 5520.09 lts= 34.72 bls

Vol. en TP de 5 pulg 24087.94 lts= 151.50 bls

Vol. interior en Tubería corta 3242.61 lts= 20.39 bls

Vol. total 32850.64 lts= 206.61 bls



VP(Cp)

PC(lb/100 pie2)

Rendimiento(lts/sc)

Fluido original 1.02 7 4 -

Bache espaciador 1.12 28.5 12.5 -

Lechada de baja densidad 1.25 180 20 36


Tabla 3.21 Cedula de bombeo programada para la cementación de la etapa 5

NOMBRE Densidad(g/cc)

Gasto(bls/min)

Volumen(bls)

Tiempo(min)

Pausa 0 0 0 5.00

Bache espaciador 1.12 4 15 3.75

Bache espaciador 1.12 2 15 7.50

Lechada de baja densidad 1.25 4 10 2.50

Lechada de baja densidad 1.25 3 9.09 3.03 Fluido de desplazamiento 1.02 4 180 45.00



Tiempo total 83.40





La máxima DEC calculada durante la cementación es de 1.29 g/cc, el cual está por debajodel gradiente de fractura máximo, por lo tanto, de acuerdo al gradiente de fractura

considerado no existirán perdidas durante la operación.

También se observa que el DEC mínima es de 1.02 g/cc, 0.02 g/cc arriba de la gradiente

de poro mínimo.

Al dividir el bombeo de cada fluido en más de un etapa tal como se muestra en la tabla

3.21 puede resultar en bajos y altos valores de la DEC, seguido de un estancamiento

durante un corto periodo de tiempo, sin presentar un incremento abrupto durante la

cementación, sino que es todo lo contrario.

DEC @ 4396 m

Grad. Fractura

Grad. Poro

D E C ( g / c c )

Tiempo (min)

0.95

0.98

1.02

1.05

1.09

1.12

1.16

1.19

1.23

1.26

1.30

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90





Bajo estas condiciones el efecto de la caída libre no se presenta durante la cementaciónde la etapa 5, los gastos de entrada y salida de los sistemas se mantienen estables en

todo momento. El uso de un volumen pequeño de una lechada de baja densidad de 1.25

g/cc mas la utilización de una tubería corta de unos cuantos cientos de metros anulan por

completo el fenómeno de caída libre.


De acuerdo con el simulador la presión máxima a 4396 metros es de 553.36 kg/cm2 y la

presión de fractura a esta profundidad es de 554.96 kg/cm2, mientras que la presión

mínima esperada es de 436.32 kg/cm2 la cual es mayor que la presión de poro que es de

426.97 kg/cm2.

Gasto Entrada

Gasto Salida


Tiempo (min)

0

1

2

3

4

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

P. Bombeo

P. Fondo pozo

P. Fractura

P. Poro

P r e s i ó n ( k g / c m 2 )

Tiempo (min)

0

100

200

300

400

500

600

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90




Podemos observar que la presión de bombeo no baja a cero como en las otras etapas

anteriores, esto es, porque no se presenta el efecto de caída libre en el sistema.

La estabilidad del sistema se observa a primera instancia ya que la curva de la presión de

bombeo se comporta de la misma manera que la curva de la DEC.




Lechada de baja densidad 1.25 g/cc

Fluido inicial 1.02 g/cc




Capítulo 4. Metodología para la evaluación de la cementación. 60

4. METODOLOGÍA PARA LA EVALUACION DE LA CEMENTACIÓN

La metodología empleada para la evaluación de la cementación en la zona productora fue

la siguiente:

Se investigó la cantidad y los nombres de todos los pozos que se perforaron en el

complejo Antonio J. Bermúdez en los últimos cinco años, resultando un total de 64

pozos.

De los 64 pozos se seleccionaron tres con los siguientes criterios.

o Altas pérdidas de circulación, es decir, unas decenas de metros cúbicos

durante la etapa de perforación.

o Bajos gradientes de presión.

o Gradientes de poro y fractura muy cercanos entre sí, resultando en una

ventana operacional muy reducida.

Se investigó el historial y los registros de cementación de la zona productora de los

pozos anteriormente señalados.

Se consiguieron los registros de litodensidad y neutrón compensado para la

identificación de las zonas de pérdidas de circulación y compararlas con los registros

de cementación.

Se evaluó la cementación en la zona productora con base a los registros de

cementación.

Se analizaron los resultados de la evaluación de la cementación.

Al no poder aplicar la misma metodología a los 61 pozos restantes por la gran

cantidad de información, se optó evaluar la calidad de la cementación con base a las

pruebas de hermeticidad.

De una búsqueda y revisión exhaustiva, del sistema integral de operaciones policial

(SIOP) y en las propuestas de cementación realizadas por las compañías se obtuvo la

siguiente información.

o Resultado de las pruebas de la hermeticidad que se le realizaron a los pozos.

o Diámetro de la tubería.

o Tipo de sistema de lechada de cemento.

o Profundidad de asentamiento de la tubería.

o Densidad de la lechada de cemento.




Del estudio anterior se propuso el sistema de lechada cemento que mejor ha dado

resultados para la cementación en zonas depresionadas.

Para una correcta interpretación de los registros de cementación es necesario saber el

funcionamiento y las bases que los sustentan, hace unas décadas la única herramienta

con la que se contaba para evaluar la cementación, era el registro de temperatura que

únicamente nos daba información sobre la cima de cemento pero no de la calidad de la

adherencia del mismo con la tubería y la formación.

Posteriormente se desarrolla el registro sónico de cementación (CBL) y nos proporciona la

cima de cemento y el grado de adherencia de la tubería con el cemento, pero no de la

formación con el cemento. Debido a lo anterior se desarrollaron nuevas técnicas que

dieron lugar al registro de densidad variable (VDL), la combinación de ambos registros

CBL/VDL nos proporcionan una idea más clara de la condiciones de cemento con

respecto a la tubería y la formación.

Registro CBL-VDL

Es denominado así por las siglas en inglés de Cement Bond Log (CBL) y Variable Density

Log (VDL). Consiste en utilizar una curva de amplitudes acústicas para valorar la

integridad de la adherencia del cemento (Pacheco, 2000).

La herramienta CBL-VDL posee un transmisor acústico omnidireccional que opera en 20

Kilohertz; además de dos receptores localizados entre 3 y 5 pies (0.91-1.52 m) del

transmisor (Figura 4.1).

Un CBL mide la amplitud de la señal sónica pasando por la tubería, esta señal se reduce

donde la tubería está bien cementada, en otras palabras si la onda emitida es reflejada

por una tubería libre, su amplitud medida en milivolts es alta.

Por otro lado si la tubería está bien cementada en sus alrededores, la energía acústica se

disipa y la onda de sonido es débil.

La amplitud es medida configurando una ventana electrónica para evaluar la amplitud de

la señal recibida en la tubería. Típicamente la ventana o puerta es configurada para medir

la amplitud de la primera onda. La premisa es que la señal del revestimiento llegará antes

que cualquier otra, entonces considerando que los primeros ciclos son provenientes del

revestimiento y que la intensidad de la señal es función del material presente en el anular,

el registro de amplitud del primer ciclo permite una evaluación de la calidad de la

cementación. Mientras sea mayor el relleno de cemento en el anular, más débil es la

señal en el receptor (Halliburton, 2006).




Figura 4.1 Viaje de la onda a través de la tubería (Pemex-IMP, 2005)

Según Sibiaur (2000) el criterio para evaluar la calidad de la cementación es la siguiente:

Amplitud atenuada: < que 10mV, indica buena adherencia cemento-revestimiento.

Amplitud alta: > que 10mV, indica mala adherencia del cemento-revestimiento.

El VDL también se deriva de los trenes de onda. El VDL está hecho de numerosas trenes

de onda estrechamente espaciados. El resultado es un mapa de contornos de los trenes

de onda registrados en el intervalo. El tren de onda completo es mostrado en la película

(Figura 2.9) como franjas claras y oscuras, una amplitud positiva nos da un contraste

negro, mientras que una negativa se representa por una franja blanca.

Las diferentes partes de un tren de ondas pueden ser identificadas en el registro VDL los

arribos de la tubería se muestran como franjas regulares y los arribos de formación se

presentan en una forma más ondulada.




