TESIS.. cementacion

EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS COMO TECNOLOGÍA COMPLEMENTARIA EN LAS OPERACIONES DE LA GERENCIA CENTRAL DE ECOPETROL S.A.

ESTIBENSON PARRA FIGUEREDOCINDY TATIANA QUINTERO PRADA

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICAFACULTAD DE INGENIERIAS

PROGRAMA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOSBOGOTÁ

2011

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EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS COMO TECNOLOGÍA COMPLEMENTARIA EN LAS

OPERACIONES DE LA GERENCIA CENTRAL DE ECOPETROL S.A.

ESTIBENSON PARRA FIGUEREDOCINDY TATIANA QUINTERO PRADA

Trabajo de tesis para optar por el título de Ingeniero de Petróleos

DirectorINGENIERO HENRY ARIAS

Ingeniero de Petróleos

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICAFACULTAD DE INGENIERIAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOSBOGOTÁ

2011

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Nota de aceptación

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Ing.

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Ing.

Bogotá D.C., 2 de Febrero de 2011

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DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD

Presidente de la Universidad y Rector del Claustro

Dr. Jaime Posada Díaz.

Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos

Dr. Luis Jaime Posada García-Peña.

Vicerrectora Académica de Postgrados

Dr. Ana Josefa Herrera V.

Decano facultad de ingenierías

Dr. Julio Cesar Fuentes Arismendi.

Director de Ingeniería (E) Departamento de Ing. Petróleos

Dr. Julio Cesar Fuentes Arismendi.

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5

La responsabilidad de los conceptos emitidos en el presente documento recae exclusivamente sobre los autores. Por lo tanto ni la universidad de América, ni los miembros de jurado se hacen responsables por las ideas expuestas en él.

DEDICATORIA

En primer lugar, le doy gracias a Dios por darme la oportunidad de culminar mis estudios y realizar este proyecto.

Este logro se lo dedico a mis padres por brindarme su apoyo incondicional en cada etapa de mi carrera. Por su valioso empeño en verme convertido profesional, por sus constantes esfuerzos y fe en mi, quienes fueron el motor que me impulso a continuar con el anhelo de ser ingeniero de petróleos.

A mi esposa por darme más apoyo del que podría haber imaginado. Su guía e incondicional cariño son lo que hicieron posible, que ahora empiece este primer pasó en la industria.

Estibenson Parra Figueredo

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En primera instancia agradezco a Dios que me ha dado la vida, por otorgarme la sabiduría, la salud y la fortaleza para terminar este proyecto, logrando un escalón más en mi vida, a las personas que amo con todas mis fuerzas, Sara Valentina mi hija, que es mi motivo de lucha constante e inspiración y me impulsa a ser mejor cada día; Zenaida Prada mi madre, que siempre estuvo apoyándome y con su gran amor hizo de mi no sólo una ingeniera sino una gran persona, y a mi padre Yesith Quintero, que sin su ayuda y compromiso no hubiera dado este gran paso en mi vida.

Cindy Tatiana Quintero Prada

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AGRADECIMIENTOS

Gracias a Ecopetrol S.A. por brindarnos el apoyo necesario para poder realizar este trabajo de grado y poder seguir con el propósito de convertirnos en ingenieros de Petróleos.

Agradecemos al ingeniero Henry Arias, director del proyecto; por su gran apoyo., paciencia y colaboración que hicieron posible la realización de este proyecto.

A los ingenieros de Ecopetrol, Gino Nucci y Benjamín Garavito por su paciencia y disposición a colaborarnos con una amplia información además de la orientación necesaria para el desarrollo del proyecto.

Al ingeniero Alexander Vargas por su dedicación y compromiso con el proyecto.

A los ingenieros Alberto Torres de Schlumberger y Antonio Díaz de Halliburton por aportarnos información útil para constituir el marco teórico del proyecto.

A los ingenieros Miguel Santa María, Andrés Romero y Cesar Leal por sus consejos y colaboración en el desarrollo del proyecto.

Gracias a la universidad de América por abrirnos las puertas, ofreciéndonos una gran formación, aportada por ingenieros de gran calidad tanto académica como humana.

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CONTENIDO

pág.

INTRODUCCIÓN 31

1. GENERALIDADES 321.1 Cuenca de los Llanos Orientales. 321.1.1 Localización. 321.1.2 Descripción geológica. 331.1.2.1 Occidental o Cinturón Plegado. 331.1.2.2 Central o Fosa Subandina. 331.1.2.3 Oriental o Zona de Plataforma. 331.1.3 Estratigrafía de la cuenca. 331.1.4 Geología del petróleo. 351.2 FORMACIONES 351.2.1 Formación Une. 351.2.2 Formación Gacheta. 361.2.3 Formación Guadalupe. 371.2.4 Formación Mirador. 371.2.5 Formación Carbonera. 381.2.6 Formación León. 391.3. CAMPO APIAY 391.3.1 Ubicación geográfica. 391.3.2 Ubicación geológica. 401.3.3 Geología estructural 401.3.4 Estratigrafía. 401.3.4.1 Discordancia terciario-cretácea. 401.3.4.2 Discordancia post-mioceno superior. 401.4 CAMPO CASTILLA 411.4.1 Ubicación geográfica. 411.4.2 Ubicación geológica. 421.4.3 Geología estructural. 431.5 CAMPO CHICHIMENE 431.5.1 Ubicación geográfica. 431.5.2 Ubicación geológica. 431.5.3 Geología estructural. 431.6 CAMPO GUATIQUÍA 441.6.1 Ubicación geográfica. 441.6.2 Ubicación geológica. 45

1.6.3 Geología estructural. 45

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1.7 CAMPO LIBERTAD NORTE 451.8 CAMPO SURIA 451.8.1 Ubicación geográfica. 451.8.2 Ubicación geológica. 451.8.3 Geología estructural. 45

2. CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS 472.1. APIAY ESTE 5 472.1.1 Centralización. 472.1.2 Estado mecánico. 482.1.3 Acondicionamiento del hueco. 492.1.4 Diseño de la lechada. 492.1.5 Desplazamiento. 492.1.6 Evaluación. 492.2 CHICHIMENE 41 492.2.1 Centralización. 502.2.2 Estado mecánico. 512.2.3 Diseño de la lechada. 522.2.4 Desplazamiento. 522.2.5 Evaluación. 522.3 CHICHIMENE 42 522.3.1 Centralización. 522.3.2 Estado mecánico. 522.3.3 Diseño de la lechada. 542.3.4 Desplazamiento. 542.3.5 Evaluación. 542.4 CHICHIMENE SW8 542.4.1 Centralización. 542.4.2 Estado mecánico. 552.4.3 Diseño de la lechada. 552.4.4 Desplazamiento. 552.4.5 Evaluación. 562.5 CHICHIMENE SW9 562.5.1 Centralización. 562.5.2 Estado mecánico. 572.5.3 Diseño de la lechada. 572.5.4 Desplazamiento. 572.5.5 Evaluación. 582.6 CHICHIMENE SW12 582.6.1 Centralización. 582.6.2 Estado mecánico. 592.6.3 Diseño de la lechada. 592.6.4 Desplazamiento. 59

2.7 CHICHIMENE SW13 60

10

2.7.1 Centralización. 602.7.2 Estado mecánico. 602.7.3 Diseño de la lechada. 612.7.4 Desplazamiento. 612.7.5 Evaluación. 622.8 CHICHIMENE SW14 622.8.1 Centralización 622.8.2 Estado mecánico. 632.8.3 Diseño de la lechada. 632.8.4 Desplazamiento. 632.8.5 Evaluación. 632.9 GUATIQUÍA 9 642.9.1 Estado mecánico. 642.9.2 Diseño de la lechada. 652.9.3 Desplazamiento. 652.9.4 Evaluación. 652.10 GUATIQUÍA 12 652.10.1 Estado mecánico. 652.10.2 Diseño de la lechada. 662.10.3 Evaluación. 662.11 LIBERTAD NORTE 7 672.11.1 Estado mecánico. 672.11.2 Desplazamiento. 682.11.3 Evaluación. 682.12 LIBERTAD NORTE 11 682.12.1 Estado mecánico. 682.12.2 Desplazamiento. 692.12.3 Evaluación. 702.13 SURIA 18 702.13.1. Centralización. 702.14.2 Estado mecánico. 712.14.3 Diseño de la lechada 712.14.4 Desplazamiento. 712.14.5 Evaluación. 722.15 SURIA 23 722.15.1 Estado mecánico. 722.15.2 Diseño de la lechada. 732.15.3 Desplazamiento. 732.15.4 Evaluación. 73

3. CEMENTACIÓN 743.1 FUNCIONES PRINCIPALES DE LA CEMENTACIÓN 743.2 HISTORIA DEL CEMENTO 74

3.3 CEMENTO PORTLAND 75

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3.4 OPERACIONES DE CEMENTACIÓN 763.4.1 Cementación primaria. 763.4.1.1 Funciones de la cementación primaria. 773.4.1.2 Tipos de casing. 773.4.1.3 Tipos de liner. 823.4.1.4 Herramientas para tuberías de revestimiento. 843.4.1.5 Facilidades de mezclado y bombeo. 883.4.1.6 Cementación de una etapa. 893.4.1.7 Cementación de dos etapas. 913.4.1.8 Cementación por el interior de la sarta de tuberías. 933.4.1.9 Fluidos espaciadores – preflujos. 943.4.2 Cementación forzada (squeeze). 953.4.2.1 Funciones de la cementación forzada. 953.4.2.2 Técnicas de cementación forzada. 953.4.2.3 Métodos de bombeo para cementación forzada. 963.4.2.4 Equipo usado para realizar una cementación forzada. 963.4.3 Tapones de cemento. 983.5 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL DISEÑO DE UNA LECHADA 993.5.1 Presión, temperatura y tiempo de bombeo. 1003.5.2 Viscosidad y contenido de agua de la lechada. 1003.5.3 Tiempo de espesamiento. 1003.5.4 Mecanismo de hidratación del cemento. 1003.5.5 Esfuerzo del cemento para soportar la tubería. 1003.5.6 Agua para mezcla. 1013.5.7 Sensibilidad para fluidos y aditivos de perforación. 1013.5.8 Densidad de la lechada. 1013.5.9 Pérdidas de circulación. 1023.5.10 Control de filtrado. 1023.6 CARACTERÍSTICAS DE LAS PROPIEDADES DEL CEMENTO 1023.6.1 Fraguado del cemento. 1023.6.2 Falso fraguado. 1023.6.3 Gelificación del cemento. 1033.6.3.1 Gelificación primaria. 1033.6.3.2 Gelificación secundaria. 1033.6.3.3 Gelificación terciaria. 1033.6.3.4 Gelificación cuaternaria 1043.6.4 Fuerzas de retrogresión. 1043.6.5 Estabilidad de los sistemas. 1043.7 ADITIVOS DE CEMENTACIÓN 1053.7.1 Aceleradores. 1053.7.2 Antiespumantes. 1053.7.3 Controladores de Filtrado. 1053.7.4 Densificantes. 105

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3.7.5 Dispersantes. 1063.7.6 Extendedores. 1063.7.7 Retardadores. 1063.8 EQUIPOS UTILIZADOS EN LABORATORIO 1063.8.1 Consistómetro. 1063.8.2 Consistómetro atmosférico. 1073.8.3 Potenciómetro. 1083.8.4 Analizador ultrasónico de cemento (UCA). 1083.8.5 Viscosímetro fann-35. 1093.8.6 Filtro de prensa estática. 1103.8.7 Mezcladoras. 1103.9 DETECCIÓN DEL TOPE DE CEMENTO Y MEDICIÓN DE LA CALIDAD DE ADHERENCIA DEL CEMENTO. 1113.9.1 Medición de la Temperatura. 1113.9.2 Medición de la Radioactividad. 1113.9.3 Registro de Adherencia del Cemento (CBL). 1123.9.4 Registro de densidad variable (VDL). 1133.10 NORMAS DE LOS CEMENTOS 1153.10.1 Clasificación de los cementos según la API y ASTM. 1163.11 CEMENTOS ESPECIALES 1173.11.1 Microcementos. 1173.11.2 Cementos tixotrópicos. 1183.11.3 Cementos espumados. 1183.11.4 Cementos elásticos. 118

4. CEMENTOS ELÁSTICOS EXPANDIBLES 1194.1 GENERALIDADES DEL SISTEMA DE CEMENTACIÓN 1194.1.1 Descripción de la tecnología de cementación. 1204.1.2 Características de los cementos elásticos. 1214.1.3 Especificación técnica de los cementos elásticos. 1224.1.4 Parámetros optimizados en la cementación. 1234.1.5 Aspectos favorables de la tecnología. 1244.1.6 Remoción del anillo de cemento o de la interface cemento-formación. 1254.2 TIPOS DE CEMENTOS ELÁSTICOS 1274.2.1 Lechadas elásticas de microcemento. 1274.2.2 Lechadas de cementos elásticos de alta densidad. 1274.2.3 Cementos elásticos HT. 1284.3 ANÁLISIS DE ELEMENTOS FINITOS 1294.4 ANÁLISIS DEL DISEÑO DEL POZO 1304.5 DISEÑO DEL ANILLO DE CEMENTO 1324.5.1 Parámetros a tener en cuenta. 1334.5.2 Diseño y análisis de esfuerzos. 1334.5.3 Criterio para un largo aislamiento. 134

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4.6 ESCENARIOS DE IMPLEMENTACIÓN 1344.6.1 Inyección de CO2. 1344.6.2 Pérdida de circulación. 1354.6.3 Aplicaciones. 1364.7 IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS EN LA GERENCIA CENTRAL DE ECOPETROL S.A 1364.7.1 Evaluación de las condiciones de cementación. 1364.7.2 Ambientes de perforación actuales. 1364.7.3 Problemas operacionales durante la implementación. 1374.7.3.1 Integridad mecánica. 1374.7.3.2 Consecuencias. 1384.7.3.3 Inconvenientes operacionales. 1384.7.4 Enfoque propuesto. 1384.7.4.1 Cuantificación del mecanismo de deformación presente en el sistema. 1384.7.5 Procedimiento operacional para la implementación de cementos elásticos. 1384.7.6 Recomendaciones. 1394.7.7 Desplazamiento. 1404.7.8 Centralización. 1404.7.9 Sugerencias adicionales. 141

5. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LA TECNOLOGÍA MEDIANTE PRUEBAS DE LABORATORIO Y REGISTROS ELÉCTRICOS. 1425.1 PRUEBAS DE LABORATORIO. 1425.1.1 Equipo y procedimiento para la realización de pruebas de laboratorio. 1425.1.2 Comparación del desempeño de los cementos elásticos frente a los cementos convencionales clase “G”. 1455.1.2.1 Informe de resultados de pruebas de laboratorio (ICP), densidad del cemento elástico expandible de 14.55 lpg. 1455.1.2.2 Informe de resultados de pruebas de laboratorio, densidad del cemento elástico de 15.8 lpg a 185°F. 1475.1.2.3 Informe de resultados de pruebas de laboratorio, densidad del cemento elástico expandible de 15.8 lpg a 240°F. 1485.1.2.4 Pruebas de laboratorio para cementos clase G. 1495.1.2.5 Aspectos técnicos de los resultados de las pruebas de laboratorio. 1505.1.3 Análisis y comparación de resultados entre cementos elásticos y cementos convencionales clase “G”. 1515.1.4 Evaluación de las pruebas de laboratorio en los pozos de la Gerencia Central. 1525.1.4.1 Campo Chichimene. 1525.1.4.2 Campo Guatiquía. 1565.1.4.3 Campo Libertad Norte 163

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5.1.4.4 Campo Suria. 1725.1.4.5 Campo Apiay. 1745.1.5 Análisis general de resultados de pruebas de laboratorio post-cementación. 175

5.2 EVALUACIÓN DEL DISEÑO DE SIMULADOR.176

5.2.1 Parámetros a tener en cuenta en el diseño y colocación de la lechada. 1785.2.2 Software de cementación. 1785.2.2.1 Potencial de producción sostenida en pozos con presión variable. 1795.2.3 Software para el análisis de tensión del anillo de cemento. 1805.2.4 Metodología. 1805.2.5 Modelamiento. 1825.2.6 Diseño Preliminar. 1825.2.7 Diseño post-cementación. 1835.2.8 Resultados del diseño ordenado por simulador para los campos Apiay, Chichimene y Guatiquía. 1835.2.8.1 Datos de entrada. 1835.2.8.2 Datos obtenidos por el simulador. 1845.3 REGISTROS ELÉCTRICOS 1885.3.1 Registro de las propiedades mecánicas en la formación. 1885.3.2 Registro del Pozo. 1905.3.4 Registros de los pozos de la Gerencia Central. 1905.3.4.1 Chichimene. 1915.3.4.2 Guatiquía. 2015.3.4.3 Suria. 2025.3.4.4 Apiay. 205

6. EVALUACIÓN FINANCIERA 2086.1 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN 2086.1.1 Definición de costos e indicadores financieros. 2096.1.1.1 Costos fijos. 2096.1.1.2 Costos variables. 2096.1.1.3 Egresos. 2106.1.1.4 Depreciación. 2106.1.1.5 Utilidad antes del impuesto. 2106.1.1.6 Impuesto. 2106.1.1.7 Tasa de descuento. 2106.1.2 Indicadores financieros. 2106.1.2.1 Valor presente neto (VPN). 2116.1.2.2 Tasa interna de retorno (TIR). 2116.1.2.3 Relación beneficio-costo B/C. 2126.2 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE CEMENTOS CONVENCIONALES CLASE G Y CEMENTOS ELÁSTICOS 2126.2.1 Costos diferidos. 213

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6.2.1.1 Beneficio. 2136.2.1.2 Aspectos operativos de la cementación elástica. 213

6.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS 213

6.3.1 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Chichimene. 2146.3.1.1 Chichimene SW8. 2146.3.1.2 Chichimene SW9. 2156.3.1.3 Chichimene SW12. 2156.3.1.4 Chichimene SW13 2166.3.1.5 Chichimene SW14. 2176.3.1.6 Chichimene 41. 2186.3.1.7 Chichimene 42 2196.3.2 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Guatiquía. 2206.3.2.1 Guatiquía-9. 2206.3.2.2 Guatiquía-12. 2216.3.2.3 Guatiquía 14. 2226.3.3 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Libertad Norte. 2236.3.3.1 Libertad Norte 7. 2236.3.3.2 Libertad Norte 11. 2246.3.4 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Suria. 2256.3.4.1 Suria18. 2256.3.4.2 Suria 23 Sur. 2266.3.5 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Apiay. 2276.3.5.1 Apiay Este 5. 2276.3.6 Costos operativos. 2286.3.7 Costos base. 2296.4 PARÁMETROS A CONSIDERAR 2306.4.1 Costos totales de operación. 2306.4.1.1 Costos variantes con respecto al tiempo. 2306.4.1.2 Tiempos totales en cada pozo. 2316.4.2 Costos adicionales generados por la cementación remedial. 2316.4.3 Costos de equipo por cementación remedial. 2316.4.4 Ahorros generados por la implementación. 2326.5 FLUJO DE CAJA 2336.5.1 Flujo de caja a 4 años. 2346.5.2 Indicadores financieros. 2366.5.2.1 Indicadores financieros en todos los pozos. 2366.5.3 Costos por producción diferida. 238

6.6 EVALUACIÓN DE RESULTADOS. 238

7. CONCLUSIONES 240

16

8. RECOMENDACIONES 242

BIBLIOGRAFÍA 244

ANEXOS 245

17

LISTA DE FIGURAS

pág.

Figura 1. Localización de los campos Apiay, Castilla, Chichimene, Guatiquía, Libertad Norte y Suria 32Figura 2. Columna estratigrafíca de la cuenca de los llanos orientales. 34Figura 3. Columna estratigráfica del campo Apiay 41Figura 4. Columna estratigráfica del campo Castilla 42Figura 5. Columna estratigráfica del campo Chichimene 44Figura 6. Centralización de Apiay Este 5 47Figura 7. Estado mecánico de Apiay Este 5 48Figura 8. Centralización de Chichimene 41 50Figura 9. Estado mecánico de Chichimene 41 51Figura 10. Estado mecánico de Chichimene 42 53Figura 11. Centralización de Chichimene SW8 54Figura 12. Estado mecánico de Chichimene SW8 55Figura 13. Centralización de Chichimene SW9 56Figura 14. Estado mecánico de Chichimene SW9 57Figura 15. Centralización de Chichimene SW12 58Figura 16. Estado mecánico de Chichimene SW12 59Figura 17. Centralización de Chichimene SW13 60Figura 18. Estado mecánico de Chichimene SW13 61Figura 19. Centralización de Chichimene SW14 62Figura 20. Estado mecánico de Chichimene SW14 63Figura 21. Estado mecánico de Guatiquía 9 64Figura 22. Estado mecánico de Guatiquía 12 66Figura 23. Estado mecánico de Libertad Norte 7 67Figura 24. Estado mecánico de Libertad Norte 11 69Figura 25. Centralización de Suria 18 70Figura 26. Estado mecánico de Suria 18 71Figura 27. Estado mecánico de Suria 23 72Figura 28. Casing conductor 79Figura 29. Casing de superficie 80Figura 30. Casing intermedio 81Figura 31. Casing de producción 82Figura 32. Tipos de zapatos guía 85Figura 33. Diferencia entre zapato guía y zapato flotador 85Figura 34. Collar flotador 86Figura 35. Raspadoras tipo alambre y tipo cable 87Figura 36. Cabeza de cementación 88Figura 37. Tanques presurizables de cemento a granel 88

18

Figura 38. Equipo de mezclado y bombeo 89Figura 39. Cementación de una sola etapa 91Figura 40. Cementación de dos etapas 93Figura 41. Cementación con stinger 94Figura 42. Cementación sin packer 97Figura 43. Cementación con packer 98Figura 44. Tapón superior y tapón inferior vista en corte 98Figura 45. Objetivo de un tapón de cemento 99Figura 46. Consistómetro 107Figura 47. Consistómetro atmosférico 107Figura 48. Potenciómetro 108Figura 49. Analizador ultrasónico de cemento 108Figura 50. Celda de curado 109Figura 51. Viscosímetro Fann 35 109Figura 52. Filtro de prensa estática 110Figura 53. Mezcladoras 110Figura 54. Estimación del tope de cemento mediante un registro de temperatura 111Figura 55. Estimación del tope de cemento mediante registro de radioactividad 112Figura 56. Diagrama esquemático de la herramienta CBL 113Figura 57.Señales recibidas por el VDL 114Figura 58. Ejemplo de CBL y VDL 115Figura 59. Partículas en la lechada elástica 120Figura 60. Comparación de lechadas elásticas y convencionales 121Figura 61. Especificaciones técnicas de los cementos elásticos. 123Figura 62. Conceptos: casing –cemento – formación 126Figura 63. Permeabilidad de los cementos 127Figura 64. Lechadas de cementación remedial elástica 128Figura 65. Evaluación de la resistencia a la fractura del anillo de cemento 133Figura 66. Análisis de esfuerzos generados a un pozo 137Figura 67 Desarrollo de la fractura 138Figura 68. Diseño de centralización 139Figura 69. Diseño de desplazamiento 140Figura 70. Centralización. 141Figura 71. Equipo Cantiléver 143Figura 72. LVDT y equipo cantiléver. 143Figura 73. Equipo de carga y marco de prensa. 144Figura 74. Análisis con software de cementación. 181Figura 75. Registro del liner de producción en Chichimene SW8 191Figura 76. Registro del liner de producción en Chichimene SW9 192Figura 77. Registro del liner de producción en Chichimene SW12. 193Figura 78. Registro del liner de producción en Chichimene SW13. 194Figura 79. Registro de la sección superior en Chichimene SW14. 196Figura 80. Registro de la sección intermedia – inferior en Chichimene

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SW14 197Figura 81. Registro de la sección intermedia en Chichimene 41. 198Figura 82. Registro de la sección inferior en Chichimene 41 199Figura 83. Registro del liner de producción en Chichimene 42 200Figura 84. Registro del liner de producción en Guatiquía 9 201Figura 85. Registro de la sección superficial en Suria 18 203Figura 86. Registro de la sección intermedia en Suria 18. 204Figura 87. Registro de la sección inferior en Suria 18 205Figura 88. Registro del liner de producción en Apiay Este 5. 206

20

LISTA DE TABLAS

pág.

Tabla 1. Tipos de casing 78Tabla 2. Efectos de los aditivos del lodo sobre el cemento 101Tabla 3. Clasificación de cementos 117Tabla 4. Campos implementados con la tecnología de cementos elásticos 136Tabla 5. Prueba de laboratorio del pozo Apiay este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 14.55ppg 146Tabla 6. Prueba de laboratorio del pozo Apiay este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 15.8ppg 147Tabla 7. Prueba de laboratorio del pozo Apiay Este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 15.8ppg. 148Tabla 8. Resultados de pruebas de laboratorio para cemento convencional clase G. de densidad 14.55 ppg. 149Tabla 9. Propiedades mecánicas obtenidas por simulador 149Tabla 10. Resultado de pruebas de laboratorio de las propiedades mecánicas del sistema de cementación clase G con densidad 15.8 ppg 149Tabla 11. Medidas de las propiedades de la lechada a 14.55 ppg 150Tabla 12. Diseño de la lechada de cemento elástico- expandible para Chichimene SW12 153Tabla 13. Resultados de consistencia obtenidos de Chichimene SW12 154Tabla 14. Resultados de resistencia a la compresión para Chichimene SW12 155Tabla 15. Diseño de la lechada de cemento elástico – expandible para Guatiquía 9 157Tabla 16. Propiedades de la lechada de cemento en Guatiquía 9 157Tabla 17. Datos obtenidos del gráfico 6 158Tabla 18. Formulación de la lechada de Guatiquía 12. 159Tabla 19. Propiedades de la lechada de cemento en Guatiquía 12. 159Tabla 20. Datos obtenidos del gráfico 7 160Tabla 21. Diseño de la lechada de cemento elástico – expandible para Guatiquía 14 161Tabla 22. Propiedades de la lechada de cemento en Guatiquía 14 162Tabla 23. Datos Obtenidos del gráfico 9 163Tabla.24. Diseño de la lechada de cemento elástico- expandible para Libertad Norte 7 164Tabla 25. Diseño y preparación de la lechada de cemento elástico. 164Tabla 26. Propiedades de la lechada de cemento en Libertad Norte 7 166Tabla 27. Resultados obtenidos del gráfico10 167Tabla 28. Formulación de la lechada de cemento en Libertad Norte 11 168Tabla 29. Diseño de cemento elástico para Libertad Norte 11. 169

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Tabla 30. Propiedades de la lechada de cemento en Libertad Norte 11 171Tabla 31. Resultados obtenidos del gráfico 11 172Tabla 32. Formulación de la lechada de cemento e Suria 23 Sur. 172Tabla 33. Propiedades de la lechada de cemento en Suria 23 Sur 173Tabla 34. Resultados obtenidos del gráfico 12 174Tabla 35. Perfil de tiempo 183Tabla 36. Perfil de temperatura 183Tabla 37. Datos de la formación 184Tabla 38. Datos del casing 184Tabla 39. Diseño ordenado por simulador para el anillo de cemento. 185Tabla 40. Resumen de los datos utilizados para el diseño de los pozos del campo Chichimene 186Tabla 41. Resumen de los datos utilizados para el diseño de los pozos del campo los campos Apiay – Guatiquía. 187Tabla 42. Costos asociados por una mala cementación 213Tabla 43. Costos de cementación liner de 7” Chichimene sw8 214Tabla 44. Costos de cementación liner de 7” Chichimene sw9 215Tabla 45. Costos de cementación liner de 7” Chichimene sw12 216Tabla 46. Costos de cementación liner de 7” Chichimene sw13 217Tabla 47. Costos de cementación liner de 7” Chichimene SW 14 218Tabla 48. Costos de cementación liner de 7” Chichimene 41 219Tabla 49. Costos de cementación liner de 7” Chichimene 42 220Tabla 50. Costos de cementación liner de 7” Guatiquía 9 221Tabla 51. Costos de cementación liner de 7” Guatiquía 12 222Tabla 52. Costos de cementación liner de 7” Guatiquía 14 223Tabla 53. Costos de cementación liner de 7” Libertad Norte 7 224Tabla 54. Costos de cementación liner de 7” Libertad Norte 11 225Tabla 55. Costos de cementación liner de 7” Suria 18 226Tabla 56. Costos de cementación liner de 7” Suria 23 Sur 227Tabla 57. Costos de cementación liner de 7” Apiay Este 5 228Tabla 58. Costo total por operación en los pozos de la Gerencia Central 229Tabla 59. Tarifas por cargos técnicos. 231Tabla 60. Costos por cementación remedial 232Tabla 61. Costos por operaciones Side Track 232Tabla 62. Ahorro por cementación remedial. 233Tabla 63. Ahorro por operaciones Side Track. 233Tabla 64 Costos asociados al flujo de caja. 235Tabla 65. Parámetros base. 236Tabla 66. Valores obtenidos en la evaluación financiera 236

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LISTA DE GRÁFICOS

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Gráfico 1. Pruebas de laboratorio (Lechada 14.55 ppg) 150Gráfico 2. Pruebas de laboratorio (Lechada 15.8 ppg). 151Gráfico 3. Tiempo de espesamiento Chichimene SW12 154Gráfico 4. Resistencia a la compresión Chichimene SW12 155Gráfico 5. Resistencia a la compresión (UCA) Chichimene 41 156Gráfico 6. Resistencia a la compresión del anillo de cemento 158Gráfico 7. Resistencia a la compresión del anillo de cemento Guatiquía 12 160Gráfico 8. Prueba de laboratorio cementos elásticos Guatiquía 12 161Gráfico 9. Resistencia a la compresión del anillo de cemento Guatiquía 14 162Gráfico 10. Resistencia a la compresión Libertad Norte 7 167Gráfico 11. Resistencia a la compresión Libertad Norte 11 171Gráfico 12. Resistencia a la compresión Suria 23 Sur 173Gráfico 13. Resistencia a la compresión (UCA) Apiay Este 5 174Gráfico 14 .Evaluación económica de una mala cementación (costos asociados) 208Gráfico 15. Flujo de caja a 4 años para campaña de cementación 234Gráfico 16. Flujo de Caja. 237Gráfico17. Flujo Neto 237

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LISTA DE ECUACIONES

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Ecuación 1. Costo total de producción 209Ecuación 2. Valor presente neto. 211Ecuación 3. Relación beneficio-costo B/C. 212

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LISTA DE ANEXOS

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Anexo A. Estado mecánico pozo Apiay Este 5 246Anexo B. Estado mecánico Chichimene 41 247Anexo C. Estado mecánico Chichimene 42 248Anexo D. Estado mecánico Chichimene SW8 249Anexo E. Estado mecánico Chichimene SW9 250Anexo F. Estado mecánico Chichimene SW12 251Anexo G. Estado mecánico Chichimene SW13 252Anexo H. Estado mecánico Chichimene SW14 253Anexo I. Estado mecánico Guatiquía 9 254Anexo J. Estado mecánico Guatiquía 12 255Anexo K. Estado mecánico Guatiquía 14 256Anexo L. Estado mecánico Libertad Norte 11 257Anexo M. Estado mecánico Suria 18. 258Anexo N. Estado mecánico Suria 23 Sur. 259Anexo O. Secuencia de Bombeo – Liner 7’’ – Chichimene sw8 260Anexo P. Presión adquirida vs presión calculada Chichimene sw8 261Anexo Q. Registro de presión simulada vs. presión adquirida durante el trabajo para el pozo Chichimene Sw14 261Anexo R. Esquema de bombeo Guatiquía 12 262Anexo S. Prueba de líneas de bombeo para Suria 23 Sur 263Anexo T. Esquema de bombeo para Libertad Norte 11 264Anexo U. Registro de presión simulada Vs. presión adquirida durante el trabajo para Apiay Este 5 265

Anexo V. Ventajas y desventajas de los cementos elásticos frente a los 266 convencionales.Anexo W. Cuadro comparativo entre los 15 pozos con cementos 270elásticos frente a los convencionales.Anexo X. Hojas de seguridad para la implementación de cementos 271Elásticos.

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GLOSARIO

ADITIVO: una sustancia química agregada a un producto para mejorar sus propiedades.

BOTTON HOLE ASSEMBLY (BHA): es el nombre aplicado al arreglo de herramientas situados en la parte inferior de la sarta de perforación, que provee fuerza a la broca para romper la roca y crear el hueco del diámetro requerido en la direccion deseada, esta compuesto por broca, motor, tubería de alto peso, centralizadores y cualquier otra herramienta incorporada.

CASING: tubería de revestimiento.

CEMENTACIÓN: proceso por el cual se bombea al pozo una mezcla de cemento que al fraguarse o endurecerse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento dando hermeticidad contra la filtración de fluidos de formación.

COHESIÓN: es el mayor o menor grado de resistencia que ofrece la roca a la rotura, deformación, aplastamiento, curvatura o pulverización. Entre más blanda sea la roca menor será su cohesión.

CUENCA SEDIMENTARIA: area de corteza terrestre que puede abarcar extensas regiones que han sufrido hundimientos donde se acumulan importantes depósitos de rocas sedimentarias en capas superpuestas que llegan a tener hasta más de 10.000 metros de espesor. Bajo determinadas condiciones y por descomposición de la materia orgánica se pueden generar hidrocarburos.

DRILL COLLAR: tubería de perforación que proporciona peso a la sarta.

DRILL PIPE: tubería de perforación fabricada en acero, es el componente principal en términos de longitud de la sarta de perforación, conecta e equipo de superficie con el BHA.

EMULSIÓN: mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de gotas muy finas.

ESFUERZO: fuerza aplicada por unidad de área. El esfuerzo puede variar de acuerdo a la orientación de la superficie donde se aplica.

ESTADO MECÁNICO: representación gráfica de la forma como se encuentra completado un pozo, especificando profundidades, herramientas y equipos que este posee.

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ESTRATIGRAFÍA: parte de la geología, que estudia la disposición y caracteres de las rocas sedimentarias estratificadas y de lo que ellas contienen.

FLOWLINE: línea de descarga del sistema de circulación.

FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO: proceso de aplicar presión hidráulica a una roca reservorio hasta que se produce la falla o fractura de esta. Después de la rotura de la roca se continúa aplicando presión para extender la fractura más allá del punto de falla. Por último se deposita un agente de propante en la fractura creada para

GRADIENTE DE FRACTURA: Es la relación entre la presión necesaria para extender la fractura y la profundidad de la formación.evitar el cierre de esta.

MÓDULO DE YOUNG: constante de proporcionalidad entre la deformación de un cuerpo en una direccion dada ante la aplicación de un esfuerzo en esa misma direccion.

POZO CERRADO: Pozo cuya producción está temporalmente suspendida para realizar operaciones complementarias, en espera de reparación o en estudio del comportamiento del mismo.

PRESIÓN PORAL: Es la presión ejercida por los fluidos contenidos en los espacios porales y fracturas en la roca.

PRODUCCIÓN DIFERIDA: la producción total del pozo que se deja de recibir mientras este está detenido durante una operación.

RELACIÓN DE POISSON: constante que relaciona la deformación que se presenta en la misma direccion y de aplicación de un esfuerzo dado con a presentada en sentido perpendicular a este. Toma valores entre 0 y 0.5.

RESILENCIA: es la capacidad que tiene un material de mantener sus propiedades mecánicas al deformarse elásticamente debido a una tensión aplicada.

RESISTENCIA A LA COMPRESION: Esfuerzo máximo que presenta un material a la compresión sin romperse.

RESISTENCIA A LA TENSIÓN: es el esfuerzo tensional por unidad de área a la que el material falla (se rompe) por fracturamiento. Esta propiedad, es un índice del grado de coherencia del cemento para resistir esfuerzos tensíles.

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http://es.wikipedia.org/wiki/Tensi%C3%B3n

http://es.wikipedia.org/wiki/Deformaci%C3%B3n

REVESTIMIENTO: tubería de gran diámetro con rosca exterior en cada punta y unidas por anillos con rosca interna, instalada y cementada en hueco abierto, para conformar una tubería a lo largo de la profundidad deseada, mitigando fuerzas naturales en el pozo.

SARTA: combinación de tubería, herramientas de fondo entre otros elementos, utilizadas para perforar un pozo.

SKIN: daño en la cara de pozo producido por la perforación, completamiento, migración de sólidos o esfuerzos de la roca.

SQUEEZE: trabajo que consiste en realizar una cementación forzada para mejorar la primera cementación.

TUBING: tubería de producción.

WIRELINE: cable de acero con alta resistencia a la tensión, utilizado en la toma de registros eléctricos por su capacidad de transmisión de información.

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ABREVIATURAS

API = Unidades de gravedad especifica del American Petroleum Institute.

B/C = Relación Beneficio Costo

Bbl = Barriles

EA = Efectivo Anual

EM = Efectivo Mensual

IP = Índice de productividad

IPR = Gráfico del índice de productividad

MD = profundidad medida

PSI = medición de presión en sistema ingles (libra por pulgada cuadrada)

Sh= Esfuerzo horizontal menor

TIO = Tasa interna de oportunidad

TIR = Tasa Interna de Retorno

TVD = verdadera profundidad vertical

UCS = Esfuerzo compresivo no confinado

VP = Valor presente

VPN = Valor Presente Neto

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RESUMEN

El presente proyecto se realiza con el fin de determinar la viabilidad de implementar la tecnología de cementación con cementos elásticos–expandibles en los campos Chichimene, Apiay, Suria, Guatiquía y Libertad Norte, los cuales hacen parte de la Gerencia Central de Ecopetrol S.A. Debido a que han demostrado la disminución de costos al presentar un mejor desempeño a los diversos cambios operacionales en condiciones de fondo de pozo.

Para alcanzar los objetivos propuestos en el estudio, fue necesario analizar los procedimientos de cementación convencional que actualmente se vienen desarrollando en los campos anteriormente mencionados, determinando los más óptimos parámetros técnicos operacionales para la implementación de cementos elásticos-expandibles en los pozos candidatos a cementar con esta nueva tecnología, usando equipos de las empresas Schlumberger y Halliburton que operan actualmente en Colombia., así mismo establecer beneficios económicos en futuros proyectos de cementación.

Teniendo en cuenta esto y luego de haber realizado un análisis suficiente de la tecnología propuesta, la cual involucraba el acondicionamiento del equipo, se seleccionaron las operaciones del actual proceso de cementación que serian modificadas o eliminadas por completo con la aplicación de la nueva tecnología, y se determinaron posibles opciones para la implementación de este innovador sistema de cementación.