Figura 4.2 Principio del registro VDL (modificado, Sibiaur, 2000)

La Figura 4.3 muestra ejemplos de respuestas en las mediciones de CBL-VDL en zonas

bien y mal cementadas.

Figura 4.3 Tipos de respuestas de CBL y VDL (modificado, Halliburton, 2006 )



Capítulo 5. Resultados de la evaluación de la cementación en la zona productora. 64

5. RESULTADOS DE LA EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN EN LA ZONAPRODUCTORA

Los datos específicos mostrados en este capítulo, fueron obtenidos por Pemex

Exploración y Producción, por lo que dicha compañía es dueña de los mismos.

5.1. Evaluación de la cementación con base a los registros de cementación

Los pozos seleccionados en esta sección pertenecen a Pemex Exploración y Producción

y fueron escogidos de una muestra de 64 pozos. El principal criterio de selección es que

mostraran valores críticos de gradientes de poro y fractura causados por el

depresionamiento del yacimiento.

Los registros de cementación que se presentan en esta sección serán evaluados de

acuerdo al siguiente criterio:

Buena: Aquellos casos en donde el cemento alcanzó sellos que permitieron aislar

los intervalos productores, alcanzaron las zonas de pérdidas y que además

mantuvieron buena adherencia en toda la extensión de la tubería, se puede

permitir la existencia de canales pero que no estén comunicados, no ameritando

de una cementación remedial.

Regular: Casos en donde el cemento alcanzó apenas la cima de cemento

programada, que logró atravesar las zonas problemáticas sin ningún problema,existencia de canales con poca comunicación o interconexión entre ellos, buena

adherencia en la mayor parte de la tubería, se permite la presencia de cemento

contaminado pero solamente en una pequeña porción.

Mala: Aquellos casos en donde el cemento apenas alcanzó un nivel muy inferior a

la cima de cemento programada, que no mostró sellos suficientes en el tope y la

base de la zona de interés o de pérdidas, así como baja adherencia a lo largo de

la tubería, que muestre presencia de canales totalmente comunicados, cemento

contaminado con lodo o baches lavadores o espaciadores, existencia de microanillos a lo largo de la Tubería corta, requiriendo de una cementación remedial.




Zonas dePérdida

Zonas dePérdida

5.1.1. Evaluación del pozo Samaria 1081

De acuerdo al registro de litodensidad y neutrón compensado que se realizó en el pozo

Samaria 1081, se puede observar que las zonas de pérdida se encuentran localizadas

aproximadamente en los intervalos 4175 – 4180 m, 4190 – 4195 m, 4205 – 4210 m, 4275

– 4280 m.

Figura 5.1 Registros litodensidad y neutrón compensado del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-Luna)




Se realizó la cementación de una Tubería corta de 7 pulg de 35 lb/pie a una profundidad

de 4455 m con los siguientes datos:


PARÁMETRO VALOR Profundidad de la tubería corta acementar 4455 m

Profundidad BL a cementar 3955 m

Traslape 223 m

Diámetro TR anterior / Prof. 9 5/8 pulg a 4178 m

Gradiente de fractura mínimo 0.6 g/cc

Gradiente de poro máximo 0.5 g/cc

Diámetro de la barrena 8.5 pulg

Diámetro equivalente de agujero 9.275 pulg Desviación máxima del agujero 33°

Cima teórica de cemento 3863 m (92 m. arriba BL) Densidad de la lechada 0.84 g/cc Tipo de lodo Base Aceite Densidad 0.90 g/cc (nitrogenado) Viscosidad plástica 7 Cp Punto cedente 5 lb/100 pie2

Los fluidos que se utilizaron en esta cementación fueron los siguientes:

74.3 bls de una lechada de cemento ultraligero con densidad de 0.84 g/cc.

31.5 bls de bache lavador base agua de densidad inicial 1.02 g/cc.

31.5 bls de bache espaciador de densidad inicial 1 g/cc.

284 bls de fluido de desplazamiento de densidad 0.9 g/cc.

De acuerdo con el historial del pozo antes, de la operación de cementación se circuló en

el pozo lodo nitrogenado, a un gasto de 55 m3/min de nitrógeno y 198 gal/min (4.7 bls/min)

de lodo, esto resultando en una densidad equivalente de 0.54 g/cc. Se observó el pozo

durante la circulación y el nivel en presas se mantuvo estable, por otro lado no hubo

presencia de gas en superficie.

Posteriormente se ajustaron las densidades de los baches, el bache lavador se le

adicionó nitrógeno con una relación de 70 m3/min de nitrógeno y 3 bls/min de líquido para

una densidad de la mezcla de 0.53 g/cc y el bache espaciador con una relación de 70




0

2 5 0 0 .

0

5 0 0 0 .

0

m

m3/min de nitrógeno y 3 bls/min de líquido para una densidad de mezcla de 0.55 g/cc. En

la Figura 5.2 se muestra la posición final de los fluidos.

.

Figura 5.2 Distribución final de los fluidos del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-Luna)

Una vez que la Tubería corta de 7 pulg, 35 lb/pie, se encontró en el fondo, se bombeo a

un gasto de 3 bls/min los baches lavador y espaciador, luego los 74.3 bls de lechada de

cemento de 0.84 g/cc a un gasto de 4 bls/min.

Según con el historial del pozo se recomendó que durante la cementación se mantuviera

una contrapresión de al menos 50 psi para tratar de tener “control” de los fluidos

nitrogenados durante su paso por la zapata para evitar que la fase gas –liquido se

separara.

Durante la cementación se observó circulación normal (gas – liquido) al término de la

operación se reportó pérdida de 14 m3 del fluido que inicialmente se encontraba en el

fondo del pozo. Posteriormente se molió hasta la profundidad de 4423 m y se probó la

hermeticidad de la TR de 7 pulg con 140 kg/cm2 durante 15 minutos, resultando

satisfactoria. A continuación se muestra el registro de cementación para este pozo.

Bache lavador

Bache espaciador

Lechada de cemento

Lodo de desplazamiento

Lodo nitrogenado




El cemento logro pasar estas zonas de pérdida ysubir por arriba de la zapata anterior, se observacemento adherido, así como un aislamiento entre

los canales.

Zapata de TR 95/8 pulg

La lechada subió a través de esta zonade perdida llegando hasta la zapata

anterior, se observa que existe cementoadherido.

La lechada logro subir por arriba de la zona de perdida mas critica, esta era la zonas más crítica a

lo largo del agujero, existe cemento adherido así

como un incomunicación de los canales.

Figura 5.3 Registro de cementación del pozo Samaria 1081 (Activo Samaria-Luna)

Presencia deanillos




De acuerdo al registro de cementación anteriormente mostrado se observa que existe

cemento a lo largo de la tubería corta de 7 pulg, así mismo se indican la presencia de

algunos canales (tramos de color azul) pero no están comunicados, también existen

anillos de cemento lo que afecta a la adherencia a la pared de la tubería pero no se

interconectan entre ellos. Se puede visualizar que en la zona de pérdida ubicada a 4175 –

4180 m hay cemento adherido con presencia de canales pero están totalmente

incomunicados, mientras que las zonas de pérdidas a 4190 – 4195, 4205 – 4210 y 4275 –

4280 m muestran tramos significantes de canales con secciones de gas (puntos de color

rojo) pero hay cemento en la mayor parte. Por lo que se puede concluir que el cemento

logró subir por arriba de las zonas de pérdida, aunque es posible que se haya perdido

cierto volumen de lechada hacia las mismas.

Respecto a la adherencia a la formación se puede considerar como regular debido a queel registro VDL muestra poca distorsión en las líneas, por otro lado el registro CBL

muestra un anillo de gran longitud de aproximadamente 30 m ubicado a 4200 m, cerca de

la zapata de la TR de 9 5/8 pulg, esto puede poner en riesgo la integridad del trabajo de

cementación, es posible que en un futuro cercano este pozo sufra por problemas de agua

por canalizaciones.

En conclusión los resultados de la cementación de la tubería corta de 7 pulg, 35 lb/pie,

fueron regulares pero satisfactorios ya que la lechada de cemento de densidad 0.84 g/cc

logró pasar las zonas de pérdidas sin ningún problema, también subió hasta el traslape e

incluso cerca de la boca de la tubería corta dando resultados satisfactorios en la prueba

de hermeticidad, además existe adherencia en la mayor parte de la tubería, sin embargo

la adherencia es poca a lo largo del cara de la formación, el cemento muestra

contaminación con lodo, espaciador y con gas de formación, tal como lo muestra el

registro ultrasónico.

De esta evaluación podemos comprobar que el uso de baches nitrogenados disminuye la

columna hidrostática en el espacio anular, aumentando las probabilidades de encontrar lacima de cemento programada y a su vez ayuda a la remoción del fluido de control que se

encuentra en el pozo.




5.1.2. Evaluación del pozo Oxiacaque 1022

De acuerdo al registro de litodensidad y neutrón compensado que se realizó en este pozo

se puede observar que la zona de pérdida se encuentra localizada aproximadamente a

3750 m. Esta profundidad coincide con lo reportado en el historial del pozo donde se

presentó pérdida total del fluido de perforación al estar perforando a 3751 m con lodo

nitrogenado de 0.62 g/cc. La circulación se recuperó bajando la densidad de mezcla del

lodo a 0.25 g/cc, es decir no hubo más pérdidas del fluido de perforación.

Figura 5.4 Registros litodensidad y neutrón compensado para el pozo Oxiacaque 1022 (ActivoSamaria-Luna)

Zona de pérdida




La tubería a cementar era una tubería corta de 5 pulg, 18 lb/pie a una profundidad de

asentamiento de 3999 m. Los fluidos que se utilizaron en esta cementación fueron los

siguientes:

33 bls de lechada de 0.84 g/cc.25 bls de bache espaciador nitrogenado de densidad base 1 g/cc.

19 bls de bache lavador nitrogenado base diesel de densidad base 0.85 g/cc.

189 bls de fluido de desplazamiento de 0.88 g/cc.

En la tabla 5.2 se muestra la información necesaria para la cementación de esta tubería.

Tabla 5.2 Datos técnicos de la cementación del pozo Oxiacaque 1022 (Activo Samaria-Luna)

PARÁMETRO VALOR

Tubería corta a cementar / profundidad 5 pulg /3999 m Profundidad BL del Tubería corta aCementar 3440 m

Traslape real 155 m

Diámetro TR Anterior / Prof. 7 pulg / 3595 m

Gradiente de fractura mínimo 0.31 g/cc @ 3751 m


Diámetro equivalente de Agujero 5.9 pulg

Cima teórica de cemento 3295 m (145 m arriba BL)

Densidad de la lechada 0.84 g/cc Tipo de lodo Base Aceite Densidad Viscosidad plástica Punto de cedencia

0.90 (Nitrogenado) 13 cp

16 lb/pie2

Según con el historial de este pozo antes de la cementación se observó salir a superficie

burbujas de gas, esto indicaba invasión del gas del yacimiento hacia el espacio anular.

Para resolver esto antes de efectuar la operación de cementación se acondicionó el lodo1

de emulsión inversa de densidad de 0.90 g/cc a un gasto de 13 gal/min acondicionando aeste nitrógeno con un gasto de 95 m3/min dando una densidad de mezcla de 0.35 g/cc lo

que permitió que se pudiera circular parcialmente.

1Los lodos de emulsión inversa son mezclas de los líquidos inmiscibles: el aceite y el agua, pueden contener 50 % o más de agua, ésta se descompone en pequeñas gotas y se dispersa uniformemente en la fase noacuosa externa.




Posteriormente se mezcló los 19 bls de bache lavador con densidad de 0.85 g/cc a un

gasto de 3 bls/min y 40 m3/min de nitrógeno, dando como resultado una mezcla de

densidad 0.41 g/cc. Luego se inició el mezclado de 25 bls de bache espaciador con

densidad de 1.0 g/cc a un gasto de 3 bls/min y 61 m 3/min de nitrógeno resultando una

densidad de mezcla de 0.41 g/cc. Después de esto se comenzó el bombeo de los baches

y los 33 bls de la lechada de 0.84 g/cc por el cabezal de cementación

Durante la cementación se mantuvo circulación todo el tiempo aunque con poco gasto de

entrada, la presión máxima alcanzada en superficie fue de 2500 psi y el volumen total de

desplazamiento fue de 189 bls.

Al finalizar la operación por problemas técnicos no fue posible activar el empacador de la

boca de la tubería corta, por lo que muy posiblemente al desconectar la tubería de

perforación la columna hidrostática generada por el lodo utilizado en el desplazamiento(0.88 g/cc) provocó la pérdida del cemento que subió a él traslape de la tubería de 5 pulg.

El registro que se muestra comprueba dicha hipótesis.

Figura 5.5 Estado mecánico del pozo Oxiacaque 1022(Activo Samaria-Luna)

Zona de estudio




Figura 5.6 Registro de cementación del pozo Oxiacaque 1022 (Activo Samaria-Luna)

Zapata de TR 7 pulg a 3595 m

El cementocirculó hasta la

Zapata de 7 pulg

Zona de pérdida a3751 m

El cemento pasó lazona de pérdidallegando hasta la

zapata de 7pulg

No se observancanales que estén

comunicados

ProfundidadTotal

Este carril muestrael tamaño del canal

Zona de traslape presencia de uncanal de tamaño

si nificativo




De acuerdo con el registro de cementación anteriormente presentado existe una buena

adherencia en la pared de la tubería localizada a 3751 m (zona de pérdida critica), debido

a que se observan baja amplitud de onda por parte del registro CBL, sin embargo en el

intervalo de 3600- 3700 m se formó una anillo de cemento.

En el registro ultrasónico se visualiza la presencia de algunos canales incomunicados y

cemento a 3591 m, por lo que se puede decir que la lechada logró atravesar esta zona sin

ningún problema.

En lo que respecta de la calidad de la adherencia a la cara de la formación se puede

apreciar que la distorsión de registro VDL es media, por lo que es posible que no se haya

removido de forma efectiva el enjarre y esto resultó en una adherencia pobre, por otro

lado las porciones de color rojo muestra burbujas de gases atrapadas en el espacio

anular, esto puede dañar el sello hidráulico de la cementación en un futuro resultado en

problemas serios de producción de agua.

Cerca de la zapata de la TR de 7 pulg, la lechada de cemento muestra alta contaminación

formándose un canal de tamaño considerable, sin embargo esto no afecta de forma

significativa el sello hidráulico porque se encuentra en la zona del traslape, es decir está

localizada entre tuberías.

Según con la evaluación del registro de cementación del pozo Oxiacaque 1022

anteriormente presentado se concluye que la cementación de la tubería corta de 5 pulg se

puede considerar regular ya que mostró cemento a lo largo de la tubería, con baja aregular adherencia a la cara de la formación y regular en la pared de la tubería, con

presencia de canales con burbujas de gas de formación y anillos de cemento, sin

embargo están no se encuentran interconectados entre sí. También se puede apreciar

que la pérdida de fluido debido a la falla del empacador fue minimizada a la zapata previa.




5.1.3. Evaluación del pozo Samaria 89

De acuerdo al registro de litodensidad y neutrón compensado que se realizó a este

pozo se puede observar que las zonas de pérdida se encuentran localizadas

aproximadamente a 3825 – 3875 m y 3915 – 3925 m, la última zona se debe a una

caverna que se presento durante la perforación.

Figura 5.7 Registros litodensidad y neutrón compensado para el pozo Samaria 89 (Activo Samaria-Luna)

Zona propensa a

pérdida.

Zona propensa apérdida.




La tubería a cementar era una Tubería corta de 7 pulg, 35 lb/pie a una profundidad de

asentamiento de 4320 m. Los fluidos que se utilizaron en esta cementación fueron los

siguientes:

110.9 bls de lechada de cemento espumado de 1 g/cc.12.6 bls de bache lavador de densidad base 1 g/cc.

63 bls de bache espaciador de densidad base 0.85 g/cc.

286 bls de fluido de desplazamiento emulsión inversa de 0.9 g/cc.

En la tabla 5.3 se muestra la información necesaria para la cementación de esta tubería.