Por último se realizaron los flujos de caja teniendo en cuenta los escenarios de implementación y analizando los indicadores financieros para determinar que tipo de ahorro se debe proyectar a diferentes costos generados por la cementación convencional, teniendo en cuenta el ahorro en inversión por operaciones de cementación con el nuevo sistema y determinando la viabilidad en términos económicos de la implementación de la tecnología.

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INTRODUCCIÓN

Debido a los altos costos de inversión posteriores al desarrollo de la cementación de un pozo, Ecopetrol S.A busca alternativas para la optimización de estas operaciones.

La industria petrolera lleva consigo retos en sus diferentes áreas : exploración , perforación y producción, además de otros procesos relacionados día a día se presentan nuevos desafíos que requieren la aplicación de nuevas tecnologías, que den la mejor respuesta a cada uno de ellos, en el caso de las operaciones de cementación son muchas las posibilidades de la presencia de un evento ( pérdidas del pozo, aislamiento zonal deficiente, influjos, migración de gas, producción temprana de agua, operaciones de estimulación, etc.); es por ello que nuevos sistemas de cementación han surgido como respuesta a dichas situaciones. Entre estos sistemas se presenta el sistema de cementación elástico-expandible el cual ha sido probado mundialmente como un mecanismo exitoso para cementar nuevos pozos de desarrollo, demostrando una reducción en los problemas generados por una deficiente cementación comparado con el sistema de cementación convencional clase “G”.

En las últimas campañas de cementación llevadas a cabo en los campos de la Gerencia Central de ECOPETROL S.A se han presentado eventos en las operaciones de cementación que generan tiempos no productivos, a causa de problemas de taponamiento y pérdidas de fluido. La existencia de estos eventos ha requerido optimizar las propiedades mecánicas del cemento para tener un eficiente aislamiento zonal.

En estos campos también se realizaron pruebas de laboratorio con el fin de establecer parámetros operacionales óptimos que puedan verse reflejados en campo; sin embargo no existe un estudio de factibilidad técnico económica que demuestre la viabilidad de emplear dicha tecnología para los campos de la Gerencia Central de forma masiva.

La oportunidad de optimizar las operaciones de cementación de los campos Chichimene, Apiay, Suria, Guatiquía y Libertad Norte mediante la implementación de cementos elásticos-expandibles, permitirá reducir problemas generados en la integridad del anillo de cemento y con ello los costos asociados a cada proyecto, al disminuir entre otras cosas trabajos por operaciones de cementación remedial y costos por operaciones Side Track.

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1. GENERALIDADES

Los Campos Apiay, Castilla, Chichimene, Guatiquía, Libertad Norte y Suria del presente proyecto se ubican en la zona central de la cuenca de los Llanos Orientales en el departamento del Meta. En la figura 1 se muestra el mapa de localización general de los campos nombrados.

Figura 1. Localización de los campos Apiay, Castilla, Chichimene, Guatiquía, Libertad Norte y Suria

Fuente. Ecopetrol S.A, Gerencia Llanos, departamento de producción, 2010

1.1 CUENCA DE LOS LLANOS ORIENTALES

Esta cuenca es una depleción estructural de tipo pericratónica y comprende principalmente los departamentos de Meta, Casanare, Arauca y Vichada.

1.1.1 Localización. La Cuenca de los Llanos Orientales está localizada en la región oriental de Colombia. Tiene una superficie aproximadamente de 230.000 km2. geológicamente está limitada al sur por el Arco de Guaviare o Saliente del Vaupés; al occidente por la Cordillera Oriental; al oriente por el Escudo de Guyana y al norte se prolonga más allá del río Arauca en Venezuela.

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1.1.2 Descripción geológica. La cuenca comprende tres unidades estructurales bien definidas, cada una de las cuales tiene un estilo tectónico particular.

1.1.2.1 Occidental o Cinturón Plegado. Se encuentra localizada en el piedemonte de los Andes, limitada por dos fallas inversas grandes inclinadas al oeste. Forma un cinturón distintivo de 15 km a 40 km. de ancho, caracterizada por fallas inversas y de cabalgamiento, extensos pliegues anticlinales y sinclinales, con una variedad de pliegues asimétricos.

1.1.2.2 Central o Fosa Subandina. Está conformada por el área de máximo espesor sedimentario y está localizada entre el cinturón plegado y la zona de plataforma. Se encuentra caracterizada por una menor deformación tectónica con estructuras de menor extensión y fallas de menor desplazamiento vertical, en su mayoría con el bloque occidental levantado. Como rasgos estructurales se destacan fallas antitéticas, a las cuales se encuentran asociadas las acumulaciones de petróleo.

1.1.2.3 Oriental o Zona de Plataforma. Cubre un área plana de 100 km a 200 km. de ancho en la cual los estratos han sido afectados muy levemente por fallas o pliegues, es decir han escapado al efecto de los eventos orogénicos. Las facies arenosas se incrementan hacia el este. Está representado por planicies cubiertas de sedimentos recientes, con poca deformación tectónica y fallas de poco desplazamiento.

1.1.3 Estratigrafía de la cuenca. La cuenca de los Llanos Orientales es geológicamente similar a la mayoría de las cuencas subandinas de Sur América. Estas cuencas son rellenos de sedimentos cretáceos y terciarios sobre antiguas rocas paleozoicas. La cuenca es asimétrica y se extiende desde los afloramientos de rocas cristalinas del precámbrico en el Escudo de Guyana (río Orinoco - río Guaviare), hasta el piedemonte del cinturón orogénico del sistema andino, específicamente la Cordillera Oriental en donde el basamento está constituido por rocas ígneas ácidas pertenecientes al escudo y rocas paleozoicas altamente metamorfiadas alcanza profundidades de 8500 m (28000pies) aproximadamente.

Los sistemas paleozoico y cretáceo son esencialmente marinos mientras que la secuencia terciaria fue depositada en sectores continentales con influencia marina marginal, esta sucesión sedimentaria se encuentra totalmente cubierta por depósitos fluviales recientes. La sección sedimentaria se adelgaza gradualmente hacia el este con un sucesivo cubrimiento de las unidades más jóvenes sobre el basamento precámbrico.

Los intervalos sedimentarios de mayor interés tectónico son el terciario inferior y el cretáceo superior, particularmente el eoceno superior donde se presentan abundantes areniscas que forman importantes rocas almacenadoras, las cuales estuvieron comunicadas hacia el oeste con shales marinos ricos en materia

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orgánica y térmicamente maduros, depositados en las partes profundas de la paleocuenca. La figura 2 muestra la columna estratigráfica de esta cuenca, la cual agrupa y describe las diferentes unidades litológicas presentes e ilustra las edades geológicas.

Figura 2. Columna estratigrafíca de la cuenca de los llanos orientales.

Fuente. Colombian Sedimentary basins ANH 2007, disponible en www.anh.gov.co/media/salaPrensa/colombian_sedimentary_basins.pdf

1.1.4 Geología del petróleo. Se han reconocido tres conjuntos de roca madres en la cuenca: rocas de edad paleozoica, cretácica y terciaria. La roca madre cretácica, constituida principalmente por las arcillas de la formación Gacheta equivalente a la formación La Luna, conocida como roca madre principal en las

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cuencas adyacentes, ha sido considerada como Fuente. de los crudos en la cuenca de los Llanos Orientales. La roca madre terciaria basal (paleoceno-eoceno), posee un potencial petrolífero no despreciable.

La naturaleza de la materia orgánica que constituyen las rocas madres cretácicas y terciarias es similar, constituida en su mayoría por material detrítico, heredado de vegetales superiores provenientes del continente. El Kerogeno (tipo II), rico en hidrogeno y pobre en oxigeno es favorable a la generación de hidrocarburos líquidos. La mayoría de petróleo descubierto ha sido generado por estas mismas rocas madres, pero enterradas a grandes profundidades, lo que indica que la zona principal de generación de aceite, se encuentra localizada en la parte occidental profunda de la cuenca, situada en el dominio del piedemonte y bajo la cordillera.

Es probable que se hayan originado hidrocarburos a partir de sedimentos terciarios. El desarrollo de estructuras relacionadas con movimientos orogénicos constituye buenas trampas que involucran acumulaciones que se ajustaron a las nuevas condiciones estructurales. El petróleo pudo originarse de lutitas cretáceas, poco tiempo después de su depósito con el enterramiento progresivo, el hidrocarburo fue impulsado hacia areniscas interestratificadas, de donde comenzó a desplazarse desde las partes centrales del geosinclinal (Cordillera Oriental) hacia las áreas marginales, siendo la cuenca de los Llanos Orientales una de ellas.

Hacia el borde donde los depósitos cubren rocas cretácicas, es factible que parte del petróleo haya migrado. Parte de los hidrocarburos pudieron acumularse en trampas estratigráficas y en trampas estructurales asociadas con los levantamientos intra-cretáceos y del terciario inferior. Según lo expuesto, el petróleo que pudo haberse originado, se acumulo con anterioridad a los movimientos orogénicos del terciario tardío. El desarrollo de estructuras relacionadas con estos movimientos, constituyen buenas trampas que involucran a la vez acumulaciones que se ajustaron a las nuevas condiciones estructurales.

1.2 FORMACIONES

A continuación se describen las tendencias, patrones de sedimentación y características de cada una de las formaciones de acuerdo a los análisis petrofísicos y estratigráficos realizados.

1.2.1 Formación Une. Está compuesta de areniscas cuarzosas intercaladas con limolitas carbonaceas, localmente hay capas delgadas de shales que aumentan hacia la parte más profunda de la cuenca. Sobre la mayoría de los llanos la base de la formación es Cenomaniana haciéndose más antigua (Albiano) hacia el oeste, en el frente de montaña.

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El espesor promedio es de unos 100 metros (350pies) y las secciones más gruesas están en las áreas de Arauca y Meta donde tiene hasta 360 metros (1000pies). En la parte norte de la cuenca, se desarrolla una zona espesa sobre un área de más de 150 km por 100 km. con areniscas limpias (arena neta 600 a 900 pies y Vsh < 30%) y buena porosidad (26% a 18%). La porosidad efectiva decrece de un máximo de 32% en la zona este hasta 14% en el extremo occidental más profundo de la cuenca. La relación de arena neta a total es generalmente buena, por encima del 50%, especialmente en la parte noreste de los llanos, aunque se presenta una franja con orientación norte-sur donde esta relación es menor del 40%.

El ambiente de sedimentación es marino somero a estuario, aunque hacia el Este y la base, la formación puede contener depósitos fluviales (valles anastomosados). La formación Une, en la cuenca de los Llanos, muestra una transición de ambientes fluviales hacia la base, a ambientes de bahías o estuarios hacia el tope; de oriente a occidente se espera una transición de ambientes continentales a ambientes marinos someros y parálicos.

1.2.2 Formación Gacheta. Litológicamente es una intercalación de lodolitas grises oscuras, grises y negras con areniscas glauconíticas delgadas y localmente con calizas. Los shales son ricos en materia orgánica, ocasionalmente calcáreos y fosfáticos. Localmente hay cherts y lodolitas silícicas.

El contenido de arenisca se incrementa hacia el este y el norte. Tiene un espesor promedio de unos 90 metros (600 pies) localizándose las zonas más espesas hacia el occidente. En esta zona también se presenta el mayor contenido de arena neta (Vsh menor de 30% y porosidad mayor de 10%). La porosidad efectiva decrece desde un 28% en el nororiente hasta un 12% en el borde occidental, más profundo de la cuenca.

La formación Gacheta es un depósito marino que representa la máxima transgresión cretácica sobre la cuenca de los Llanos Orientales. Tiene influencia deltaica en el área del Meta mientras que al norte de los Llanos las facies litorales son más comunes. Dominan las lodolitas o Shales marinos con esporádicos cuerpos progradacinales, principalmente depósitos de playa, pero también transgresivos como rellenos de canales de estuarios. El contenido arenoso es mayor a la base y tope de la formación.

Esta formación está delimitada en la base por una superficie de inundación y en el tope por una inconformidad que representa erosión, exposición subaérea e incisión de valles. El ambiente de depósito es una llanura mareal o planicie deltaica con una significativa influencia marina. Los depósitos arenosos de interés como roca reservorio corresponden a canales mareales y cuerpos progadacionales en estuarios. Es la roca Fuente. más probable de petróleo y gas en el área.

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1.2.3 Formación Guadalupe. Está Compuesta por areniscas masivas con capas que se engrosan hacia el tope. Tamaño de grano conglomerado a arena fina. Intercalaciones delgadas principalmente en la base de la formación con lodolitas grises a grises oscuras, lodolitas y limolitas silíceas pardo claro. Las areniscas dominan en la parte norte y oeste de la cuenca de los Llanos.

Guadalupe se sedimento en ambientes marinos someros y planos bajos costeros. Ambientes deltaicos prevalecen en el área del Meta, mientras que en la parte central y norte de los llanos dominan los depósitos litorales y sublitorales. La evolución estratigráfica y ambiental de la formación Guadalupe es relativamente compleja. La sección basal se depósito en ambientes estuarinos durante un aumento del espacio de acomodación.

El intervalo medio es progradacional, se depósito en un ambiente de plataforma marina somera durante una disminución del espacio de acomodación, y termina con el desarrollo de una superficie de inconformidad intra-Guadalupe. El intervalo superior se depósito en un ambiente estuarino y en plataforma marina somera durante un aumento en la relación acomodación-sedimentación.

El intervalo de edad de la formación en el área de los Llanos se extiende desde el Santoniano hasta el Campaniano. Los mayores espesores están al norte, otras pequeñas zonas espesas se encuentran al norte y centro de la cuenca. Las irregularidades en espesor podrían ser ocasionadas por procesos erosivos.

Las características de la formación Guadalupe como roca almacenadora son excelentes. La porosidad va de un 26% en el oriente, hasta un 14% en la zona occidental. En cuanto a la distribución de área, las condiciones de reservorio también son muy favorables. La zona norte cubre un área de unos 30000 km2, tiene una orientación NE-SO. Una segunda área cubre unos 10000 km2, tiene una dirección este-oeste. Hay otras dos zonas más pequeñas (Aproximadamente 5000km2) al sur.

1.2.4 Formación Mirador. Con la formación Mirador, se reinicio el depósito en la cuenca después de un periodo de erosión de aproximadamente 15-20 millones de años. Mirador se sedimento durante el eoceno tardío, hace aproximadamente 38 millones de años. Esta formación se extendió hacia el sur y el este de la cuenca y cubrió áreas más extensas hacia el este que las que abarcaron las formaciones Barco y los Cuervos.

Mirador está compuesta predominantemente por sedimentos fluviales. Típicamente, la base está compuesta por facies de canal gruesa, con areniscas masivas, de grano medio a fino, a veces conglomeráticas, electrofacies cilíndricas y contacto inferior abrupto. Dos o tres niveles de areniscas más delgadas con intercalaciones de lodolitas, y grano decreciente se desarrollan hacia el tope de la

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formación. La facies superior probablemente se deposito en planos de inundación adyacentes a los canales fluviales.

Litológicamente Mirador está compuesta por areniscas masivas con intercalaciones menores de lodolitas. Las areniscas son cuarzosas, a veces feldespáticas, localmente con fragmentos de madera, y ocasionalmente glauconíticas. Tienen aspecto fluvial en la mayor parte de la cuenca. En algunos sitios podrían ser deltaicas o rellenos estuarinos con lodolitas bioturbadas y con indicaciones de raíces a la base de la formación. Las areniscas comúnmente están suprayacidas, o cortan a través de lodolitas de planos costeros, moteadas, con remanentes de raíces de plantas bioturbadas.

Tiene espesores irregulares probablemente producto del relleno de una paleotopografía fuertemente disectada por la erosión previa al eoceno tardío. El promedio de espesor es de unos 38 metros (125 pies). La zona de mayor espesor esta al norte (121 metros o 397 pies). Las aéreas donde Mirador es más delgado está en la parte central de la cueca, donde tan solo se tiene 8.5 metros (28 pies).

Mirador se caracteriza por su alto contenido de arenisca que en promedio está por encima del 80%. Las areniscas de la formación mirador tienen buena porosidad la cual decrece de oriente a occidente desde un valor de 30% hasta 12%. La zona de mayor porosidad está localizada al norte de la cuenca.

1.2.5 Formación Carbonera. La formación Carbonera contiene cuatro ciclos, cada uno comienza con una lodolita y termina con una alternancia de areniscas y lodolitas. Las lodolitas son las unidades pares C8, C6, C4 Y C2, mientras que los niveles arenosos son las impares C7, C5, C3 Y C1. A través de toda Carbonera, el contenido de arena aumenta hacia el este, donde las unidades arcillosas disminuyen o pierden su carácter. El carácter continental de los sedimentos también es más marcado de occidente a oriente.

Carbonera tiene un espesor promedio de 762 metros (2500 pies), con un rango de unos 61 metros (200 pies) en el este, hasta unos 1220 metros (4000 pies) cerca al frente de Montaña. Los mayores espesores están en el área del Meta (hasta 2700metros o 9000 pies). Los mapas isotopos y de espesor total de arena y arcilla muestran que el engrosamiento de los sedimentos hacia el occidente no es uniforme. La rata de aumento de espesor se duplica al oeste de una zona más o menos paralela al río Meta. Al este del río Meta, Carbonera tiene usualmente menos de 300 metros (aproximadamente 1000 pies) de espesor.

Coincidente con el cambio en la rata de engrosamiento, hay una zona de unos 50 a 100 km de ancho donde la porosidad promedio también es alta, con valores de 28% a 30%. En términos generales la porosidad promedio de Carbonera decrece de un promedio de 26% al oriente de la cuenca hasta un 16% cerca a la Cordillera Oriental. Carbonera es una unidad predominantemente lodosa.

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La relación arena neta (Vsh < 30%) a espesor total promedio es de 30% a 20%. Zonas menos arcillosas están localizadas al norte y al sur, las cuales cubren áreas cercanas a los 1000 km2. En estas zonas menos arcillosas el contenido total promedio de arenisca está por encima del 40%, puede llegar hasta el 60% y el espesor total de arena va de 129 metros (400 pies) a 213 metros (700pies).

1.2.6 Formación León. La formación León está compuesta por arcillolitas y lodolitas con delgadas intercalaciones de areniscas las cuales se hacen más frecuentes hacia el tope de la unidad y hacia el occidente del área, cerca a la Cordillera Oriental. El ambiente de depósito corresponde a lagos, lagunas costeras, bahías o estuarios.

El depósito de esta unidad ocurrió durante el mioceno medio. La parte inferior de León se deposito en mares neríticos internos y contiene foraminíferos de la zona; estos sedimentos de León ocurrieron durante una transgresión del nivel del mar.

La parte superior de León foraminíferos de la zona; probablemente se deposito en ambientes marinos menos profundos a transicionales indicando una tendencia hacia la somerización en sentido ascendente. Aunque la formación León es predominante arcillosa, se encuentran cuerpos delgados de arenisca bordeando una amplia zona donde la litología es 100% lodolita y que corre paralelamente al río Meta. Esta área podría corresponder a antiguas lagunas, bahías o estuarios desarrollados durante el tiempo de la formación León.

La energía de depósito durante el tiempo de la formación León fue la suficiente para limpiar de arcillas los pocos cuerpos arenosos de la unidad. La mayoría o casi todas las areniscas son limpias y buenos reservorios (Vsh<30% y porosidad>10%). La porosidad de los cuerpos arenosos es buena, tiene un rango de 30 % a 12 %, distribuida concéntricamente en cuerpos amplios depositados en plataformas someras. La formación León es el sello más joven de la cuenca de los llanos, aunque hasta la fecha no se ha encontrado ningún campo sellado por esta unidad.

1.3 CAMPO APIAY

Para el presente proyecto se tiene en cuenta el pozo Apiay Este 5.

1.3.1 Ubicación geográfica. El campo Apiay fue descubierto en diciembre de 1981 y se localiza aproximadamente a 32km. al sureste de la ciudad de Villavicencio, dentro de las coordenadas Gauss (origen Bogotá) norte: 938000 a 945000 y este: 1066500 a 1078500 en la sub cuenca Apiay-Ariari de la cuenca de los Llanos Orientales. Fisiográficamente es un área moderadamente plana con alturas que oscilan entre 180 y 340 metros sobre el nivel del mar.

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1.3.2 Ubicación geológica. Geológicamente se ubica en la parte sur oeste de la cuenca de los Llanos Orientales. El campo forma parte de la sub cuenca Apiay-Ariari, junto con los campos Suria, Reforma-Libertad y Castilla.

El campo Apiay está limitado al Oeste por el piedemonte llanero, la Cordillera Oriental y el sistema de fallas de Guaicáramo. Al sur está limitado por la serranía de La Macarena. Al norte de la cuenca está limitada por el Paleoalto Camaral.

1.3.3 Geología estructural. Este campo está conformado por los pozos Apiay y Guatiquía. La estructura de Apiay corresponde a un anticlinal asimétrico fallado en su flanco sureste. La dirección del eje del anticlinal es aproximadamente N30E, el límite de la estructura al este lo determina la falla Apiay, la cual es de carácter inverso, de alto ángulo, convergencia NE, y corta solamente desde el terciario inferior hasta el basamento.

Al este de esta falla se presentan otras fallas normales de menor longitud y hacia la parte más norte hay una falla inversa de convergencia NE.

1.3.4 Estratigrafía. Estratigráficamente se puede decir que posee rocas del terciario superior, terciario inferior, cretáceo superior, paleozoico inferior y basamento como se puede observar en la figura 3, dentro de las cuales se encuentran dos importantes discordancias regionales que son:

1.3.4.1 Discordancia terciario-cretácea. Conformada por las areniscas basales del Terciario sobre los sedimentos del cretáceo Superior.

1.3.4.2 Discordancia post-mioceno superior. Localizada entre las formaciones León y Guayabo.

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Figura 3. Columna estratigráfica del campo Apiay


1.4 CAMPO CASTILLA

El campo castilla se toma como referencia para hacer comparación entre los cementos elásticos y los convencionales, ya que este campo utiliza cementos clase G.

1.4.1 Ubicación geográfica. El campo Castilla fue descubierto en el año 1969 por la compañía Chevron, está ubicado en el departamento del Meta, a 30km. al sur de la ciudad de Villavicencio cercano a la población de Castilla La Nueva. El

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campo Castilla comprende un área total de 40km2 y cuenta con un área productiva de 3300 acres. En el año de 1988 Ecopetrol comprobó la extensión del campo hacia el extremo nororiental con la perforación del pozo Castilla Norte 1. Para explotar este campo se firmo el primer contrato de asociación en Colombia, entre Chevron y Ecopetrol, el cual termino el 30 de enero del año 2000 y desde entonces Ecopetrol es operador directo del Campo Castilla.

1.4.2 Ubicación geológica. El campo castilla está ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, la cual se caracteriza por estar infrayacida por una corteza continental precámbrica que se extiende desde el noreste del Escudo de Guyana que está cubierta por una espesa columna de sedimentos ciliciclásticos del cretáceo y terciarios, suprayacidos por una cobertura cuaternaria.. En la figura 4 se describe la columna estratigráfica, la cual agrupa e identifica las diferentes unidades litológicas presentes e ilustra las edades geológicas.

Figura 4. Columna estratigráfica del campo Castilla


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1.4.3 Geología estructural. La estructura del campo Castilla corresponde a un anticlinal cuyo eje presenta una orientación N60E, de 4km. de ancho y 10km. de largo limitado al este por una falla inversa.

La estructura se encuentra afectada por una serie de fallas normales e inversas con dirección NE-SO, algunas asociadas a la falla principal. Las fallas normales presentan saltos que van de 30 a 120 pies y las fallas inversas con saltos mucho menores que varían entre 30 y 50 pies.

1.5 CAMPO CHICHIMENE

Del campo Chichimene se analizan siete pozos, Chichimene 41, Chichimene 42, Chichimene SW8, Chichimene SW9, Chichimene SW12, Chichimene SW13 Y Chichimene SW14

1.5.1 Ubicación geográfica. . El campo Chichimene fue descubierto en 1984 por la compañía Chevron, está localizado a 26km. al suroeste de la ciudad de Villavicencio en jurisdicción al municipio de Acacias, en el departamento del Meta.

El campo Chichimene comprende un área total de 15km2 y cuenta con un área productora de 900 acres.

1.5.2 Ubicación geológica. El campo Chichimene está ubicado en la cuenca de los Llanos Orientales, la cual se caracteriza por estar infrayacida por una corteza continental precámbrica que se extiende desde el noreste del Escudo de Guyana que está cubierta por una espesa columna de sedimentos ciliciclásticos del cretáceo y terciarios suprayacidos por una cobertura cuaternaria como se puede observar en la figura 5.

1.5.3 Geología estructural. La estructura del campo Chichimene es un anticlinal alargado en dirección N60E de aproximadamente 15km2. Su flanco occidental presenta una pendiente constante de 4°, mientras que la oriental se inclina con buzamiento hasta de 7° y se intercepta con la falla de Chichimene que limita el campo.

La falla de Chichimene es de carácter inverso; tiene un desplazamiento vertical de aproximadamente 400 pies y se inclina hacia el noroccidente con un ángulo de 50°. El domo del anticlinal es bisectado con una falla normal de poco desplazamiento (10 pies), que afecta los niveles K2 y K1.

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Figura 5. Columna estratigráfica del campo Chichimene

Ecopetrol S.A, Gerencia Llanos, departamento de producción, 2010

1.6 CAMPO GUATIQUÍA

Del presente campo se analizará el pozo Guatiquía 12.

1.6.1 Ubicación geográfica. Está situada inmediatamente al este de la zona del Piedemonte Andino de la cuenca de los llanos. Caracterizada por una tectónica

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suave típica de la zona II manifestada en fallas inversas, fallas de distensión y pliegues asociados.

1.6.2 Ubicación geológica. Sedimentos Pio-Pleistocenos de grupo Necesidad-Guayabo cubren la cuenca sedimentaria de 11000 pies de espesor, que involucra rocas siliclásticas con edades del cámbrico hasta el Holoceno depositada sobre el basamento cristalino del Escudo Guyanés.

1.6.3 Geología estructural. Con base en un mapa estructural al tope del Cretáceo, divide a cuenca en tres zonas estructurales. La zona occidental, definida por el sistema de fallas de Guaicáramo, contiene pliegues asimétricos asociados a falas de cabalgamiento.

1.7 CAMPO LIBERTAD NORTE

Se analizan dos pozos de este campo, Libertad Norte 7 y Libertad Norte 11.

Ubicación geográfica. El Campo Libertad se encuentra ubicado en la cuenca de los Llanos, en el departamento del Meta a 30 Km. de la ciudad de Villavicencio vía a Puerto López. Las ubicaciones de los pozos son definitivas debido a que ya fueron validadas mediante visita al campo.

1.8 CAMPO SURIA

En este campo se tienen en cuenta los pozos Suria 18 y Suria 23.

1.8.1 Ubicación geográfica. El Campo Suria se encuentra localizado al norte de la Sub-Cuenca Apiay-Ariari en la cuenca pericratónica de los Llanos Orientales, representada con una extensión aproximada de 35000km2. El campo Suria se encuentra aproximadamente a 20km al sureste de la ciudad de Villavicencio, departamento del Meta, dentro de las coordenadas Gauss origen Bogotá N 938000 a 945000 metros y E 1066500 a 1078000 metros. Su topografía es plana moderada con alturas de 1180 metros a 340 metros sobre el nivel del mar. La principal vía de acceso es la carretera que comunica a ciudad de Villavicencio con la población de Puerto López.

1.8.2 Ubicación geológica. Geológicamente, el campo se ubica en la provincia de fallamiento inverso de la subcuenca Apiay – Ariari, hacia la parte suroeste de la Cuenca de los Llanos Orientales. Estructuralmente, está limitado por sistema de fallas Apiay y Libertan en el este y noreste respectivamente.

1.8.3 Geología estructural. La estructura del Campo Suria consiste en un anticlinal simétrico situado en el bloque alto de la falla inversa de Apiay. La

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estructura está dividida por fallas de direccion este-oeste normales en la parte norte e inversas en el sur, con planos inclinados al norte. El eje del pliegue tiene un rumbo aproximado de N45°E, paralelo al principal rasgo estructural del área, el sistema de fallas de Apiay el cual se constituye en el límite sureste de los campos Suria y Apiay.

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2. CARACTERÍSTICAS DE LOS POZOS

A continuación se describe el estado mecánico, centralización, acondicionamiento de hueco, diseño de la lechada, desplazamiento y evaluación de cada uno de los 15 pozos analizados en este proyecto.

2.1. APIAY ESTE 5

La cementación del liner de 7” se inició el día 28 de Agosto de 2010 y se termino el mismo día. La profundidad total fue de 11400 pies MD, el zapato se ubicó a 11395 pies y el collar a 11350 pies. El hueco abierto es de 12.659”.

Para cálculos de volumen de lechada se utiliza el diámetro del caliper 12.659” más 30% de exceso anular. Con este exceso el diámetro equivalente utilizado para el cálculo de volumen es de 13.915’’.

2.1.1 Centralización. Se recomendaron utilizar 35 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada junta desde 9870 pies hasta 11395 pies, la máxima desviación es de 10 grados, en la figura 6 se puede observar el esquema de centralización.

Figura 6. Centralización de Apiay Este 5

Fuente. Schlumberger, reporte final de cementación, pozo Apiay Este 5, 2010

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2.1.2 Estado mecánico. En la figura 7 se describe el estado mecánico del pozo Apiay Este 5 con las respectivas unidades de interes.

Figura 7. Estado mecánico de Apiay Este 5

Fuente. Ecopetrol S.A, Estados Mecánicos Open Wells, consulta 24 de Enero de 2011.

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2.1.3 Acondicionamiento del hueco. Se circuló con Liner en fondo durante 15 horas, durante la circulación del liner se presentan en repetidas ocasiones situaciones de empaquetamiento con presiones de hasta 1200 psi a caudales de 2 bpm, sin embargo debido a la prolongada longitud del tiempo de circulación es posible limpiar de manera efectiva el pozo iniciando la operación con presiones estables aunque superiores a las simuladas en el programa de cementación (240 gpm, 900 psi). Se sienta Liner con bombas del taladro según procedimiento, es necesario repetir el procedimiento de sentamiento varias veces hasta poder confirmar que la herramienta se encuentra libre. Se circula el pozo por 1hora para acondicionar el lodo mientras se pre mezcla la lechada a 250 gpm y 920 psi.

2.1.4 Diseño de la lechada. Debido a las dimensiones del hueco es necesario el uso de dos lechadas para cubrir toda la sección:

Lechada LEAD (105 bbl) con una densidad de 15.6 ppg, para proveer una buena resistencia a la compresión.Se bombean 100bbl de lechada elástica de 15.6 ppg para cementar el espacio anular entre el Liner de 7” y el OH.

2.1.5 Desplazamiento. El volumen calculado para el desplazamiento fue de 228.6 bbl con el diámetro nominal de la tubería de 5”. El tapón llega al landing collar a los 227 bbl de fluidos bombeados. Las presiones durante el desplazamiento se muestran ligeramente superiores a las simuladas, sin embargo las tendencias muestran una operación normal, con buenas condiciones de pozo y sin pérdida de fluidos hacia la formación. La presión final de desplazamiento fue de 1500 psi, se sienta tapón con 2000 psi. Buen funcionamiento del equipo de flotación. Back Flow 1.5bbl.

2.1.6 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación.

El proceso de acondicionamiento del hueco fue de vital importancia para el resultado final de la operación, debido a las condiciones geométricas del hueco se esperaba una deficiente calidad en la limpieza del hueco, esta dificultad se puede apreciar en el proceso de acondicionamiento mostrando varios episodios de empaquetamiento, sin embargo el tiempo empleado para este proceso (15 horas) permitió una limpieza efectiva del hueco.

2.2 CHICHIMENE 41

La cementación del liner de 7” se hizo el 20 de Septiembre de 2010 a una profundidad total de 9250 pies MD, el zapato se ubicó a 9242 pies y el collar a 9158 pies. El hueco abierto es de 9177”.

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Se trabajó con un exceso anular del 50% y máxima desviación de 25 grados.

2.2.1 Centralización. Se recomendaron 38 centralizadores, 1 centralizador cada 3 juntas desde 8005 pies hasta 7853 pies, 1 centralizador cada junta desde 8765 pies hasta 8005 pies y 3 centralizadores cada 2 juntas desde 9242 pies hasta 8765 pies, la figura 8 representa el esquema de la centralización

Figura 8. Centralización de Chichimene 41

Fuente. Schlumberger reporte final de cementación, pozo Chichimene 41, 2010

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2.2.2 Estado mecánico. A continuación se puede ver el estado mecánico del pozo Chichimene 41 en la figura 9.

Figura 9. Estado mecánico de Chichimene 41

Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011

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2.2.3 Diseño de la lechada. La lechada principal es de 98 bbl a 14.5 ppg, elástica, expandible, premezclada y 2bbl de lechada para el desplazamiento.

2.2.4 Desplazamiento. No se logro ver acople debido a las altas presiones presentadas durante la operación).

La presión final de desplazamiento fue de 2000 psi, presión de sentamiento de tapón 3000 psi. Back Flow = 2 bbl

2.2.5 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación.

Las presiones fueron normales hasta los 120 bbl desplazados, donde la presión subió a 2600 psi, debido a mugre y sólidos presentes en el hueco, por esta razón los 62 bbl restantes de desplazamiento se bombearon a 1.5 bpm.

Luego de la cementación se saco 1 sola parada para circular en directa el exceso de cemento, por recomendación de ECOPETROL

Durante la circulación hubo exceso de cemento en superficie.

2.3 CHICHIMENE 42

La cementación del liner de 7” se hizo el 27 de julio de 2010 a una profundidad total de 8970 pies MD, el zapato se coloco a 8965 pies, el collar a 8878 pies. El tope de liner esta a 7645 pies. El hueco abierto es de 8 ½”.

Para cálculos de volumen de lechada se utiliza un diámetro de 8.891’’ más 70% de exceso anular.

Con este exceso el diámetro equivalente utilizado para el cálculo de volumen es de 10.001’’.

2.3.1 Centralización. Se recomendó utilizar 28 centralizadores de doble contacto distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada junta desde 7845 ft hasta 8965 ft

2.3.2 Estado mecánico. La figura 10 describe el estado mecánico del pozo y sus unidades de interés.

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Figura 10. Estado mecánico de Chichimene 42


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2.3.3 Diseño de la lechada. Lechada principal premezclada de 88 bbl de 14.5 ppg, liviana de alta resistencia a la compresión tipo elástica

2.3.4 Desplazamiento. La presión final de desplazamiento fue de 1400 psi y la presión de sentamiento de tapón 2400 psi. Back Flow 1.5 bbl.

2.3.5 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los fluidos con las densidades según el programa de cementación, sin embargo el volumen final de desplazamiento no coincidió. De los 181.5 bbl de desplazamiento, se sentó tapón con 174 bbl.

2.4 CHICHIMENE SW8La cementación del liner de 7” inicio el día 24 de junio de 2010 y termino el día siguiente. La profundidad total fue de 8850 pies MD, el zapato se coloco a 8845 pies y el collar a 8756 pies. El hueco abierto es de 10.276”. Se trabajó con un exceso anular del 50% sobre el caliper y una desviación máxima de 5 grados.

2.4.1 Centralización. Se recomendaron 42 centralizadores flexibles y esta fue la centralización corrida en el pozo, teniendo en cuenta el wash out de 8045 pies–8445 pies. 3 centralizadores cada 2 Juntas desde 7725 pies hasta 8045 pies, 1 centralizador cada Junta desde 8045 pies hasta 8445 pies (WASHOUT) y 2 centralizadores cada Junta desde 8445 pies hasta 8845 pies. En la figura 11 se puede observar el sistema de centralización implementado.

Figura 11. Centralización de Chichimene SW8

Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación, pozo Chichimene SW8

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2.4.2 Estado mecánico. La figura 12 muestra el estado mecánico para este pozo junto con las formaciones productoras correspondientes.

Figura 12. Estado mecánico de Chichimene SW8

. Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011

2.4.3 Diseño de la lechada. La lechada relleno son 15 bbl a 14.5 ppg de lechada convencional y la lechada principal son 84 bbl a 14.6 ppg de lechada elástica premezclada y 2 bbl de lechada para el desplazamiento.

2.4.4 Desplazamiento. La presión final de desplazamiento fue de 1100 psi, la presión de sentamiento de tapón fue 2200 psi. Back Flow 1 ½ bbl.

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2.4.5 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación. Las presiones fueron normales durante toda la operación y similares a las simuladas. Luego de la cementación se sacaron 4 paradas para circular en directa el exceso de cemento. Durante la circulación hubo exceso de espaciador contaminado de cemento en superficie. La presión diferencial, fue de 50 psi. Se encontró el tope de cemento a 7346pies, es decir 198 pies por encima del Liner Hanger.

2.5 CHICHIMENE SW9

La cementación del liner de 7” se inició el día 9 de Agosto de 2010 y finalizo al siguiente día. La profundidad total fue de 9450 pies MD, el zapato se ubicó a 9445 pies y el collar a 9358 pies. El hueco abierto es de 9.219”. Se trabajó con un exceso anular de 30% y una desviación máxima de 17 grados.

2.5.1 Centralización. Se sentaron 46 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada Junta desde 8005 pies hasta 8405 pies, 2 centralizadores cada Junta desde 8405 pies hasta 8805 pies y 1 centralizador cada Junta desde 8805 pies hasta 9445 pies. La figura 13 muestra el esquema de centralización implementado.


Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación para el pozo Chichimene sw9.

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2.5.2 Estado mecánico. La figura 14 refleja el estado mecánico obtenido del pozo Chichimene SW9, obtenido posterior a la perforación.


. Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011

2.5.3 Diseño de la lechada. Se usaron 94 bbl a 4.5 ppg de lechada principal, elástica y premezclada y 2 bbl de lechada para el desplazamiento.

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2.5.4 Desplazamiento. La presión final de desplazamiento fue de 1200 psi y la presión de sentamiento de tapón fue 2200 psi. Back Flow 1 bbl2.5.5 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación. Las presiones fueron normales durante toda la operación y similares a las simuladas.

Luego de la cementación se sacaron 4 paradas para circular en directa el exceso de cemento. Durante la circulación hubo exceso de espaciador contaminado de cemento en superficie. La presión diferencial, fue de 50 psi. Se encontró 300pies por encima del Liner Hanger.

2.6 CHICHIMENE SW12

Se hizo la operación de cementación del liner de 7” el día 28 de mayo de 2010, el tope del liner se encuentra a 212 pies dentro del anterior revestimiento, el tope de cemento está 200 pies arriba del colgador. El diámetro del hueco abierto es de 9.320”. Se trabajó con un exceso anular del 50%. Con este exceso el diámetro equivalente utilizado para el cálculo de volumen es de 10.283’’.

2.6.1 Centralización. La centralización del revestimiento en el hueco abierto está estrechamente relacionada con los regímenes de flujo a lo largo y ancho del espacio anular y afecta directamente el proceso de remoción de lodo y de emplazamiento de fluidos en el anular.

Por esto es de gran importancia garantizar una buena centralización para al éxito de la operación de cementación y seguir el programa de centralización recomendado. Se recomienda 30 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada Junta desde 8303 pies hasta 9543 pies. En La figura 15 se identifica el sistema de centralización efectuado.


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Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación, pozo ChichimeneSW12

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2.6.2 Estado mecánico. En la figura 16 se muestra el estado mecánico para el pozo Chichimene SW12 y sus respectivas formaciones litológicas.



2.6.3 Diseño de la lechada. Se usaron 94bbl de La lechada tail. De acuerdo a la experiencia obtenida en los pozos del área de campañas previas, se han identificado problemas de pérdidas, por lo tanto se esta proponiendo una lechada elástica de 14.3 ppg, con la cual se tendrá una columna hidrostática baja y un alto desarrollo de la resistencia a la compresión. Serán premezclados 94 bbl de lechada. Tope diseñado a 7901 pies (200 pies por encima del tope del Liner) y 2 bbl de lechada serán usadas en el inicio del desplazamiento.

2.6.4 Desplazamiento. El desplazamiento será realizado en su totalidad por las bombas. El volumen total de desplazamiento será confirmado con la operadora y en locación dependiendo del tally final.

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2.7 CHICHIMENE SW13

Se hizo la cementación del liner de 7” el día 11 de julio de 2010 a una profundidad de 9570 pies MD, el zapato se coloco a 9565 pies y el collar a 9473 pies. El diámetro de hueco abierto es de 8.856”. Para cálculos de volumen de lechada se utiliza un diámetro de 8.856” más 60% de exceso anular. Con este exceso el diámetro equivalente utilizado para el cálculo de volumen es de 9.8’’.

2.7.1 Centralización. Se recomendaron utilizar 28 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada junta desde 9565 pies hasta 8515 pies, 1 centralizador cada 2 juntas desde 8515 pies hasta 8188 pies, a continuación se puede observar en la figura 17 el sistema de centralización utilizado.


Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación Pozo ChichimeneSW13.

2.7.2 Estado mecánico. Se describe en la figura 18 el estado mecánico e pozo Chichimene SW13 y la zona de interés.

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.Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011

2.7.3 Diseño de la lechada. Se bombean 85 bbl de lechada elástica a 14.55 ppg para cementar el espacio anular entre el Liner 7” y el OH, esta lechada posee características especiales que alargan de manera significativamente la vida útil del pozo.

2.7.4 Desplazamiento. El volumen calculado para el desplazamiento fue de 193.6bbl con el diámetro nominal de la tubería de 5”, el cálculo del volumen corregido es de 187 bbl. El tapón llega al landing collar a los 190 bbl de fluidos bombeados.

Las presiones durante el desplazamiento se muestran significativamente mayores a las simuladas y ocasionalmente muestran picos, indicando problemas con los cortes en el espacio anular. Fue necesario terminar el desplazamiento a una rata de 2 bpm para evitar problemas de empaquetamiento con el pozo. La presión final de desplazamiento fue de 2200 psi, se sienta tapón con 2600 psi.

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2.7.5 Evaluación. La cementación del liner 7’’ se realizó sin ningún inconveniente de HSE ni SQ. Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación. El acondicionamiento del hueco se realizó de manera apropiada, mostrando un hueco limpio, de un diámetro similar al estimado y con un lodo con unas condiciones apropiadas para realizar la operación de cementación. Sin embargo se evidenciaron presiones más altas a las simuladas durante todo el acondicionamiento y posterior operación, aunque esta obstrucción en el flujo no causo ningún efecto en la operación es necesario para próximas operaciones en el campo chequear el comportamiento de las presiones y si es necesario bombear un volumen mayor de píldoras de limpieza durante la circulación para asegurar la correcta remoción de sólidos en el anular antes de la entrada del cemento. En caso contrario la presencia de estos cortes podría generar una obstrucción en el colgador lo que generaría una situación de empaquetamiento.

2.8 CHICHIMENE SW14

La operación de cementación del liner de 7” se llevo a cabo el día 19 de agosto de 2010, a una profundidad de 9550 pies MD, el zapato se coloco a 9545 pies y el collar a 9456. El diámetro del hueco abierto es de 8.6” Para cálculos de volumen de lechada se utiliza un diámetro de 8.6” más 60% de exceso anular. Con este exceso el diámetro equivalente utilizado para el cálculo de volumen es de 9.41’’.Todas las simulaciones se realizan sin exceso.

2.8.1 Centralización. Se recomendaron utilizar 35 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada junta desde 9545 pies hasta 8265 pies, 1 centralizador cada 2 juntas desde 8265 pies hasta 8025 pies. Se corre centralización recomendada por Ecopetrol. En la figura 19 se observa el sistema de centralización utilizado.


Fuente. Schlumberger 2010, reporte final de cementación en el pozo ChichimeneSW14

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2.8.2 Estado mecánico. La figura 20 muestra el estado mecánico del pozo y sus formaciones de interés.



2.8.3 Diseño de la lechada. Se bombean 83 bbl de lechada elástica expandible a 14.55 ppg para cementar el espacio anular entre el Liner 7” y el OH

2.8.4 Desplazamiento. El volumen calculado para el desplazamiento fue de 196.1bbl con el diámetro nominal de la tubería de 5”, el cálculo del volumen corregido es de 193 bbl. Las presiones durante el desplazamiento se muestran ligeramente superiores a las simuladas, sin embargo las tendencias muestran una operación normal, con buenas condiciones de pozo y sin pérdida de fluidos hacia la formación.

2.8.5 Evaluación. El acondicionamiento del hueco se realizó de manera apropiada, mostrando un hueco limpio, de un diámetro similar al estimado y con

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un lodo con unas condiciones apropiadas para realizar la operación de cementación.

2.9 GUATIQUÍA 9La sección final fue perforada con broca de 8 ½” hasta 11208 ft MD. Fue corrido un liner de7” hasta 11203 pies. Con el Liner en fondo se circulo el pozo durante 2 horas para garantizar retornos limpios.

2.9.1 Estado mecánico. En la figura 21 se describe la información acerca del estado mecánico de Guatiquía.

Figura 21. Estado mecánico de Guatiquía 9


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2.9.2 Diseño de la lechada. Para la ejecución de este trabajo se uso una lechada principal elástica de 15.8 ppg, con controladores de filtrado para prevenir la deshidratación de la lechada y minimizar el daño de formación, así mismo se adiciono la cantidad adecuada de retardador para obtener dos horas de tiempo de seguridad sobre el tiempo de la operación.

Fueron bombeados en total 81 bbl de Lechada principal de 15.8 ppg. Para el cálculo del volumen de cemento se utilizo un diámetro promedio de 8.92” más un exceso del 70 % sobre el volumen de hueco abierto.

2.9.3 Desplazamiento. Durante el periodo de circulación mientras se mezclaba la lechada de cemento se observo un valor de presión de 1250 psi a 250 gpm

Por esta razón se recomienda continuar con las mismas prácticas de centralización, acondicionamiento del lodo, jerarquía reológica de los fluidos y caudales de desplazamiento en los siguientes pozos, con el fin de tener una capa de cemento que genere un excelente aislamiento hidráulico para permitir producir selectivamente de las diferentes zonas de interés.

2.9.4 Evaluación. Se realizó el sting out y se observó back flow con alto caudal confirmando el desbalance de columnas debido a la presencia de fluidos más pesados en el anular del casing de 9 5/8”y el dril pipe, sobre el tope del liner.

El valor de presión diferencial registrado por los indicadores de presión del equipo marcaron 400 psi lo que corresponde a tener una columna de al menos 350 pies de cemento en el anular. Revestimiento de 9 5/8” y DP de 5” por encima del tope del Liner.

2.10 GUATIQUÍA 12

La sección final fue perforada con broca de 8 ½” hasta 11160 ft MD, con un perfil direccional en S, con una inclinación máxima de 20º y terminando la sección tumbando el ángulo para finalizar casi vertical en 7 grados.

2.10.1 Estado mecánico. A continuación se muestra en la figura 22 el estado mecánico del pozo Guatiquía 12.

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Figura 22. Estado mecánico de Guatiquía 12


2.10.2 Diseño de la lechada. Para la ejecución de este trabajo se uso una lechada principal elástica expandible, de 15.8 ppg, con controladores de filtrado y retardadores.

2.10.3 Evaluación. Al comparar los resultados con la simulación se observo el mismo comportamiento salvo que la presión antes de sentar el tapón estaba 220 psi por debajo del valor obtenido con la simulación. Con el diseño se esperaba

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sentar el tapón con 1200 psi para luego incrementarse a 1800 psi, realmente la presión final fue de 980 psi para incrementarla hasta 1600 psi.

2.11 LIBERTAD NORTE 7

El pozo se perforó hasta 11470 ft pies con broca de 8.5”, el zapato anterior de 9 5/8” se encontraba a 10345’. Se cementó el liner de perforación de 7”con el objetivo de proveer aislamiento hidráulico para sellar, prevenir influjos de fluidos y aislar las formaciones potencialmente productoras con un sistema de lechada elástica a 15.8 ppg.

2.11.1 Estado mecánico. Se puede observar el estado mecánico y las formaciones de interés en la figura 23, del pozo Libertad Norte 7.

Figura 23. Estado mecánico de Libertad Norte 7


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2.11.2 Desplazamiento. Para obtener una mayor precisión durante el desplazamiento, se realizó con lodo desde la unidad cementadora, midiendo el volumen en los tanques de desplazamiento, reduciendo la rata de bombeo. La presión incremento hasta 1055 psi una vez el cemento fue alcanzado por el desplazamiento muy similar a la simulada, la rata en ese momento era de 3 bpm.

2.11.3 Evaluación. El esquema de bombeo fue desarrollado según lo acordado en el programa pre-operacional, hubo retornos normales durante el trabajo de cementación. La presión incremento una vez el cemento ingreso al anular. La rata se redujo de 2 bpm y 1050 psi. No se presentaron problemas operacionales ni de seguridad durante la cementación, todos los fluidos fueron bombeados como se planearon.

2.12 LIBERTAD NORTE 11

Se cementó liner de producción de 7” a una profundidad 11585 pies para sellar y prevenir influjos de fluidos y aislar formaciones potencialmente productoras. El pozo se perforó hasta 11590 pies con broca de 8.5”, el zapato anterior de 9 5/8” se encontraba a 10399’.

2.12.1 Estado mecánico. En la figura 24 se puede ver el estado mecánico del pozo Libertad Norte 11 y las respectivas formaciones.

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Figura 24. Estado mecánico de Libertad Norte 11


2.12.2 Desplazamiento. El desplazamiento se realizó midiendo el volumen en los tanques de desplazamiento (lodo), reduciendo la rata de bombeo. Se sacaron 15 paradas para circular y limpiar exceso de cemento.

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2.12.3 Evaluación. Para la operación de cementación del liner de 7”, el desplazamiento fue realizado con lodo desde la unidad de cementación con medición física en los tanques de desplazamiento. No se presentaron pérdidas de circulación durante las operaciones, todo el tiempo se observaron retornos de fluido. Tampoco se evidenciaron señales de empaquetamiento.

2.13 SURIA 18

Se inició la operación de cementación del liner de 7” el 23 de octubre de 2010 y finalizo el 24 de octubre de 2010. La profundidad total fue 11000 pies MD, el zapato se coloco a 10995 pies y el collar a 10915 pies. El hueco abierto es de 8.570”. Se trabajó con un exceso en el anular del 60% y una desviación máxima de 20 grados.

2.13.1. Centralización. Como se muestra en la figura 25 se sentaron 23 centralizadores distribuidos de la siguiente manera: 1 centralizador cada Junta desde 7041 pies hasta 7961 pies.

Figura 25. Centralización de Suria 18

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación pozo Suria18.

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2.14.2 Estado mecánico. El estado mecánico del pozo Suria 18 se puede comprender en la figura 26.

Figura 26. Estado mecánico de Suria 18


2.14.3 Diseño de la lechada. Se bombearon 71 bbl de 14.5 ppg de lechada principal, ésta es liviana, de alta resistencia, premezclada y se bombearon 2 bbl de lechada para el desplazamiento.

2.14.4 Desplazamiento. La presión final de desplazamiento fue de 1000 psi, la presión de sentamiento de tapón 2000 psi. Back Flow 1 bbl

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2.14.5 Evaluación. Las presiones fueron normales durante toda la operación y similares a las simuladas. Luego de la cementación se sacaron 5 paradas para circular en directa el exceso de cemento. Durante la circulación hubo exceso de cemento en superficie.

2.15 SURIA 23

Se cementó el liner de 7” a 9410 pies MD, aislando hidráulicamente la zona de interés. La profundidad del zapato quedó a 11026.5 pies MD con 34 pies de bolsillo (por restricciones en el hoyo no se pudo alcanzar la profundidad perforada: 11,060 pies) y 43 pies de separación entre zapato y landing collar.

2.15.1 Estado mecánico. Se puede observar el estado mecánico del pozo Suria 23 en la figura 27 con las respectivas formaciones de interés.

Figura 27. Estado mecánico de Suria 23

Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011.

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2.15.2 Diseño de la lechada. Para el cálculo de volumen de lechada de cemento se utilizó el valor del hueco promedio 10.4” tomado de los registros de hueco abierto corridos en el pozo. En total se pre-mezclaron 103 bbl de lechada de cementos elásticos de 15.8 lpg, de peso, los cuales se bombearon 101 bbl para aislamiento zonal y 2 bbl atrás del dardo. La rata de bombeo se mantuvo entre 3 y 4 bpm y presión entre 1400 psi y 920 psi.

2.15.3 Desplazamiento. Se desplazaron en total 212 bbl hasta alcanzar el asentamiento del dardo, comenzando con 2 bbl de lechada de cemento 15.8 lpg, seguidos de 10 bbl de espaciador Biozan 11 lpg y el restante con lodo de perforación.

2.15.4 Evaluación. Esta cementación tuvo como objetivo soportar el revestimiento de 7” y adicionalmente aislar las posibles zonas profundas de agua fresca.

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3. CEMENTACIÓN

La cementación es un proceso que consiste en mezclar cemento seco y ciertos aditivos con agua, para formar una lechada que es bombeada al pozo a través de la sarta de revestimiento y colocarlo en el espacio anular entre el hueco y el diámetro externo del revestidor.

El volumen a bombear es predeterminado para alcanzar las zonas críticas (alrededor del fondo del zapato, espacio anular, formación permeable, etc.). Luego se deja fraguar, formando una barrera permanente e impermeable al movimiento de fluidos detrás del revestidor.

Durante la construcción de un pozo de petróleo el proceso de cementación es de vital importancia, dado que una deficiente selección y fallas en los cálculos traerían drásticas consecuencias; tales como incremento de los costos, riesgo de pérdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad. Por tal motivo al momento de cementar un pozo petrolero se deben tomar en cuenta las nuevas técnicas, así como las mejores prácticas operacionales dirigidas hacia el proceso.La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación.

3.1 FUNCIONES PRINCIPALES DE LA CEMENTACIÓN

A continuación se describen las funciones primordiales de la cementación:

Proteger y asegurar la tubería de revestimiento en el hoyo. Aislar zonas de diferentes fluidos. Aislar zonas de agua superficial y evitar la contaminación de las mismas por el

fluido de perforación o por los fluidos del pozo. Evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de tuberías. Reparar pozos por problemas de canalización de fluidos. Reparar fugas en el revestidor.

3.2 HISTORIA DEL CEMENTO

La historia de los materiales utilizados en la cementación es muy antigua; el yeso fue utilizado por los egipcios, los griegos y romanos, ellos usaron la cal común y la cal hidratada. La primera se obtiene al calcinar la piedra caliza y solo endurece en presencia del bióxido de carbono (CO2) contenido en el aire, la segunda se obtiene cuando la piedra caliza contiene impurezas de arcilla y se endurece principalmente por la reacción que se produce entre sus elementos constitutivos, bajo los efectos del agua.

Los griegos y los romanos usaron ceniza volcánica que al ser mezclada con la cal se obtiene un producto de mejor calidad, el resultado de esta reacción es un

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producto que adquiere consistencia en presencia del agua el cual se llamo “Puzolanas”, nombre que se deriva de Puzol, ciudad que queda en el golfo de Nápoles, sitio del cual los romanos extraían el material volcánico que mezclaban con la cal.

La era del cemento se inicia en 1750 con John Smeaton quien mezclo cal con arcillas y obtuvo un buen producto que empleo en la reparación del Faro de Eddyston, pero su descubrimiento no tuvo mayor trascendencia. En 1824 Joseph Aspdin, conoció los estudios de Smeaton y prosiguió sus investigaciones patentando el “cemento portland”, material que presentaba un aspecto parecido a unas piedras de construcción extraídas en Portland, ciudad que queda al sur de Inglaterra, de allí su nombre.

Las investigación sobre el tema continúan y en 1845 el inglés Isaac Johnson le da a la mezcla la temperatura adecuada para formar el clinker, producto que después de molido ofrece óptima calidad cementante y es el que se usa actualmente.

Solo a finales del siglo pasado Michaelis Le Chatelier y Vicat, presentan las bases de la tecnología del cemento Portland.

3.3 CEMENTO PORTLAND

El cemento portland es fabricado fundiendo carbonato de calcio (caliza) y silicatos de aluminio (arcilla), se puede agregar una pequeña cantidad de hierro. La piedra fundida se enfría y se agrega una cantidad pequeña de yeso (calcio sulfato), y con esta mezcla se obtiene el cemento. Uno de los problemas más grandes del cemento portland es que no es un químico puro y el tamaño de partícula nunca es completamente uniforme. Por consiguiente, los productos finales nunca podrán ser totalmente consistentes, y es mucho trabajo entrar a mejorar la consistencia del cemento en un pozo de petróleo.

El componente principal del cemento portland es silicato tricálcico. El cemento portland no se endurece a través de un proceso de secado, pero si a través de la reacción química cuando el agua se mezcla y reacciona con el silicato tricálcico para formar silicato de calcio hidratado (CSH). El silicato de calcio hidratado ejerce una fuerza física que hace que el cemento portland se endurezca a temperatura en el sitio deseado.

Este tipo de cemento es el ejemplo más común de un cemento hidráulico, los cuales fraguan y desarrollan resistencia a la compresión como un resultado de la hidratación.

Los tipos de cementos utilizados en la perforación y reacondicionamientos de pozos son fabricados para responder a la variedad de condiciones impuestas por las operaciones. Algunos cementos tienen que ser de fraguado lento o rápido,

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resistentes a la contaminación y reacciones químicas que puedan impartirles las aguas de las formaciones. En el caso de cementaciones especiales se pueden añadir una serie de aditivos dependiendo de la necesidad.

Además de su uso en la cementación de sartas y de la cementación forzada, el cemento se emplea en una variedad de casos durante la perforación, la terminación de pozos, reacondicionamiento y abandono de pozos. Los cementos tienen ciertas características físicas y químicas y en base al uso que se les puede dar en cuanto a rango de profundidad, presiones y temperaturas a soportar.

3.4 OPERACIONES DE CEMENTACIÓN

Son las operaciones con lechadas de cemento que se efectúan con fines específicos en los pozos petroleros.

La clasificación de las operaciones de cementación se realizan de acuerdo con los objetivos que se persiguen, en este sentido tenemos:

3.4.1 Cementación primaria. Es la operación de cementación que se realiza inmediatamente después que se ha bajado la sarta de casing hasta el fondo del pozo. Esto se hace bombeando una lechada de cemento dentro del pozo perforado cubriendo una longitud parcial o total entre la sarta de fondo y el espacio anular.

Se realiza al cementar los revestidores del pozo (conductor, superficial, intermedio, producción, etc.) durante la perforación, esta se hace a presiones suficientes, para que la mezcla de cemento bombeada por el interior de la sarta revestidora sea desplazada a través del zapato que lleva el extremo inferior de la sarta. El zapato siempre se deja a cierta distancia del fondo del hueco. La mezcla que se desplaza por el zapato asciende por el espacio anular hasta cubrir la distancia calculada que debe quedar rellena de cemento.

En el caso de la sarta primaria, el relleno se hace hasta la superficie. Si por circunstancias, como sería el caso de que formaciones tomaran cemento, la mezcla no llegara a la superficie, entonces el relleno del espacio anular se completa bombeando cemento desde arriba.

Cuando se trata de sartas muy largas, como pudiesen ser los casos de sartas intermedias o de la final, la cementación primaria puede hacerse por etapas. Este método permite cubrir el tramo deseado y evitar inconvenientes debido a que mientras más tiempo se esté bombeando cemento la mezcla se torna más consistente y difícil de mover. El cemento y el agua empiezan a reaccionar en el mismo momento en que se mezclan y las características físicas y químicas que adquiere la mezcla están en función del tiempo, por lo que la cementación debe

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hacerse dentro de ciertos límites de tiempo, antes de que el fraguado inicial empiece a manifestarse.

Además, debe tenerse en cuenta la relación profundidad-temperatura, ya que la temperatura del pozo influye sobre el tiempo de fraguado de la mezcla. La fluidez, el peso y el fraguado inicial y final de la mezcla dependen de la relación cemento-agua. La relación por peso puede ser de 40 hasta 70 %. En la práctica, la experiencia en cada campo petrolero es guía para seleccionar la relación adecuada. Es muy importante que el peso de la mezcla más la presión de bombeo de la mezcla no causen pérdida de cemento hacia las formaciones.

3.4.1.1 Funciones de la cementación primaria. Las siguientes son las funciones más importantes de la cementación primaria:

Evita el flujo de fluidos entre las formaciones. Une las tuberías a la formación, la soporta y la refuerza. Evita las contaminaciones de acuíferos usados para labores domésticas, o de

la contaminación del lodo por estos y protege los estratos que puedan contener petróleo o gas.

Ayuda a evitar surgencias descontroladas de alta presión detrás de la tubería. Protege la tubería de la corrosión. Sella zonas de pérdida de circulación del lodo. Protege las tuberías durante las operaciones de perforación. Generalmente las

tuberías que no están recubiertas de cemento presentan problemas de fisuras o grietas.

3.4.1.2 Tipos de casing. Se pueden usar cuatro sartas básicas de tubería en la cementación primaria, en la tabla 1 se especifican las diferentes sartas, dependiendo de: profundidad del pozo, tamaño del hueco, presiones del yacimiento, condiciones de la formación, temperatura, zonas acuíferas, tipo de pozo y fluido a ser recuperado. Los tipos de casing son: conductor (figura 28), de superficie (figura 29), intermedio (figura 30) y de producción (figura 31).

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Tabla 1. Tipos de casing

Tipo de casing

FunciónTamaño

(Pul.)

Profundidad

(pies)

Conductor

Estabiliza los collares, contiene las formaciones poco consolidadas cercanas a la superficie, proporciona un lugar y soporte para fijar el casing de superficie, confina fluidos de circulación y ayuda a prevenir el flujo de agua y la pérdida de circulación

20 – 30 0-1000

Superficie

Protege el pozo de los niveles acuíferos encontrados a profundidades someras, soporta próximas tuberías de revestimiento, es un dispositivo controlador de los derrumbes de las formaciones superficiales y aísla zonas de pérdidas de circulación.

7 - 20 0-4500

Intermedio

Previene el ensanchamiento del hueco durante la operación de perforación, protege la sarta de producción de la corrosión, ayuda a resistir formaciones de alta presión de formación, ayuda a prevenir la pérdida de circulación y se usa como el casing de producción para zonas superiores.

7 - 11¾

Varía dependiendo

las condiciones

del pozo.

ProducciónProtege el hueco, permite producir el pozo de manera selectiva, protege las instalaciones de producción.

2 3/8 - 9 5/8

Hasta la zona

productora.

Cementación del casing conductor. Si la zona es de tierra blanda se puede bajar antes de perforar el pozo, golpeando la tubería contra el suelo por medio de

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un martillo. Si en cambio la formación es dura, hay que perforar un pozo para bajar esta tubería de gran diámetro.

Se cementa únicamente la tubería que se ha bajado luego de perforar el pozo. El cemento que se utiliza es acelerado, para disminuir su tiempo de fragüe. También incluye aditivos de pérdida de circulación, para evitar pérdida de cemento hacia la formación.

Esta tubería puede cementarse de la manera convencional o se puede cementar por etapas. Si se perforó un pozo, habrá la necesidad de utilizar un espaciador para remover el lodo. Cuando se usa el método convencional de cementación se baja un tapón superior para evitar la canalización del cemento.

Figura 28. Casing conductor

Fuente. BELTRAN TRIANA, Cesar Augusto. Tesis evaluación de los cementos A, B, C para la cementación primaria por pruebas de laboratorio, universidad de

América, 2004, pág. 47

Cementación del casing de superficie. Se perfora el pozo hasta la profundidad deseada para el casing de superficie. Antes de cementar, se circula el pozo para romper la resistencia de gel del lodo. Se deberá usar también un espaciador para remover bien el lodo. El cemento para el casing de superficie va a ser del tipo acelerado, para combatir la pérdida de circulación, si es necesario se pueden usar otros aditivos. Al bajar el casing de superficie, se bajan centralizadores, zapato guía, collar flotante y otro equipo de fondo de pozo.

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En una operación convencional, se bombea una lechada de cemento a través del zapato del casing, se usan dos tapones, uno superior y uno inferior, lo cual ayuda a que no se contamine el cemento con los fluidos que se encuentran delante de él.

Una condición importante para tener en cuenta, es la presión necesaria para asentar el tapón, a que esta presión no deberá exceder la presión de colapso de la tubería. Cuando se usa la técnica de cementación por columna interior la posibilidad de colapsar el casing se reduce agregando fluido densificado entre la tubería de perforación (columna interior) y el casing de revestimiento.

Si hay problemas de pérdida de circulación se puede bombear el cemento por el espacio hasta que este llegue a la superficie. Si hay problemas que pudieran provocar rotura de formaciones o colapso de la tubería, se puede bombear el cemento por etapas, usando una herramienta multietapa. Normalmente se utiliza una lechada de relleno (cemento con bentonita), para llenar el espacio anular hasta el nivel de superficie.

En cambio el cemento de mayor resistencia, se bombea para que fragüe alrededor del fondo del casing de superficie. Antes de reperforar, el cemento deberá tener una resistencia a la compresión no menor de 500 psi.

Figura 29. Casing de superficie


América, 2004, pág. 48.

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Cementación del casing intermedio. Se perfora el pozo hasta la profundidad necesaria para bajar el casing intermedio. Como en la mayoría de las operaciones de cementación es muy importante romper la resistencia de gel del lodo y bajar un espaciador para lavar el lodo antes de empezar a cementar. En la columna intermedia se usan centralizadores y rapadores para lograr un sellado uniforme del cemento. Además se pueden usar canastas cementadoras para proteger formaciones débiles.

El primer tipo de cemento que se bombea para el casing intermedio es un tipo de relleno y enseguida el cemento de alta calidad. Al revés de lo que ocurre al cementar el casing guía o de superficie, el cemento para el casing intermedio suele contener retardadores para proporcionar un buen tiempo de bombeo aun a altas temperaturas. También puede contener aditivos reductores de fricción, de pérdida de circulación o de pérdida de fluidos. Si el casing se ha bajado a través de zonas con sal o lutitas, hará falta agregar un aditivo salino.

Algunas veces se bombea cemento por el interior de la sarta de trabajo para la cementación del casing intermedio. Sin embargo, cuando el diámetro es pequeño, se usa el método convencional de los dos tapones (hay que usar un tapón de fondo en caso de que no se utilicen aditivos de pérdida de circulación). Si el casing se baja a una gran profundidad, o si existe la posibilidad de fracturar la formación durante la operación, se puede realizar una cementación por etapas.

Figura 30. Casing intermedio



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Cementación del casing de producción. El pozo se perfora a través de la formación productora más profunda, se circula y se bombea un espaciador. Según las condiciones del pozo, puede usarse diversos tipos de equipos, centralizadores, zapatos obturadores o collares, herramientas de etapas múltiples, para favorecer el éxito de la operación. Las lechadas de cemento que se van a utilizar, dependerán de las condiciones del pozo. Para cementar la lechada debe alcanzar flujo turbulento cuando empiece a entrar en el espacio anular del casing de producción y la cara de la formación. Luego de esta operación, pero antes de que el cemento fragüe, se debe soltar la presión para determinar si la válvula flotante funciona, y si se mantiene la presión hasta que el cemento fragüe, puesto que puede producir un microanillo detrás del casing.

Figura 31. Casing de producción



3.4.1.3 Tipos de liner. En algunos pozos por razones especiales tales como una profundización no proyectada o también porque el costo de una nueva columna de tubería puede incidir mucho en el costo total del pozo, se recurre al uso de tramos

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cortos de tuberías llamados “Liners”. Esta tubería presenta un diámetro exterior de 4 ½ a 7 pulgadas, se cementa en la totalidad de su longitud, mediante técnicas especiales. Las funciones que debe cumplir esta tubería son idénticas a las tuberías productoras.

Liner de perforación. Es una columna que se cuelga de otro casing de mayor diámetro que ya ha sido cementado n el fondo del pozo. Se le usa arriba de una zona productora para recubrir el pozo abierto, de manera tal que pueda perforarse a mayor profundidad. Los objetivos de un liner de perforación son:

Colaborar para el control de producción de agua o gas Aísla zonas de pérdidas de circulación. Aísla zonas de alta presión.

Liner de producción. Es una columna de casing que se cuelga desde un liner de perforación o desde un casing para cubrir una formación productora. Este tipo de liner se cementa y se cañonea como cualquier otra columna de producción. Este liner proporciona aislamiento y soporte cuando hay un casing arriba de la formación productora.

Liner de conexión. Suele ser una columna de casing que proporciona una prolongación hacia arriba al liner de perforación y se baja cuando: El casing que esta arriba del liner de perforación esta averiad por alguna razón.Se necesita mayor resistencia por otros motivos (presiones anormales etc.).

Liner perdido. Es poco común, no suele cementarse y por lo tanto es recuperable. Tiene un empaque en ambos extremos y se usa en las mismas condiciones que un liner de conexión. Ambos tipos, conexión y liner perdido puede fijarse con parte de su peso sobre el liner inferior o se les puede colgar de un casing existente.

Cementación del liner. Al diseñar la composición de la lechada, se debe tener en cuenta los siguientes factores:

La temperatura del pozo. La presión debida a un espacio anular muy pequeño (posibilidades de pérdida

de circulación). Fluidos de formación. Tiempo de espesamiento. Resistencia y estabilidad del cemento.

Existen dos métodos para la cementación del liner:

Método de una etapa. Cuando se usa este método se bombea un 20 o 30% de la lechada más de lo calculado. Consiste en bombear cemento a través de la

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tubería de perforación (seguido por un espaciador), esta lechada sale hacia afuera del zapato y hacia arriba del espacio anular. Se bombea un tapón superior con el fluido de desplazamiento luego de haber bombeado la lechada, ya que esto evita que el fluido de desplazamiento forme canalizaciones a través de la lechada. Al llegar a la parte superior del tapón de fondo produce un sello lo cual incrementa la presión dando por terminada la operación.

Método de fragüe retardado. Este método se usa en algunas zonas en donde se instalara un liner relativamente corto. Se realiza bombeando cemento retardado por la tubería de perforación, luego se sube la tubería y se baja el liner con accesorios hacia dentro del pozo. La válvula del collar de flotación del liner, la cual esta cerrada empuja al cemento hacia arriba por el anular. Esto aumenta las posibilidades de lograr una envolvente de cemento más uniforme alrededor del liner. No obstante, puesto que se usa cemento de fragüe retardado, el tiempo de fragüe del cemento es mayor, a veces dos o más días.

Luego de haber terminado con estos procedimientos, se prueba el sello del liner, se limpia la tubería y si es necesario, se perfora el cemento excedente de tal manera que se pueda proseguir con las operaciones de terminación.

3.4.1.4 Herramientas para tuberías de revestimiento. A fin de llevar a cabo un trabajo de cementación primaria, deben incluirse algunos equipos especiales, los cuales se corren en la sarta de tuberías de revestimiento.

ZAPATO GUIA. Es colocado en la primera pieza de tubería que se va a bajar al pozo, tiene la punta redondeada para pasar cualquier saliente, desviación u otra irregularidad del pozo y evitar desestabilizarlo. Los zapatos guías no contienen válvulas de contra presión, ni mecanismos de control de flujo.

Los componentes internos son construidos de materiales reperforables, como son el cemento y aluminio. Como se evidencia en la figura 32 el cuerpo generalmente es construido del mismo acero que las conexiones de las tuberías de revestimiento. Estos zapatos son generalmente usados en profundidades someras o moderadas combinadas con un collar flotador o uno de auto llenado.

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Figura 32. Tipos de zapatos guía

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, pág. 15

Equipo de flotación. A medida que se incrementa la profundidad de perforación, las estructuras de las torres de perforación se ven sometidas a mayores esfuerzos por incremento de la longitud y peso de las tuberías de revestimiento. El uso de equipos de flotación reduce estos esfuerzos, aprovechando el efecto de flotación aplicado a las tuberías. Los equipos de flotación consisten de zapatos y collares especiales con válvulas de contrapresión que impiden la entrada de los fluidos del pozo. Conforme la tubería es bajada, la carga al Top Drive es reducida. La tubería debe ser llenada desde superficie cada 5 a 10 tubos. En la figura 33 se muestra la diferencia existente entre un zapato guía y un zapato flotador.

Figura 33. Diferencia entre zapato guía y zapato flotador

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, pág. 17

Collar flotador. Se coloca 1 o 2 piezas de tubería arriba del zapato guía. El collar flotador contiene una válvula de contra flujo (figura 34) que no permite a la lechada de cemento retornar hacia arriba. Esto es necesario porque la lechada de

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cemento en el espacio anular generalmente tiene mayor densidad que el fluido de desplazamiento (lodo o agua) dentro de las tuberías, en este sentido se crea un efecto de tubo en U. Algunas veces el zapato también tiene una válvula de contra flujo como precaución, estos zapatos se llaman “Zapatos Flotadores”)

Figura 34. Collar flotador

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, pág. 18 disponible en http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/12/cementacion-primaria-funciones-y.html

Collar diferencial. Los collares diferenciales combinan los beneficios del los equipos de flotadores y el del auto llenado. Estos están diseñados para llenarse automáticamente y regular el nivel del fluido dentro de la tubería de revestimiento. La mayoría de las unidades de llenado diferencial (zapato o collar), mantienen la tubería de revestimiento aproximadamente a un 90% lleno con respecto al nivel del lodo en el espacio anular. Cuando se usan tanto zapato diferencial como collar diferencial, la tubería de revestimiento permanece aproximadamente a 80% lleno. El equipo de llenado diferencial a menudo es usado sobre sartas largas para reducir la presión de irrupción y la posibilidad de daño a la formación asociado con los equipos flotadores.

Centralizadores. Los centralizadores son nervaduras metálicas abisagradas que se instalan en la sarta de tuberías de revestimiento con la finalidad básica de centrarla y asegurar una buena cementación alrededor de la misma. Sus funciones básicas son:

Disminuir los problemas de resistencia al bajar la tubería al pozo. Centrar la tubería de revestimiento. Minimizar problemas de pegamiento por presión diferencial. Reducir los problemas de canalización del cemento.

Los centralizadores se requieren particularmente en pozos desviados, donde la tubería tiende a quedarse sobre la parte baja de los pozos. Los canales de lodo

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tienden a formarse en estas partes bajas, evitando un buen trabajo de cementación. El espaciamiento de los centralizadores varía dependiendo de los requerimientos de cada operación de cementación. En zonas críticas y lugares en el pozo con desviación elevada, se deben espaciar estrechamente, mientras que pueden no ser necesarias en otras partes de la sarta de tuberías.

Raspadoras. Son dispositivos que se corren sobre la tubería con la finalidad de remover el revoque del lodo de perforación depositado sobre las paredes del pozo y disolver el lodo gelificado o floculado. A veces son usados sobre las formaciones productoras, hay dos tipos de rapadoras lo de tipo alambre y los de tipo cable mostrados en la figura 35.

Figura 35. Raspadoras tipo alambre y tipo cable

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, pág. 20, disponible en http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/12/cementación-primaria-funciones-y.html

Cabezas de cementación. Son contenedores de acero de alta resistencia a la presión interna y a la tensión, que albergan uno o los dos tapones inferiores y superior, un sistema mecánico o hidráulico para soltar los tapones durante la operación de cementación, en el momento que se requiera sin parar la operación. En la figura 36 se observa el esquema de una cabeza de cementación.

Proveen la concesión entre la línea de descarga de la unidad de cementación y el tope de la sarta de cañerías. Estas piezas son usadas en las operaciones de cementación primaria. Se encarga de liberar el tapón inferior, al momento de que se mezcla y bombea hacia abajo la lechada de cemento, luego libera el tapón superior para desplazar el cemento sin necesidad de romper la conexión con el tope de las cañerías. Normalmente se usa lodo para desplazar la lechada de cemento, para lo cual se pueden usar bombas de cementación o las bombas de lodo del equipo de perforación. Para que las operaciones sean más cómodas se debe instalar la cabeza de cementación lo más próxima del nivel del piso de la torre de perforación.

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Figura 36. Cabeza de cementación

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII disponible en http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/12/cementacion-primaria-funciones-y.html

3.4.1.5 Facilidades de mezclado y bombeo. En muchas locaciones de perforación el cemento y los aditivos se manejan a granel, lo cual hace mucho más fácil el mezclado (Figura 38). Para operaciones de cementación que requieren volúmenes grandes, pueden requerirse muchos contenedores de almacenamiento en la locación.

Figura 37. Tanques presurizables de cemento a granel


El agua se añade al cemento en un “mezclador de jet”. El mezclador consiste de un embudo en forma de “tolva”, un tanque de mezcla, una línea de suministro de

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agua y una línea de salida de la lechada. Como el agua de mezcla es bombeada a través de la parte baja del embudo, se crea un efecto de venturi y el cemento en polvo cae dentro del flujo del agua de mezcla y se crea la lechada. La lechada fluye dentro del tubo de lechada donde se le mide la densidad.