PARÁMETRO VALOR

Tubería corta a cementar / profundidad 7 pulg /4320 m Profundidad BL de la tubería cortacementar 3420 m

Traslape real 150 m

Diámetro TR anterior / prof. 9 5/8 pulg / 3570 m

Gradiente de fractura mínimo 0.24 g/cc @ 3800 m


Diámetro equivalente de agujero 9.146 pulg

Desviación del pozo 37°

Cima teórica de cemento 3370 m (50 m arriba BL) Densidad de la lechada 1.0 g/cc

Tipo de Lodo Base Aceite Densidad Viscosidad plástica Punto de cedencia

0.90 (Nitrogenado) 10 cp

15 lb/pie2

Según con el historial de este pozo, previo a la cementación se bombeó un bache de 650

m3 de nitrógeno puro para recuperar lodo en presas y acondicionar el sistema para activar

la circulación; posteriormente se circuló con lodo nitrogenado a un gasto de 126 m3

/min denitrógeno y 50 – 66 gal/min (1.2 – 1.6 bls/min) de lodo, resultando en una densidad de

lodo nitrogenado de 0.14 g/cc. Se circuló un tiempo de 2 horas pero no se lograba

restablecer la circulación por lo que se decidió bombear otros 3 baches de nitrógeno de

aproximadamente 800 m3 con lodo nitrogenado de densidad 0.14 g/cc para ayudar al

pozo. Después de una hora de haber bombeado los baches de nitrógeno se restableció la




circulación, media hora más tarde se observó salir a superficie burbujas de gas, por lo que

se decidió disminuir el gasto de nitrógeno a 100 m3/min para una densidad de mezcla de

0.22 g/cc. Se observó que el nivel en presas se mantuvo estable, por otro lado se logró

controlar las burbujas de gases que habían salido con anterioridad.

Posteriormente se ajustó la densidad del bache lavador, se espumó hasta una densidad

de 0.23 g/cc con una relación de 48, 54, 60 m3/min de nitrógeno y 3 bls/min de líquido. y el

bache espaciador con una relación de 66, 77, 90, 103, 108, 129 m3/min de nitrógeno y 3

bls/min de líquido para una densidad de mezcla de 0.22 g/cc.

Una vez que la tubería corta de 7 pulg se encontraba en el fondo del pozo se cemento

con la siguiente cédula de bombeo

12.6 bls de bache lavador a 3 bls /min.63 bls de bache espaciador a 3 bls/min.

110.9 bls de lechada de cemento espumado de 1 g/cc a 3 - 2 bls/min.

286 bls de fluido de desplazamiento emulsión inversa de 0.9 g/cc.

Al momento de llevar 30 bbl de fluido de control bombeados como desplazamiento

observa manifestación de gas a superficie por lo que decide mantener una contrapresión

en el espacio anular de 140 psi esto con el objetivo de controlar dicho gas en superficie.

Durante la cementación la presión en el espacio anular iba disminuyendo mientras lospreflujos y el cemento pasaban por la zapata de la tubería corta, esto indicaba que se

estaba desplazando el gas hacia superficie y a su vez se estaba controlando el pozo con

las densidades propuestas. Al termino del desplazamiento se abate la presión en el

espacio anular de 140 psi hasta 0 psi paulatinamente. Así mismo el tamaño de la flama en

presa de quema disminuye hasta que se termina de quemar el gas.

Al término de la cementación la flama que se observaba en la presa de quema era menor

y de acuerdo con lo reportado la presión en el espacio anular disminuyó a cero psi unos

minutos después de terminar el desplazamiento, esto indicaba que el pozo estaba bajo

control y que se estaba desfogando este gas en el espacio anular.se notifico una pérdida

de 13 m3 de lodo durante la cementación. Al término de la cementación el empacador de

boca de la tubería corta se activó sin ningún problema.




Figura 5.8 Estado mecánico del pozo Samaria 89(Activo Samaria-Luna)

Tal como se muestra en la Figura 5.8 la zona de estudio se encuentra debajo del traslape

de la tubería anterior, lo primero que podemos visualizar que la tubería mide 750 m, una

longitud más larga que las tubería anteriores y el cemento que se usó pertenece a la

clasificación de los espumados.

A continuación se muestra el registro de cementación del pozo Samaria 89.

Zona de estudio




Figura 5.9 Registro de cementación del pozo Samaria 89 (Activo Samaria-luna)

Presencia de canalescomunicados y

cemento altamentecontaminado en la

zona problemática a3915 -3925 m

Buena adherenciaen la pared de la

tubería

Indicio de malaadherencia a la

pared de la tuberíaa 3800 m.

En esta zona de pérdida a 3825 m.el cemento presenta

contaminaciónmedia con canales

comunicados

El cemento pasó lazona de pérdida a

3875 m.

Cementocontaminado




De acuerdo con el registro CBL anteriormente mostrado la tubería presenta una buena

adherencia en la mayor parte de su extensión incluso en las zonas de pérdidas, sin

embargo a una profundidad de 3800 m se observa la presencia de un posible anillo de

cemento.

El registro VDL muestra una mala adherencia a la cara de la formación, debido a que las

distorsiones de las ondas son muy bajas, por lo que es posible que la limpieza del agujero

no se desarrollo de manera efectiva.

Según con la evaluación del registro ultrasónico se observa que en las zonas de pérdidas

ubicadas a 3915 y 3925 m. muestran canales de gran tamaño totalmente comunicados y

cemento altamente contaminado resultando en un mal aislamiento de las zonas

problemáticas.

A pesar que esta ocasión se utilizó 5 centradores, uno en la zapata, uno en la boca de la

tubería corta y los demás distribuidos a lo largo de la tubería no fue suficiente para evitar

la contaminación del cemento, presenta esta cementación es que el cemento que se

encuentra en la zona de pérdida ubicada a 3875 m es una de las secciones menos

contaminadas.

En términos generales los resultados de la cementación de la tubería corta de 7 pulg

fueron malos ya que el objetivo de cubrir el espacio anular con cemento no fue alcanzado

dadas las severas condiciones de pérdida total de circulación resultado de la presencia deuna caverna tal como lo indica el registro de litodensidad y neutrón compensado.

Por tanto este pozo requiere de una cementación remedial, ya que si no se ejecuta esto,

es probable que en un futuro cercano presente problemas de producción de fluidos

indeseables y propiciando el riesgo la integridad del pozo.




5.2. Evaluación de la cementación con base a las pruebas de hermeticidad

Debido a que el complejo Antonio J. Bermúdez presenta una ventana de operación muy

reducida de gradiente de poro y fractura (Figura 5.10) en la zona de producción

(depresionada), las operaciones de cementación de la tubería de revestimiento, en este

caso la tubería corta, se realizan con lechadas de cemento de baja densidad, para las que

existen dos opciones: la espumada y la ultraligera.

Figura 5.10 Ventana operacional de gradientes de presión del complejo Antonio J. Bermúdez(modificado, Schlumberger)

Una vez que se realiza la cementación de la tubería corta, se procede a evaluar la calidad

de la cementación. Una forma rápida de hacerlo es ejecutando una prueba de

hermeticidad que consiste básicamente en inyectar un fluido en la zona cementada a una

presión dada; si existe un represionamiento, significa que la calidad de la cementación se

puede considerar buena; por otro lado, si la presión se abate, significa que hay admisión

de fluidos, indicando la presencia de canales comunicados, por lo que puede inferirse que

la calidad de la cementación es deficiente.

De la evaluación de la cementación, podemos contestar una pregunta de suma

importancia: ¿Cuál de los tipos de lechadas anteriormente mencionadas ha dado el mejor

resultado? Para dar respuesta satisfactoria, se elabora un censo de los trabajos de

cementación de los últimos cinco años realizadas en la zona depresionada. La calidad de

la cementación se evalúa con base a las pruebas de hermeticidad.

Ventanaoperacional

g/cc




Tabla 5.4 Relación de trabajos con lechadas espumadas en zonas productoras de los últimos 5años

NOMBRE DELPOZO

DIAMETRO DE LATUBERIA(Pulg)

PROFUNDIDAD(m)

DENSIDAD DE LALECHADA(g/cc)

CALIDAD DE LACEMENTACION

Samaria 1107 7 4500 1 SATISFACTORIO

Cunduacán 1021 7 4044 1.4 NO SATISFACTORIO

Íride 2118 7 4496 1 SATISFACTORIOOxiacaque 26 7 3756 1.4 SATISFACTORIO

Íride 1163 5 4223 1 NO SATISFACTORIO

Samaria 2197 7 4351 1.02 SATISFACTORIO



Samaria 89 7 4320 1 NO SATISFACTORIO

Íride 4126 7 4484 1 SATISFACTORIO


Íride 2154 7 4180 1.05 SATISFACTORIO



Cunduacán 1013 7 4284 1 SATISFACTORIOSamaria 1129 7 4554 1 SATISFACTORIO



Cunduacán 1027 7 4164 1 SATISFACTORIO




Íride 156-A 7 4208 1 SATISFACTORIO




Samaria 1195 7 4453 1 NO SATISFACTORIOÍride 2124 7 4452 1 SATISFACTORIO

Oxiacaque 5003 5 3912 0.95 NO SATISFACTORIO

Samaria 5085 5 4261 1.2 NO SATISFACTORIO


Tabla 5.5 Resumen de los trabajos con lechadas espumadas

TRABAJOS NÚMERO DE POZOS PORCENTAJE OBSERVACIONES

No remediales 22 70.96 % Presentaron unrepresionamiento.

remediales 9 29.04 % Presencia de canales, huboabatimiento de la presión.

Total 31 100%

En la gráfica siguiente se observa el porcentaje de pozos con deficiente cementación

usando lechadas espumadas




Figura 5.11 Relación de trabajos usando lechadas espumadas, porcentaje de pozos en elcomplejo Antonio J. Bermúdez

En general las operaciones de cementación realizadas con lechadas espumadas

presentaron un aislamiento hidráulico y adherencia considerada de mala a regular.

71%

29%

Relación trabajos con lechadas espumadas

Con trabajos remediales Sin trabajos remediales




Tabla 5.6 Relación de trabajos con lechadas ultraligeras en zonas productoras de los últimos 5años

NOMBRE DELPOZO

DIAMETRO DE LATUBERIA(Pulg)

PROFUNDIDAD(m)

DENSIDAD DE LALECHADA(g/cc)

CALIDAD DE LACEMENTACION



Cunduacán 39 5 4378 0.84 SATISFACTORIO


Oxiacaque 1022 5 3999 0.84 SATISFACTORIO



Íride 1164-A 7 4320 0.84 SATISFACTORIO


Íride 1141 7 3400 0.84 NO SATISFACTORIO










Íride 146-D 5 3575 0.84 SATISFACTORIO

Samaria 5111 7 5/8 4528 1.1 SATISFACTORIO




Samaria 5199 7 4217 0.9 SATISFACTORIOPlatanal 5212 5 4970 0.84 SATISFACTORIO


Cunduacán 30 A 3 1/2 3974 0.84 SATISFACTORIO


Samaria 7114 H 7 4503 1.1 SATISFACTORIO




Tabla 5.7 Resumen de los trabajos con lechadas ultraligeras

TRABAJOS NÚMERO DE POZOS PORCENTAJE OBSERVACIONES

No remediales 32 96.97 % Presentaron unrepresionamiento.

Remediales 1 3.03% Manifestaron abatimientode la presión.

Total 33 100 %




En la gráfica siguiente se puede observar el porcentaje de pozos con deficiente

cementación usando lechadas ultraligeras.

Figura 5.12 Relación de trabajos usando lechadas ultraligeras, porcentaje de pozos en el complejo Antonio J. Bermúdez

5.3. Discusión de resultados

Independientemente del sistema de lechada que se haya utilizado en la cementación, los

pozos estudiados presentaron algo en común: baja adherencia en la cara de la formación,

esto es resultado de una deficiente remoción del enjarre.

Se ha establecido que cuando se utiliza el régimen de flujo turbulento, se obtiene un

desplazamiento más efectivo del lodo en el espacio anular y una mejor remoción del

enjarre en la pared de la formación, lográndose, por consiguiente una adherencia mayor

entre el cemento y la formación, sin embargo esto genera mayores caídas de presión y un

amento significativo de la DEC, por lo que la aplicación de esta técnica queda limitado a

aquellas zonas que presentan valores altos de gradientes de presión o zonas de presión

anormal.

Esta es la razón por la baja adherencia que presentaron los pozos estudiados, al exhibir

bajos gradientes de fractura, no se pudo remover de forma efectiva el enjarre por el riesgo

de fracturar la formación debido al uso del flujo turbulento.

3%

97%

Relación trabajos con lechadas ultraligeras

Con trabajos remediales Sin trabajos remediales




En lo que respecta a la adherencia en la pared de la tubería la presencia de los anillos de

cemento son resultados de una contracción y expansión de la tubería durante el fraguado

de la lechada, afectando la adherencia de la misma.

En algunas ocasiones las condiciones críticas del pozo favorece la creación de canales talcomo ocurrió con el pozo Samaria 89, que por una parte se estaba controlando el pozo y

por otra se estaba manifestando con invasión de gas por el espacio anular. La razón por

la cual había presencia de gas durante la cementación es que sea probable que el lodo

que se estaba utilizando para circular el pozo antes de la operación no era de densidad

constante debido a que variaba entre 0.90 – 0.85 g/cc, por lo que la densidad de la

mezcla de 0.22 g/cc en algún momento fue más baja que el gradiente de poro máximo, lo

que provocó que las burbujas de gas se presentaran.

Por otro lado en las pruebas de hermeticidad, como se pudo apreciar en la Figura 5.11, el

porcentaje de éxito que se obtuvo en los trabajos de cementación al momento de usar

lechadas espumadas fue de 71 %, es decir de 31 pozos, solamente en 22 las pruebas de

hermeticidad resultaron satisfactorias. Las profundidades de asentamiento se encuentran

entre un rango de 3900 a 4500 m. En estos pozos se usaron dos diferentes diámetros de

la tubería corta de 5 pulg y 7 pulg siendo el de 7 pulg más predominante.

En las operaciones de cementación en donde se usaron lechadas ultraligeras, se obtuvo

un 97 % de éxito, esto representa un 26 % más que las operaciones con respecto a laslechadas espumadas, se pudo observar que en el 70 % de los pozos la densidad de la

lechada era de 0.84 g/cc, de las cuales un 95 % resultaron satisfactorias en las pruebas

de hermeticidad.

Las profundidades de asentamiento de las tuberías se encuentran entre 3400 a 4970 m.

se usaron cuatro diferentes tamaños de Tuberías cortas 3 ½ pulg, 5 pulg, 5 7/8 pulg y 7

pulg, siendo el de 5 pulg el mas predominante, por lo que se puede inferir que el sistema

de lechada ultraligera con una densidad de 0.84 g/cc es la que mejor ha dado resultados

en la cementación de las zonas productoras de los pozos del complejo Antonio J.

Bermúdez.



Conclusiones y recomendaciones 87

Conclusiones y recomendaciones

Conclusiones

Con base a los resultados obtenidos durante los análisis de las pruebas de

hermeticidad y de los registros de cementación de pozos representativos del complejo

Antonio J. Bermúdez, el sistema de cemento ultraligero ha sido el método más

favorable por ayudar sellar las zonas débiles y el control de pérdida de circulación,

además de mantener el control hidrodinámico del pozo, obteniendo un 97 % de éxito

contra 71 % de éxito de las lechadas espumadas.

Las lechadas de cemento espumadas presentan características de bajo esfuerzo a la

compresión y alta permeabilidad, por lo que no presenta una alternativa técnicamente

factible para las zonas con bajos gradientes de poro y fractura, especialmente

aquellas zonas donde existe la presencia de gas de formación.

Los bajos gradientes de presión de poro y fractura disminuyen de forma significativa la

adherencia en la cara de la formación.

Durante las operaciones de cementación de la zona depresionada, el punto crítico es

mantener la densidad equivalente de circulación (DEC) que se genera en el fondo del

pozo dentro de la ventana operacional que se forma con el gradiente máximo de poro

y el mínimo gradiente de fractura, estos valores oscilan entre 0.5 a 1.3 g/cc

respectivamente.

El efecto de la caída libre genera un aumento en el valor de la densidad equivalente

de circulación (DEC), aumentando las probabilidades de fracturar la formación, por lo

tanto para reducir este efecto mediante la disminución de los gastos de entrada.