Figura 38. Equipo de mezclado y bombeo


Existen varios tipos de unidades de bombeo de cemento. Para trabajos en tierra estos pueden montarse sobre camiones. La unidad consta normalmente de dos bombas (triples, desplazamiento positivo) el cual puede ser accionado a diesel o por un motor eléctrico. Estas unidades pueden operar a altas presiones (arriba de 2.000 psi), pero generalmente se limitan a bombear a bajos caudales. Muchas unidades son capaces de mezclar y desplazar 50 a 70 pies cúbicos de lechada de cemento por minuto.

3.4.1.6 Cementación de una etapa. En este caso se corre en el pozo la tubería de revestimiento con todos los accesorios requeridos hasta el zapato se ubica a pocos pies del fondo del pozo, entonces se conecta la cabeza de cementación con el tope de la tubería a cementar. Es esencial que la lechada de cemento sea colocada correctamente en la cabeza de cementación. Entonces se realiza una circulación de limpieza en la tubería antes de empezar la operación de cementación (por lo menos se debe circular el equivalente al volumen de la tubería). Luego se procede a bombear el tapón inferior de cemento por delante de la lechada para limpiar el interior de la cañería. Entonces se bombea el fluido espaciador dentro de la cañería. El espaciador es seguido por la lechada de cemento y este a su vez es seguido por el tapón superior de cemento. Cuando el tapón inferior llega hasta el collar flotador, se rompe el diafragma de goma,

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permitiendo fluir a la lechada de cemento a través del tapón, hacia el zapato y de ahí hacia el espacio anular. En la figura 39 se muestra el procedimiento para una cementación de una sola etapa.

En esa etapa los espaciadores proveen una barrera que evita que el lodo y la lechada se mezclen. Entonces el tapón superior (el cual es sólido) llega hasta el collar flotador y este se aloja sobre el tapón inferior lo que detiene todo el proceso de desplazamiento. El caudal de bombeo deberá ir reduciendo a medida que el tapón superior va llegando al collar flotador y es acoplado sobre el tapón inferior.

A menudo la tubería se prueba a presión en este punto de la operación. Entonces la presión se purga lentamente para asegurarse que la válvula flotadora, en el collar flotador y en el zapato flotador esté funcionando, el desplazamiento del tapón superior es estrictamente monitoreado.

El volumen de fluido de desplazamiento necesario para bombear el tapón debe ser calculado antes de empezar cualquier trabajo de cementación. La secuencia operativa para una operación de cementación de una sola etapa se puede resumir:

a. Realizar una circulación de limpieza de la tubería de revestimiento y el espacio anular (se debe bombear el volumen total de la tubería).

b. Liberar el Tapón Inferior. c. Bombear el Espaciador. d. Bombear la Lechada de Cemento. e. Liberar el tapón Superior. f. Desplazar con el fluido desplazador (generalmente es lodo), hasta que el

tapón superior se aloje sobre el collar flotador. g. Probar a presión la tubería de revestimiento (mantener la presión por 5 a 10

min.). h. Desfogar y observar funcionamiento del equipo de flotación, cerrar pozo y

esperar fragüe.

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Figura 39. Cementación de una sola etapa


3.4.1.7 Cementación de dos etapas. Cuando se va a cementar una sarta de tuberías de revestimiento intermedia larga a veces es necesario dividir la cantidad de cemento dentro del espacio anular en dos, con una cantidad de cemento que vaya desde el zapato de la tubería a algún punto sobre cualquier formación problemática en el fondo del agujero abierto, y la segunda etapa de cemento situada sobre formaciones problemáticas superficiales.

Las razones para realizar una cementación en dos etapas son:

Se tienen tiempos demasiados largos de bombeo en relación al tiempo de bombeabilidad de la lechada.

Se requieren presiones de bombeo demasiado grandes, que las proporcionadas por el equipo.

Presión hidrostática excesiva sobre formaciones débiles. Las formaciones del fondo del pozo no son capaces de soportar la presión

hidrostática generada por una columna de cemento grande (debido a los altos valores de densidad de la lechada).

No se requiere cementar entre intervalos ampliamente separados.

El procedimiento para llevar a cabo una operación de cementación de dos etapas se evidencia en la figura 40 y se describe a continuación.

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Primera Etapa. Este procedimiento es similar al de cementación en una etapa, excepto que el tapón inferior no se usa y solo se bombea un fluido espaciador delante de la lechada de cemento. El tapón superior de cemento convencional se reemplaza por un Tapón (dardo) más flexible. Se usa este tipo de tapón porque el mismo tiene que pasar a través del collar doble etapa.

Cabe señalar que se usa un volumen más pequeño de lechada, ya que solo se cementa la parte inferior del espacio anular. El tamaño del anillo de cemento en el anular dependerá del gradiente de factura de las formaciones encontradas (una altura de 3.000 – 4.000 pies sobre el zapato es común).

Segunda Etapa. La segunda etapa de esta operación involucra el uso de una herramienta especial conocida como “Collar de Doble Etapa”, el cual se arma dentro de la tubería de revestimiento en una posición predeterminada. Esta posición a menudo corresponde a la profundidad de la tubería anterior. Los asientos dentro del collar de doble etapa inicialmente están sellados por una camisa interna. Esta camisa se mantiene es su posición gracias a unos pines.

Después de que la primera etapa esta completa un dardo especial se libera desde superficie el cual se asienta sobre la camisa interna en el collar de doble etapa. Luego se aplica una presión de aproximadamente 1.000 – 1.500 psi a la tubería y sobre el dardo, lo que fuerza al dardo a romper los pines de sujeción de la camisa interna y mueven la misma hacia abajo. Esto abre los puertos de los mandriles externos. Se establece la circulación a través del collar de doble etapa antes de bombear la segunda etapa de lechada de cemento.

El procedimiento normal para la segunda etapa de cementación en una operación de cementación por etapas es como sigue a continuación:

a. Dejar caer el dardo de apertura.b. Levantar la presión para romper los pines. c. Sin embargo circular mientras la primera etapa es colocada en su posición. d. Bombear el fluido espaciador. e. Bombear la segunda etapa de la lechada de cemento.f. Liberar el tapón (dardo) de cierre. g. Desplazar el tapón (dardo) y la lechada con lodo. h. Presurizar sobre el tapón para cerrar los puertos dentro del collar doble etapa

y realizar una prueba de presión a la cañería.

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Figura 40. Cementación de dos etapas


3.4.1.8 Cementación por el interior de la sarta de tuberías. Una técnica alternativa, conocida como cementación con “aguijón” (stinger), consiste en cementar a través de un tubing o de una sarta de tuberías de perforación, en vez de usar la tubería misma (figura 41). Esta técnica es muy usada cuando existen grandes diámetros de tuberías como es el caso del casing conductor y superficial y el uso de técnicas convencionales de cementación pueden resultar en:

Una potencial contaminación del cemento durante su bombeo y desplazamiento.

El uso de una larga columna de cemento que puede quedar pegada a la tubería.

Grandes volúmenes de desplazamiento. Tiempos de bombeo largos. Volúmenes grandes de cemento alojados entre el collar flotador y el zapato.

En el caso de una operación de cementación con stinger, primero se corre la tubería de revestimiento, la cual esta compuesta de una zapato flotador especial,

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en vez de un zapato y collar flotador convencional. Un adaptador de sello especial, es colocado con el stinger, el cual se acopla cerca del sello del zapato flotador. Una vez que se corre tubería de revestimiento, se procede a correr la sarta de cementación (generalmente tubing o tuberías de perforación), con el adaptador de sello colocado, el cual se acopla dentro del zapato flotador. Luego se procede a circular lodo en todo el sistema para asegurarse que el stinger y el espacio anular estén limpios de cualquier impureza. Entonces se procede a bombear la lechada de cemento acompañado de un fluido espaciador por delante y por detrás del mismo. En este caso no se usan tapones de cementación debido a que el diámetro del stinger es generalmente demasiado pequeño para que permita la contaminación del cemento debido a lo largo de la columna de los fluidos espaciadores. Este método es adecuado para tuberías con diámetros mayores a 13 3/8”.

Figura 41. Cementación con stinger

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, disponible en http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/12/cementacion-primaria-funciones-y.html

3.4.1.9 Fluidos espaciadores – preflujos. Son fluidos que se bombean por delante de la lechada (colchones); su utilidad consiste en remover de forma eficientemente el lodo que se encuentra dentro del espacio anular y también el revoque, para que luego la lechada vaya a ubicarse en este espacio anular. Si el lodo es base aceite los colchones y los espaciadores deben estar formulados también con aditivos que cambien la mojabilidad del casing y de las paredes del pozo. El costo de estos fluidos puede ser de hasta el 40% del costo total de la operación de cementación.

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Colchón químico o colchón lavador. Son fluidos poco viscosos adelgazantes, de densidad próxima a la del agua. Se preparan sobre la base del agua agregando un dispersante (pirofosfato de sodio) o un producto tenso activo con la finalidad de remover el revoque del lodo. Por lo general se desplazan en flujo turbulento, lo cual ayuda en la remoción de los recortes y el adelgazamiento del lodo, de esta manera la lechada entra en contacto de manera más directa con la formación mejorando su adherencia. Estos fluidos son de naturaleza química y deben ser compatibles con el lodo y la lechada de cemento. Para lodos base aceite el colchón químico se prepara con base diesel. Un criterio muy usado en la industria para la preparación del colchón químico recomienda un tiempo mínimo de contacto con la formación de 10 min.

Colchón espaciador. Son fluidos que tienen viscosidad, densidad y geles controlados, forman una barrera de comunicación entre la lechada y el lodo. Estos fluidos pueden ser diseñados para desplazarlos en flujo turbulento o flujo tapón al pozo. En realidad estos fluidos deben evitar la canalización del cemento a través del lodo. Un criterio muy usado en la industria para la preparación del colchón espaciador recomienda una altura mínima de contacto con la formación de 500 pies.

3.4.2 Cementación forzada (squeeze). Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión por medio de disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa.

3.4.2.1 Funciones de la cementación forzada. Algunas de las funciones más relevantes de la cementación forzada son:

Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que manejan fluidos. Reparar un trabajo de cementación primaria fallida debido a canalización de

lodo o una altura de cemento insuficiente en el espacio anular. Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor. Reducir la relación gas petróleo. Sellar un intervalo explotado. Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionó incorrectamente. Corregir una canalización en la cementación primaria. Corregir una anomalía en la tubería de revestimiento. Abandonar una zona no productora o depletada.

3.4.2.2 Técnicas de cementación forzada. Durante la cementación presurizada los poros en la roca rara vez permiten al cemento entrar dentro de la formación y se requeriría una permeabilidad de aproximadamente 500d. Para que esto suceda. Existen dos procesos a través de los cuales podemos forzar el cemento.

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Con Alta Presión. Esta técnica requiere que la formación sea fracturada, lo cual permite que la lechada de cemento se bombee dentro de la zona fracturada.

Con Baja Presión. La aplicación de esta técnica requiere no exceder el gradiente de fractura de la formación. La lechada de cemento es colocada frente a la formación y entonces se aplica presión para que la fase fluida de la lechada (filtrado) sea forzada dentro de la roca, mientras que el material sólido del cemento (revoque) sea depositado en las paredes de la formación.

3.4.2.3 Métodos de bombeo para la cementación forzada. Hay dos métodos de bombeo:

Por corrida. Es cuando el cemento es continuamente bombeado hasta que la presión final de inyección forzada (la cual puede estar encima o debajo de la presión de fractura) es obtenida. Después que se detiene la operación de bombeo, la presión es monitoreada. Si la presión cae debido a la filtración adicional de la interface cemento/formación, se bombea mas lechada de cemento para mantener la presión final de superficie. Esto continúa hasta que el pozo mantenga la presión forzada por bastantes minutos sin necesidad de inyectar lechada de cemento adicional. El volumen de lechada inyectada es usualmente grande (Se usan volúmenes de 10 a 100 barriles).

Por hesitación. La cantidad relativamente pequeña de pérdida de filtrado de las lechadas hace casi imposible el bombeo continuo a bajos caudales suficientes para mantener un presión diferencial constante. El único procedimiento por el cual se hace posible la deshidratación de pequeñas cantidades de cemento dentro de los baleos de las cavidades de formación es el método de bombeo por hesitación. Una operación de cementación forzada por hesitación es cuando el bombeo se detiene en intervalos regulares para darle tiempo a la lechada de cemento para deshidratarse y formar un revoque. Se bombean pequeños volúmenes de cemento (1/4 – 1/2 bbl/min) cada vez, separados por un intervalo de 10 a 20 minutos. Esta técnica es peligrosa si el cemento se encuentra aun en contacto con la tubería de perforación o el packer. Los volúmenes de lechada de cemento necesaria para esta técnica son usualmente mucho más pequeños que los requeridos para la técnica de cementación forzada corrida.

3.4.2.4 Equipo usado para realizar una cementación forzada. Las operaciones de cementación forzada a alta presión y a baja presión pueden ser llevadas a cabo con o sin packer.

Cementación sin packer. Como se muestra en la figura 42 el cemento es colocado a la profundidad requerida. Las BOP’s y el espacio anular se cierran y el fluido es bombeado hacia abajo, forzando al cemento dentro de los baleos, debido a que este fluido no puede moverse dentro del espacio anular. Este es el método

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más simple para colocar y realizar una cementación forzada, pero tienen ciertas desventajas:

No se puede usar para cementación forzada de algunos baleos si otros están aun abiertos.

En esta técnica toda la tubería es presurizada, por esta razón la presión aplicada está limitada por la resistencia al reventamiento.

Figura 42. Cementación sin packer

Fuente. Ingeniería de cementaciones, tomo VII, disponible en http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/12/cementacion-forzada-en-pozos-de.html

Cementación con packer. El uso de packer hace posible ubicar de manera más precisa el cemento y además aplicar mayores presiones (figura 43). El packer sella el espacio anular, pero permite la comunicación entre la tubería de perforación y la pared del pozo debajo del packer. Existen dos tipos de packer que pueden ser usados para realizar este tipo de operación:

Packer reperforable o fijo Packer recuperable

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Figura 43. Cementación con packer


3.4.3 Tapones de cemento. Los tapones comprenden un cierto volumen de lechada de cemento, colocado en el agujero o en el interior del casing de revestimiento. Los tapones son una barrera entre el lodo y el cemento, los cuales proveen una separación física entre los dos fluidos. En la figura 44 se muestran tapones superiores e inferiores con una vista en corte.

Las malas operaciones de cementación, especialmente alrededor del zapato de la tubería, son el resultado de una lechada contaminada por lodo.

Figura 44. Tapón superior y tapón inferior vista en corte


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Las principales funciones de un tapón son:

Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar una perforación direccional.

Taponar una zona del pozo o taponar el pozo. Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación. Separar el lodo del cemento. Otorgar una indicación en superficie de que la lechada fue totalmente

desplazada a su lugar.

Figura 45. Objetivo de un tapón de cemento


3.5 FACTORES QUE INFLUYEN EN EL DISEÑO DE UNA LECHADA

Para asegurar que la ubicación de la lechada sea correcta es necesario hacer pruebas de laboratorio antes de bombear el cemento, información como profundidades de completamiento, temperatura del pozo, condiciones del hueco y problemas relacionados con perforación se consideran durante el diseño de una lechada.

Los siguientes factores afectan el diseño de las lechadas de cemento:

Profundidad del pozo Temperatura del pozo Presión de la columna de lodo

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Contenido de agua y viscosidad de la lechada Tiempo de bombeabilidad o espesamiento Fuerza requerida por el cemento para sostener la tubería Calidad del agua disponible para la mezcla Tipos de aditivos y fluidos de perforación Densidad de la lechada Calor de hidratación Permeabilidad del cemento fijado Control de filtrado Resistencia para las salmueras en el fondo

3.5.1 Presión, temperatura y tiempo de bombeo. Estos factores intervienen en el proceso del bombeo de la lechada y desarrollo del esfuerzo para soportar la tubería. La temperatura es el factor que más influye porque a medida que aumenta, las partículas de cemento se hidratan y el cemento se fija más rápido, adicionalmente la presión que se ejerce sobre la lechada reduce el tiempo de espesamiento del cemento.

3.5.2 Viscosidad y contenido de agua de la lechada. Para alcanzar una buena eficiencia de desplazamiento del lodo y buena adherencia entre la pared de la formación y la tubería, la mayoría de las lechadas son mezcladas con una cantidad de agua la cual proporciona un volumen igual al de la lechada sin la separación de agua libre. Los tamaños de partículas, el área de superficie de contacto de un cemento y los aditivos son propiedades que afectan la cantidad requerida de agua a mezclar para alcanzar una viscosidad en particular de una lechada. Al aumentar la cantidad de agua a la mezcla se retara la fijación de cemento, pero esto solo se hace cuando se adiciona bentonita o un material similar ya que el exceso de agua siempre produce un cemento débil y de baja resistencia a la corrosión.

3.5.3 Tiempo de espesamiento. Es el tiempo en el que la lechada permanece en estado fluido bajo condiciones de fondo de pozo sin ningún periodo de cierre, las especificaciones del tiempo de espesamiento dependen del tipo de trabajo, las condiciones del pozo y el volumen de cemento bombeado.

3.5.4 Mecanismo de hidratación del cemento. Este es afectado por el contenido de agua, aditivos, tiempo de agitación, temperatura y presión.

3.5.5 Esfuerzo del cemento para soportar la tubería. El cemento requiere una fuerza para soportar la corrida del casing. Otras investigaciones han establecido un tiempo de curado, sin embargo el valor de 500 psi de esfuerzo compresivo es generalmente aceptado por la industria y por los entes reguladores para la mayoría de las operaciones.

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Altos esfuerzos de cemento no son siempre requeridos para soportar el casing durante el reinicio de la perforación y con un incremento en la densidad de la lechada, el tiempo requerido para desarrollar el adecuado esfuerzo compresivo se reduce. La densificación aumenta tanto el esfuerzo como el calor de hidratación del cemento. Las lechadas de cemento con exceso en la relación de agua tienen un cemento con una débil adherencia, lo cual debe ser evitado alrededor de la parte interior de la tubería.

3.5.6 Agua para mezcla. La función del agua en una lechada es mojar los sólidos de cemento y transportarlos al fondo del hueco. Los materiales inorgánicos que se encuentran en el agua de campo aceleran la fijación del cemento.

3.5.7 Sensibilidad para fluidos y aditivos de perforación. La efectiva remoción del fluido de perforación durante el desplazamiento es uno de los problemas más relevantes en la cementación de pozos petroleros. En la tabla 2 se muestran los efectos que tienen los aditivos sobre el lodo de cemento, pues la contaminación y la disolución por el lodo podrían dañar los sistemas de cementación, así como los químicos en el lodo y en el revoque de filtrado.

Tabla 2. Efectos de los aditivos del lodo sobre el cemento

Aditivos PropósitoEfecto sobre el

cemento

Sulfato de bario Proporciona peso al lodoIncrementa la densidad, reduce la resistencia

Cáusticos Ajustar el pH Aceleración del fragüeCompuestos de calcio Acondicionar el hueco y

control de pHAcelera el fragüe

HidrocarburosControl de pérdida de fluido y para lubricar el hueco

Reduce la densidad

SellantesProporcionar un sello para evitar el goteo de la formación

Retarda el fragüe

AligerantesDispersa los sólidos del lodo

Retarda el fragüe

EmulsificantesPara formar lodos agua en aceite y aceite en agua

Retarda el fragüe

BactericidasPara proteger los aditivos orgánicos contra la descomposición bacterial

Retarda el fragüe

Fuente. Cementing Monograph volumen 4 SPE

3.5.8 Densidad de la lechada. Debe ser bastante grande para poder mantener el control de pozo, excepto para los trabajos de cementación.

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3.5.9 Pérdidas de circulación. Se deben tener dos factores en cuenta en la selección y uso de materiales para controlar pérdidas de circulación, uno es el material que debe ser de un tamaño que pueda ser manejable para los equipos de bombeo y el otro es que la formación abierta debe ser lo suficientemente pequeña para permitir que el material selle.

3.5.10 Control de filtrado. La pérdida de filtrado a través de un medio permeable causa un aumento en la viscosidad y una rápida depositación de la torta de filtrado, por lo tanto se presenta una restricción en el flujo, los factores que le afectan son el tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad.

3.6 CARACTERÍSTICAS DE LAS PROPIEDADES DEL CEMENTO

Para la determinación de la lechada de cemento se deben tener en cuenta las características nombradas a continuación.

3.6.1 Fraguado del cemento. Al mezclar el cemento con agua, se forma una lechada en estado plástico, que es trabajable y bombeable, después de un tiempo depende de la composición química del cemento, la lechada adquiere rigidez; es conveniente distinguir entre el fraguado y el endurecimiento, pues este último se refiere al aumento de resistencia de una lechada fraguada. El tiempo que transcurre desde el momento en que se agrega el agua, hasta que la lechada pierde viscosidad y eleva su temperatura se denomina tiempo de fraguado inicial, e indica que está semidura y parcialmente hidratada. Posteriormente se sigue endureciendo hasta que deja de ser deformable con cargas relativamente pequeñas y se vuelve rígida; el tiempo transcurrido desde que se inicia hasta que llega al estado descrito anteriormente se denomina tiempo de fraguado inicial e indica que el cemento se encuentra aun mas hidratado (no totalmente) y la lechada a esta dura. A partir de ese momento empieza el proceso de endurecimiento, ya fraguado y adquiriendo resistencia.

3.6.2 Falso fraguado. Con este nombre se conoce al endurecimiento prematuro y anormal del cemento que se presenta dentro de los primeros minutos que siguen a la adición del agua y difiere del fraguado relámpago porque no se presenta desprendimiento de calor; además, al volver a mezclar la lechada sin adicionarle agua se restablece la plasticidad, fragua normalmente sin pérdida de resistencia.Este fenómeno se debe a las temperaturas altas, mayores de 100°C, en la molienda que ocasiona deshidratación parcial o total del retardador que es el yeso. Si la operación de falso fraguado se presenta durante la mezcla del cemento, se debe prolongar el tiempo de mezclado y no se debe agregar más agua porque se altera la relación agua-cemento.

Los factores que más inciden en los tiempos de fraguado son los siguientes:

Composición química del cemento

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Finura del cemento, entre más fino sea es mayor la velocidad de hidratación. A menor temperatura ambiente, las reacciones de hidratación son más lentas.

3.6.3 Gelificación del cemento. Uno de los problemas más comunes vistos en la industria petrolera es la gelificación. Esta puede ser definida como la viscosificación prematura o un aumento de la resistencia del gel. Una de las principales dificultades encontradas en la gelificación es la naturaleza impredecible del fenómeno y el hecho puede manifestarse como consecuencia de problemas durante la fabricación del clinker.

Este puede ocurrir inmediatamente después de la mezcla o cuando la lechada ha alcanzado la temperatura de circulación. Los factores involucrados en la gelificación incluyen la composición química del cemento, su finura, su microestructura, composición del agua de mezcla, los tipos de aditivos usados, la tasa de flujo de calor, temperatura final y densidad de la lechada. Se han definido cuatro tipos de gelificación:

3.6.3.1 Gelificación primaria. Es aquella que generalmente se debe a la deshidratación del yeso efectuada durante la molienda del cemento. Cuando el yeso se ha deshidratado, se produce una anhidrita o un yeso deshidratado que es mucho más soluble que el yeso deshidratado, siendo este el yeso normal. El yeso se adiciona al clinker para evitar el fragüe violente de este. Este problema potencial puede ser diagnosticado en el laboratorio midiendo la resistencia que la lechada presenta al gel, diez minutos después que se prepare la mezcla a temperatura ambiente

3.6.3.2 Gelificación secundaria. Se presenta cuando hay una deshidratación del yeso y una prehidratación del clinker. El clinker va perdiendo reactividad porque ya empezó su proceso de hidratación normal. Generalmente estos geles son difíciles de detectar en un consistómetro atmosférico y/o pasteurizado. Este tipo de gelificación se puede detectar rápidamente mediante un viscosímetro (bajo condiciones atmosféricas) y la determinación de las propiedades reológicas acompañada de las lecturas a baja velocidad (tres revoluciones por minuto) después de haber mantenido la lechada a condiciones estáticas durante diez segundos y diez minutos.

3.6.3.3 Gelificación terciaria. La composición química del cemento, es el factor de mayor efecto en este tipo de gelificación, sin embargo otros factores pueden ser la incompatibilidad de algunos aditivos y aguas de mezcla, predominando la composición química del cemento. Por ejemplo cuando se tiene una fase de aluminato, estos empiezan a reaccionar formándose un falso fraguado que permanece y no se puede disolver, ocasionando problemas en las bombas durante el trabajo de cementación. Normalmente durante una prueba de tiempo de espesamiento la lechada de cemento permanece a un valor de consistencia durante la mayoría del tiempo de prueba.

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3.6.3.4 Gelificación cuaternaria. En algunos casos, este tipo de gel puede parecerse a la gelificación terciaria. Es detectable en un consistómetro presurizado bajo una condición dinámica, en contraste con la gelificación terciaria; esta manifiesta un incremento de consistencia en un alto ángulo hacia un gran valor (frecuentemente excediendo los 100Bc). Esta viscosificación alcanza un valor alto de consistencia que tiempo después declina y se estabiliza a otro valor menor que prevalece hasta el final. Estos geles son los más peligrosos y lechadas con estas características no deben bombearse al pozo.

3.6.4 Fuerzas de retrogresión. Bajo condiciones normales un cemento se fija, continúa hidratándose y desarrolla la fuerza en un periodo de un año o más. Después de esto, la fuerza permanece constante asumiendo que ninguna fuerza externa actúe en el cemento. A temperaturas superiores a 230°F, el cemento alcanzara una fuerza máxima en unas pocas semanas. La fuerza tiene algunos niveles y después de algún tiempo, comienza a decrecer. Este decrecimiento es conocido como fuerza de retrogresión.

La fuerza de retrogresión se presenta a temperaturas cercanas a 230°F e incrementa significativamente cuando se acerca a 350°F, la máxima fuerza compresiva es alcanzada en menos de 24 horas. El desarrollo de esta fuerza compresiva es mucho menor en lechada a temperaturas bajas menores de 180°F.

De acuerdo con lo anterior la deterioración de un cemento limpio a temperaturas altas se debe al cambio en la hidratación del cemento y la pérdida de agua. El compuesto químico que proporciona la fijación del cemento es llamado silicato de calcio hidratado, este cuando se calienta alrededor de 250°F se convierte en silicato dicálcico alfa hidratado, con poros que tienen una débil estructura.

Este cambio en la estructura primaria es responsabilidad de la fuerza de retrogresión, lo que incrementa la permeabilidad y resulta en un aumento poroso del cemento fijado, haciendo que el cemento se vuelva vulnerable para que lo ataquen fluidos corrosivos. Lo cual se reflejaría en serios problemas de pérdida de fuerza a la compresión.

Estos cambios ocurren lentamente a 250°F, en pocas semanas a 450°F y en pocos días a 600°F. En los cementos de mayor deterioro son los sistemas de puzolanas que no contienen sílica y bentonita.

3.6.5 Estabilidad de los sistemas. La fuerza de retrogresión del cemento portland se puede prevenir estabilizando sílica fina en un porcentaje 30 a 40% para el equilibrio del sistema. Esta entra en reacción en altas temperaturas y previene la formación de silicato dicálcico alfa hidratado.

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En cambio, el mineral conocido como xonotlite, es formado con el silicato monocálcico hidratado y este es ms fuerte que el silicato dicálcico alfa hidratado. Se previene tanto la fuerza de retrogresión como el incremento de la permeabilidad.

Con cantidades de sílica entre 5 y 10% esta cumple otra función, debido a que incrementa en semanas la formación del silicato dicálcico hidratado. La contaminación del de perforación podría tener consecuencia para el uso insuficiente de una cantidad de sílica. Esta situación puede también resultar en presencia de bentonita, tierra diatomácea

3.7 ADITIVOS DE CEMENTACIÓN

Los aditivos tienen como función adaptar los diferentes cementos petroleros a las condiciones específicas de trabajo. Pueden ser sólidos y/o líquidos (solución acuosa). Existen más de 50 aditivos usados para las diferentes clases de cemento API, los cuales proveen óptimas características a las lechadas para cualquier condición presente en los pozos. Entre ellos se tienen:

3.7.1 Aceleradores. Se usan en pozos donde la profundidad y la temperatura son bajas. Para obtener tiempos de espesamiento cortos y buena resistencia a la compresión en corto tiempo. Pueden usarse: cloruro de calcio (CaCl2, más usado), silicato de sodio (Na2SiO3), cloruro de sodio (NaCl), ácido oxálico (H2C2O4), etc.

3.7.2 Antiespumantes. Ayudan a reducir el entrampamiento de aire durante la preparación de la lechada. Los más usados son: éteres de poliglicoles y siliconas.

3.7.3 Controladores de Filtrado. Cuando una lechada de cemento pasa a través de una formación permeable de baja presión, ocurre un proceso de filtración, la fase acuosa de la lechada escapa hacia la formación, estos aditivos controlan la pérdida de la fase acuosa del sistema cementante frente a una formación permeable.

Previenen la deshidratación prematura de la lechada y la mayoría de aditivos de pérdida de filtrado aumentan la viscosidad de la lechada, aunque algunos retardan hasta cierto punto. Los más usados son: polímeros orgánicos y reductores de fricción

3.7.4 Densificantes. Aditivos que aumentan la densidad del cemento o que aumentan la cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de aumentar la presión hidrostática. Los más usados: barita, hematita, ilmenita, etc.

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3.7.5 Dispersantes. Se agregan al cemento para mejorar las propiedades de flujo, es decir, reducen la viscosidad de la lechada de cemento. Son útiles para el diseño de lechadas de alta densidad y también tienden a disminuir las pérdidas por deshidratación y filtrado, pero tienden a causar asentamiento y excesiva agua libre.

Estos efectos deben ser probados en el laboratorio antes de usar los aditivos en campo. Los dispersantes son muy usados para modificar lechadas que se van a colocar en formaciones con gradientes de fractura bajos dentro de pequeños espacios anulares. Entre ellos tenemos: polinaftaleno sulfonado, polimelamina sulfonado, lignosulfonatos, ácidos hidrocarboxílicos, polímeros celulósicos

3.7.6 Extendedores. Se añaden para reducir la densidad del cemento o para reducirla cantidad de cemento por unidad de volumen del material fraguado, con el fin de reducir la presión hidrostática y aumentar el rendimiento (pie3/saco) de las lechadas. Entre los más usados se tienen: bentonita, silicato de sodio (Na2SiO3), etc.

3.7.7 Retardadores. Hacen que el tiempo de fraguado y el desarrollo de resistencia a la compresión del cemento sean más lentos. Estos no disminuyen el esfuerzo compresivo final del cemento, pero disminuyen la tasa de desarrollo del esfuerzo, también prolongan el tiempo de espesamiento.

Los retardadores se usan a temperaturas altas para aumentar el tiempo de colocación de la lechada liquida. Los más usados son: lignitos, lignosulfonato de calcio, ácidos hidroxicarboxílicos y azúcares, derivados celulósicos.

3.8 EQUIPOS UTILIZADOS EN LABORATORIO

A continuación se describen los principales equipos usados en laboratorio para pruebas a cementos.

3.8.1 Consistómetro. Mide el tiempo de espesamiento y el tiempo de una lechada para que permanezca en estado fluido bajo condiciones de pozo simuladas, sin ningún periodo de cierre. En la figura 46 se muestra un consistómetro. Las Condiciones de laboratorio representan el tiempo, temperatura y presión a la cual la lechada de cemento es expuesta durante la operación de bombeo.

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Figura 46. Consistómetro

3.8.2 Consistómetro atmosférico. Consiste de una cubierta de acero inoxidable que tiene dos compartimientos (figura 47). El compartimiento izquierdo es la parte que contiene el baño de temperatura constante, el contenedor de la lechada y el mecanismo de rotación del contenedor. El compartimiento derecho aloja el motor y la polea de rotación.

Este aparato puede ser utilizado para la determinación de:

Agua libre Contenido de agua en la lechada Pérdida de fluido Determinación de propiedades reológicas.

Figura 47. Consistómetro atmosférico

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3.8.3 Potenciómetro. Mide el valor de la consistencia de la lechada de cemento expresada en unidades de consistencia Bearden (Bc) mediante un circuito de medición de voltaje (figura 48).

Figura 48. Potenciómetro

}3.8.4 Analizador ultrasónico de cemento (UCA). Determina el desarrollo de la resistencia a la compresión de una muestra de cemento mientras está curándose bajo temperatura y presión de fondo de pozo. En la figura 49 se muestra un UCA. La resistencia compresiva del cemento es determinada midiendo el cambio en la velocidad de una señal ultrasónica transmitida a través de la muestra de cemento mientras esta se endurece.

Figura 49. Analizador ultrasónico de cemento

Este equipo consiste de una celda de curado que puede estar sujeta por un controlador de temperatura y presión para curado la lechada de cemento (figura

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50). El equipo transmite una señal sónica a través del cemento, la cual puede ser correlacionada con las propiedades del cemento tales como el tiempo y la magnitud del desarrollo del esfuerzo.

Figura 50. Celda de curado

3.8.5 Viscosímetro fann-35. Es un viscosímetro rotacional para medir el comportamiento reológico (figura 51) de las lechadas, mide el esfuerzo y la rata de corte desde 0/s a ratas tan altas como 511/s. Estos instrumentos proveen un mínimo de 5 lecturas en este rango. Los instrumentos que proveen menos de 5 lecturas no son aptos para este tipo de prueba.

Figura 51. Viscosímetro Fann 35

3.8.6 Filtro de prensa estática. Es usada para la prueba de pérdida de filtrado, posee un cilindro cuyo diámetro interno es de 2.13 pulgadas y una altura mínima

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de 2.5 pulgadas. El cilindro esta ensamblado con un material que no es afectado por soluciones alcalinas. En la figura 52 se muestra un filtro de prensa estática.

Figura 52. Filtro de prensa estática

3.8.7 Mezcladoras. El dispositivo de mezcla para la preparación de lechadas de cemento para pozos, debe ser aproximadamente de un litro, con un propulsor tipo mezclador de dos velocidades capaz de rotar a 4000rpm o más bajo, en condiciones de no carga a velocidad baja y 12000rpm o mayores, bajo condiciones de no carga a velocidad alta. La cuchilla debe estar constituida de metal resistente a la corrosión. El contenedor de mezcla debe estar construido de metal o vidrio también resistente a la corrosión (figura 53).

Figura 53. Mezcladoras

3.9 DETECCIÓN DEL TOPE DE CEMENTO Y MEDICIÓN DE LA CALIDAD DE ADHERENCIA DEL CEMENTO.

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Para este proyecto es muy importante evidenciar la calidad de la adherencia del cemento, la cual se hace mediante registros eléctricos.

3.9.1 Medición de la Temperatura. Involucra correr un termómetro dentro de la tubería, inmediatamente después del trabajo de cementación. El termómetro responde al calor generado por la hidratación del cemento y entonces puede ser usado para detectar el tope de la columna de cemento en el espacio anular, en la figura 54 se muestra un registro de temperatura que muestra el tope del cemento.

Figura 54. Estimación del tope de cemento mediante un registro de temperatura


3.9.2 Medición de la Radioactividad. Se pueden añadir trazadores radioactivos a la lechada de cemento antes de ser bombeada (carnalita es el más usado). Un registro se corre cuando la cementación ha concluido como se observa en la figura 55.

Esta herramienta detecta el tope del cemento en el espacio anular a través de identificar donde empieza a decrecer la radioactividad con relación a la radiactividad natural de las formaciones.

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Figura 55. Estimación del tope de cemento mediante registro de radioactividad


3.9.3 Registro de Adherencia del Cemento (CBL). La herramienta de registro de la adherencia del cemento (figura 56) ha venido a ser el método estándar de evaluación de los trabajos de cementación, debido a que estos no solo detectan el tope del cemento, también indican que tan buena es la adherencia del cemento. La herramienta CBL es básicamente una herramienta sónica la cual se corre con un cable (wireline). La distancia entre el transmisor y el receptor es cerca de 3 pies.

La herramienta debe ser centrada dentro del agujero para tener resultados más exactos. Tanto el tiempo que toma la señal para localizar el receptor y la amplitud de la señal de retorno, dan una indicación de la adherencia del cemento, ya que la velocidad del sonido es más grande en la tubería que en la formación o el lodo, la primera señal que será recibida por el receptor será entonces la que viajo a través de la tubería.

Si la amplitud (E) es grande (señal fuerte), esto indica que la tubería esta libre (pobre adherencia). Cuando el cemento está firmemente adherido a la tubería y a la formación la señal es atenuada y es característico de la formación detrás de la tubería.

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Figura 56. Diagrama esquemático de la herramienta CBL


3.9.4 Registro de densidad variable (VDL). El registro CBL usualmente da una curva de amplitud y provee una indicación de la calidad de la adherencia entre la tubería y el cemento. Un registro VDL, provee un tren de ondas de la señal recibida y puede indicar la calidad de la adherencia del cemento entre la tubería y el cemento y el cemento y la formación.

Las señales que pasan directamente a través de la tubería se muestran como líneas rectas paralelas a la derecha del gráfico VDL. Una buena adherencia entre la tubería y el cemento y el cemento y la formación es mostrada a través de líneas onduladas a la derecha de la figura 57. Las líneas onduladas corresponden a estas señales las cuales han pasado dentro y a través de la formación antes de volver a pasar a través del cemento y la tubería hacia el receptor. Si la adherencia es pobre la señal no llegara a la formación y líneas paralelas serán registradas alrededor del registro VDL.

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Figura 57.Señales recibidas por el VDL


La interpretación del registro CBL aun es controversial. No hay una escala estándar API para medir la efectividad de la adherencia del cemento. Hay muchos factores que pueden generar una interpretación errona:

Durante el proceso de ubicación la velocidad y la amplitud de las señales varían significativamente. Se recomienda que el registro CBL no sea corrido si no hasta 24 o 36 horas después del trabajo de cementación para dar resultados reales.

La composición del cemento afecta los resultados reales.

El espesor del cemento en el espacio anular causa cambios en la atenuación de las señales.

El CBL reaccionará a la presencia de un micro espacio anular (un pequeño hueco entre la tubería y el cemento). Algunos operadores recomiendan correr el CBL bajo presión para eliminar el efecto de los microespacios anulares.

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Figura 58. Ejemplo de CBL y VDL


3.10 NORMAS DE LOS CEMENTOS

Un cemento determinado se fabrica a requerimiento del cliente, se requieren ciertas especificaciones para cada tipo de cemento, por esta razón los cementos pueden variar en su composición química, física y su molienda según sea su necesidad. Para regular las especificaciones se han creado institutos que dictan las normas para la fabricación de lo cementos, entre estos tenemos:

ACI = American Concrete Institute ASTM = American Society for Testing Materials (normas usadas en construcción)API = American Petroleum Institute

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En este sentido, a continuación nombraremos las normas API, aplicadas a los cementos petroleros.

“Spec 10A cementos para Pozos Petroleros”: Cubre los requerimientos para la fabricación de las 8 clases de cementos para pozos petroleros; incluye los requerimientos químicos y físicos y procedimientos de pruebas físicas.

“RP 10B Pruebas para Cementos Petroleros”: Indica las prácticas recomendadas para realizar los ensayos a las lechadas de cemento y sus aditivos, describe procedimientos adecuados para el muestreo, para determinar la calidad de la molienda, preparación de la lechadas, determinación de la resistencia a la compresión, determinación del tiempo de bombeabilidad, tiempo de filtrado, permeabilidad y propiedades reológicas.

“RP 10C Boletín”: Indica la nomenclatura de los cementos petroleros, ofrece definiciones de los términos usados comúnmente relacionados con la cementación

“Spec 10D Centralizadores de tuberías”: Proporciona las especificaciones para los centralizadores que hay que usar para bajar cañerías.

3.10.1 Clasificación de los cementos según la API y ASTM. El API se refiere a los cementos por “clases”, en tanto el ASTM norma los cementos por “tipos”, la tabla 3 muestra la clasificación según la API.

La industria petrolera adquiere cementos fabricados para la cementación de pozos petroleros de acuerdo con las siguientes especificaciones:

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Tabla 3. Clasificación de cementosClase Temperatur

a(°F)

Profundidad(pies)

Características Disponibilidad

A 170 0 – 6000

En el tipo resistencia moderada a los sulfatos.

B 170 0-6000

Cuando hay condiciones de moderada a alta resistencia al sulfato.

De moderada y alta resistencia a los sulfatos.

C 170 0-6000Cuando se requieren condiciones de alto esfuerzo.

De tipo ordinario, moderado y alta resistencia a los sulfatos.

D 160 6000-12000

En condiciones moderadamente altas de presión y temperatura.


E 190 10000-14000Alta presión y temperatura.

De moderada a alta resistencia a los sulfatos.

F 320 10000-16000Condiciones extremas de presión y temperatura.

De moderada y ata resistencia a los sulfatos.

G 200 0-8000

Usado con aditivos para cubrir amplio rango de presión y temperatura.


H 200 0-8000

Puede usarse con aditivos para cubrir amplio rango de presión y temperatura.

De moderada y alta resistencia a los sulfatos

3.11 CEMENTOS ESPECIALES

Existen diversos tipos de cementos, para el presente proyecto se enfocan los cementos elásticos.

3.11.1 Microcementos. Se usan para resolver problemas de cementaciones primarias, donde se requiere alta resistencia con baja densidad y para taponar

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zonas de pérdida de circulación o microanillos por donde el cemento normal no puede circular.

Presenta la misma composición que la del cemento Portland y se diferencia en el tamaño de la partícula, la cual es de 10 Micrones en promedio. 3.11.2 Cementos tixotrópicos. Son fluido bajo esfuerzos de corte y desarrollan geles en reposo. Se usan cuando hay pérdidas de circulación, zonas lavadas, cavernosas, formaciones de fácil fractura y para prevenir migración de gas. (Yeso, Arcillas, Polímeros).

3.11.3 Cementos espumados. Se utilizan para densidades menores de 11.0 ppg y en pérdidas totales de circulación. (N2, Surfactantes aniónicos, Estabilizadores).

3.11.4 Cementos elásticos. Son cementos que se expanden volumétricamente después de fraguados, para cerrar micro-anillos o prevenir migración de gas. (Sulfoaluminato de Calcio, Sulfato de Calcio, Cal, Yeso, Cloruro de Sodio).

Al diseñar un cemento elástico, es necesario seleccionar cuidadosamente la proporción correcta de aditivos mecánicos de modificación, estos deben servir para tener valores más bajos de el módulo de Young y el ángulo de fricción y valores más altos para la cohesión, resistencia a la tracción y coeficiente de Poisson que los cementos convencionales.

En los últimos años, ha sido posible modificar las propiedades mecánicas del cemento con aditivos elastómeros. Estos aditivos se utilizan para ayudar a que el cemento sea más elástico que los cementos convencionales y por tanto sea más capaz de soportar ciclos de presión. Otros materiales aditivos, como las fibras, se utilizan para mejorar la resistencia a la tracción del cemento fraguado.

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4. CEMENTOS ELÁSTICOS EXPANDIBLES

Las condiciones operacionales de un pozo cementado van a estar sometidas a cambios en cuanto a temperatura y presión, poniendo en riesgo la integridad del anillo de cemento.

Al evaluar el diseño, ejecución y evaluación de un pozo cementado con esta tecnología se tiene en cuenta el modelado de esfuerzos los cuales indican que la presión y temperatura en fondo de pozo varían de acuerdo a las condiciones de operación estáticas o dinámicas. Los cementos convencionales sometidos a esfuerzos de tensión crearían fracturas y microanillos.

Teniendo en cuenta estas condiciones, para los cementos elásticos se elaboran pruebas que analizan los esfuerzos de compresión y de tracción a los cuales esta sometido el anillo de cemento, así también como cálculos de sus propiedades mecánicas. Proporcionando así un excelente sello a las paredes del pozo que evitaría fracturas cuando se somete a esfuerzos excesivos de compresión en las paredes del pozo.

Este diseño requiere tres pasos. En primer lugar, es necesario calcular las variaciones estimadas de la presión temperatura en el pozo durante su vida productiva. Estas variaciones de temperatura y presión en el pozo se calculan mediante modelos numéricos. De esta manera se diseña un cemento que mantenga su integridad cuando este expuesto a cambios de temperatura y a repetidos ciclos de presión.

4.1 GENERALIDADES DEL SISTEMA DE CEMENTACIÓN

La composición determinada para el diseño del cemento debe contener materiales flexibles y expandibles. Materiales con una distribución uniforme de tamaño de partículas para optimizar su mezcla. El cemento debe tener propiedades mecánicas definidas que resistan los esfuerzos estimados, que minimicen el módulo de Young y que mejoren las propiedades de compactación.

La integridad de este nuevo sellador puede ser analizada desde la colocación por medio de registros con herramientas sónicas y ultrasónicas los cuales reflejan una excelente respuesta a las propiedades de la lechada. Flujos por detrás del revestimiento refleja pérdida de integridad en el anillo de cemento.

Las compañías operadoras han demostrado la necesidad de implementar este sistema de cementación no convencional con excelentes resultados a nivel internacional por más de 10 años, y actualmente lo está implementando Ecopetrol en operaciones de perforación, producción y estimulación.

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Los cementos elásticos son usados para lograr el más adecuado nivel de aislamiento por zonas para un pozo. Los sistemas tradicionales de cementación requieren una mezcla de líquidos y diversos componentes. Los cementos convencionales Clase G utilizan agua y aditivos convencionales o la adición de un microsílice en suspensión, los cuales presentan problemas de permeabilidad y microanillos. La utilización adecuada de un cemento flexible para la producción de un pozo, la remoción de lodos y la eficiencia de asentamiento, proporcionara la resistencia requerida para soportar los esfuerzos estimados anteriormente en el pozo.

4.1.1 Descripción de la tecnología de cementación. Este sistema de cementación elástico cuenta con un conjunto innovador de soluciones integrales de ajuste a los objetivos brindando soluciones con la flexibilidad y elasticidad necesaria para permitir que cada pozo sea justado específicamente para un determinado conjunto de condiciones de fondo de pozo.

Los cementos elásticos están diseñados para maximizar su productividad y su vida útil. Además para ser más elásticos y resistentes que los cementos convencionales, en caso de presentar eventos no planificados en pérdida de la integridad del anillo de cemento.

El cemento reacciona y responde eficientemente a la inhibición del flujo de fluido a través del anillo, ayudando a obtener el aislamiento zonal aumentando la vida útil del pozo

Figura 59. Partículas en la lechada elástica

Fuente. Schlumberger 2010, disponible en www.slb.com/services/cementing.aspx .

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Esta tecnología aumenta el contenido de sólidos de las lechadas mediante tecnología de distribución de tamaño como se evidencia en la figura 59.

Figura 60. Comparación de lechadas elásticas y convencionales

Fuente. Schlumberger 2010, disponible en www.slb.com/services/cementing.aspx

Las partículas más pequeñas llenan el vacío entre las partículas más grandes (figura 60), que requieren menos agua y que resulta en una mezcla con propiedades de flujo mejorado y excelentes propiedades de conjunto como la permeabilidad y resistencia. Porque se necesita menos agua durante la mezcla y el bombeo, el conjunto resultante de cemento tiene un mejor rendimiento durante la vida útil del pozo.

Partícula flexible/agente expansivo. Las partículas de cemento deben estar rodeadas de agua para fluir como una lechada. Si no hay fluidez, un exceso de agua es añadido al espacio poroso que hay entre las partículas de cemento.

Al adicionar agua extra al sistema se comprometen las propiedades mecánicas y químicas del cemento. Los cementos elásticos utilizan una distribución de partículas optimizada con la cual se maximiza el contenido de sólidos de la lechada. Como consecuencia las propiedades de la lechada y del cemento fraguado son optimizadas.

Además existe menos espacio poroso luego el sistema requiere menos agua. Esta tecnología provee un mejor conocimiento de los esfuerzos para el cemento basado en una tecnología de cemento probado mundialmente en cuanto a diseños de blend optimizados

4.1.2 Características de los cementos elásticos. Es cada vez más evidente que un porcentaje sustancial de los pozos de la gerencia central de Ecopetrol han mantenido su integridad y minimizado su presión anular después del asentamiento de la lechada elástica expandible.

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La integridad del pozo debe mantenerse sin la migración de hidrocarburos hacia el exterior del anular.

Una deficiente cementación debido a una mala limpieza del fluido de perforación y/o diseño de perforación, contribuye a la falta de aislamiento zonal, hay un creciente número de pozos que muestran aumento de presión del casing debido a los daños del anillo de cemento.

El daño puede ser causado por tensión en el anillo de cemento inducido por eventos tales como la hidratación del cemento, afectando así la terminación del pozo y la producción de hidrocarburos.

Estos eventos de cambio de temperatura y presión en la lechada de cemento presenta pérdida de adherencia del cemento casing, debido a la contracción causada por el casing o a la sustitución de un fluido de perforación de gran peso por un fluido de peso ligero en la terminación.

4.1.3 Especificación técnica de los cementos elásticos. La figura 60 muestra algunas especificaciones de estos cementos.

Peso: Densidad de la lechada - 7ppg - 22ppg (0,84 SG 2.64 SG) (súper ligero a extra pesado) se pueden adaptar a las necesidades específicas del pozo.

Densidad aparente: 50lb/ft 3 (0,8 S.G.)- 200lb/ft 3 (3.2S.G.)

Reología: mezclas estables con reología selectiva, ayuda a garantizar la presión mínima por fricción y a mejorar el desplazamiento de lodo a través de mayores tasas de desplazamiento.

API de pérdida de líquidos: 15 - 100 (cc/30 min) Ayuda a prevenir deshidratación a través de zonas permeables a retener líquido y a garantizar las propiedades mecánicas obtenidas.

No se contrae: La contracción durante la mezcla del cemento. La hidratación debe ser prevenida. En función de la condiciones de fondo de pozo.

Expansión posterior a la lechada: la expansión masiva puede ser beneficioso en muchas aplicaciones (que requieren aditivos en expansión). Sin embargo, la expansión debe ser optimizada. Demasiada expansión puede causar fracturas en el anillo de cemento. A través de análisis de de pruebas de laboratorio y la expansión se puede optimizar.

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Resistencia a la compresión: 500 - 5000 psi ayuda a un desarrollo uniforme de la integridad en todo el pozo.

Minimización de migración del gas: rápido desarrollo de la fuerza estática de gel, combinado con baja pérdida de líquidos, ayuda a minimizar el riesgo de flujo anular a través del cemento sin fraguar.

propiedades mecánicas selectivas: las mezclas son probadas bajo condiciones no confinados y confinados para proveer una gama completa de características óptimas. El módulo de Young del anillo de cemento podría ser ajustado de 2x10 E6 psi a 0.2x10 E6 psi, dependiendo de los parámetros de fondo de pozo.

Figura 61. Especificaciones técnicas de los cementos elásticos.

Los cementos elásticos pueden soportar temperaturas de más de 600°F (315°C). Más allá de las consideraciones del módulo de Young el sistema de cementación elástica cumple otros parámetros tales como la relación de Poisson, la cohesión, ángulo de fricción, resistencia a la tracción y el cambio de volumen de hidratación.

4.1.4 Parámetros optimizados en la cementación.

Mayor resistencia a la compresión

Más sólidos en el cemento

La permeabilidad de cemento reduce

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Mayor resistencia a los líquidos corrosivos.

Alta densidad en cementos de alta presión y alta temperatura (HPHT) pozos a

bajas presiones que circulan las mayores tasas.

Mejores lechadas de cemento y propiedades definidas.

Baja viscosidad, baja pérdida de fluidos, alta resistencia a la compresión y

baja permeabilidad

Mejor desempeño en temperaturas que van desde 40 hasta 320 grados

Fahrenheit [4-160 grados Centígrados]

Mezcla y bombeo de cemento, utilizando el equipo existente sin personal

adicional.

Mejora de las propiedades mecánicas del anillo de cemento tales como la

elasticidad, lo que reduce el riesgo de daños durante la vida útil del pozo

Mejora de los desplazamientos de lodo

Mayor cobertura del anillo con lechadas de cemento expandible.

Un sistema de suspensión superior, que puede dar lugar a una excelente

evaluación al registro de calidad del cemento.

4.1.5 Aspectos favorables de la tecnología. La aplicación de cementos elástico favorece en:

Maximización de la producción de hidrocarburos Minimización de costos de recuperación Disminución de los eventos de presión anular Reducción del impacto ambiental Se puede diseñar en rango variado de densidad (10ppg-21ppg) y temperatura

(32 – 450 °F). Flexible (modulo Young bajo) Baja permeabilidad previene ataque químico. Más fácil distribución de las lechadas en fracturas estrechas con bajas

presiones de poro. Reducción de los riesgos asociados con largos tiempos de espera de la

cementación. Más rápido, más fácil y más consistente diseño de cementación HPHT

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Los cementos elásticos están disponibles para todas las aplicaciones de temperatura y profundidad e inyección continua de vapor. Pueden ser mezclados y se bombea mediante equipos de bombeo convencionales

La cementación puede verse afectada al ser sometida a operaciones de fractura.

La longitud y la ubicación de la zona de fracturamiento, podría generar una comunicación interzonal entre zonas no deseadas.

Durante la etapa de perforación, el anillo de cemento debe ser capaz de soportar el impacto continuo de la sarta de perforación, en particular en pozos direcciónales. Durante la terminación del pozo, un fluido de perforación pesado a menudo se sustituye por un fluido ligero esta etapa crea un diferencial de presión negativa que puede causar:

4.1.6 Remoción del anillo de cemento o de la interface cemento-formación. La lechada debe ser capaz de resistir a los esfuerzos de las operaciones de perforación y además debe resistir la fisuración del anillo al ser sometido a presiones extremas durante operaciones de fracturamiento hidráulico (figura 62).

La producción cíclica en muchos pozos HP HT ha sido el culpable de daños en el anillo de cemento y eventuales fisuras en el casing.

Formaciones no consolidadas son propensas a presentar colapsos por efecto de los esfuerzos en fondo de pozo. El agotamiento debe tenerse en cuenta en el diseño del cemento durante la vida productiva del pozo

Alto contenido de sólidos en las lechadas de los cementos elásticos facilitan mantener caudales constantes de líquido en el anular, incluso en bajas tasas de bombeo, por lo tanto, se reduce al mínimo la fricción para evitar pérdida de presiones de circulación.

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Figura 62. Conceptos: casing –cemento – formación

Fuente. Schlumberger 2010, Flexstone, Well services excellence in execution.

La formulación de la cementación elástica fue diseñada para contener materiales flexibles, un agente de expansión, y los aditivos convencionales tales como dispersarte, antiespumante, retardador, y el agente controlador de pérdida de fluido.

Las propiedades de las lechadas elásticas fueron probadas en temperaturas circulantes de fondo de pozo.

La resistencia es una propiedad necesaria para contrarrestar una condición de fondo de pozo muy común las cargas cíclicas. Los cementos elásticos buscan consolidar un sistema uniforme que mantenga una óptima resilencia, la cual es la propiedad más importante.

Los cementos elásticos, han sido rigurosamente probados en el laboratorio y probados para soportar cargas cíclicas que se esperan durante la vida de un pozo.

El comportamiento tensión-deformación del anillo de cemento se evalúa en una celda triaxial. Las pruebas se llevan a cabo en ambientes de laboratorio confinados y en diferentes presiones de confinamiento.

Propiedades mecánicas del cemento como el módulo de Young, coeficiente de Poisson, y los parámetros de plasticidad (cohesión y ángulo de fricción) se

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determinan a partir de los datos de esfuerzo-deformación del cemento. Pruebas tales como la resistencia a la tracción, la porosidad y la permeabilidad.

4.2 TIPOS DE CEMENTOS ELÁSTICOS

Entre los tipos más comunes de cementos elásticos se encuentran los siguientes:

4.2.1 Lechadas elásticas de microcemento. Lechadas de cemento estándar requieren una alta proporción de agua para la miscibilidad y la colocación

Las lechadas de los cementos elásticos llenan los espacios vacíos con sólidos más pequeños, haciéndolo menos permeable (figura 63) lo que permite la mezcla y la colocación con concentraciones de agua más bajas con mejores distribuciones y propiedades definidas.

Este sistema proporciona un aislamiento zonal superior. Debido a permeabilidades muy bajas y una excelente resistencia, incluso a muy bajas densidades

Figura 63. Permeabilidad de los cementos


4.2.2 Lechadas de cementos elásticos de alta densidad. Este sistema de lechada proporciona cementos de alta densidad sin alta viscosidad. Debido a la alta resistencia a la compresión y baja permeabilidad, las lechadas superan mezclas estándar de densidad.

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Las bajas propiedades reológicas de este sistema de lechada lo convierten en una solución ideal para la cementación de los revestimientos y perfecta para aplicaciones de liners con alta presión y alta temperatura (HP HT).

Figura 64. Lechadas de cementación remedial elástica

www.schlumberger.com/productos y servicios/Ingenieriadecementacion consulta 2010.

Las lechadas estándar de microcementos pueden penetrar solamente cortas distancias en espacios estrechos, las lechadas de cementos elásticos pueden penetrar más lejos, incluso en espacios tan pequeños como 120-Mm de ancho.

Estas lechadas permite la penetración en espacios estrechos sin puente o deshidratación durante la colocación. Con esta tecnología, las lechadas se pueden inyectar en las ranuras más estrechas a las que el microcemento estándar permite. Los lodos son resistentes al ácido corrosivo y la salmuera, lo cual le permite al cemento sellar perforaciones poco recientes aun cuando son planeados futuros trabajos de estimulación como la acidificación.

4.2.3 Cementos elásticos HT. Tanto la temperatura y la flexibilidad de este sistema de cemento fraguado se han incrementado con la formulación de cementos que resistan altas temperaturas. Entre Más profundo es un pozo, mayor será su temperatura, los pozos más complejos pueden ser sellados manteniendo su integridad durante toda su vida útil para lograr una producción máxima del yacimiento.

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Mantener un gradiente de fractura bajo en la formación es un problema agregado a los desafíos de cementación.

La adherencia del cemento se registra por imágenes de ultrasonido y registros USI e indica la alta calidad del cemento. Durante este tiempo, el sistema elástico proporciona aislamiento zonal a través de la formación a bajos gradientes de fractura.

4.3 ANÁLISIS DE ELEMENTOS FINITOS

Basado en un modelo de elementos finitos se presentan mediciones de las propiedades mecánicas del cemento en un sistema con condiciones uniaxiales y triaxiales. Se puede concluir que son cuatro las principales propiedades mecánicas del cemento que permiten determinar el modelo del comportamiento de los esfuerzos en un anillo de cemento de manera eficaz el módulo de Young, resistencia a la compresión, resistencia a la tracción, y coeficiente de Poisson. Por otra parte, es evidente que todavía no existe ningún método de prueba consistente en la industria petrolera para la determinación de las propiedades mecánicas del cemento fraguado.

El objetivo de los métodos de prueba para dar mediciones adecuadas de las propiedades mecánicas (resistencia a la compresión uniaxial, el módulo de Young, coeficiente de Poisson y resistencia a la tracción) con un alto grado de precisión para la mayoría de anillos de cemento los cuales requieren que se mantenga su integridad.

Los métodos que se pueden repetir fácilmente en razonables periodos de tiempo. De este modo se puede repetir las pruebas, y son, realizadas para confirmar los resultados obtenidos. Estos métodos de medición ya se han utilizado con éxito para determinar las propiedades mecánicas del cemento fraguado en condiciones de laboratorio en el Instituto colombiano del petróleo ICP.

El análisis de elementos finitos formulado específicamente a la ingeniería de cementación permite tener en cuenta las siguientes consideraciones:

Análisis de elementos finitos (FEA) examina las tensiones en el casing, el anillo de cemento y alrededor de la formación.

Especialmente se pueden formular lodos óptimos para un excelente lavado. La cementación elástica tiene como objetivo ayudar efectivamente en la

lechada de la mezcla de cemento, y la reducción de cambio de volumen por hidratación.

El resultado es un anillo de cemento capaz de soportar cambios de temperatura y presión, así como carga y descarga repetitiva durante la vida útil del pozo, ayudando a optimizar los sistemas de cementación para un

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máximo de beneficios técnicos y económicos en el funcionamiento y desempeño de la tecnología mediante la cuantificación del riesgo de daño al anillo de cemento en diferentes condiciones de fondo de pozo.

Propiedades mecánicas resilentes de los cementos elásticos. Para poder entender el comportamiento que presentaran los cementos elásticos, es necesario determinar las propiedades mecánicas, (módulo de Young, resistencia a la compresión, resistencia a la tensión, y coeficiente de Poisson.) Las cuales van a ser parámetros operacionales determinantes en cuanto a la evaluación de la calidad del cemento en cualquier etapa de la vida productiva de un pozo. Estas propiedades mecánicas deben ser resilentes, las cuales deben permanecer intactas ante cualquier esfuerzo al cual se encuentre sometido el anillo de cemento.

4.4 ANÁLISIS DEL DISEÑO DEL POZO.

La integridad del sistema convencional es proporcionada por las lechadas lead y de cola manteniendo propiedades poco uniformes al no tener propiedades resilentes

La remoción de lodos desempeña un papel crucial en el éxito de las operaciones de cementación, pero la selección de un tipo adecuado de cemento también es indispensable en pozos cada vez más complejos y costosos.

Este sistema de cementación debe soportar los efectos de subsuelo presiones, temperaturas y fluidos de la formación para ofrecer aislamiento zonal duradera, que es especialmente el caso de los pozos de inyección. Incluso cuando las lechadas convencionales están sentadas correctamente e Inicialmente ofrecen un aislamiento de zona adecuado, los cambios en condiciones de fondo de pozo pueden inducir tensiones que comprometen la integridad del anillo de cemento.

Además de las tensiones y grandes cambios en presión y temperatura el pozo experimenta una variedad de eventos (fuera de los específicos analizados inicialmente en el pozo) que podrían dañar fácilmente el anillo de cemento.

Los cambios de temperatura o presión pueden generar el desplazamiento del casing el cual puede causar que el cemento no tenga adhesión al casing ni a la formación, generando microanillos.

La disminución en el peso del lodo durante la perforación y operaciones de terminación del pozo también puede causar la pérdida del anillo de cemento, así también como trabajos de fracturamiento hidráulico pueden afectar negativamente la integridad del sello del cemento.

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Un cemento flexible con alto desempeño debe poseer un sello expansible. Este sistema se basa en una optimización de las partículas de tamaño con una distribución uniforme que proporciona un confiable aislamiento zonal a largo plazo para pozos que se ven sometidos a grandes esfuerzos.

Los sistemas de cementos elásticos analizan las propiedades, como la flexibilidad, y la expansión cuya capacidad puede ser adaptada para resistir esfuerzos muy superiores a los sistemas convencionales de cemento.

Este sistema sellador es diseñado para adaptarse y aplicarse a las condiciones operacionales del pozo, a diferencia de los cementos convencionales. Con el nivel correcto de expansión y conocimiento de las propiedades mecánicas de la formación (como el modulo de Young). Estos sistemas especializados de cemento pueden ser implementados para permanecer en un estado predominante de esfuerzos (compresión) más tiempo para proporcionar un sello a la formación.

Además el cemento esta generalmente limitado por el casing y la formación así una vez que el cemento se ha expandido para eliminar los espacios vacíos, se produce una en una reducción de los espacios internos del cemento y disminución de la porosidad.

Más allá de las mediciones tradicionales de la API para determinar las propiedades mecánicas de las lechadas de cementos. Desde las primeras cementaciones con esta tecnología, el desarrollo de resistencia a la compresión adecuada ha sido una clave en su desempeño, e indicador en términos de la calidad del aislamiento zonal logrado.

Alta, resistencia a la compresión después del fragüe ha tenido un papel fundamental a la hora de de brindar un refuerzo estructural al casing y aislamiento hidráulico de los intervalos de fondo de pozo.

Sin embargo, para el éxito a largo plazo del pozo, no solamente deben ser analizadas las propiedades mecánicas de resistencia a la compresión, ya que no es adecuado para entender cuando ha estado en peligro el aislamiento zonal. Los valores típicos de resistencia a la compresión de sistemas de cemento son lo suficientemente altos para tolerar la compresión impuestas por las fuerzas del pozo, sin embargo, es bien sabido que el cemento es más débil a la tensión-aproximadamente el 10% del valor de la resistencia a la compresión y por lo tanto, la gran mayoría de fracturas en el anillo de cemento se producen en la tracción.

La importancia de las propiedades mecánicas del cemento, su rendimiento y estabilidad en condiciones de fondo de pozo se han conocido desde hace tiempo. Las propiedades elásticas de cemento han sido evaluadas mediante la combinación de las mediciones de ultrasonidos (velocidad de la onda de

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compresión y frecuencia de resonancia natural) y aplicación de los resultados a registro de calidad de cemento.

Las fracturas en el anillo ocasionados por esfuerzos, son debidos al aumento de la presión y temperatura. En los cuales se correlacionó la falta de las propiedades mecánicas en los cementos examinados.

4.5 DISEÑO DEL ANILLO DE CEMENTO

Los cementos elásticos están diseñados para crear un anillo de cemento alrededor del pozo más elástico. Esta mayor elasticidad en el cemento fraguado permite al cemento ser capaz de soportar las tensiones presentes en el ambiente de fondo de pozo. Los esfuerzos pueden ser soportados sin causar daño al anillo de cemento manteniendo así un excelente sello. Los cementos elásticos pueden ofrecer los beneficios adicionales de mayor compresión, tensión y elasticidad se adquieren a través de la implementación optimizada de agentes elásticos y expandibles. Cuando es muy importante que el anillo de cemento dure tanto como las reservas. Sobre todo en situaciones donde las condiciones requieren un cemento con mayor capacidad de recuperación de lo que normalmente proporcionarían los cementos tradicionales.

Las lechadas elásticas pueden proporcionar el máximo beneficio cuando un pozo se somete a cambio cíclico en su vida productiva, como los productores de alta velocidad, los pozos de almacenamiento, pozos de aguas profundas, los pozos de inyección, o pozos de alta presión y alta Temperatura (HPHT).Los cementos elásticos consideran las cargas de tensión generadas por el agotamiento del yacimiento y la inestabilidad mecánica de la formación.La integridad a largo plazo del anillo de cemento es importante para la producción segura y económica de la vida productiva de un pozo de aceite o gas.

Los cementos convencionales se centran en las propiedades dinámicas de la mezcla y de resistencia a la compresión. Sin embargo en los últimos años, uno de los grandes esfuerzos ha sido la investigación de la integridad del anillo de cemento a largo plazo mediante el análisis de este, el casing, y alrededor de la formación para ayudar a determinar las propiedades mecánicas óptimas que un sellador necesita para mantener la integridad del anillo de cemento durante la vida útil del pozo.

En los últimos años, ha habido un gran interés en la modelización del comportamiento del cemento en condiciones de fondo de pozo, y en el desarrollo de sistemas adecuados de cementación para proporcionar aislamiento zonal duradero incluso bajo extrema presión y cambios de temperatura. Los estudios han demostrado que la integridad del cemento sentado en el anillo es una función del cemento, el Casing y propiedades de la roca, la geometría del pozo, y la temperatura o el cambio de presión en el pozo. Estas propiedades mecánicas

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investigadas incluyeron el módulo de Young (Una medida de flexibilidad) y resistencia a la flexión obtenidos a partir de ensayos de flexión de tres puntos sobre núcleos. En estas pruebas, la fuerza de flexión se utilizó para estimar la resistencia a la tracción del cemento.

Los nuevos sistemas de ingeniería de cementos con propiedades mecánicas, se caracterizaron por usar el módulo de Young y mediciones de resistencia a la tracción, utilizando mediciones triaxiales en probetas cilíndricas para determinar propiedades mecánicas del cemento para su uso en un modelo mecánico de suelo modificado. Las mediciones mostraron que el cemento usado en los campos en estudio de la gerencia central de Ecopetrol es un material altamente elástico. El diseño y enfoque para seleccionar los cementos permite aumentar su autonomía.

4.5.1 Parámetros a tener en cuenta. Para el diseño del anillo de cemento se debe cuantificar el mecanismo de deformación, tener un modelo matemático 2-D basado en mecánica de sólidos, algunos parámetros de evaluación son:

Propiedades mecánicas de rocas, casing y cemento Estado de esfuerzos Determinar propiedades mecánicas del cemento Suministro del sistema de cemento con las propiedades requeridas Cementos con flexibilidad y expansión

4.5.2 Diseño y análisis de esfuerzos. El simulador de cementación presenta escenario de fractura, cambios instantáneos de presión y temperatura como se puede ver en la figura 65.

Figura 65. Evaluación de la resistencia a la fractura del anillo de cemento

Fuente. Schlumberger, paper SPE 98891 Cementing of an offshore disposal well using a novel sealant that withstands pressure and temperature cycles. 2006

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Para analizar los esfuerzos en el pozo se utilizan:

Modulo de Young Formación, cemento y casing Resistencia a la compresión Resistencia a la tensión : es la que determina si el cemento va a fallar en

tracción

4.5.3 Criterio para un largo aislamiento. Para que el cemento proporcione un óptimo aislamiento zonal se necesita:

Alta resistencia a la compresión para brindar un mejor soporte al casing Baja permeabilidad, resistencia a ataque químico Prevenir deformación elástica: Basado en flexibilidad-Expansión debido a que

el cemento elástico es más flexible que la formaciones alrededor Selección de candidatos recolección de datos, análisis de esfuerzos, utilizando

información del pozo a cementar. Selección del sistema más apropiado elástico o elástico expandible con

propiedades resilentes Sistema para el diseño de lechada (compatibilidades, predicción del YM) El análisis de estas propiedades brindara integridad a largo plazo.

4.6 ESCENARIOS DE IMPLEMENTACIÓN

Los cementos elásticos se pueden usar en los siguientes casos:

4.6.1 Inyección de CO2. Cuando el CO2 se almacena bajo tierra, tiene el potencial de convertirse en altamente corrosivos para los cementos existentes los campos petroleros, poniendo en peligro la integridad del pozo. Este tipo de daño a la capa de cemento de CO2 permitiría que se filtren fuera de la reserva y volver a la atmósfera, que provoca una pérdida económica y la reducción de la inyección de CO2 y de la eficiencia de almacenamiento.

Este cemento cuenta con la última tecnología para el aislamiento zonal de las paredes del pozo para un óptimo almacenamiento durante la inyección y monitoreo del pozo e incluso después del abandono. Esta tecnología puede ser aplicada para la captura y almacenamiento de carbono, CO2, así como proyectos de recuperación mejorada con CO2.

Basado en la tecnología existente los cementos elásticos han demostrado ser muy resistentes al ataque de CO2 en las condiciones más extremas de laboratorio, incluidos los entornos con CO2 supercrítico humedad y saturación de agua de CO2

en condiciones de fondo de pozo. El sistema reduce el riesgo de la degradación inducida por el CO2 del anillo de cemento que podría dar lugar a fugas.

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Puede ser incorporado en las operaciones de cementación primaria estándar para el aislamiento zonal de nuevos pozos de inyección de CO2. Este cemento también se puede utilizar para sellar los pozos existentes y en abandono garantizando la integridad del pozo a largo plazo.

Esta innovadora tecnología proporciona soluciones confiables y rentables para la cementación de pozos facilitando la evaluación de la migración del gas, así también como los graves riesgos y medidas recomendadas. Soluciones optimizadas basadas en las condiciones operacionales y temperaturas de circulación de fondo

4.6.2 Pérdida de circulación. Los cementos elásticos remedian la pérdida de circulación y reducen los costos de perforación. Evita trabajos de cementación remedial debido a que se diseña una lechada de acuerdo a las características específicas de cada pozo.

En primer lugar, identificar el tipo y la causa del problema de pérdida de circulación. La pérdida en una roca naturalmente fracturada exige un tratamiento diferente a la pérdida en formaciones porosas.

Un complejo equilibrio existe entre la presión de poro en múltiples capas, la presión de fractura, y la presión hidrostática del fluido del pozo. Las técnicas de tratamiento pueden ser limitadas por las temperaturas y tiempos de aplicación del pozo.

La pérdida no controlada aumenta el daño de formación en el yacimiento. El skin creado por los agentes taponantes pueden ser eliminados mediante la perforación o gracias a un pequeño tratamiento de estimulación. Dado que los fluidos en el espacio anular tienden a fluir más libremente en la parte más ancha, la centralización del casing es crítica. La determinación de una adecuada centralización garantiza la remoción eficaz del lodo.

Los lavadores químicos desplazan el lodo a través del anular y además sirven como agente diluyente

Esta tecnología de cementos flexibles representa un cambio fundamental en cementación de pozos de petróleo y gas. Este sistema tiene propiedades mecánicas y de sello que se hacen coincidir con los esfuerzos en fondo de pozo. Al permitir que el cemento fraguado se adapte a los cambios que ocurren durante la perforación, producción, y los ciclos de abandono del pozo, este sistema puede ofrecer aislamiento zonal durante toda la vida de un pozo.

Cada lechada de esta cementación es diseñada individualmente para una aplicación en un pozo específico. En primer lugar, las tensiones que el anillo de cemento experimenta en la vida del pozo son pronosticado por el modelo de

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análisis numérico. Entonces, las propiedades mecánicas del sistema son evaluadas de forma única para cada pozo, gracias a la tecnología la cual busca dar distribución de las partículas de tamaño para poder responder a los esfuerzos previstos.

4.6.3 Aplicaciones. Se usan para brindar una alta compresión de cementación para los canales extremadamente pequeño, en lechadas de cemento cuando hay aguas profundas a bajas temperaturas y en lechadas de cemento de baja densidad con propiedades óptimas para el aislamiento zonal.

4.7 IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS EN LA GERENCIA CENTRAL DE ECOPETROL S.A.

Para el diseño de la lechada de cemento elástica expandible se tuvieron en cuenta densidades promedio de 14.55 lpg para a 15.6 lpg, en la tabla 4 se muestran los campos seleccionados para aplicar cementos elásticos.

4.7.1 Evaluación de las condiciones de cementación. Se requiere mantener la integridad del cemento en liners de producción durante su vida productiva, para esto se diseño el sistema elástico, basado en los perfiles de esfuerzos dinámicos del pozo aplicado a liners de producción de los pozos candidatos a fracturamiento hidráulico.

Tabla 4. Campos implementados con la tecnología de cementos elásticos

4.7.2 Ambientes de perforación actuales. Principalmente se trabaja en ambientes de perforación complejos donde el costo de los pozos es elevado ya que es crítico construir el pozo correctamente la primera vez, los tratamientos remediales también son costosos y es necesario usar pozos con larga vida productiva.

Además fallas en el completamiento impactan negativamente la vida del pozo, incluso llevan a su fin.

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Figura 66. Análisis de esfuerzos generados a un pozo

Fuente. Ecopetrol servicios técnicos material disponible capacitación ingeniería de perforación 2010

4.7.3 Problemas operacionales durante la implementación. Durante la ejecución de la cementación se pueden presentar problemas de integridad mecánica afectando la formación.

4.7.3.1 Integridad mecánica. En la figura 67 se puede observar cómo se puede generar una fractura en el anillo de cemento a causa de los siguientes problemas.

Falla mecánica Fallas debidas a tensión Fallas por esfuerzos compresionales Deformación Microanillo Ruta de alta conductividad para cualquier fluido(o gas) Pérdida de aislamiento zonal

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Figura 67. Desarrollo de la fractura

Fuente. Ecopetrol servicios técnicos material disponible capacitación ingeniería de perforación 2010

4.7.3.2 Consecuencias. Un cubrimiento incompleto de cemento puede generar fracturas y microanillos a la formación.

4.7.3.3 Inconvenientes operacionales. Algunos inconvenientes son la falta de herramientas para determinar los esfuerzos, el uso de cementos convencionales, aplicaciones limitadas para optimizar lechadas de cementos y los cambios en presión y temperatura durante drilling, producción, estimación y perforación.

4.7.4 Enfoque propuesto. El enfoque propuesto busca desarrollar mayor resistencia a las condiciones operacionales de un pozo.

4.7.4.1 Cuantificación del mecanismo de deformación presente en el sistema. Se basa en determinar los estados de esfuerzos predominantes en la formación para determinar el mejor diseño del anillo de cemento.

Modelo matemático 2-D, basado en mecánica de sólidos. Disponibilidad de propiedades mecánicas de la formación, casing y cemento. Determinar los estados de máximos esfuerzos del sistema. Propiedades mecánicas del cemento. Relación entre resistencia a la tensión / Alto modulo de Young. Cemento flexible y/o expandible

4.7.5 Procedimiento operacional para la implementación de cementos elásticos. El objetivo de este trabajo es proveer y dar soporte al revestimiento de 7”, ofreciendo una excelente integridad en el zapato y un buen sello anular. Para aislar los pies requeridos el anular en hueco abierto en los campos de interés y prevenir problemas de colapso o fracturas, debido a que se sentará el

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revestimiento dentro de formaciones altamente permeables que van a estar en contacto con el cemento, se utilizo controlador de filtrado para obtener una pérdida de filtrado por debajo de 50 cc/30 min.