El uso de baches espaciadores y lavadores resulta un factor importante para la

limpieza del agujero y mejorar la adherencia del cemento a la tubería y a la formación,

sin embargo esto no resulta suficiente para los yacimientos depresionados debido a

que el bache lavador no alcanza la turbulencia necesaria, resultado de bajos gastos

de entrada para reducir el efecto de caída libre.

En algunas ocasiones por ejemplo en zonas muy débiles, es preferible tener una

regular adherencia a la formación que fracturarla por el uso del flujo turbulento.

El uso de baches nitrogenados para reducir la presión y mantener una contrapresiónal menos 50 – 100 lb/pulg2 esto con el propósito de evitar que la fase liquido – gas delos baches nitrogenados se separe durante su viaje por la zapata.



Conclusiones y recomendaciones 88

Recomendaciones

De acuerdo a las conclusiones anteriores se pueden hacer las siguientes

recomendaciones.

Identificar los factores que afectan la respuesta de los registros de cementación

apoyado con datos de litología y registros de agujero descubierto pueden ayudar en la

interpretación de los registros de cementación y con ello evitar interpretaciones

erróneas que generen costos adicionales por trabajos remediales.

Para una mejor identificación de las zonas propensas a pérdidas de circulación se

recomienda correr registros de litodensidad y neutrón compensado.

Con el objeto de lograr una mejor interpretación es preferente ejecutar los registros

combinados CBL-VDL, junto con los ultrasónicos.

Para reducir el efecto de la caída libre es recomendable disminuir los gastos de

entrada, en caso de manejar grandes volúmenes es preferente dividirlo en etapas de

bombeo con diferentes valores de gastos de entrada.

Estimar correctamente los valores de los gradientes de poro y fractura mediante el

análisis de la correlación de los pozos o de toda la información disponible, para ayudar

a mantener siempre el control total del pozo.

Utilización de centralizadores a lo largo de toda la tubería o por lo menos en la boca

de la tubería corta, en la zapata y en la zona de interés para ayudar a que la remoción

de lodo sea más efectiva y la cobertura de cemento pueda darse en toda la

circunferencia de la tubería de revestimiento con la formación.

Considerar un exceso sobre el volumen de cemento sobretodo en zonas que

presentan cavernas, esto para aumentar la probabilidad de encontrar cemento en la

cima programada este exceso deberá depender de la severidad de la pérdida

esperada y en caso de presencia de gas de formación usar aditivos para el control de

gas en las lechada de cemento para mejorar la adherencia a la cara de la formación.

Mejorar las técnicas para remover el enjarre o encontrar nuevas.



Referencias bibliográficas 89

Referencias Bibliográficas

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Glosario 91

Glosario

Agujero descubierto: Es la porción del pozo sin tubería de revestimiento.

Agujero entubado: Sección del pozo que tiene tubería de revestimiento colocada y cementada para

proteger la formación de fluidos, presiones y estabilidad del pozo.Agujero: El pozo perforado como tal, incluyendo el pozo descubierto o porción sin revestimiento

del pozo.

Bache espaciador: Es el volumen bombeado después del lavador y antes de la lechada cuya

función es separar estos fluidos.

Bache lavador: Fluido que se utiliza para limpiar y diluir el lodo.

Barrena: Herramienta que es utilizada para fracturar la rocas, existen diferentes tipos las más

conocidas son de conos, diamantada y PDC

Cabezal de pozo: Sistema de adaptadores, válvulas que proveen control de la presión y produccióndel pozo.

Cemento: material usado para sellar permanentemente el espacio anular entre la tubería de

revestimiento y la pared del agujero.

Centralizadores: Son accesorios que se instalan en la parte externa de la tubería de revestimiento

que tienen por objeto centrar la tubería para reducir su excentricidad dentro del agujero y mejorar la

eficiencia de la cementación

Cople flotador: una válvula check que tiene una abrazadera cargada de compuertas que puede ser

bombeada a través, generalmente en dirección del agujero, también actúa como asiento del tapón dedesplazamiento indicando así que la operación de cementación ha concluido.

Daño a la formación: Cambio de características originales de la zona productora, usualmente

causados por los fluidos de perforación o lechada de cemento.

Enjarre: capa de sólidos del lodo que se forma en la pared del agujero cuando el líquido del lodo se

filtra en la formación.

Espacio anular: es el espacio entre dos tuberías concéntricas, o el espacio entre la tubería y el

agujero descubierto donde un fluido (gas o líquido) puede fluir.

Filtración: La magnitud de la presión ejercida en una formación, que causa que el fluido seaforzado dentro de una formación. Este término es normalmente asociado con la conducción de una

prueba para determinar la fuerza de la roca, comúnmente llamado prueba de integridad de la

presión.

Fraguado - Es el proceso mediante el cual un adhesivo en estado liquido o semisólido se

transforma en un sólido resistente.



Glosario 92

Gradiente de presión: Escala de diferencias de presión en la cual una variación uniforme de ésta

de un punto a otro.

Lechada de cemento: Se define como la mezcla de agua, cemento y aditivos.

Litología: Parte de la geología que trata de las rocas, especialmente de su tamaño de grano, del

tamaño de las partículas y de sus características físicas y químicas.

Lodo de perforación.- Una mezcla de arcillas, agua y productos químicos utilizada en las

operaciones de perforación para lubricar y enfriar la barrena, para elevar hasta la superficie el

material que va cortando la barrena, para evitar el colapso de las paredes del pozo y para mantener

bajo control el flujo ascendente del petróleo ó del gas. Es circulado en forma continua hacia abajo

por la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie por el espacio entre la tubería de

perforación y la pared del pozo.

Manifestación del pozo: Flujo de fluidos de formación hacia el pozo durante las operaciones de

perforación y de cementación.Perdida de circulación: la reducción o total ausencia de flujo de fluidos hacia el espacio anular

cuando el fluido es bombeado a través de la sarta de perforación.

Pérdida de presión: Reducción en la presión que ejerce un fluido contra la superficie, que

generalmente ocurre debido a que el fluido se está moviendo contra ésta. la presión indicada por el

manómetro de la tubería de perforación cuando el fluido de perforación se está circulando la perdida

de presión ocurre cuando se está circulando el fluido.

Perforación direccional: Desviación intencional de la vertical del pozo, aunque los pozos

normalmente se perforan verticalmente, algunas veces es necesario o ventajosos perforar en ángulocon respecto a la vertical. La perforación direccional controlada hace posible alcanzar áreas del

subsuelo lateralmente remotas del punto donde se comienza la perforación.

Pozo direccional: Es aquel que se perfora a lo largo de una trayectoria planeada para atravesar el

yacimiento en una posición predeterminada localizada a una distancia lateral de la localización

superficial del equipo de perforación.

Presión diferencial. Es la diferencia de una medida de fuerza por unidad de área entre dos zonas de

diferentes presiones, esto puede ser la medida la presión dentro y fuera de la tubería de

revestimiento.Profundidad de la tubería de revestimiento: Profundidad donde se suspende la perforación en un

diámetro particular para correr y cementar la tubería de revestimiento, este punto puede ser a una

profundidad predeterminada.

Punto de cedencia: Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de atracción en un fluido. Estas

fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas ubicadas en o cerca de las superficies de

http://es.wikipedia.org/wiki/Geolog%C3%ADa

http://es.wikipedia.org/w/index.php?title=Tama%C3%B1o_de_grano&action=edit&redlink=1

http://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%ADsica

http://es.wikipedia.org/wiki/Qu%C3%ADmica

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Glosario 93

las partículas. El punto cedente es una medida de estas fuerzas bajo las condiciones de flujo, y

depende de: (1) las propiedades superficiales de los sólidos del fluido, (2) la concentración

volumétrica de los sólidos, y (3) el ambiente eléctrico de estos sólidos (concentración y tipos de

iones en la fase fluida del fluido).

Raspador: Instrumento mecánico que sirve para limpiar el enjarre de la pared del agujero cuando

se corre y cementa la tubería de revestimiento en el agujero.