Cuando se presenta pérdida por circulación se debe agregar controladores de pérdida a la lechada y se aumentara la concentración del espaciador reactivo. La concentración será en función de la pérdida por circulación.

El revestimiento a cementar es un CSG 7” de 23 # /ft (N-80), que tiene un diámetro interno promedio de 6.366.

Figura 68. Diseño de centralización.

Fuente. Pacific Rubiales, Informe final de cementación Liner de 7” Pozo Rubiales 67, 2010

4.7.6 Recomendaciones. Circulación del hueco de producción y acondicionamiento de lodo:

Durante la corrida del casing se recomienda romper circulación periódicamente en hueco abierto para remover el lodo de baja movilidad, que ha estado estático en el pozo desde el viaje de acondicionamiento.

Se debe circular el hueco al menos 1 fondo arriba antes de desarrollar el trabajo, es importante que se eviten al máximo los tiempos estáticos durante la circulación, por lo cual es aconsejable que se conecte la cabeza de cementación y líneas de superficie en “Y” cuando el revestimiento este en fondo. 4.7.7 Desplazamiento. El diseño del trabajo considera mantener la tasa de flujo de salida en el anular, por debajo de la máxima velocidad lineal experimentada

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durante la etapa de perforación, con el fin de evitar cualquier riesgo de empaquetamiento. Durante el periodo de circulación, se deberá alcanzar gradualmente la máxima tasa de flujo de salida esperada de la simulación durante el bombeo del cemento, la figura 69 muestra un diseño de desplazamiento.

Se recomienda usar la rata máxima de desplazamiento posible, sin sobrepasar la velocidad anular desarrollada durante la perforación, si se puede incrementar esta rata sin riesgos de generar empaquetamiento debe hacerse, hasta donde no se muestre signo alguno de estar induciendo inestabilidad al hueco.

Figura 69. Diseño de desplazamiento


4.7.8 Centralización. La centralización es muy importante para lograr un anillo de cemento uniforme a lo largo de toda la zona a aislar. Centralizar el revestimiento así: Un centralizador semi-rígido a 10 ft del zapato y los demás centralizadores localizados de acuerdo al programa de centralización En la figura 70 se puede ver un esquema de centralización.

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Figura 70. Centralización.


4.7.9 Sugerencias adicionales. Si se observan influjos de agua durante la perforación, se debe asegurar que el pozo este controlado (muerto) antes de realizar el trabajo de cementación. En este caso se recomienda bombear una píldora ligeramente pesada durante la circulación para controlarla.

En caso de presentarse pérdidas durante el bombeo del cemento elástico, se deberá disminuir la tasa de bombeo al máximo, sin embargo, no se deberán detener las bombas completamente, ya que se correría el riesgo de empaquetarse. Se deberá reducir la tasa de bombeo basados en la simulación realizada antes del trabajo teniendo en cuenta la caída libre del cemento.

Para obtener una mayor precisión durante el desplazamiento, este se realizara desde la unidad cementadora, midiendo el volumen de desplazamiento en los tanques de desplazamiento.

Se debe verificar las condiciones de entrada y salida del lodo y las condiciones de presión del pozo, tendientes a decrecer a medida que se circulan los volúmenes de hueco.

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5. EVALUACIÓN DEL DESEMPEÑO DE LA TECNOLOGÍA MEDIANTE PRUEBAS DE LABORATORIO Y REGISTROS ELÉCTRICOS

A continuación se presenta una descripción del procedimiento para la realización de las pruebas de laboratorio y parámetros de simulación. Además se evalúa la eficiencia de la cementación mediante el análisis de resultados de pruebas de laboratorio y registros disponibles para los pozos de la Gerencia Central de Ecopetrol.

5.1 PRUEBAS DE LABORATORIO

Para la tecnología propuesta en los campos Apiay Chichimene Suria, Guatiquía y Libertad Norte fue el método experimental de ensayo utilizado para medir el módulo de Young y el coeficiente de Poisson en condiciones no confinadas se basa en la American Society for Testing and Materials (ASTM) procedimiento, pero con varias diferencias.

5.1.1 Equipo y procedimiento para la realización de pruebas de laboratorio. Para la determinación de la resistencia a la compresión, se uso un cantiléver, equipo con una celda de carga y transductores de desplazamiento axial y radial (figura 71|), se utilizó como método principal, además de un analizador de registros de cemento por ultrasonido

Una serie de cilindros de cemento, con una relación de longitud a diámetro de aproximadamente 2:1 y preparadas según procedimientos específicos, se coloca en una prensa con un transformador lineal de variador diferencial (LVDT), ver figura 72, y un conector en su lugar, las muestras se cargan y descargan en la compresión a una tasa de 0,05 mm / min (velocidad de deformación = 17 × 10-6 s-1 para una muestra de 50 mm de largo).

A un esfuerzo máximo de 50% de la fuerza de compresión no confinada durante un mínimo de tres iteraciones. Una carga mínima (10 N) se deja en la muestra al final de cada descarga de ciclo para evitar el traslado de la muestra con respecto a la platina.los esfuerzos y las tensiones radiales y axiales se registran de forma continua durante la medición.la variación axial utilizada es la media de las tensiones registradas por cada uno de los tres LVDTs. La tensión radial es la tensión radial media medido en dos diámetros perpendiculares entre sí, a media altura de la muestra.

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Figura 71. Equipo Cantiléver

Fuente. Schlumberger. Paper SPE 98891 Cementing of an offshore disposal

well using a novel sealant that withstands pressure and temperature cycles. 2006

La pieza principal del equipo es utilizado con fiabilidad y mide con precisión el módulo de Young y la relación de Poisson de los sistemas de cemento en condiciones no aisladas es una carga de referencia. La prensa de carga, equipado con una celda de carga, tiene la capacidad para deformar la muestra bajo prueba a una velocidad de deformación dada.

Figura 72. LVDT y equipo cantiléver.

Fuente. Schlumberger. Paper SPE 98891 Cementing of an offshore disposal well using a novel sealant that withstands pressure and temperature cycles. 2006

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La pieza principal del equipo es utilizado con fiabilidad y mide con precisión el módulo de Young y la relación de Poisson de los sistemas de cemento en condiciones no aisladas. La prensa de carga observada en la figura 73 es una carga de referencia, equipada con una celda de carga, tiene la capacidad para deformar la muestra bajo prueba a una velocidad de deformación dada.

Figura 73. Equipo de carga y marco de prensa.

Fuente. Schlumberger. Paper SPE 98891 Cementing of an offshore disposal well using a novel sealant that withstands pressure and temperature cycles. 2006

La celda de carga debe ser tal que puede medir de forma fiable la carga necesaria para deformar y romper las muestras bajo prueba. En este estudio, la mayoría de las mediciones, incluida la resistencia a la tracción del sistema de cemento mediante la prueba técnica Brazilian, se han hecho con una máquina con 100kN de carga para las mediciones de la compresión.

Se creía inicialmente que la expansión de la formación siempre se dirigiría hacia el casing, las mediciones del grado de acoplamiento acústico entre el cemento y el casing indica la falla de esta idea.

Se ha supuesto que la expansión del cemento podría mejorar el acoplamiento de la interface cemento / formación. Como resultado, los microanillos en la formación se podrían evitar. Sin embargo, al utilizar la expansión del cemento, se corre el riesgo de crear un microanillo interior en el caso de formaciones blandas o poco consolidadas.

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Se ha demostrado a través de experimentos de expansión que el uso de los sistemas cementación elástica en formaciones blandas (Por ejemplo, no consolidados o arenisca poco consolidados) puede correr el riesgo de crear un anillo interior entre el cemento y el borde del casing porque la expansión se desplaza radialmente hacia el exterior en la dirección de menor resistencia (en este caso hacia la arenisca consolidada simulada). Además los módulos de Young de la roca y el cemento son parámetros importantes para determinar si el cemento se expandirá sólo hacia la formación o hacia ambos la formación y el casing.

La buena adherencia entre el cemento y la tubería y entre el cemento y la formación es esencial para un aislamiento zonal efectivo. Índices de compactación bajos en el cemento reducen la eficiencia de estimulación u otros tratamientos. La comunicación entre zonas puede ser causada por la expansión y contracción del casing como resultado de la presión interna o esfuerzos térmicos. Bajo tales circunstancias, un pequeño espacio o microanillo se presenta con frecuencia en el contacto cemento/casing o cemento/formación.

Los sistemas de cementación que se expanden ligeramente después de ajustes son reconocidos como un medio óptimo para sellar microanillos y mejorar los resultados de la cementación primaria (así como para contrarrestar en gran parte la contracción interior de cemento fraguado). La compactación presenta un mejor resultado de endurecimiento del cemento contra el tubo y contra la formación.

Sin embargo, teniendo en cuenta a la discusión anterior, hay que señalar que existe cierta incertidumbre con respecto a las propiedades mecánicas de la formación, por lo tanto, se creó un diseño solución entre la flexibilidad de la formación y la ingeniería del sistema de cementación. Por esto un sistema de cementación fue elegido, el cual se genero para mantener la integridad y para poseer un bajo nivel de expansión lineal. A pesar del posible riesgo de expansión del cemento fuera del casing (generando así un microanillo artificial),

Durante la fase de planificación de la cementación de los campos era necesario tener un medio para cuantificar el riesgo de fractura del anillo de cemento en el pozo.

5.1.2 Comparación del desempeño de los cementos elásticos frente a los cementos convencionales clase “G”. Los productos de cementación elástica fueron usados por Ecopetrol y desarrollados por las empresas SCHLUMBERGER Y HALLIBURTON y según pruebas tomadas en el ICP (Instituto Colombiano del Petróleo), son los que mejores resultados han generado en los campos de la gerencia central.

5.1.2.1 Informe de resultados de pruebas de laboratorio (ICP), densidad del cemento elástico expandible de 14.55 lpg. Estas pruebas fueron realizadas en laboratorio con muestras representativas de blend para determinar la elasticidad,

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resistencia y expansión de la innovadora tecnología de cementación con una densidad de la mezcla de 14.55 lpg (incluyendo aditivos elástico-expansibles), en la tabla 5 se muestra la prueba realizada al pozo Apia este 4 y Chichimene SW12.

Tabla 5. Prueba de laboratorio del pozo Apiay este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 14.55 lpg.

Fuente. Reporte final de laboratorio, propiedades mecánicas, ICP 2010

Resultados del ICP núcleos de 14.55 lpg ICP TS Promedio = 304psiSLB TS Promedio = 299psi

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5.1.2.2 Informe de resultados de pruebas de laboratorio, densidad del cemento elástico de 15.8 lpg a 185°F. Estas pruebas fueron realizadas en laboratorio con muestras representativas de blend para determinar la elasticidad, resistencia y expansión de la innovadora tecnología de cementación en los pozos Apiay este 4 y Chichimene SW12 con una densidad de la mezcla de 15.8 lpg incluyendo aditivos elástico-Expansibles, como se puede ver en la tabla 6.

Tabla 6. Prueba de laboratorio del pozo Apiay este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 15.8ppg


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5.1.2.3 Informe de resultados de pruebas de laboratorio, densidad del cemento elástico-expandible 15.8 lpg a 240°F. Las pruebas a continuación se realizaron en condiciones no confinadas de laboratorio a diferentes presiones y temperaturas para establecer las propiedades mecánicas del cemento elástico en diferentes escenarios de tracción y compresión. La tabla 7 ilustra los resultados obtenidos en los pozos Apiay este 4 y Chichimene SW12.

Tabla 7. Prueba de laboratorio del pozo Apiay Este 4 y Chichimene SW12 con lechada de 15.8ppg.


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5.1.2.4 Pruebas de laboratorio para cementos clase G. Estas pruebas de laboratorio se desarrollaron en laboratorio para determinar las propiedades mecánicas de un cemento clase G (tabla 8, 9, 10 y 11) utilizado en operaciones de cementación en el campo Castilla, para tener un punto de comparación frente a la implementación de la tecnología de cementos elásticos.

Tabla 8. Resultados de pruebas de laboratorio para cemento convencional clase G de densidad 14.55ppg.

Propiedad Unidad valor

Densidadkg/m3 1752ppg 14.55

Resistencia a la compresión(ucs)

MPa 19.31Psi 2840

Modulo de YoungMPa 0.76Psi 111.76

Relación de Poisson - 0,20 +- 0,01

Resistencia a la tensiónMPa 1.54Psi 227


Tabla 9. Propiedades mecánicas obtenidas por simulador

Modulo de Young MPa(Psi) UCS MPa(psi)

3400(490,000) 14(2,100)Fuente. Reporte final de laboratorio, propiedades mecánicas, ICP 2010

Tabla 10. Resultado de pruebas de laboratorio de las propiedades mecánicas del sistema de cementación clase G con densidad 15.8 ppg

Propiedad Unidad ValorDensidad kg/m3 1900

Ppg 15.8

Resistencia a la compresión(ucs)MPa 37Psi 5366

Modulo de YoungMpa 1.6Psi 235.3

Relación de Poisson - 0,20 +- 0,01Resistencia a la tensión Mpa 3.28

Psi 483Fuente. Reporte final de laboratorio, propiedades mecánicas, ICP 2010

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Tabla 11. Medidas de las propiedades de la lechada a 14.55 ppgPropiedad de la lechada Temperatura (C) Medida

Densidad 27 1752 kg/m3Reología 39(BHCT) 219,6cP(Pv/Ty) 5,4lbf/100ft2Agua libre 39(BHCT) 0 mL/250 mlExceso 39(BHCT) 0%

Fluido control de pérdida 39(BHCT) 16 mL/30 min


5.1.2.5 Aspectos técnicos de los resultados de las pruebas de laboratorio. Las pruebas a continuación (gráfico 1 y 2) se realizaron en condiciones no confinadas de laboratorio a diferentes presiones y temperaturas para establecer las propiedades mecánicas del cemento convencional clase G en diferentes escenarios de tracción y compresión con el fin de analizar y comparar las propiedades mecánicas de los cementos convencionales clase “G” frente a los cementos elásticos- expandibles.

Gráfico 1. Pruebas de laboratorio (Lechada 14.55 ppg)

Fuente. Schlumberger 2010, Flexstone, well services excellence in execution.

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Gráfico 2. Pruebas de laboratorio (Lechada 15.8 ppg).

Fuente. Schlumberger 2010, Flexstone, Well services excellence in execution.

5.1.3 Análisis y comparación de resultados entre cementos elásticos y cementos convencionales clase “G”. El sistema de cementación de castilla con cementos convencionales clase G con densidad de 1900 kg/m 3 (14.55 lpg) presenta un análisis de modelos convencionales Clase G, con una fuerza de compresión típica de 37 MPa [5366 psi, una resistencia a la tracción de 3,28 MPa [483] psi y un módulo de Young de 1.6 MPa 235.3 Mpsi, cuando se coloca bajo presión máxima de 8,0 MPa [1160] psi con variaciones de temperatura (ΔT = 45 ° C) reporto fallas en la tracción de cemento y la generación de microanillos de 67-micras.

Para mantenerse dentro de las tolerancias de presión de formación (sin fractura de las formaciones K1/K2), y el uso de un material sellador que pueda soportar el aumento de la presión y tracciones en el casing, relacionados con la temperatura disminuyendo las propiedades mecánicas del material sellador (resistencia a la compresión, resistencia a la tensión, módulo de Young y el coeficiente de Poisson) se midieron en el laboratorio después de un período adecuado de acondicionamiento de la muestra

Estas pruebas de laboratorio demostraron que los cementos convencionales clase G presentan menor desempeño en cuanto a sus propiedades mecánicas y resilentes, demostrando falencias en cuanto a aislamiento zonal, creación de microanillos, presencia de fracturas al no tener aditivos expansibles que eliminen problemas que pueden ser reflejados en la vida productiva del pozo en etapas de perforación o estimulación, que podrían tener lugar en operaciones de fracturamiento al no mantener una integridad óptima en el anillo de cemento que

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podría generar invasión de hidrocarburos en zonas ladronas o presentarse producción de zonas no deseadas al presentarse problemas de migración de gas o producción temprana de agua en etapas de producción posterior a un trabajo de fracturamiento hidráulico.

Los cementos elásticos al tener propiedades resilentes presentan un mayor desempeño y son diseñados con un enfoque personalizado a cada pozo específico.

En este caso los pozos de la gerencia central de Ecopetrol que cuentan con una cementación selectiva proveen mejor sello a las formaciones productoras de la cuenca de los llanos orientales. Estos pozos cuentan con una óptima manipulación de las propiedades mecánicas del cemento elástico, que se acoplan a las propiedades mecánicas de cada formación para no presentar problemas asociados a la cementación, incrementando los costos inicialmente establecidos para el desarrollo y terminación de cada pozo.

Por otra parte las pruebas de laboratorio con cementación elástica en los campos de la Gerencia Central indican que la expansión del cemento, debido a sus propiedades flexibles y expandibles, resisten los cambios en la presión y temperatura del pozo (aumento y disminución) creada por el proceso de diseño de asentamiento de la lechada.

Utilizando el software de apoyo que incluye un simulador de cementación y un simulador de remoción de lodo. Este proceso optimiza las tasas de bombeo de las lechadas y ajusta las propiedades del fluido teórico

5.1.4 Evaluación de las pruebas de laboratorio en los pozos de la Gerencia Central. A continuación se adjunta la información de pruebas de laboratorio de los pozos de la Gerencia central de Ecopetrol por tratarse de los pozos que cuentan con un soporte valido para determinar la optimización de las propiedades mecánicas resilentes en la implementación de los cementos elásticos. Además se presentan análisis de los resultados a cada pozo con las pruebas de laboratorio disponibles.

5.1.4.1 Campo Chichimene. Con el fin de determinar las propiedades resilentes de los cementos elásticos se realizaron pruebas de laboratorio a los pozos implementados con esta tecnología para evaluar su desempeño tanto en laboratorio como en campo el cual se diseño con una densidad de 15.8ppg.

Chichimene SW 12. En la tabla 12 se muestra la composición y diseño de la lechada a utilizar.

153

Tabla 12. Diseño de la lechada de cemento elástico- expandible para Chichimene SW12

Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación, pozoChichimene SW12

Pruebas realizadas con muestras representativas de blend, agua y aditivos que son empleados en la operación.

El tiempo de bombeo no incluye el tiempo de premezcla en superficie (2 horas). El orden de adición de los aditivos para la preparación del agua de mezcla es como sigue: agua fresca + D153 (prehidratar 15 min) + D017 + D080 + D167 + D800

154

(Adicionar justo antes de agregar el cemento y homogenizar). En el gráfico 3 se muestra 3 el tiempo de espesamiento de la lechada implementada.

Gráfico 3 Tiempo de espesamiento Chichimene SW12

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación pozo Chichimene SW12

En la tabla 13 se pueden ver los resultados obtenidos de consistencia

Tabla 13. Resultados de consistencia obtenidos de Chichimene SW12


En el gráfico 4 se muestra la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

155

Gráfico 4. Resistencia a la compresion Chichimene SW12


A continuación se puede observar, en la tabla 14, los resultados del gráfico 4.

Tabla 14. Resultados de resistencia a la compresión para Chichimene SW12


Chichimene 41, Liner 7”. En el gráfico 5 se muestra la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

156

Gráfico 5 Resistencia a la compresión (UCA) Chichimene 41

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación pozo Chichimene 41

Tiempo a 50 Psi : 12:45:00Tiempo a 500 Psi : 17:22:00Resistencia registrada : 913 Psi.Impedancia Acústica Lleida : 4.28 MRay/s

5.1.4.2 Campo Guatiquía. Con el fin de determinar las propiedades resilentes de los cementos elásticos se realizaron pruebas de laboratorio a los pozos implementados con esta tecnología, para evaluar su desempeño tanto en laboratorio como en campo se diseño la lechada con una densidad de 14.55 lpg

Guatiquía-9. En la tabla 15 se muestra la composición y diseño de la lechada a utilizar.

157

Tabla 15. Diseño de la lechada de cemento elástico – expandible para Guatiquía 9

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozo Chichimene SW8

A continuación se describe en la tabla 16 las propiedades de la lechada para el presente pozo.

Tabla 16. Propiedades de la lechada de cemento en Guatiquía 9

Fuente.: Halliburton 2010. Reporte final de cementación, pozo Guatiquía 9

158

En el gráfico 6 se evidencia la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

Gráfico 6. Resistencia a la compresión del anillo de cemento Guatiquía 9

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación Pozo Guatiquía 9

La siguiente, tabla 17 describe os datos obtenidos del gráfico 6

Tabla 17. Datos obtenidos del gráfico 6Eventos Resultados

50 Psi 04h:49m500 Psi 05h:28m1000Psi 06h:14m2000 Psi 09h:23m1637 Psi 08h:00m

2516,5 Psi 12h:00m3020,02Psi 16h:00m3451,92Psi 24h:00m

PGuatiquía-12. En la tabla 18 se puede ver la composición y diseño de la lechada a utilizar.

159

Tabla 18. Formulación de la lechada de Guatiquía 12


A continuación se muestran las propiedades de la lechada utilizada (tabla 19)


Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación pozo Guatiquía 12

En el gráfico 7 se observa la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

160



En seguida, en la tabla 20, se muestran los datos conseguidos del gráfico 7

Tabla 20. Datos obtenidos del gráfico 7Eventos Resultados

50 Psi 09h:11m500 Psi 10h:08m

1000,00 Psi 11h:02m1582,28 Psi 15h:06m

00 Psi 08h:00m1321,06 Psi 12h:00m2155,63 Psi 16h:00m2936,69 Psi 24h:00m

En el gráfico 8 se muestran los resultados obtenidos de pruebas de laboratorio para el pozo evaluado.

161

Gráfico 8. Prueba de laboratorio cementos elásticos Guatiquía 12

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozo Guatiquía 12

Guatiquía-14. En la tabla 21 se muestra la composición y diseño de la lechada a utilizar.

Diseño de la lechada de cemento elástico- expandible. Se realizó la adición de aditivos de acuerdo al orden establecido. Se debe considerar que 1% de Bentonita prehidratada corresponde a 3% de Bentonita en seco. El rendimiento y el requerimiento de agua corresponden al porcentaje de bentonita en seco.

Tabla 21. Diseño de la lechada de cemento elástico expandible para Guatiquía 14



162



n el gráfico 9 se muestra la resistencia a la compresión de la lechada implementada.


Fuente. Halliburton 2010. Reporte final de cementación pozo Guatiquía 14

163

La tabla 23 evidencia los datos que se obtuvieron del gráfico 9.

Tabla 23. Datos obtenidos del gráfico 9 Eventos Resultados

50 Psi 06h:00m500 Psi 06h:36m

100000 Psi 07h:03m1582,28 Psi 08h:00m

2000 Psi 09h:29m2464,57 Psi 12h:00m2874,21 Psi 16h:00m

3273,1 24h:00m

En las pruebas de laboratorio se obtuvieron: cero agua libre, resistencia a la compresión de 3390 psi a las 24 horas, se utilizo retardador para obtener el tiempo de bombeabilidad requerido para realizar el trabajo de cementación inclusive a bajas tasas de bombeo. La lechada fue mezclada en batch mixer (110 bbl).

Con este volumen se cubriría una columna total de 1391 ft de cemento desde el zapato de 7” a 11095 ft hasta 9704 ft (300 ft de cemento sobre el tope del liner) y shoe track. Se diseño un control de filtrado menor a 45 cc/30 min, para prevenir la deshidratación de la lechada y minimizar el daño de formación. Se realizó el cálculo de volumen de la lechada teniendo en cuenta un exceso de 70% sobre el diámetro promedio tomado del caliper de 8.62”.

5.1.4.3 Campo Libertad Norte. Con el fin de determinar las propiedades resilentes de los cementos elásticos se realizaron pruebas de laboratorio a los pozos implementados con esta tecnología, para evaluar su desempeño tanto en laboratorio como en campo se diseño la lechada con una densidad de 14.55 lpg

Libertad Norte 7. La composición y diseño de la lechada a utilizar en este campo se muestra en la tabla 24.

164

Tabla.24. Diseño de la lechada de cemento elástico expandible para Libertad Norte 7

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación pozo Libertad Norte 7

Los procedimientos seguidos en la realización de las pruebas de laboratorio se basan en las normas API SPEC 10, "SPECIFICATION FOR MATERIALS AND TESTING FOR WELL CEMENTS", En la tabla 25 se describe el procedimiento de preparación de la lechada.

Tabla 25. Diseño y preparación de la lechada de cemento elástico para Libertad Norte 7

165

Tabla 25. (Continuación).

166



En seguida se observan las propiedades de la lechada utilizada (tabla 26)

Tabla 26. Propiedades de la lechada de cemento en Libertad Norte 7

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozo Libertad Norte 7

167


Gráfico 10. Resistencia a la compresión Libertad Norte 7

Fuente. Halliburton 2010. Reporte final de cementación pozo Libertad Norte 7

La tabla 27 describe los datos recopilados de gráfico 10.

Tabla 27. Resultados obtenidos del gráfico 10Eventos Resultados50 Psi 07h:10m

500 Psi 07h:48m1000,00 Psi 08h:33m

2000 Psi 13h:34m655,5 Psi 08h:00m

1789,6 Psi 12h:00m2393Psi 16h:00m

NaN 24h:00m

Libertad Norte 11. En la tabla 28 se muestra la composición y diseño de la lechada a utilizar.

168

Tabla 28. Formulación de la lechada de cemento en Libertad Norte 11

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozo Libertad Norte 11

En la tabla 29 se describe el procedimiento de preparación de la lechada.

169

Tabla 29. Diseño de cemento elástico para Libertad Norte 11.

170



171


Tabla 30. Propiedades de la lechada de cemento en Libertad Norte 11

Fuente. Halliburton 2010 Reporte Final de cementación Pozo Libertad Norte 11


Gráfico 11. Resistencia a la compresión Libertad Norte 11

Fuente. Halliburton 2010. Reporte final de cementación pozo Libertad Norte 11

172

La tabla 31 muestra los resultados recopilados del gráfico 11.

Tabla 31. Resultados obtenidos del gráfico 11Eventos Resultados

50 Psi 06h:26m500 Psi 06h:55m

1000,00 Psi 07h:24m1582,28 Psi 09h:49m1367,26 Psi 08h:00m2463,01 Psi 12h:00m2963,01Psi 16h:00m3390,83 Psi 24h:00m

En las pruebas de laboratorio se obtuvieron: cero agua libre, resistencia a la compresión mayor de 2200 psi después de 24 horas, se utilizo retardador para obtener el tiempo de bombeabilidad requerido para realizar el trabajo de cementación inclusive a bajas tasas de bombeo. La lechada fue mezclada en batch mixer (110 bbl). Con este volumen se cubriría una columna total de 1692 ft de cemento desde el zapato de 7” a 11585 ft hasta 9893 ft (300 ft de cemento sobre el tope del liner) y shoe track. Se diseño un control de filtrado menor a 45 cc/30 min, para prevenir la deshidratación de la lechada y minimizar el daño de formación. Se realizó el cálculo de volumen de la lechada teniendo en cuenta un exceso de 70% sobre el diámetro promedio tomado del caliper de 9.4”.

5.1.4.4 Campo Suria. Con el fin de determinar las propiedades resilentes de los cementos elásticos se realizaron pruebas de laboratorio a los pozos implementados con esta tecnología para evaluar su desempeño tanto en laboratorio como en campo el cual se diseño con una densidad de promedio de 14.55 lpg.

Suria 23 Sur. Pruebas realizadas para la determinación de la resistencia a la tracción y a la compresión para los cementos elásticos. La tabla 32 muestra la formulación de la lechada de cemento utilizada.

Tabla 32. Formulación de la lechada de cemento en Suria 23 Sur.

Fuente. Halliburton 2010 Reporte Final de cementación Pozo Suria 23 Sur

173


Tabla 33. Propiedades de la lechada de cemento en Suria 23 Sur

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación Pozo Suria 23 Sur

El gráfico 5 muestra la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

Gráfico 12. Resistencia a la compresión Suria 23 Sur

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación pozo Suria 23 Sur

174

En la tabla 34 se pueden ver los resultados obtenidos de la prueba de resistencia

Tabla 34. Resultados obtenidos del gráfico 12Eventos Resultados

50 Psi 08h:55m500 Psi 09h:57m1000Psi 10h:57m2000 Psi 15h:21m

0 Psi 08h:00m1325,7 Psi 12h:00m2095,4Psi 16h:00m2811,3 Psi 24h:00m

5.1.4.5 Campo Apiay. Con el propósito de determinar lar principales propiedades mecánicas de la lechada se realizaron pruebas de laboratorio de acuerdo a la prueba a la resistencia Brazilian, en la cual se evalúan la optimización de las propiedades mecánicas del cemento elástico.

Apiay Este 5 En el gráfico 13 se describe la resistencia a la compresión de la lechada implementada.

Gráfico 13. Resistencia a la compresión (UCA) Apiay Este 5

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación pozo Apiay Este 5

50 Psi@15:29:30500psi@ 17:39:30Resistencia a 24 Hr: 1305PsiResistencia Final : 2567 Psi

175

Impedancia Acustica (24Hrs) : 4.51 MRay/sImpedancia Acustica (48Hrs) : 5.13 MRay/s Pruebas realizadas con muestras representativas de blend y aditivos que son empleados en la operación de cementación.

Las reologias tomadas al fluido de 8,5 se realizan como procedimiento QA/QC de agua adicionada antes de adicionar el agente pesante (D151) Agua fresca + D182 se prehidrata durante 30 Minutos, Posteriormente se adiciona el D047 y se densifica con D151

El tiempo de bombeabilidad no incluye el tiempo de premezcla en superficie.La mezcla se hizo con agua fresca mas aditivos luego de agregar el cemento y homogenizar

5.1.5 Análisis general de resultados de pruebas de laboratorio post-cementación. En los campos analizados de la gerencia central de Ecopetrol, las propiedades de roca de la arenisca de la formación tenían un estimado de 31.78 MPa de módulo de Young para la formación productora K1 con un coeficiente de Poisson de 0,3, y un Modulo de Young de 26.2 Mpa para la formación de interés K2 con un coeficiente de Poisson de 0,2. Muy similares a las propiedades mecánicas de los cementos elásticos implementados.

Por lo tanto, las propiedades de la formación claramente juegan un papel importante en aplicaciones críticas tales como el aislamiento zonal en pozos inyectores. La optimización de la relación entre las propiedades mecánicas de la formación y las propiedades mecánicas del anillo de cemento se puede exigir para la integridad del cemento a largo plazo. Como no es posible alterar las propiedades de la formación, las propiedades mecánicas del cemento fraguado deben ser manipuladas individualmente para cada pozo para lograr la combinación correcta entre flexibilidad y la expansión necesaria.

Los resultados detallados de las propiedades mecánicas del sistema de cemento utilizados y analizados para los campos Apiay Chichimene Guatiquía, Suria y Libertad Norte de la gerencia central de Ecopetrol se dan en los métodos de ensayo descritos aquí los cuales pueden ser fácilmente adoptados y se utilizan para la determinación de las propiedades mecánicas de todos los cementos elásticos.

La mezcla fue preparada tanto en campo, como en laboratorio para analizar sus propiedades, las cuales se realizaron con medidas de calidad controlada, como el cálculo de la mezcla de densidades específicas con un picnómetro de helio

176

Todos los parámetros se ajustan a las pruebas realizadas en las muestras de laboratorio, lo que indica que la mezcla del equipo de perforación fue de conformidad con el diseño de laboratorio.

Los resultados de las pruebas estáticas previstas antes de los trabajos de cementación demuestran que las propiedades mecánicas están en consonancia con las pruebas de laboratorio real.

La aplicación del modelo plástico de Bingham, la viscosidad plástica (PV) y el valor de rendimiento (τy) se calcularon a partir de mediciones estándar de reología de laboratorio

5.2 EVALUACIÓN DEL DISEÑO DE SIMULADOR.

Para la implementación de este sistema se aplican una serie de criterios de sensibilización los cuales permiten el diseño del equipo cemento-Trabajo para proporcionar el más adecuado y consistente sistema de cementación.

Una celda triaxial se utiliza para evaluar el comportamiento tensión-deformación del anillo de cemento. Las pruebas se llevan a cabo en condiciones atmosféricas, y también en diferentes presiones de confinamiento. También se realizan. pruebas de tensión uniaxial (edométricas) e hidrostáticas en el anillo de cemento para determinar parámetros elásticos como el módulo de Young (E), el coeficiente de Poisson (v) y demás propiedades mecánicas, y térmicas. Las cuales se introducen en el simulador para determinar la integridad del anillo de cemento. Otras entradas en el software son las propiedades de las rocas, materiales de revestimiento y de las propiedades térmicas de la formación in situ.

El cambio volumétrico que ocurre durante la hidratación del cemento es un parámetro importante y determina el estado de estrés (inicial) del anillo de cemento. El cambio de volumen durante la hidratación se introduce en el software. Si este valor es mayor que la resistencia a la tracción de la lechada de cemento, entonces el anillo de cemento se agrieta y puede llevar a un deficiente aislamiento zonal. Por ello, un revestimiento de cemento elástico es menos probable que sufra daños cuando esta sometido a cambios en la presión y temperatura.

Una vez el simulador proporciona un conjunto óptimo de las propiedades mecánicas del cemento de un pozo particular. Se emplean las pruebas de tensión triaxial para desarrollar y confirmar dichas propiedades en el cemento para ser utilizado como un sistema especifico de de sellado.

La formulación óptima de este sistema de cementación busca.Reducir al mínimo la seguridad y los riesgos ambientales asociados con la perforación y producción de hidrocarburos.

177

Reducir la presencia de materiales peligrosos en la superficie. Maximizar la viabilidad comercial del yacimiento.

Al minimizar el riesgo de daños al anillo de cemento también se reducen los costos de reparación por cementación remedial ó squezze, al igual que se reducen los costos por improductividad por cierre de pozo al evitar trabajos por daños en la cementación. Igualmente evita la producción temprana de agua y las pérdidas de zonas individuales.

El simulador evalúa el riesgo de daños al anillo de cemento cuando se someten a diversos eventos. El análisis, en combinación con la tolerancia al riesgo del operador, se puede utilizar para seleccionar el sistema más óptimo de cementación para la producción segura y económica de hidrocarburos.

En los pozos susceptibles de pérdidas, los cementos elásticos pueden ayudar al operador aponer la parte superior de cemento a la profundidad prevista, ya que este sistema de cementación es el más liviano que puede ser mezclado en la industria actual. Si el pozo requiere baja densidad, o un alto grado de resistencia y elasticidad, este cemento puede proporcionar gran fiabilidad a largo plazo.

Un aumento de la producción se puede atribuir a un buen trabajo de cementación. Esta optimización del aislamiento zonal puede reducir la afluencia de agua, a la vez que favorecen tratamientos de estimulación (donde se debe producir mejor resultados), y reducir al mínimo la pérdida de producción en las zonas ladronas.

La herramienta utilizada para el análisis del anillo de cemento fue una estructura (2-D) modelo matemático basado en el principio mecánico de sonido de sólidos Sin esta herramienta basada en software habría sido muy difícil indicar el más óptimo tipo de cemento para soportar las condiciones que se llevan a cabo durante la operación del pozo.

El estudio de las propiedades mecánicas del cemento son clave, incluyendo el módulo de Young, resistencia a la tracción, el coeficiente de Poisson y resistencia a la compresión (del acero, el cemento y de la formación) juegan un papel complejo en cuanto a durabilidad, por lo que puede ser considerada prácticamente imposible predecir el nivel requerido de flexibilidad de un cemento sellador sin haber hecho simulaciones por ordenador de algún tipo.

Para entender el desarrollo de un flujo de trabajo lógico para el cemento, con el simulador 2-D, el proceso es el siguiente:

178

a. Descripción de la sección, se selecciona el pozo candidato, y se hace recopilación de datos (Incluidas las propiedades mecánicas de la formación, casing y sistema de cementación).

b. Dinámica de la sección: Se describe la dinámica del pozo durante las operaciones, utilizando datos de presión y temperatura (en este caso el proceso de perforación).

c. Análisis de los esfuerzos, prever el grado de esfuerzos desarrollados en el anillo de cemento y ejecutar el análisis de sensibilidad sobre las condiciones y propiedades del pozo. (Por ejemplo, la variación del módulo de Young de la formación), y desde este, producir recomendaciones para el sistema de cementación.

El software del flujo de trabajo de procesamiento rápido funciona en todos los escenarios, permitiendo que muchos sistemas diferentes de cemento sean analizados y sean evaluados de acuerdo a su desempeño.

5.2.1 Parámetros a tener en cuenta en el diseño y colocación de la lechada. Para optimizar las propiedades mecánicas del anillo de cemento para obtener un óptimo aislamiento zonal, es necesario tener en cuenta las siguientes consideraciones:

No debe de haber pérdidas de material durante su colocación. Debe de confirmarse el aislamiento zonal en toda la formación por medio de la

interpretación de registros de cemento sónicos y ultrasónicos. La resistencia a los esfuerzos de perforación del anillo de cemento. La resistencia a las fracturas por tensión en el anillo de cemento. La resistencia y reparación de microanillos generados a causa de la

disminución de la temperatura estática prevista en fondo de pozo. Costos de cementación para así mantenerse dentro del presupuesto. Diversas simulaciones de análisis de esfuerzos para una óptima ejecución de

la cementación,

5.2.2 Software de cementación. Los servicios disponibles de software permiten evaluar todos los parámetros para el aislamiento zonal que se necesita en todos los tipos de pozos y los casing. Se puede optimizar la remoción del lodo, calcular las presiones, evaluar y minimizar el riesgo de migración de gas, y reducir al mínimo la contaminación durante el asentamiento de la lechada.

El software de análisis de esfuerzos del cemento cuantifica el riesgo de falla del anillo de cemento en las paredes del pozo por medio de la aplicación de análisis de esfuerzos y criterios de sensibilización.

179

Este diseño de cementación de pozos innovador proporciona el mejor desempeño en su clase

Este sistema ofrece un porcentaje de la producción sostenida de los pozos cementados con esta tecnología en los campos de la Gerencia Central de Ecopetrol mediante la creación de un sello permanente por encima de una alta presión y alta temperatura (HP HT) a la formación.

La naturaleza flexible y la estabilidad del sistema HT de cementación elástica a altas temperaturas con las herramientas de diseño adicional utilizan el software de cementación ayudando a mitigar los posibles problemas de acumulación de presión.

Después de un año de funcionamiento el resultado en los tres pozos iniciales fue que no tuvieron interrupciones de la producción y no se mostraba indicios de fallo de aislamiento zonal.

5.2.2.1 Potencial de producción sostenida en pozos con presión variable. El equipo de perforación adecuado podría encontrar una aplicación óptima para eliminar este potencial para la acumulación de presión, lo cual podría causar problemas de control de un pozo con una presión en cabeza de pozo no deseada que requieran tratamientos correctivos costosos

Los cementos convencionales proporcionan un sello hermético y un aumento de control de presión. Los cementos elásticos avanzados de alta temperatura del sistema flexible de la tecnología del cemento se utilizaron para crear un sello permanente por encima de la formación HPHT. Schlumberger propuso la utilización de cementos elásticos HT, debido a su naturaleza flexible y la estabilidad a altas temperaturas. El software de cementación proporciono herramientas de diseño adicionales. El modelo de desplazamiento fue crucial para una planificación eficaz y la ejecución.

Como inicialmente se había diseñado, 305 m [1000 pies] de 1.941 kg/m 3 [16,2 lb/gal US] de cemento flexible de alta temperatura HT se colocó a través de la interfaz de la formación de alta presión para aportar de forma efectiva un sello completo junto con el agente expansivo detrás del casing de producción. La inclusión del agente de expansión fue diseñada como una medida de prevención contra la generación de microanillos durante las operaciones de prueba de presión.

El operador también utiliza un sistema de cementación elástico pesado HT para cementar la línea de producción HPHT. Esto le dio el control necesario en la zona de producción de cemento y un sello firme y flexible para soportar temperaturas de hasta 193 degC [380 DegF].

180

Tanto los cementos elásticos como los convencionales fueron analizados a diferentes temperaturas y presiones. En el ensayo de presión a 69 MPa [10.000 psi] estaban sujetos a una prueba de reducción de más de 41 MPa [6.000 psi], sin indicios de fractura en el anillo de cemento en el caso de los cementos elásticos lo que significa un aislamiento zonal rentable a largo plazo para los pozos HPHT con esta nueva tecnología.

El éxito del enfoque de cementación HPHT se puede medir por la ausencia de cualquier presión anormal en el anillo de cemento durante 2 años de funcionamiento. En comparación con otros pozos cementados en el campo castilla, el campo Arrayan fue la primera experiencia de perforación y producción simultánea con los niveles de agotamiento comprobado de hasta 11 MPa [1.600 psi], sin haber problemas de integridad donde se tenga que interrumpir la producción. Este diseño, también se mantuvo por debajo del presupuesto, fue la base sobre la cual se logró el mejor rendimiento de la perforación de su clase.

5.2.3 Software para el análisis de tensión del anillo de cemento. La falta de comprensión de las tensiones que experimenta un anillo de cemento puede llevar a la pérdida de aislamiento zonal, poniendo en peligro el futuro del pozo. La falta de aislamiento zonal afecta negativamente a todas las operaciones posteriores y minimiza el desempeño y potencial de producción de un pozo.

El software de cementación es la clave para entender tensiones en el anillo de cemento. Este software puede modelar hasta 10 simulaciones en forma simultánea, el análisis de la tensión impuesta a cada pozo durante las diferentes etapas, tales como las pruebas de presión. Análisis de esfuerzos radiales y tangenciales en el anillo de cemento puede determinar el desempeño del anillo en cuanto a compresión, tensión, o ambos, lo que permite el diseño del cemento fraguado detrás del casing, para ser optimizado.

La capacidad de sensibilización del software CemSTRESS tiene la capacidad única de "sensibilizar" muchos parámetros, incluido el mejor ajuste a la formación en cuanto a flexibilidad, así que la decisión sobre el mejor sistema de cemento a utilizar puede basarse en el nivel de riesgo. A menudo, el mejor sistema es uno con un bajo módulo de Young, como un sistema flexible, utilizando un cemento con propiedades elásticas

5.2.4 Metodología. Con la ayuda del software en la selección y el diseño de un sistema de cementación se puede extender así la vida productiva de un pozo y reducir la necesidad de costosas operaciones remediales, este sistema puede soportar tensiones y mantener un sello hidráulico de 100% durante muchos años. Esto se logra utilizando una metodología en tres etapas para la integridad del anillo de cemento.

181

En la figura 74 se evidencia el análisis de las diversas propiedades mecanicas y esfuerzos presentes en un anillo de cemento.

Figura 74. Análisis del software de cementación.


Este sistema de selección es la primera etapa durante la evaluación técnica y económica de la rentabilidad de un pozo para determinar si es comercialmente explotable, el software se utiliza para determinar también sise requiere un sistema de cemento convencional o un sistema especializado. Esto proporciona orientaciones para las próximas etapas de perforación y producción.

Este diseño de ingeniería en cada pozo, puede presentar muchos escenarios diferentes para el fracturamiento en el anillo de cemento.

La segunda etapa de la metodología de análisis utiliza estos escenarios para diseñar un sistema de cementación por lo general la incorporando la nueva tecnología elástica expandible para mantener el módulo de Young por debajo del nivel de estrés esperado para inducir fisuras en el anillo de cemento.

En la tercera etapa de la metodología, los ingenieros utilizan el software para optimizar el diseño de lechada de cemento.

182

El motor se basa en el software matemático que ha sido utilizado en más de 20 países en todo el mundo desde 2001, en más de 300 puestos de trabajo y que ahora esta siendo implementado en Colombia por Ecopetrol mediante las operadoras Schlumberger, Halliburton y BJ. Quienes son pioneros en el desarrollo e investigación de esta nueva tecnología

Este sistema incluye la tecnología de cementos elásticos expandibles y sistemas elásticos de alta temperatura y presión (HP HT) brindando superior aislamiento zonal debido a su muy baja permeabilidad y excelente resistencia, hasta en muy bajas densidades.

5.2.5 Modelamiento. Una vez adquirida la información necesaria, se procede a realizar un diseño de cementación que genere las condiciones de fractura deseadas. En el caso de Schlumberger el diseño de dichas lechadas se hace, básicamente, por medio del programa de simulación CEMSTRESS, y para Halliburton se diseña mediante el software OPTICEM. Los cuales permiten llevar a cabo tanto el diseño como el análisis del tratamiento.

Inicialmente, el simulador efectuará un diseño preliminar basado en determinados parámetros de entrada; posteriormente se lleva a cabo la corrida del simulador con el fin de evaluar y analizar ciertos parámetros de cementación provenientes del análisis de las propiedades mecánicas de la formación y casing, con lo cual se busca definir un programa final de cementación.

5.2.6 Diseño Preliminar. Para diseñar el programa inicial de cementación, se deben establecer secciones específicas y a que trabajos de estimulación o condiciones operacionales va a estar sometido el pozo para poder determinar criterios fundamentales en el diseño de cementación optimizada requerida.

En las opciones principales del programa es posible definir parámetros relacionados con aspectos específicos de la lechada y selección del método de simulación, el modelo de pérdida de fluido, sistema de desplazamiento, efectos del fluido y de los aditivos elásticos y/o expandibles adecuados a cada pozo.

Después de definir lo anterior, el programa solicita la información necesaria para diseñar el programa en particular. Dentro de esta información se encuentra la descripción del pozo, las propiedades mecánicas del yacimiento y formaciones adyacentes, los coeficientes de filtrado, el estado mecánico del pozo, el esquema de bombeo, los criterios operacionales selectivos de los aditivos para la optimización del blend, etc.

Posteriormente se corre el programa CEMSTRES en el caso de cementos elásticos Flexstone u OPTICEM en el caso de cementos elásticos Lifecem, con los cuales se obtiene un programa de cementación optimizado con propiedades mecánicas específicas.

183

5.2.7 Diseño post-cementación. Finalmente, después de correr el programa, el principal propósito es analizar gráficamente los registros asociados de tiempo, tasa y presión, para determinar la presión de cierre, el gradiente de fractura y el coeficiente de pérdida de fluido.

Toda la información obtenida durante el tratamiento es almacenada. Esta es posteriormente usada para presentar el reporte final de cementación para evaluar la eficiencia de la cementación y la similitud de este con respecto al diseño previo.

El análisis de estas pruebas de diagnóstico inmediatamente antes de la cementación proporcionan valores reales de esfuerzo de cierre, coeficiente total de filtrado, caída de presión en las cercanías del pozo, etc., los cuales son vitales para una ejecución exitosa del tratamiento de cementación y una optimización económica.

5.2.8 Resultados del diseño ordenado por simulador para los campos Apiay Chichimene Y Guatiquía. A continuación se presentan los resultados simulados para la elaboración del cemento elástico expandible para las formaciones K1 y K2 para los campos de la Gerencia Central de Ecopetrol

5.2.8.1 Datos de entrada. Para el diseño del simulador se requiere introducir datos iniciales de la formación y el casing para determinar un óptimo diseño del anillo de cemento ordenado por simulador como se muestra en las figuras 35 a 38.

Tabla 35. Perfil de tiempoTiempo de Inicio

min

Tiempo Final min

Tipo de Perfil

Presión de Inicio

psi

Presión Final psi

0.0 8820.0 Lineal 0.0 -200.0Fuente. Simulador Cemstress, Schlumberger 2010

Tabla 36. Perfil de TemperaturaTiempo de Inicio

min

Tiempo Final min

Tipo de Perfil

Temperatura de Inicio F

Temperatura Final. F

0.0 1440.0 Lineal 139.0 190.0Fuente. Simulador Cemstress, Schlumberger 2010

Temperatura Geotérmica: 190 F Diámetro Hueco Abierto: 8.5 in

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Tabla 37. Datos de la formación

Tipo de roca:Arenisca Consolidada (Capa Inferior)

Densidad : 142.3357 lbm/ft3Modulo de Young: 1.0153 MpsiRelación de Poisson : 0.3Conductividad Térmica: 1.0574 Btu/h.degF.ftCalor Especifico: 0.1696 Btu/(lbm.degF)Coeficiente de Exp Térmica.:

7.2222 1E-6 1/degF

Fuente. Simulador Cemstress, Schlumberger 2010

Tabla 38. Datos del casingMaterial Liner: AceroDensidad: 494.2348 lbm/ft3Casing OD: 7 inCasing ID: 6.184 inExceso: 75%Modulo de Young: 29.0075 MpsiRelación de Poisson: 0.27Peso: 29 lbm/ftConductividad Térmica: 8.6668 Btu/h.degF.ftCalor Especifico: 0.1194 Btu/(lbm.degF)Thermal Exp. Coefficient: 7.2222 1E-6 1/degFFuente. Simulador Cemstress, Schlumberger 2010

5.2.8.2 Datos obtenidos por el simulador. Posterior al procesamiento de los datos de entrada el simulador ordena un diseño optimizado de lechada elástica (como se presenta en la tabla 39), de forma personalizada para cada uno de los campos de la Gerencia central de Ecopetrol.

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Tabla 39. Diseño ordenado por simulador para el anillo de cemento.

Composición: LIVIANA_14-2lbgal_2010-4-15 (SVF 35.71%)

Densidad : 14.2 lbm/gal Resistencia a la Compresión: 2839.63 psiResistencia a la Tensión: 283.96 psiModulo de Young: 0.67 MpsiRelación de Poisson: 0.15Factor de Exp. Química: 0%Conductividad Térmica: 0.5778 Btu/h.degF.ftCalor Especifico: 0.5016 Btu/(lbm.degF)

Coeficiente de Exp. Térmica.: 6.6667 1E-6 1/degF

Fuente. Simulador Cemstress, Schlumberger 2010

En la tabla 40 se describen los resultados obtenidos del simulador a partir de los datos de entrada de la formación y Casing para el campo Chichimene.

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Tabla 40. Resumen de datos utilizados para el diseño de los pozos del campo Chichimene

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En la tabla 41 se presentan los resultados obtenidos del simulador a partir de los datos de entrada de la formación y Casing para los campos Apiay y Guatiquía

Tabla 41. Resumen de datos utilizados para el diseño de los pozos de los campos Apiay y Guatiquía

De acuerdo a los resultados formulados por el simulador se pudieron obtener parámetros determinantes para establecer propiedades mecánicas definidas para la lechada Elástica- Expandible de acuerdo a las propiedades mecánicas de la

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formación y diseño del Casing. Las cuales indicaban con mayor certeza la optimización de la lechada y el acoplamiento a las condiciones operacionales de fondo de pozo previo a las operaciones de cementación

5.3 REGISTROS ELÉCTRICOS

Se corrieron registros eléctricos en los pozos de la gerencia central de Ecopetrol cementados con lechadas elásticas expandibles con el fin de tener un soporte adicional a las pruebas de laboratorio para evaluar el desempeño de las operaciones de cementación posterior al fragüe. Adicionalmente se buscaba determinar si se obtenían los resultados esperados en conformidad a los inicialmente establecidos.

Para determinar propiedades mecánicas de la formación era necesario tener resultados de los esfuerzos presentes en la formación mediante el registro y aplicación de las herramientas en campo. 5.3.1 Registro de las propiedades mecánicas en la formación. La mayoría de los modelos para la interpretación geomecánica en proyectos de ingeniería suponen que la roca es un material homogéneo, elástico lineal e isótropo. Las constantes elásticas están determinadas por diferentes métodos, es decir, mediante pruebas de dos ejes en el núcleo recuperado.

Un modelo de elementos finitos en tres dimensiones ha sido desarrollado, lo que permite calcular el estado de estrés de las mediciones de la tensión obtenida en la formación, asumiendo un comportamiento transversalmente isotrópico del material rocoso. Existen diferentes metodologías de prueba para la determinación de constantes elásticas de las rocas anisotrópicas.

Varias pruebas numéricas se realizaron para analizar la influencia de los esfuerzos que se producen en las formaciones rocosas debido a los esfuerzos de tracción que se generan durante la prueba de dos ejes. Para evitar las tensiones de tracción en la prueba de dos ejes, un nuevo procedimiento de pruebas triaxiales de la muestra de roca con la celda de carga se desarrolló. El efecto del grado de anisotropía en la roca sobre la determinación de la tensión in situ y el error en la anisotropía de la roca se analizan. Las diferencias de las tensiones principales y direcciones principales se calculan con el modelo habitual isótropo y el modelo numérico desarrollado.

El conocimiento del estado de esfuerzos in situ es indispensable para el diseño y evaluación de perforaciones en las formaciones. Sin embargo, la determinación del estado de estrés en una formación rocosa sigue siendo un reto en la ingeniería de yacimientos.

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Mediciones de la tensión por los métodos de núcleos son ampliamente utilizados para la determinación del estado de estrés en las formaciones rocosas. En esta técnica indirecta, deformaciones de la perforación inducida por el alivio de la tensión se miden, y luego se convierten en tensiones con las constantes elásticas del medio.

El tubo tensor de deformaciones (STT) es un cilindro de 2 mm de espesor hueco con un diámetro externo de 35 mm, con 10 indicadores de variaciones de resistencia eléctrica incorporados a mitad del recorrido desde el interior hacia la superficie exterior, para este fin. Mediciones de la tensión usando esta técnica consiste en consolidar en una perforación de 37 mm de diámetro de la celda de carga de la tensión y la liberación de las tensiones con un diámetro más grande, por lo general alrededor de 120 mm. El estado de tensión en la formación se calcula a partir de las muestras obtenidas en los 10 indicadores en la etapa final y las constantes elásticas se determina a partir de una prueba de dos ejes fundamentales en la recuperación de gran diámetro, con la celda. Comparando con otras pruebas, la prueba de dos ejes presenta la ventaja de ser llevado a cabo en la formación. Sin embargo, se ha comprobado que los resultados de las pruebas de tracción axial en condición de carga, a menudo afectan de manera significativa los valores calculados para las constantes elásticas.

El modelo utilizado actualmente para la interpretación de la prueba asume un comportamiento elástico lineal e isótropo de la roca, tanto para el cálculo del estado de estrés de las mediciones de tensión y para el cálculo de las constantes elásticas de los ensayos biaxiales.

Este trabajo presenta los resultados de la compresión diametral (Brazilian) pruebas in situ de la formación. Bandas metálicas extensométricas de resistencia eléctrica de aluminio se utilizan para medir tensiones de tracción y compresión y el desarrollo de la fractura durante el recorrido de la carga con claras muestras de halita, areniscas y arcillas. Un dispositivo de carga acoplada (CCD) se utiliza para las fracturas de la imagen y medir el aumento en el área de carga de los contactos que afectan a la distribución de los patrones de fractura. Estas pruebas han facilitado una mejor comprensión de la microestructura de la formación, como el tamaño de grano y las inclusiones de arcilla, cuando se presenta una fractura en la iniciación y propagación.

La respuesta a la carga sobre la formación durante la compresión diametral de las pruebas (Brazilian) han sido investigadas por las muestras halita. La resistencia a la tracción y las tensiones de compresión se mide a lo largo del diámetro, cargados con bandas extensométricas. Además, el total de deformaciones diametral se mide por medio de transformadores lineales de desplazamiento variable (LVDT). La progresión del desarrollo de la fractura se evaluó con imágenes tomadas con una cámara CCD.

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La iniciación de la fractura y el desarrollo se puede observar fácilmente con la tensión presente en las rocas y las respuestas LVDT. Además, las imágenes proporcionan información acerca de la naturaleza y secuencia de las grietas más allá del comportamiento elástico de la iniciación de la microfisuración, la coalescencia de las fracturas solo se va produciendo a través de grietas, seguido de corte diagonal. Al comparar las muestras registradas y la información con imágenes de la deformación, la magnitud, frecuencia y ubicación de las grietas con aumento de la carga se puede determinar.

5.3.2 Registro del pozo. El pozo estaba previsto que se registraría posterior al fragüe del cemento. El registro de adherencia del cemento se ejecuta después de la finalización del pozo y antes de la operación de perforación, el registro ultrasónico usa herramientas de registro en toda la sección de cemento. La herramienta se ejecutó entre 2000 m hasta 3000 m MD

Según las mediciones de laboratorio impedancia acústica del cemento fue de 4 MRayl y la impedancia acústica esperada del fluido de perforación fue de 2 MRayl. Dada la precisión de la medición ultrasónica (± MRayl 0,5), la impedancia acústica valores medidos por el instrumento trataría de una discriminación entre el fluido de perforación y el cemento, por lo tanto, lo que permite establecer un registro definido de la cementación del pozo.

Durante la evaluación de la calidad de los cementos elásticos implementados en la gerencia central se pudo determinar que los pozos cuentan con un buen sello. Según el registro de cemento con la clasificación de impedancia establecida para este trabajo, el registro general no ha dado muestras de los canales de lodo en la sección de pozo abierto. Incluso a través de las secciones con areniscas no consolidadas donde el cemento estaba más propenso a perder su adhesión a la formación, el registro de respuestas fue muy bueno. Esto se atribuyó principalmente a la expansión de los materiales del cemento y a la compatibilidad de las características de flexibilidad entre la formación y el cemento fraguado.

La expansión a través de esta sección cementada permite el desarrollo de una buena adherencia (basado en el registro de respuestas). Por lo tanto, los principales objetivos de proporcionar aislamiento zonal y evitar fugas por detrás del revestimiento se cumplieron. Las secciones de registro de datos por ultrasonido a través de la arenisca se muestran en los anexos.

Claramente el valor económico agregado por un mejor sello anular es posible determinar gracias a la tecnología de cementación elástica

5.3.4 Registros eléctricos de los pozos de la Gerencia Central. A continuación se adjunta la información de Registros eléctricos de los pozos de la Gerencia central de Ecopetrol por tratarse de los pozos que cuentan con un soporte valido para determinar el desempeño de la implementación de los

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cementos elásticos. Además se describe una interpretación de la calidad del cemento para cada pozo con los registros disponibles.

5.3.4.1 Chichimene. Los resultados de registros eléctricos de los pozos del campo Chichimene muestran un óptimo resultado posterior a la colocación de la lechada elástica expandible.

Calidad del cemento Chichimene sw 8. Se tomo registro de la calidad del cemento dos días después de la operación de cementación en el pozo posterior al fragüe como se observa en la figura 75.

Figura 75. Registro de liner de producción en Chichimene SW8.

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación pozo Chichimene SW8.

192

El registro de calidad de cemento muestra una buena adherencia y sello hidráulico entre el casing/cemento y formación/cemento. En la zona entre +/- 9100 ft -8800 ft la adherencia del cemento presenta algunos canales debido a un washout a esta profundidad. En el overlap el csg de 9 5/8’’ interfiere en la lectura de la herramienta, por esta razón no se logra un buen registro en esta zona.

Calidad del cemento. Chichimene sw 9. Se tomó registro de la calidad del cemento 2 días y 1/2 después de la operación de cementación en el pozo posterior al fragüe. Como se muestra en la figura 76.

Figura 76. Registro del liner de producción en Chichimene sw9

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación pozoChichimene SW9.

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Calidad del cemento en Chichimene sw 12. Se tomó registro de la calidad del cemento 2 días y 1/2 después de la operación de cementación en el pozo como se ilustra en la figura 77

Figura 77. Registro del liner de producción en Chichimene SW12

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Chichimene SW12.

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En general el registro muestra cemento de buena calidad confirmado por baja amplitud a lo largo del CBL, con fuertes arribos de formación como lo muestra el VDL. El mapa de impedancia muestra buena cobertura de cemento en todo el anular.

Además de presentar buena adherencia casing-cemento y casing-formación

Calidad del cemento en Chichimene sw 13. El registro de la calidad del cemento observado en la figura 78, se tomó 5 días después de la operación de cementación en el pozo

Figura78. Registro del liner de producción en Chichimene SW13.

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Chichimene SW13.

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Los valores de calibración del registro muestran que se toma el valor de transferencia de lodo a cemento demasiado alto 3.215 Mrayl, cuando este valor por el tipo de lodo usado se debe ubicar cercano a los 2.6 Mrayls, sin embargo aun con este valor se ve un cemento de una buena calidad en la mayor parte de la sección cementada, la calidad disminuye en la zona cercana al zapato de 9 5/8” (Donde existen unos pies con hueco de 12 ¼”) y en el overlap, la disminución en la densidad de centralización y la interferencia del CSG 9 5/8” pueden afectar la calidad en este registro.

En general el registro muestra cemento de buena calidad confirmado por baja amplitud a lo largo del CBL, con fuertes arribos de formación como lo muestra el VDL. El mapa de impedancia muestra buena cobertura de cemento en todo el anular.

Se debe verificar el uso de los parámetros mostrados por el UCA y enviados al taladro, ya que para este registro se utilizó la calibración del registro para una lechada convencional. Si se ajusta el registro a la lechada de 14.55 ppg con sus datos reales de impedancia acústica el registro mejoraría considerablemente.

Calidad del cemento Chichimene sw 14. Se tomó registro de la calidad del cemento (figura 79 y 80) 2 días y 1/2 después de la operación de cementación en el pozo.

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Figura 79. Registro de la sección superior en Chichimene SW14

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Chichimene SW14

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Figura 80 Registro de la sección intermedia – inferior en Chichimene SW 14

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Chichimene SW14

Se tomo registro de la calidad del cemento 2 días y 1/2 después de la operación de cementación en el pozo. El registro muestra presencia de cemento en la mayoría de la sección cementada. Disminuyendo notablemente la calidad en el overlap (Debido probablemente a la disminución del Stand Off en esta zona). En el resto de la sección se ve una buena adherencia en el CBL con valores por debajo de los 10 mV y una buena respuesta en el VDL, el USIT muestra una calidad no tan buena de cemento, sin embargo cabe notar que se presenta una alta cantidad de micro debonding (zonas en verde), lo cual puede ser indicativo de cemento sin

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Fraguar, es bastante probable que cemento ligeramente contaminado aumente el tiempo para generar resistencia a la compresión por lo cual la calidad del cemento 5 o 10 días después puede ser mucho mejor a la que se muestra en este USIT.

Calidad del cemento en Chichimene 41. Se tomó registro de la calidad del cemento (figura 81 y 82) 2 días y 1/2 después de la operación de cementación en el pozo.

Figura81. Registro de la sección intermedia en Chichimene 41.

.Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación Pozo

Chichimene 41

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Figura 82. Registro Sección Inferior Chichimene 41

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementaciónPozo Chichimene 41

Registro de calidad de cemento en buenas condiciones para OH, se realizó completamiento sin inconvenientes demostrando un excelente aislamiento zonal.

200

Calidad del cemento en Chichimene 42. Se tomó registro de la calidad del cemento (Figura 83) 2 días después de la operación de cementación en el pozo.

Figura 83. Registro del liner de producción en Chichimene 42

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementaciónPozo Chichimene 42.

Según el caliper, se ve cómo de 7945’ a 8745’ hay un wash out enorme y el cemento se ve malo según registro (parte inicio del over lap). Se encuentra otro washout continuo desde 8300’a 8530’ donde no hay buen cemento según registro, sin embargo de 8720’a fondo el cemento es bueno según registro, donde el diámetro está por debajo de 8.6’’.

La calibración de la herramienta con la cual se corrió el registro, indica que la impedancia acústica (A.I) seleccionada, era para un cemento que debería tener

201

cerca de 1500psi de resistencia a la compresión. En los comentarios se indica que se corrió (con A.I) para un cemento que debería tener 2500psi. Esta discrepancia debe ser tratada con el cliente, razón por la cual se profundiza en el análisis.

Se asegura buen sello hidráulico de 8745’ hasta el zapato

5.3.4.2 Guatiquía. En el campo Guatiquía se corrieron registros en las zonas de interés K1 y K2 para analizar el comportamiento de la lechada elástica en el liner de producción.

Evaluación de cementación en el liner de producción de Guatiquía-9. Para el registro de evaluación del cemento se usaron los siguientes parámetros:

Tiempo de Transito = 9.1 μsec/ in Impedancia = 5.3 Mrayl

La Figura 84 muestra el registro eléctrico de la calidad de cemento en el liner de 7”

Figura 84. Registro del liner de producción en Guatiquía 9

Fuente. Halliburton 2010 Reporte final de cementación Pozo Guatiquía 9.

Se observa una excelente adherencia del cemento tanto a la formación como a la tubería. La Amplitud promedio para este intervalo es de 2 mV y la impedancia

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acústica es de aproximadamente 6 MRayl esto muestra una excelente capa de cemento detrás del Revestimiento.

El registro de evaluación de cemento mostró buenos resultados a lo largo de todo el intervalo anular ya que en el registro CBL se observan valores de amplitud de 2 mV, que corresponden a tener un excelente aislamiento zonal en la zona productora. El registro CASTV muestra una excelente capa de cemento rodeando el Liner de producción a través del intervalo de interés.

Evaluación de cemento en el liner de producción de Guatiquía-12. Para el registro de Evaluación del Cemento usaron los siguientes parámetros:

Tiempo de Transito = 9.1 μsec/ in Impedancia = 5.3 MRayl

5.3.4.3 Suria. En el campo Suria se analizó el aislamiento zonal posterior al sentamiento de la lechada para establecer la optimización del anillo de cemento.

Calidad del cemento en el liner de 7” en Suria 18. Se tomó registro de la calidad del cemento (Figura 85, 86 y 87) 5 días después de la operación de cementación en el pozo.

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Figura 85. Registro de la sección superficial en Suria 18

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte Final de cementación Pozo Suria 18

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Figura 86. Registro de la sección intermedia en Suria 18.

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Suria 18

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Figura 87. Registro de la sección inferior en Suria 18

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementación Pozo Suria 18

Se puede observar en el registro CBL que la calidad del cemento es buena. La amplitud del CBL está por debajo de los 5 MV mostrando una buena adherencia al casing. De igual forma, el bond index revela un buen recubrimiento del cemento alrededor del casing. El VDL muestra por su parte que el cemento entra en buen contacto con la pared de la formación. Analizando el USIT, se puede ver que no existen microanillos ni canales extensos que puedan poner en duda el aislamiento hidráulico del cemento a las diferentes zonas.

El reporte muestra un registro con un ZCMT (impedancia acústica) de 4.97 MRAY lo que corresponde a lo reportado en las pruebas de laboratorio para el cemento empleado.

5.3.4.4 Apiay. Los pozos Apiay Este 5 y Apiay este 4 fueron evaluados posterior al fragüe del cemento presentando buena adherencia casing-formación y casing -cemento.

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Calidad del cemento en el liner de 7” en Apiay Este 5. Se tomó el registro de la calidad del cemento (Figura 88) 3 días después de la operación de cementación en el pozo.

Figura 88. Registro del liner de producción en Apiay Este 5.

Fuente. Schlumberger 2010 Reporte final de cementaciónPozo Apiay Este 5

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El registro muestra cemento de una muy buena calidad en toda la sección cementada, la mayor parte del cbl muestra valores por debajo de 5 mV, en la parte inferior del hueco se muestra microdebonding, este es un fluido que puede ser considerado como cemento en proceso de fragüe, esta demora en el tiempo de fragüe se puede darse por contaminación del cemento tanto con espaciador como con lodo, pero es un indicativo que la calidad final del cemento va a ser mejor aun de la que se muestra en este registro. La limpieza adecuada del hueco y los volúmenes de preflujos fueron de vital importancia para alcanzar estos resultados en este hueco con geometría tan complicada para la operación de cementación.

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6. EVALUACIÓN FINANCIERA

Por medio del presente capitulo se muestra una evaluación financiera con el propósito de evaluar la viabilidad financiera de distintos escenarios que permitan definir bajo que parámetros o métodos de cementación final son más rentables.

La evaluación financiera se llevo a cabo por medio de la elaboración de un flujo de caja para cada escenario, en relación con los parámetros determinados en la parte técnica que se realizaron durante la elaboración del proyecto.

Los escenarios planteados para la evaluación financiera son los siguientes:

pozos con costos asociados por cementación remedial y producción diferida por cierre del pozo.

pozos con costos adicionales generados por taponamiento del pozo y operaciones de Side Track con producción diferida por cierre del pozo.

6.1 PARÁMETROS DE EVALUACIÓN

Formular y evaluar un proyecto significa fundamentalmente determinar la viabilidad y rentabilidad de la inversión que se piensa realizar; para este tipo de propósito se debe considerar una serie de variables que intervienen en el horizonte de vida del proyecto. Las variables involucradas son las siguientes:

Gráfico 14 .Evaluación económica de una mala cementación (costos asociados)

Fuente. Schlumberger 2010, Flexstone, Well services excellence in execution

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6.1.1 Definición de costos e indicadores financieros. Para entender los resultados obtenidos a partir de un análisis financiero es necesario tener claros los conceptos básicos con los cuales se evalúa el proyecto con el fin de establecer parámetros base con los que se puede determinar la viabilidad económica de la implementación de cementos elásticos en los pozos de la Gerencia Central de Ecopetrol.

Costos de capital (CAPEX). Son inversiones de capital que generan beneficios a futuro y se llevan a cabo cuando se invierte dinero para alcanzar o mejorar un activo fijo que permita un buen desempeño del proyecto durante su desarrollo. Los gastos de inversión que se tendrán en cuenta son los equipos de la tecnología de cementación.

Costos operacionales de producción (OPEX). Incluye los costos totales de operación, es decir la suma de los costos fijos y los costos variables en los que se han incurrido durante el periodo que cubre el estado de resultados. Los costos totales de operación se pueden calcular empleando la ecuación 1.

Costos operacionales de producción (OPEX).

Ecuación 1. Costo total de producción

Ctp=(F )+(V )

Donde:

Ctp = costo total de producciónF = costo fijo de producciónV = costo variable de producción

6.1.1.1 Costos fijos. Son aquellos costos que no dependen del número de unidades vendidas; es decir, se deben pagar exista o no producción. Para la evaluación financiera de este proyecto se entiende por costos variables, costos del personal involucrado, y otros que enmarcan gastos por operación.

6.1.1.2 Costos variables. Son aquellos costos que dependen del número de unidades producidas; es decir, se deben desembolsar de acuerdo al nivel de producción. Para la evaluación financiera de este proyecto los costos variables son: el costo del volumen solido a disponer, la cantidad de agua requerida para realizar la mezcla y el costo del volumen solido producido.

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6.1.1.3 Egresos. Hace referencia a las salidas financieras resultado de los desembolsos de dinero durante el montaje, ejecución y desarrollo del proyecto. Estos son necesarios para llevar a cabo la actividad productiva del proyecto y su causación no debe ser limitada u omitida debido a que se pueden presentar inconvenientes que incrementen la inversión.

6.1.1.4 Depreciación. Es la pérdida de valor de un activo producido por factores como la edad, la obsolescencia, entre otros. Para este proyecto se realizó la depreciación de los equipos que se tienen en cuenta en las operaciones de cementación, teniendo en cuenta que estos con el tiempo se desgastan y por ende dejan de funcionar correctamente.

6.1.1.5 Utilidad antes del impuesto. Entendida como la diferencia entre la utilidad operacional y los gastos financieros.

6.1.1.6 Impuesto. Tributo caracterizado por hacer surgir obligaciones a favor del acreedor tributario regido por derecho público. Según la ley 1111 de 2006 la tarifa única sobre la renta gravable de las sociedades anónimas como Ecopetrol S.A., es de treinta y tres por ciento (33%).

6.1.1.7 Tasa de descuento. Es el precio que se paga por los fondos requeridos para cubrir la inversión. Representa una medida de la rentabilidad mínima que se exigirá al proyecto, según su riesgo, de manera tal que el retorno esperado permita cubrir la totalidad de la inversión inicial, los egresos de la operación, los intereses que deberán pagarse por aquella parte de la inversión financiada con préstamo y la rentabilidad que el inversionista le exige a su capital invertido. La tasa de descuento a utilizar para esta evaluación será del 0,83%.

6.1.2 Indicadores financieros. Para establecer la rentabilidad de un proyecto, la evaluación financiera se debe soportar en algunos indicadores que permitan identificar el beneficio de la implementación del mismo. Los indicadores financieros evaluados en este proyecto son el valor presente neto, la tasa interna de retorno y la relación beneficio-costo.

6.1.2.1 Valor presente neto (VPN). Es el equivalente en valores actuales de todos los ingresos y egresos presentes y futuros que constituyen el proyecto. El VPN se determina por medio de la ecuación x.

211

Ecuación 2. Valor presente neto.

VPN= VF

(1+i)n

Donde:

VPN = Valor presente neto VF = Valor futuro i = Tasa de interés n = Número de periodos

De acuerdo al resultado obtenido, el VPN se puede analizar bajo los siguientes criterios:

Si VPN > 0, el proyecto es atractivo y puede ser aceptado, implica que el proyecto arroja beneficios aun después de recuperar el dinero invertido.

Si VPN < 0, el proyecto no es rentable, es decir, no necesariamente habrán ingresos netos positivos, además los ingresos que se generen no alcanzan a compensar los costos e inversiones realizadas.

Si VPN = 0, la aplicación del proyecto es indiferente, puesto que arrojará beneficios que alcanzaran a compensar únicamente el capital invertido.

6.1.2.2 Tasa interna de retorno (TIR). Es la tasa de descuento, actualización que aplicada al flujo de caja del proyecto equilibra el valor presente de los ingresos con el valor presente de los egresos y produce un valor presente neto igual a cero.

Si la TIR es igual a la tasa de descuento, el proyecto se encuentra en un punto de equilibrio.

Si la TIR es mayor a la tasa de descuento, el proyecto se considera atractivo desde el punto de vista de rentabilidad.

Si la TIR es menor a la tasa de descuento, el proyecto no representaría ganancias en su aplicación.

212

6.1.2.3 Relación beneficio-costo B/C. Este indicador consiste en la separación de los ingresos y de los egresos del proyecto y la relación existente entre ellos. En este caso, se suman todos los ingresos y los egresos del proyecto para cada periodo, se recalculan sus valores presentes y finalmente la razón entre ellos.

Lo que interesa de un proyecto es el beneficio neto que es el resultado obtenido de retirar de los ingresos todos los egresos. Matemáticamente se estima empleando la ecuación 3.

Ecuación 3. Relación beneficio-costo B/C.

BC

=VPIVPE

Donde:

VPi = Valor presente de los ingresos VPE = Valor presente de los egresos

El análisis de la relación B/C implica:

Si B/C > 1 implica que los ingresos son mayores que los egresos, entonces el proyecto es aconsejable. Si B/C = 1 implica que los ingresos son iguales que los egresos, entonces el proyecto es indiferente.

Si B/C < 1 implica que los ingresos son menores que los egresos, entonces el proyecto no es aconsejable.

6.2 ANÁLISIS COMPARATIVO DE COSTOS ENTRE CEMENTOS CONVENCIONALES CLASE G Y CEMENTOS ELÁSTICOS

A continuación se describen costos generalizados por operaciones de cementación con el fin de establecer beneficios económicos generados a partir de la implementación de cementos elásticos en la Gerencia Central de Ecopetrol.

6.2.1 Costos diferidos. Para la evaluación del proyecto se tienen en cuenta los costos sobre los cuales inicialmente se tiene un costo variable adicional por la implementación de los Cementos elásticos

213

Lechada convencional para liner 7” (11.5ppg – 14.5ppg) => 85.8 USD/ft3 Lechada elástica para liner 7” (14.55pg) => 109.5 USD/ft3 Costo lechada convencional = USD 38,610 Costo lechada elástica = USD 49,275

6.2.1.1 Beneficio. En este proyecto al trabajar con un enfoque proactivo y no reactivo en los trabajos de cementación, para mantener integridad del anillo de cemento se ve el beneficio en cuanto al ahorro en cementación remedial pre o post fractura preservando el aislamiento en trabajos de estimulación. En la tabla 42 se evidencian los costos asociados por una deficiente cementación.

Tabla 42. Costos asociados por una mala cementación

Costos asociados

Cementación remedial

Taladro de Workover

Unidad de Coiled Tubing

Wireline cañoneo

+/- 15 días de producción diferida durante la operación

6.2.1.2 Aspectos operativos de la cementación elástica: se requiere la misma logística y equipos que un trabajo con lechadas convencionales. Y una planta de mezcla de cemento adecuada para mezclar cementos elásticos.

Al igual que se necesita el mismo requerimiento de personal y logística en este tipo de tecnología para la Implementación de cementos elásticos. En los Campos Apiay, Chichimene, Suria, Guatiquía y Libertad Norte

6.3 EVALUACIÓN ECONÓMICA DE LA IMPLEMENTACIÓN DE CEMENTOS ELÁSTICOS

A continuación se adjunta la información sobre costos de los pozos de la Gerencia central de Ecopetrol los cuales cuentan con un soporte real para determinar los costos que genera la implementación de cementos elásticos como sistema optimizado no convencional de cementación. Además se describe la viabilidad de seguir siendo utilizados en futuros proyectos de perforación al minimizar problemas operacionales en campo y establecer beneficios económicos a corto mediano y largo plazo.