Recortes. Pequeñas partículas de roca que se desprende por la acción de los insertos de la barrena,

los recortes pueden ser separados del sistema de lodo en temblorinas y son monitoreados de acuerdo

a su composición, tamaño, forma, color, contenido de hidrocarburos.

Registro de calibración del agujero: Medición del diámetro del agujero descubierto a través de su

profundidad.

Registros de cementación: Sirve para estimar una medida de la integridad de a cementación,

especialmente para determinar si el cemento esta adherido firmemente en la parte exterior de latubería de revestimiento y en la pared de la formación.

Rifting: Cuando un penacho termico se sitúa bajo litosfera continental, ésta se abomba y se fractura

formando un valle que se convierte en el origen de un océano que comienza a extenderse.

Sarta de perforación: La combinación de la tubería de perforación y el ensamble del fondo, junto

con las otras herramientas utilizadas para hacer que la barrena de perforación gire en el fondo del

pozo.

Temperatura dinámica de fondo: Temperatura de un fluido circulante en el fondo del pozo

después de muchas horas de circulación, esta temperatura es más baja que la temperatura estática defondo

Temperatura estática de fondo: Es la temperatura en el fondo del pozo en condiciones estáticas y

sin alteraciones.

Tiempo de contacto: Es el tiempo que un fluido pasa a través de un punto específico en el pozo.

Tubería corta de revestimiento o liner: Una sarta de tubería de revestimiento que no se extiende

hasta la parte superior del agujero descubierto, sino más bien está anclada dentro del fondo de la

tubería de revestimiento anterior.

Tubería de revestimiento (TR): Tubería de acero que se coloca durante la perforación de un pozo para prevenir los derrumbes de las paredes del agujero y para proveer un medio de extraer

hidrocarburos si el pozo es productor.

Velocidad anular: Es la velocidad a la que se mueve el fluido de perforación o lechada de cemento

en el espacio anular.



Glosario 94

Viscosidad plástica: se describe generalmente como la parte de la resistencia al flujo que es

causada por la fricción mecánica. La viscosidad plástica es afectada principalmente por:

• El tamaño y la forma de los sólidos.

• La concentración de sólidos.

• La viscosidad de la fase fluida.

Zapata flotadora: Una pequeña pieza de equipo, muchas veces con los extremos redondeados

conectados a una válvula check y se coloca en el fondo de la tubería de revestimiento.

Zapata guía: Pieza con extremos redondeados dirige la tubería de revestimiento a lo largo del

agujero y reduce la fricción lateral para que pase sin problemas en las secciones desviadas, también

provee un asiente para el tapón de desplazamiento. Tiene la función de asegurar que la tubería de

revestimiento sea introducida de forma sencilla al agujero evitando que se atasque en zonas lavadas

o pozos desviados, tiene una nariz redondeada que guía a la tubería a través de resistencias.



Anexos 95

Anexos



Anexos 96

Anexo A

Cálculos de la capacidad de la tubería

Es el volumen que cierta longitud de la tubería retendrá o cantidad de volumen por unidad de

longitud. Sabiendo que la tubería es cilíndrica, el volumen puede calcularse fácilmente.

Para calcular la capacidad de la tubería es necesario utilizar una formula práctica, la cual, se deduce

a continuación.

Tomando en cuenta las siguientes consideraciones

o La capacidad de la tubería está dada en Litros/metros

o Para fines prácticos, las unidades del diámetro de la tubería estará en pulgadas.

2 2. [Pulg ]4

iTRCtub d

o Se utilizan factores de conversión para llegar a las unidades deseadas(/m)

2 2

2 2

3

1 m 2.54 cm 1 m 1000 l. In

4 1 m 1 In 100 cm 1 miTR

Ctub d

Dando como resultado:

2 lts. 0.5067

miTRCtub d

Donde:

iTRd Diámetro interior de la tubería en pulgadas.

Cálculo de volumen anular

El volumen anular es el volumen contenido entre el exterior de la tubería y el pozo, entre el exterior

de la tubería de perforación o la tubería de explotación y el interior de la tubería de revestimiento.

Los volúmenes anulares pueden determinarse calculando el área de la sección transversal para

determinar los volúmenes anulares, es:

2 2 lts. espacio anular 0.5067mag eTR

Cap d d

En donde:

ag d Diámetro del agujero [Pulg].

Diámetro exterior de la tubería de revestimiento [Pulg].



Anexos 97

Anexo B

Cálculo de las caídas de presión con el modelo plástico de Bingham

Tal como se mencionó en el capítulo 2, el modelo plástico de Bingham (figura 1) es aplicable al

comportamiento de la lechada de cemento, el bache espaciador y el fluido de perforación, este

modelo describe un comportamiento en el cual un fluido requiere de una fuerza para iniciar el flujo

que es el punto de cedencia (YP) y luego muestra una viscosidad constante cuando la velocidad de

corte aumenta a la que se conoce como la viscosidad plástica(VP) que resulta ser la pendiente de la

relación esfuerzo de corte y velocidad de corte.

En la etapa de la simulación (capitulo 3), el cálculo de la DEC en el tiempo “t” depende del valor de

la caída de presión ( resultado de las condiciones dinámicas en las que se encuentran los

fluidos en el interior del pozo en ese mismo instante, de lo anterior el cálculo de resulta

primordial.

En las páginas siguientes se muestra el procedimiento para calcular las caídas de presión para un

fluido en particular y en función sus propiedades reológicas y de su posición, es decir si se

encuentra dentro de la tubería o en el espacio anular para el instante que nos interesa.

E s f u e r z o d e c o r t e ( u n i d a d e s

d e l c u a d r

a n t e )

Velocidad de corte (rpm)

Figura 1.Modelo de Bingham



Anexos 98

Determinación de la viscosidad plástica.

En las ecuaciones siguientes, si el flujo es por dentro de la TR, entonces d=diTR y v=vi; por el

contrario si es por el espacio anular, entonces d=

Si el NRe es menor que 2100 entonces el flujo es laminar

Si 2100< <3100, entonces el flujo puede ser de transición o turbulento.

Si >3100, entonces el flujo es turbulento y se determina

Donde para tuberías tiene un valor de: =0.00065 Pulg.Si el flujo es turbulento entonces se determina el factor con el diagrama de Moody.

Si el flujo es de transición; es decir 2100< <3100

El factor se determina con la siguiente ecuación

Las caídas de presión por fricción se calculan con la siguiente ecuación.



Anexos 99

Flujo por TR d=diTR ;v=vi v=vea SI NO

SI NO

SI

NO



Anexos 100

Cálculo de las caídas de presión con fluidos newtonianos

Una técnica muy utilizada para remover el enjarre, es por medio de la turbulencia a gastos bajos, es

por esto que el bache lavador se comporta como un fluido newtoniano, en el cual su esfuerzo de

corte es directamente proporcional a su velocidad de corte. Dependiendo de la posición en que

encuentre en el instante “t”, el cálculo de la caída de presión puede calcularse de la siguiente

manera:

Se calcula la velocidad anular entre el agujero y el diámetro exterior de la TR suponiendo un

número de Reynolds mínimo de 2100 de la forma siguiente:

Se calcula el gasto mínimo para obtener flujo turbulento como a continuación.

Una vez determinado el gasto crítico o el gasto mínimo posible, las caídas de presión son

determinadas mediante el siguiente algoritmo para flujo de TR y espacio anular respectivamente.

Si el numero de Reynolds es menor que 2100, entonces se tiene flujo laminar y el factor de fricción

se determina con la siguiente ecuación.

Si el número de Reynolds está entre 2100 y 3100 el flujo es de transición y el factor de fricción es la

siguiente:



Anexos 101

Si el número de Reynolds es mayor que 3100 se trata de un flujo turbulento y el factor de fricción

se determina con el diagrama de Moody, previamente se calcula el coeficiente de rugosidad relativa

para interior de la TR y espacio anular respectivamente con la siguiente ecuación:

Donde para tuberías tiene un valor de 0.00065 pulg

Posteriormente en la grafica se selecciona el valor del número de Reynolds calculado y se entra a la

curva de rugosidad relativa y posteriormente al eje de las ordenadas donde se lee el valor de f

correspondiente.

Las caídas de presión por fricción en TR y espacio anular para los fluidos lavadores y espaciadores

se determinan con las siguientes ecuaciones para cada sección geométrica:



Anexos 102

SI

SI

NO

NO



Anexos 103

Anexo C

Ubicación de los pozos de correlación.



Anexos 104

Anexo D

Estados mecánicos de los pozos de correlación

Samaria 6091 Samaria 5081

„



Anexos 105

Samaria 1103 Samaria 103



Anexos 106

Samaria 1081 Samaria 91 -A



Anexos 107

Anexo E

COLUMNA GEOLÓGICA COMPUESTA TABASCO-CHIAPAS

C U A T E R N A R I O

ACTUAL RECIENTE INDETERMINADO

PLEISTO-CENO

PARAJESOLO

Arcillas arenosas a arenas muy finas (limolita) gris verdoso y gris pardusco bien clasificadas, intercaladas con capas de arenas angulosas,gris claro y de grano medio; en la base presenta delgadas capas delignito, carbón fósil y fragmentos de moluscos.

T E R C I A R I O

PLIOCENO

FILISOLALa constituyen potentes cuerpos de arena gris claro de grano fino agrueso y lentes de lutita arenosa (limolita) gris verdoso.

Fm. FILISOLA

Potentes cuerpos de lutitas y lutitas arenosas gris verdoso y gris oscurocon intercalaciones de capas de arena gris claro y gris oscuro de granomedio, en esta zona se distingue únicamente en los pozos que se

perforan cerca de la actual línea de costa y hasta en una línea imaginariay paralela a la misma situada aproximadamente a 30 km tierra adentro.

MIOCENO

CONCEPCION SUPERIOR Lutitas arenosas gris claro y gris verdoso bien estratificado, incluye

capas de arena gris claro y gris verdoso de grano fino a medio.CONCEPCION INFERIOR

Constituida por lutita arenosa gris, gris verdoso y gris oscurointercaladas con capas de arena gris claro arcillosa de grano fino.

ENCANTOPotentes cuerpos de lutita ligeramente arenosa gris y gris claro, hacia la

base presentan intercalación de cuerpos de arenisca blanca de granofino. En algunos campos, esta formación es productora de aceite.

DEPOSITO

Potentes cuerpos de lutita gris verdoso, en partes arenosas, conintercalaciones de arenisca de cuarzo; pueden ser con intercalaciones decuarzo gris claro de grano medio a fino, bien cementada con materialcalcáreo; se observan lentes de bentonita gris verdoso, descansa en unadiscordancia sobre sedimentos arcillosos del Oligoceno Medio.

OLIGOCENOMEDIO

Constituida principalmente por lutita bentonítica gris verdosa, conintercalaciones de capas delgadas de bentonita verde y azul.

EOCENOPotentes espesores de lutitas gris claro y gris verdoso, compacta,masiva, calcárea; en la cima presenta intercalaciones con capas de caliza

brechoide blanco cremoso y bentonita verde azuloso.

PALEOCENO

Predominan lutitas bentonítica calcáreas de gris verdoso, dura, en lacima presentan capas de arenisca gris clara, en la base se encuentran

brechas de caliza blanco cremosos, indican la discordancia regionalentre el Terciario y el Cretácico superior.

C R E T A C I C O

SUPERIOR

Fm. MENDEZFormada principalmente por margas café rojizo claro, hacia la cima

presentan brechas calcáreas color blanco cremoso; incluyen calizas tipoMudstone, Wackstone, Packstone y Grainstone

SAN FELIPERepresentado por calizas bentonítica, gris verdoso, con intercalacionesde finas capas de bentonita verde claro.

AGUA NUEVA

Consiste de una caliza crema (Mudstone blanco cremoso) y gris claro,

compacta, presenta microfracturas en ocasiones impregnadas de aceite,así como abundancia en bandas de nódulos de pedernal biógenos grisclaro, gris oscuro, café claro, negro y ámbar; hacia la base estáconstituido por Mudstone arcilloso, café obscuro, negro y gris verdoso.



Anexos 108

COLUMNA GEOLÓGICA COMPUESTA TABASCO-CHIAPAS (Continuación)

C R E T A C I C O

MEDIO

El Cretácico medio varía dependiendo de la zona, dentro del área Chiapas – Tabasco1ª fase: de Sur a Norte; desde las primeras estribaciones de la sierra deChiapas hasta el Sur del campo Sitio Grande, incluyendo en una línea Este- Oeste, los campos Giralda, Iris, Dorado, Mundo Nuevo, etc., seconstituye por calizas de plataforma (Wackstone, Packstone y Grainstone)de colores café claro y gris claro2ª fase: comprende rocas de mar abierto, constituida por brechas conclastos de calizas, incluyendo restos de macrofósiles, rudistas, calizadolomitizada y dolomía café claro y gris claro, esta franja parececorresponder a una margen de cuenca o talud arrecifal.3ª fase: más al Norte se encuentran calizas de aguas profundas (decuenca), como Mudstone de color blanco cremoso café claro, compactocon dolomía café claro, gris, gris claro y textura microcristalina ymesocristalina.

INFERIOR

Representado por calizas Mudstone arcillosas gris, gris verdoso y caféobscuro, compacto; y Mudstone incipientemente dolomitizado gris

verdoso, gris y café obscuro; en su parte media y hacia la base pasa adolomía gris pardusco y gris verdoso, en ocasiones con intercalaciones deanhidrita blanca; en el Norte del área Chiapas – Tabasco lo constituye unMudstone gris obscuro y gris verdoso que hacia la base se gradúa aPackstone y Grainstone de oolitas; su espesor varía de 500 m en la cuencaa 1000 en plataforma.

J U R A S I C O

SUPERIOR

TITHONIANO

Constituido en toda el área por Mudstone arcilloso, café obscuro y negro,en ocasiones parcialmente dolomitizado; además puede estar presentedolomita arcillosa café obscuro. Estas rocas son consideradas las

principales generadoras de hidrocarburos líquidos y gaseosos, su espesorvaría entre los 100 y 600 metros.

KIMMER

Consiste de una secuencia alternante de Packstone y Grainstone de oolitas peletoides café cremoso y gris verdoso compacto, con intercalaciones de

anhidrita en capas delgadas, en algunos campos del área se presentan lasrocas descritas ligeramente dolomitizadas o en otras transformadas endolomía. Se incluye también Mudstone verde claro y verde obscuro. Estasrocas son consideradas como excelentes almacenadoras de hidrocarburos,y su espesor varía de 265 a 548 metros.

OXFORDIANO

Formado por Mudstone y Wackstone café claro, gris verdoso y grisobscuro, puede presentar dolomitización incipiente, en alternancia concapas de anhidrita blanca y yeso blanco de espesor variable.Incluye Packstone de oolitas café claro, compacto. La potencia de estasrocas varía de 265 a 900 metros.

MEDIO CALLOVIANO

Representada por Mudstone y Wackstone café claro, gris claro obscuro,compacto, con microfracturas selladas por calcita; en la parte media y

basal (de lo hasta ahora perforado). Hacia la cima consiste de Packstone,

Grainstone de biógenos café cremoso y gris verdoso, incipientementedolomitizados; presenta capas intercaladas de anhidrita blanca y yeso blanco, ambos de aspecto masivo; incluye además Mudstone arcilloso grisobscuro y café obscuro compacto. El espesor es de 1146 metros.



Anexos 109

Anexo F

Tipo de trayectoria Características principales Diseño

Tangencial

La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente sencilla y estadesviación se mantiene constante hasta elobjetivo.

S

Constituido por una sección de aumento deángulo, una sección tangencial y unasección de caída de ángulo que llega a cerogrados (0º).

S modificada

Constituido por una sección de aumento de

ángulo, una sección tangencial intermedia,una sección de caída de ángulo diferente acero grados (0º) y una sección demantenimiento de ángulo al objetivo.

J

Este tipo de pozos es muy parecido al tipotangencial, pero el hoyo comienza a

desviarse más profundo y los ángulos dedesviación son relativamente altos y setiene una sección de construcción deángulo permanente hasta el punto final



Anexos 110

Anexo G

Grafica para la selección del tamaño de tubería de revestimiento y barrenas.



Anexos 111

Anexo H : Ejemplificación de la simulación de la etapa 5.



Anexos 112

Tesis Cementacion Bajo Gradiente

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