214

6.3.1 Costos de cementación del Liner de 7” en el campo Chichimene. A continuación se presentan los costos por equipo y costos variables asociados por la implementación de cementos elásticos en cada pozo.

6.3.1.1 Chichimene SW8. La tabla 43 muestra los costos de cementación en el liner de interés.

Subtotal Servicios = US $ 13,000.00Subtotal Productos = USD $ 64,455.30Total USD $ 75.455.30.

Tabla 43. Costos de cementación liner de 7” Chichimene sw8

Descripción Cantidad UnidadesPrecio (USD)

Costo Acumulado

(USD)

Cargo por trabajos de cementación

Equipo

Cargo por operación de cementación 7 " a 7 5/8"

1 Equipo 13000 13000

Lechadas de Cemento Mezclalechada de cemento liviana de Alta resistencia entre 11,5 a 14,6 ppg

567 Ft3 85,8 48648,6

Espaciadores MezclaEspaciador Mecánico Base Agua. Incluye Mezcla y Bombeo

2940 Galones 1,3 3822

Lavador Químico MezclaPrelavado Químico Base Agua. Incluye mezcla y bombeo

840 Galones 0,65 546

Aditivo Propiedades elásticas 300 LB 26 7800Aditivo Propiedades expandibles

155,5 LB 23,4 3638,7

Costo Total por servicio de Cementación 77455,3

6.3.1.2 Chichimene SW9. Los costos de cementación en el liner de producción se pueden apreciar en la tabla 44.

Subtotal Servicios = US $ 13,000.00

215

Subtotal Productos = USD $ 62,309.30Total USD $ 75.309.00.



Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000

Lechadas de Cemento Mezcla 0lechada de cemento liviana de Alta resistencia entre 11,5 a 14,6 ppg

539 Ft3 85,8 46246,2

Espaciadores Mezcla 0Espaciador Mecánico Base Agua. Incluye Mezcla y Bombeo

2520 Galones 1,3 3276

Aditivo Propiedades elásticas

400 LB 26 10400

Aditivo Propiedades expandibles

102 LB 23,4 2386,8

Costo Total por servicio de Cementación

75309

6.3.1.3 Chichimene SW12. Los costos de cementación en el liner de 7” se observan en la tabla 45.

Subtotal Servicios = US $ 13,000.00Subtotal Productos = USD $ 60,518.64Total USD $ 73518.64

216



Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000

Lechadas de Cemento Mezcla 0lechada de cemento liviana de Alta resistencia a la compresión ppg

527,8 Ft3 85,8 45285,24

Lavador Químico Mezcla Prelavado Químico Base Agua.

840 Galones 0,65 546

Espaciadores Mezcla 0Espaciador viscoso base aceite con controlador de filtrado

1680 Galones 1,3 2184


300 LB 26 7800


201 LB 23,4 4703,4


73518,64

6.3.1.4 Chichimene SW13. La tabla 46 describe los costos generados por la implementación de los cementos elásticos en el liner de producción.

Subtotal Servicios = US $ 13’000.00Subtotal Productos = USD $ 56’323.80Total = USD $ 69’323.80

217



Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000


488 Ft3 85,8 41870,4

Lavador Químico Mezcla Prelavado Químico Base Agua. Incluye Mezcla y Bombeo

840 Galones 0,65 546


1806 Galones 1,3 2347,8


234 LB 26 6084


234 LB 23,4 5475,6

Costo Total por servicio de cementación

69323,8

6.3.1.5 Chichimene SW14. Los costos por la implementación de la tecnología en el liner de producción se ven reflejados en la tabla 47.


218

Tabla 47. Costos de cementación liner de 7” Chichimene SW 14


Costo Acumulado(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000


477 Ft3 85,8 40926,6


830 Galones 0,65 539,5


2016 Galones 1,3 2620,8


229 LB 26 5954


229 LB 23,4 5358,6


68399,5

6.3.1.6 Chichimene 41. En la tabla 48 se pueden ver los costos ligados a la cementación implementada en el liner de 7”.

Subtotal Servicios = US $ 13,000.00Subtotal Productos = USD $ 63,540.00Total USD $ 76540.62

219

Tabla 48. Costos de cementación liner de 7” Chichimene 41

Descripción CantidadUnidade

sPrecio (USD)

Costo Acumulad

o(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000


550 Ft3 85,8 47190


840 Galones 0,65 546


2100 Galones 1,3 2730


114,3 LB 23,4 2674,62


76540,62

6.3.1.7 Chichimene 42. Los costos de cementación para el liner de producción de este pozo se pueden observar en la tabla 49.


220

Tabla 49. Costos de cementación liner de 7” Chichimene 42

Descripción CantidadUnidade

sPrecio (USD)

Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000


516,6 Ft3 85,8 44324,28


840 Galones 0,65 546


2310 Galones 1,3 3003


300 LB 23,4 7020


73145,28

6.3.2 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Guatiquía. A continuación se presentan los costos variables e inversiones asociados por la implementación de cementos elásticos en los pozos del campo Guatiquía.

6.3.2.1 Guatiquía-9. La tabla 50 muestra los costos de cementación en el liner de interés.

Subtotal Servicios = US $ 12,700.00Subtotal Productos = USD $ 52,090.85Total USD $ 64,790.85

221

Tabla 50. Costos de cementación liner de 7” Guatiquía 9


Costo Acumulado (USD)


Equipo


1 Equipo 12700 12700

Lechadas especiales Mezcla 0lechada de cemento elástica- expandible entre 15 a 16 ppg

455 Ft3 107,95 49117,25


840 Galones 0,59 495,6

Espaciadores Mezcla 0Espaciador Mecánico Base Agua con controlador de filtrado

2100 Galones 1,18 2478


202 LB 0 0


300 LB 0 0


64790,85

6.3.2.2 Guatiquía-12. Los costos de cementación en el liner de producción se pueden apreciar en la tabla 51.

Subtotal Servicios = US $ 12,700.00Subtotal Productos = USD $ 56,992.75Total USD $ 69,692.75

222



Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 12700 12700

Lechadas especiales Mezcla lechada de cemento elástica- Expandible entre 15 a 16 ppg

505 Ft3 107,95 54514,75


840 Galones 0,59 495,6

Espaciadores Mezcla Espaciador Mecánico Base Agua con controlador de filtrado

1680 Galones 1,18 1982,4


69692,75

6.3.2.3 Guatiquía 14. Los costos de cementación en el liner de 7” se observan en la tabla 52.

Subtotal Servicios = US $ 12,700.00Subtotal Productos = USD $ 43,714.Total USD $ 56,414.9

223


Descripción Cantidad Unidades Precio (USD)Costo

Acumulado (USD)


Equipo


1 Equipo 12700 12700

Lechadas especiales Mezcla 0lechada de cemento Elástica- Expandible entre 15 a 16 ppg

382 Ft3 107,95 41236,9

Lavador Químico MezclaPrelavado Químico Base Agua. Incluye Mezcla y Bombeo

840 Galones 0,59 495,6

Espaciadores Mezcla 0Espaciador Mecánico Base Agua con controlador de filtrado

1680 Galones 1,18 1982,4


56414,9

6.3.3 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Libertad Norte. A continuación se presentan los costos variables e inversiones asociados por la implementación de cementos elásticos.

6.3.3.1 Libertad Norte 7. La tabla 53 describe los costos generados por la implementación de los cementos elásticos en el liner de producción

Subtotal Servicios = US $ 18,500.00Subtotal Productos = USD $ 46,175.00Total USD $ 64675

224

Tabla 53. Costos de cementación liner de 7” Libertad Norte 7


Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 18500 18500

Lechadas especiales Mezcla lechada de cemento especial Elástica- Expandible entre 15 a 16 ppg

433 Ft3 95 41135


840 Galones 1 840


2100 Galones 2 4200


64675

6.3.3.2 Libertad Norte 11. Los costos por la implementación de la tecnología en el liner de producción se ven reflejados en la tabla 54.

Subtotal Servicios = US $ 12,700.00Subtotal Productos = USD $ 69,191.1.Total USD $ 81891.1

225

Tabla 54. Costos de cementación liner de 7” Libertad Norte 11


Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 12700 12700

Lechadas especiales Mezcla lechada de cemento Elástica- Expandible entre 15 a 16 ppg

618 Ft3 107,95 66713,1


840 Galones 0,59 495,6


1680 Galones 1,18 1982,4


81891,1

6.3.4 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Suria. A continuación se describen los costos variables e inversiones asociados por la implementación de cementos elásticos.

6.3.4.1 Suria18. En la tabla 55 se pueden ver los costos ligados a la cementación implementada en el liner de 7”.

Servicio 13’000.0 UsdProductos 46’144.9 UsdTotal 59’144.9 Usd

226

Tabla 55. Costos de cementación liner de 7” Suria 18


Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 13000 13000


387 Ft3 112,2 43421,4


830 Galones 0,65 539,5


1680 Galones 1,3 2184


59144,9

6.3.4.2 Suria 23 Sur. Los costos de cementación para el liner de producción de este pozo se pueden observar en la tabla 56.

Servicio 12,700.00 UsdProductos 64,873.1 UsdTotal 77573.1 Usd

227

Tabla 56. Costos de cementación liner de 7” Suria 23 Sur


Costo Acumulado

(USD)


Equipo


1 Equipo 12700 12700


578 Ft3 107,95 62395,1


840 Galones 0,59 495,6


1680 Galones 1,18 1982,4


77573,1

6.3.5 Costos de cementación del liner de 7” en el campo Apiay. A continuación se presentan los costos variables e inversiones asociados por la implementación de cementos elásticos.

6.3.5.1 Apiay Este 5. En la tabla 57que se muestra a continuación se pueden ver los costos implicados en la cementación del liner de producción.

Subtotal Servicios = US $ 13,000.00Subtotal Productos = USD $ 94,765.10Total = USD $ 107,765.10

228

Tabla 57. Costos de cementación liner de 7” Apiay Este 5


Costo Acumulado

(USD)


Equipo

Cargo por operación de cementación 7 " a 7 5/8" 1

Equipo13000 13000

Lechadas de Cemento Mezcla lechada de cemento elástica - Expandible entre 15 y 16 Lpg 561

Ft3112,2 62944,2

Lechada principal para cementar revestimiento/Liner de 7" a 7 5/8 "Cemento Clase G, GEC (Incluye Fibra) 590

Ft3

45,79 27016,1

Espaciadores Mezcla Espaciador Mecánico Base Agua. Incluye Mezcla y Bombeo 2856

Galones1,3 3712,8

Lavador Químico Mezcla Prelavado Químico Base Agua. Incluye mezcla y bombeo 1680

Galones0,65 1092


107765.1

6.3.6 Costos operativos. En este valor se tiene en cuenta todos los costos generados por la aplicación de los cementos elásticos proveídos por la empresa prestadora de servicios, los servicios de precio fijo aquí considerados son los siguientes:

Sin importar las condiciones o duración de la cementación, estos valores son fijos para todas las operaciones, el valor total de estos es de 13000 USD.

El valor fijo de La cementación es sumado entonces a los valores variables según el caso de cada pozo:

Los costos variables según cada pozo cementado son los que se muestran en la tabla 58.

229

Tabla 58. Costo total por operación en los pozos de la Gerencia Central

PozoInversión

(USD)

costo variable (USD)

Costo total por pozo(USD)

Chichimene SW8 13000 64455,3 77455,3Chichimene SW9 13000 62309,3 75309,3Chichimene SW12 13000 60518,64 73518,64Chichimene SW13 13000 56323,8 69323,8Chichimene SW14 13000 55399,5 68399,5Chichimene 41. 13000 63540 76540Chichimene 42 13000 60145,28 73145,28Guatiquía-9 12700 52090,85 64790,85Guatiquía-12 12700 56992,75 69692,75Guatiquía 14 12700 43714,9 56414,9Libertad Norte 7 18500 46175 64675Libertad Norte 11 12700 69191,1 81891,1Suria18 13000 46144,9 59144,9Suria 23 Sur. 12700 64873,1 77573,1Apiay Este 5 13000 94765,1 107765,1

199000 896639,52 1095639,52

Inversión Total (USD)

Costo Variable Total (USD)

Costo Total Gerencia Central (USD)

6.3.7 Costos base.

Lechada convencional para liner 7” (11.5ppg – 14.5ppg) => 85.8 USD/ft3Lechada elástica para liner 7” (14.55pg) => 109.5 USD/ft3Costo Variable promedio por cada pozo 59,775.968 USDPromedio Costo por Equipo para cada pozo: 13000 USDVolumen promedio de pies cementados por cada pozo: 59,775.968 Usd/109.5 USD/ft3 = 546 pies cúbicos

Debido a que el costo incrementado por la implementación de cementos elásticos solo varía de acuerdo a la cantidad de cemento utilizado puesto que se requieren los mismos equipos y personal solo evaluaremos el diferencial de costos de acuerdo al material utilizado para cada pozo mediante un promedio de pies cúbicos cementados.Costo promedio por pozo para la cementación con cementos convencionales clase G.

230

Costo cementos clase G: 5546ft3 * 85.8 USD/ft3= 46846.8 USDCosto total por cementación de todos los 15 pozos evaluados con cementos Clase G.

Costo Variable total cementos clase G: 46846.8 USD * 702702 USD Diferencia generada por la implementación de cementos elásticos:

Costo variable Total Cementos Elásticos: 896639.52 USD

Diferencia generada: 896639.52 USD - 702702 USD = 193937 USD

De entrada los cementos elásticos tienen un costo adicional por cada pozo de 12929,1 USD por cada pozo y para el total de los 15 pozos de la gerencia central se tiene un valor adicional de 193,937 Dólares. El cual se busca justificar mediante un análisis comparativo de costos adicionales debido a problemas operacionales a largo plazo para los cementos convencionales los cuales la nueva tecnología busca evitar generando un ahorro de inversión de capital posterior a la implementación de cementos elásticos.

6.4 PARÁMETROS A CONSIDERAR

Para la realización de la evaluación financiera es importante tener en cuenta parámetros como, el volumen de cemento a emplear, ahorros por cementación remedial, ahorros por operaciones de Side Track (Dichos parámetros se describen a continuación.)

6.4.1 Costos totales de operación. Los costos fijos se mantienen, pues todas las cementaciones se realizaron en una misma operación tenía un tiempo de 1 día por pozo cementado

El costo operativo promedio es de 13000 dólares, y el total de todos los 15 pozos es de 199000 dólares.

6.4.1.1 Costos variantes con respecto al tiempo: En la siguiente tabla, se adjunta la cantidad de días usados en cada caso (producción diferida y días de equipo)Este puede variar con respecto al tiempo total por cementación por pozo. Debido a que durante el mismo es frecuente que el equipo se movilice entre pozos aledaños mientras continúa la operación de cementación. Esto para ahorrar tiempo de equipo si hay algún inconveniente con la operación.6.4.1.2 Tiempos totales en cada pozo. El tiempo de equipo se obtiene según los reportes presentados diariamente por parte de los supervisores de campo, en

231

el cual se especifica la ubicación actual del equipo y el trabajo que se encuentra en proceso.

6.4.2 Costos Adicionales generados por la cementación remedial. Ahorros por cementación remedial. El método convencional requiere necesariamente de tres cementaciones remediales por pozo para poder continuar con la producción sin generar daños adicionales a la formación. En la evaluación financiera que se llevara a cabo, el costo de la cementación remedial se tendrá en cuenta como un ahorro para el flujo de caja.

6.4.3 Costos de equipo por cementación remedial. En total se usaron 3 equipos para realizar las operaciones posteriores a la cementación, debido a que los pozos de la Gerencia Central se encuentran produciendo por dos zonas de interés por lo cual se debe hacer tres cementaciones remediales por cada pozo cementado con cementos convencionales y se estima que de acuerdo al comportamiento de los problemas operacionales se debe realizar 1 año después de la colocación del cemento. Estos equipos y sus tarifas son mostrados en la tabla 59.

Tabla 59. Tarifas por cargos técnicosCostos por cargos técnicos

Costo por personal en campo 1564 Día

Equipo activo con cuadrilla 13200 Día

Equipo workover 13800 Día

Fuente.: Ecopetrol S.A 2010

Costo total por cargos técnicos diario: 28564.

Más adelante se especificara en que caso fue usado cada equipo y su respectiva cuadrilla, también se muestran los costos por cementación remedial en la tabla 60.

232

Tabla 60. Costos por cementación remedial

DescripciónCosto

Unitario (Usd)

Unidad CantidadCosto Total (Usd)

Cargo por operación: 6350 Equipo 1 6350Prelavado 0,59 GAL. 840 495,6Lechada 114,3 FT3 100 11430

Costo total cementación remedial 18275,6Costo total cementación remedial x 3 54826,8

Fuente. Ecopetrol S.A. 2011.

Costo por operaciones de Side Track (tabla 61) para el análisis de flujo de caja es necesario determinar los costos adicionales por operaciones de Side Track. Los cuales se ven reflejados como un ahorro al cuarto año de la implementación de cementos elásticos.

Tabla 61. Costos por operaciones Side Track

Descripción: Costo Unitario Unidad CantidadCosto Total

Cargo Por Operación:

6350 Equipo 1 6350

Prelavado 0,59 Gal. 840 495,6Espaciador 1,18 Gal. 1260 1486,8Lechada 39,01 Ft3 280 10922,8

Costo total operación side track 19255,2Costo total operación side track *2 38510,4

Fuente. Ecopetrol S.A, 2010

Para cada pozo de la Gerencia central se deben realizar dos trabajos de Side Track al estar produciendo por dos zonas de interés.

6.4.4 Ahorros generados por la implementación. Los ahorros por cementación remedial y operaciones Side Track generados a partir de la implementación de cementos elásticos se ven reflejados en la tabla 62 y 63.

Tabla 62. Ahorro por cementación remedial.

233

Tipo de ahorro Ahorro ($USD)

Cementación Remedial 54826.8

Cargos por personal 28564

Ahorro Total 83390.8

Tabla 63. Ahorro por operaciones side Track

Tipo de ahorro Ahorro ($USD)

Tapón Side Track 38510,4

Cargos por personal 28564

Ahorro Total 67074,4

Los costos fijos que se presentan son:

Costo base de Equipos: $ 19050 dólares

Estos pueden variar ligeramente según el número de días usados, sin embargo debido al bajo precio generado por estos, se decidió que este valor de variación era despreciable y se tomó un valor base de 3.687 dólares.

Costo base cementación: $ 34290 dólares

Los fluidos usados son blend y aditivos elásticos expandibles (especificados en el capítulo 4) de la empresa Schlumberger y Halliburton, por lo cual estos valores no se encuentran incluidos en los costos operativos por parte de Ecopetrol responsable de las operaciones de cementación.

Se calculó un valor promedio de la cantidad de estos fluidos usada en las cementaciones, este valor fue de 59.776 dólares. El cual se asume constante para todas las cementaciones debido al ligero margen de desviación que se presenta en todos los casos.

6.5 FLUJO DE CAJA

Con el fin de identificar los beneficios o pérdidas en los que se puede incurrir al llevar el proceso de implementación de cementos elásticos se realizará para cada uno de los escenarios planteados un flujo de caja con el que se evaluará la inversión, costos, ingresos y egresos que sustenten la rentabilidad en un periodo de tiempo de 48 meses

234

.Escenario 1. Está compuesto por la cementación de 15 pozos en un periodo de tiempo de 8 meses pero los costos se basan en cargos por operación del equipo diaria debido a que los pozos cuentan con un promedio de 1 día para la cementación del Liner de 7”. La operación está a cargo de Ecopetrol S.A. solamente, es decir, todos los costos están a cargo de la empresa

Una vez obtenidos los costos totales de cementación por pozos y costos totales se calcula el flujo de caja neto para cada pozo y para toda la campaña de cementación.

La tasa interna de oportunidad manejada fue de 10% E.A, equivalente a 0,83% E.M. Esta tasa fue proporcionada por la compañía operadora y es la tasa de oportunidad que manejan para la evaluación de sus proyectos.

Los flujos de caja netos se presentan a la fecha de la evaluación (Diciembre de 2010) y tras 8 meses de haberse iniciado la campaña de cementación.

Estos resultados se obtienen al llevar los costos e ingresos de cada cementación a un punto de referencia o punto focal, en la que se llevo a cabo la evaluación de las operaciones de cementación.

6.5.1 Flujo de caja a 4 años. A continuación, en el gráfico 15, se presentan los resultados obtenidos para la campaña de implementación de cementos elásticos a Diciembre del 2014 (tras 4 años de haberse iniciado las operaciones de cementación, este se calculó estimando tres cementaciones remediales promedio para cada pozo en el primer año y operaciones por side track adicionales presentados en el cuarto año posterior a la fecha de evaluación original (Diciembre del 2010).

Gráfico 15. Flujo de caja a 4 años para campaña de cementación

Se tienen 2 eventos generales del comportamiento de flujo de caja, en seguida en la tabla 64 se muestra la línea de flujo para dicho caso.

Tabla 64 Costos asociados al flujo de caja.

235

Ingresos Año 0 año 1año

2año 3

año 4 TOTAL

Ahorro por operaciones Side Track

38519,4

Ahorro por producción diferida por 15 días para 15 pozos

15483600 15483600

Descuento por regalías 33 %

-5109588 -5109588

Gastos operacionales por transporte y Producción(OPEX)

-8000 -8000

flujo neto por 15 días de producción

10366012 10366012

Ingreso por ahorro cementación remedial

822402

Inversión por Equipos -199000

costo variable aditivos de cementación de la lechada

-896639,52

Costo fijo por personal -35368,7 106106,1 28564

FLUJO DE FONDOS DEL PROYECTO (US$)

-1131008,22

11294520,1 0 0 104330095 20550087,9

Total ingresos 31962791,5

Total gastos-

11366184,2

Flujo de caja Total 20550087,9

La tabla 65 muestra los costos básicos que se tienen en cuenta para la evaluación del flujo de caja a cuatro años.

Tabla 65. Parámetros base.

Producción diaria, promedio en los pozos evaluados de la Gerencia Central (Bbl)

800

236

Gastos de producción iniciales ($/b) 5

Costo transporte ($/b) 2Precio petróleo ($/bbl) 86,02

6.5.2 Indicadores financieros. A continuación se presentan los resultados obtenidos a partir de un análisis financiero para determinar la viabilidad de continuar implementando los cementos elásticos en futuros proyectos de la Gerencia Central de Ecopetrol.

6.5.2.1 Indicadores financieros en todos los pozos. Estos son los valores obtenidos (Figura 66) para los parámetros VPN, TIR y relación B/C para cada pozo y para toda la campaña implementación de cementos elásticos.

EL proyecto es bueno cuando:VPN > 0 TIR > TIO B/C > 1

Tabla 66. Valores obtenidos en la evaluación financiera

Tasa de interés y oportunidad = 10%

Valor Presente Neto $ 13.653.248,02TIR 900%

Relación Beneficio costo 28,26044138

La relación beneficio/costo es igual a 28.26, indicando que se trata de una buena inversión. El valor presente neto generado muestra una diferencia cercana a los 6 millones de dólares con respecto al VPN obtenido evaluando todos los pozos.Finalmente se presenta una TIR muy superior a la anterior a la tasa interna de oportunidad o TIO era de 10% anual, por lo tanto el proyecto al mostrar una TIR de 900 % anual se consideraría muy bueno.

Estos pozos son los pozos que generaron TIR superior a la TIO y por lo tanto se comprobó que se trato de una buena inversión en todos los casos, tal como se puede ver en el gráfico 16.

.Gráfico 16. Flujo de Caja.

237

Los valores presentados en color verde son valores negativos, en este caso todos los costos, los ingresos son presentados en color rojo, así como los flujos de caja en donde el costo fue menor al ingreso y por ende su flujo de caja es positivo.

El flujo neto acumulado para el flujo de caja para un periodo de cuatro años se observa en el gráfico 17.

Gráfico17. Flujo Neto

Los valores positivos para el flujo de caja siguen siendo los mismos para los 15 pozos, es decir que en ninguno de los pozos se presenta el caso de que se observe un flujo de caja negativo porque los pozos recuperan si inversión en el primer año de producción.

238

6.5.3 Costos por producción diferida. La producción diferida es aquella producción que no se recibe por tener el pozo detenido debido a la operación que se está llevando a cabo.

En este caso la producción diferida es la cantidad de barriles que aporta el pozo durante el cierre por operaciones de cementación remediales y operaciones de side track por daño del pozo.Se calculó una producción promedio de 800 bbl por pozo para los campos de la gerencia central de Ecopetrol basado en las formas 9, formas oficiales del ministerio para reporte de producción, estas fueron las bases para el cálculo de impacto económico a lo largo de todo el proyecto.

El impacto económico para todos los pozos fue calculado hasta finales de diciembre del 2010, puesto que esta fue el último mes reportado en las formas 9 en el momento de realizar la evaluación económica del proyecto.

El análisis de producción diferida no se llevo a cabo en los pozos propuestos por Ecopetrol S.A, debido a que no hubo incrementales de producciones debidas a la implementación de cementos elásticos en ninguno de estos pozos. Solo se puede evaluar el comportamiento promedio de cada uno de los pozos con cementos convencionales y los costos asociados por problemas operacionales a través de la vida productiva de un pozo.

Los costos totales varían con respecto al valor previamente indicado ($1095639.52 dólares), para los costos variables de cementación. Esto es debido a que al calcular todos los costos e ingresos a Diciembre del 2010, tanto los costos como los ingresos están afectados por el comportamiento de la inflación. Esto explica el cambio en el comportamiento de los costos.

6.6 EVALUACIÓN DE RESULTADOS.

Acorde con los valores obtenidos, se puede observar un rápido recobro de la inversión razón por la cual no existen pozos con flujo de caja negativo en los cuales no hayan llegado a cubrir el costo inicial de cementación.

La producción estimada de los pozos de la Gerencia Central es representativa del comportamiento que presentan los pozos de la zona, según se había indicado previamente. La principal razón de este comportamiento es que los yacimientos se encuentran parcialmente depletados tras varias décadas de producción.Respecto al resultado observado en la evaluación previa ($193.937dólares). Se observa un cambio positivo de $ 20`550,087.9 dólares.

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El flujo de caja neto para toda la campaña de implementación es de - $20`550.087,9 dólares a Diciembre del 2014, y por ende se cuenta con suficiente tiempo para recuperar el costo invertido.6.6.1 Conclusiones.

Los 15 pozos anteriormente mencionados presentan un valor positivo de VPN, por lo tanto son considerados buenos proyectos.

El VPN total es de - 13.653.248,02 dólares. Es decir que en general las ganancias son suficientes para recuperar el dinero invertido en el primer año. Y por ende, la campaña de cementación puede ser considerada como un proyecto con excelentes resultados financieros.

El factor costo/beneficio de todo el proyecto es de 28.26. Es decir que por cada dólar invertido en el proyecto, se recuperan solo 28.26 dólares. La relación indica que se trata de una buena inversión.

El valor presente neto generado muestra una diferencia cercana a los 6 millones de dólares con respecto al VPN obtenido evaluando todos los pozos.Finalmente se presenta una TIR muy superior a la tasa interna de oportunidad o TIO era de 10% Anual, por lo tanto el proyecto al mostrar una TIR de 900% anual se consideraría muy bueno.

Un aumento de la producción se puede atribuir a un buen trabajo de cementación. Esta optimización del aislamiento zonal puede reducir la afluencia de agua, a la vez que favorecen tratamientos de estimulación (donde se debe producir mejor resultados), y reducir al mínimo la pérdida de producción en las zonas ladronas.

El objetivo del operador es ofrecer una tasa de producción sostenida de los pozos de la cuenca de los llanos orientales con un presupuesto limitado de finalización. Esto requiere un enfoque diferente para el diseño, así que normalmente se utilizan otras formulaciones, donde la acumulación de presión sobre el anillo previamente cementado a menudo ha sido un problema.

Al minimizar el riesgo de daños al anillo de cemento también se reducen los costos de reparación por cementación remedial ó squeeze, al igual que se reducen los costos por improductividad por cierre de pozo al evitar trabajos por daños en la cementación. Igualmente evita la producción temprana de agua y las pérdidas de zonas individuales.

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7. CONCLUSIONES

Acorde con los valores obtenidos, se puede observar un rápido recobro de la inversión, razón por la cual no existen pozos con flujo de caja negativo en los que no hayan llegado a cubrir el costo inicial de cementación.

El aumento de la producción en los pozos analizados en el proyecto, es atribuible a un buen trabajo de cementación. Esta optimización del aislamiento zonal redujo la afluencia de agua, a la vez que favoreció tratamientos de estimulación (donde se debían obtener mejores resultados), y redujo al mínimo la pérdida de producción en las zonas ladronas.

El sistema de cementación elástico-expandible minimizo el riesgo de daños al anillo de cemento, también redujo los costos de reparación por cementación remedial ó squeeze, al igual que los costos por improductividad por cierre de pozo evitando trabajos por daños en la cementación. Igualmente fue diseñado para evitar la producción temprana de agua y las pérdidas de zonas individuales.

Los 15 pozos fueron perforados en tres secciones hasta la profundidad promedio de 11590 ft-mMD (11336.96 ft-TVD) para alcanzar el objetivo o arenas de interés las cuales se encontraban divididas por dos formaciones, la formación K1 y la formación K2, que hacen parte de la columna estratigráfica de la cuenca de los llanos orientales. Es decir que todos los pozos se encontraban produciendo por dos zonas.

Se cumplió el objetivo principal de proveer sello hidráulico para prevenir cualquier tipo de influjo a través de las zonas productoras de agua o no potenciales, además se reforzó la resistencia del revestimiento contra el colapso o efectos de estallido a la vez que sirvió de soporte para dar integridad a la última sección del casing, la cual con una lechada elástica entre 15.8 y 14.55 ppg de densidad dando alta resilencia y elasticidad al cemento fraguado. La implementación genero un buen sello, previniendo influjos y aislando formaciones potencialmente productoras obteniendo un buen completamiento.

La lechada elástica-expandible fue diseñada para incrementar la resilencia y elasticidad del cemento una vez endurecido, haciéndolo más resistente a los esfuerzos y condiciones de fondo durante el completamiento y producción del pozo.

Los diseños de las lechadas elásticas formuladas para la Gerencia Central de Ecopetrol fueron elaboradas con el fin de soportar los esfuerzos a los cuales se encuentra sometido el pozo durante cualquier etapa de su vida productiva.

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En el caso eventual de una falla o cizallamiento en la capa de cemento, los aditivos expansivos de esta lechada reaccionarán al contacto con hidrocarburos y responden automáticamente para sellar cualquier microanillo o craqueo del cemento, impidiendo de esta manera el paso de los fluidos.

El diseño de la lechada liviana con microesferas para la compañía prestadora de servicio fue elaborada con el fin de mitigar los daños a la formación por bajos gradientes de fractura presentes en la zona productora. En el caso puntual de la Falla Venganza, la formulación lleva consigo aditivos de control de pérdida de filtrado que al entran en contacto con esta zona impedirá el paso de fluidos (lechada - formación o formación - lechada).

Los objetivos de los programas de cementación de las diferentes secciones se alcanzaron a conformidad. El registro CBL en las zonas de interés mostró continuidad y una buena calidad en el anillo de cemento, para poner el pozo en producción sin necesidad de operaciones remediales.

La lista de chequeo manejada en los pozos de la Gerencia Central probo ser una exitosa respuesta a los resultados observados previas a las operaciones de cementación, a través de esta lista se busco reducir la incertidumbre respecto a la factibilidad de cementar un pozo candidato. La integración del conocimiento en este sistema impulso que se estudiaran una mayor parte de variables con capacidad de afectar el desempeño de la cementación.

La inversión en operaciones de cementación con lechadas livianas en la compañía, demostraron ser viables tanto técnica como operacionalmente al presentar óptimos resultados en las pruebas de laboratorio y un buen desempeño en cuanto a optimización de las propiedades físicas y mecánicas para el pozo tipo. los cuales contaban con una preparación convencional de acuerdo a los requerimientos para los cuales habían sido inicialmente diseñados. Lo cual sugiere que está nueva formulación es buena como alternativa de implementación en futuros proyectos de cementación.

Para la operación de cementación del liner de 7”, el desplazamiento fue realizado con lodo desde la unidad de cementación con medición física en los tanques de desplazamiento. Se evidencio que al desplazar con lodo se vio afectada la calidad de la mezcla del cemento generando microanillos debido al diferencial de presión.

En el análisis de los indicadores financieros de los 15 pozos anteriormente mencionados se presenta un valor positivo de VPN Total de 13.653.248,02 de dólares. Es decir que las ganancias son suficientes para recuperar el dinero invertido en el primer año. y por ende, la campaña de cementación puede ser considerada como un proyecto con excelentes resultados financieros.

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8. RECOMENDACIONES.

Se recomienda llevar a cabo evaluaciones de producción selectivas en los intervalos cementados antes de hacer cualquier otra intervención, ya que dificultaría la evaluación posteriormente.

Correr geomecánica durante el desarrollo del diseño de la cementación para facilitar la evaluación de la misma, una vez se haya realizado.

Se debe evaluar la cantidad de aditivos flexibles expandibles utilizados en cada cementación realizada, con el fin de optimizar las propiedades mecánicas del cemento, minimizando el riesgo de que se presente una mayor expansión a la inicialmente planeada, para ello hay que establecer parámetros operacionales en los futuros trabajos de cementación,

Tomar pruebas de presión ascendente en los pozos a cementar, debido a que se tiene poca información de presión en el área, con el fin de reducir la incertidumbre en la información que se maneja durante el diseño.

Evaluar la factibilidad de implementar los cementos elásticos en los pozos a estimular, con objeto de disminuir costos y tiempo de trabajo.

Se recomienda que si hay influjo en la sección de superficie, no usar preflujo (agua), bombear solo cemento y desplazar con agua o Lodo.

Se debe verificar la integridad y eficiencia de las bombas, previamente a los trabajos de desplazamiento para tener certeza de la eficiencia a la cual se encuentra operando y tener mayor exactitud en los volúmenes requeridos. Durante la ejecución del trabajo en campo.

Es importante resaltar que los retornos deben ser monitoreados durante todo el trabajo y que en ningún momento debe presentarse pérdida de circulación. Debido a que al monitorear toda la operación se tiene certeza de los volúmenes bombeados, el desplazamiento exacto, de los eventos de la operación y que estos vayan de acuerdo con el diseño inicialmente establecido.

Se debe tener una mejor distribución del cemento en el anular, para evitar la canalización.

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Se recomienda dar el tiempo suficiente para tocar el tapón de acuerdo a los resultados obtenidos durante las pruebas de laboratorio y de esta forma obtener los resultados que se esperan para lograr la desviación requerida.

se sugiere proceder a mezclar el cemento en el Batch mixer y después de esto hacer la prueba de línea, para determinar si se presentan fugas.

Se debe cuantificar un volumen equivalente en barriles de cemento fraguado por dentro del Liner el cual equivale a tener una columna Hidrostática la cual se debe principalmente a un fenómeno de segregación debido a la diferencia de densidades y reologías entre el cemento (15.8 ppg) y el lodo de desplazamiento (9.0 ppg).

Antes de colgar el Liner se debe asegurar una perfecta limpieza del hueco, para esto se debe bombear una píldora que deje en condiciones óptimas el hueco para proceder con la cementación, evitando que los preflujos de cementación arrastren con exceso de partículas que dificulte la liberación de la herramienta del Liner.

Se deben realizar los cálculos de cemento para el casing de producción con base a tamaño de broca más un 70% de exceso sobre el volumen Total de Lechada.

Para evitar inconvenientes con la largada del tapón de desplazamiento se debe continuar empleando la cabeza con manifold para poder dirigir el flujo por encima del tapón.

Es recomendable realizar la reciprocación del casing de 7” para tener una mejor distribución del cemento en el anular, y evitar canalización. Todos los fluidos se bombearon de acuerdo a los volúmenes y caudales de desplazamiento acordados previamente en los programas revisados y discutidos.

Para la operación de cementación del liner de 7”, el desplazamiento fue realizado con lodo desde la unidad de cementación con medición física en los tanques de desplazamiento.

Todos los fluidos deben bombearse de acuerdo a los volúmenes y caudales de desplazamiento acordados previamente en los programas revisados.

Durante la mezcla y el bombeo de la lechada se recomienda mantener una densidad homogénea para obtener excelentes resultados.

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BIBLIOGRAFÍA

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WRAY, Barry et al. The application of high-density elastic cements to solve hp-ht challenges in south Texas: the success story. Paper SPE 122762. Louisiana, Conferencia y exibición técnica anual, 2009

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ANEXOSA continuación se adjuntan los estados mecánicos, estudios petrofísicos, e historial de intervenciones para cada uno de los 15 pozos cementados con la tecnología propuesta.

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Anexo A. Estado mecánico pozo Apiay Este 5


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Anexo B. Estado mecánico Chichimene 41


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Anexo C. Estado mecánico Chichimene 42

Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo D. Estado mecánico Chichimene SW8

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo E. Estado mecánico Chichimene SW9

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo F. Estado mecánico Chichimene SW12

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo G. Estado mecánico Chichimene SW13

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Anexo H. Estado mecánico Chichimene SW14

Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo I. Estado mecánico Guatiquía 9

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo J. Estado mecánico Guatiquía 12

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo K. Estado mecánico Guatiquía 14

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo L. Estado mecánico Libertad Norte 11

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo M. Estado mecánico Suria 18.

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 Anexo N. Estado mecánico Suria 23 Sur.

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Fuente. Ecopetrol S.A, Open Wells, día de consulta 24 de Enero de 2011 A continuación se adjuntan las secuencias de bombeo, las presiones obtenidas durante la colocación de la lechada, pruebas de líneas y condiciones de

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desplazamiento para los pozos más relevantes de los 5 campos cementados con la tecnología propuesta.

Anexo O. Secuencia de Bombeo – Liner 7’’ – Chichimene sw8


Se bombearon los volúmenes y las densidades según el programa de cementación.

Las presiones fueron normales durante toda la operación y similares a las simuladas.

El back flow fue de 1 ½ bbl

La presión final de desplazamiento fue de 1100psi. Sentando tapón con 2200 psi.Luego de la cementación se sacaron 4 paradas para circular en directa el exceso de cemento. Durante la circulación hubo exceso de espaciador contaminado de cemento en superficie. La presión diferencial, fue de 50 psi. Se encontró el tope de cemento @ 7346ft, es decir 198 ft por encima del Liner Hanger.

Anexo P. Presión adquirida vs presión calculada

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Chichimene sw8


Anexo Q. Registro de presión simulada vs. Presión adquirida durante eltrabajo para el pozo Chichimene Sw14


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El volumen calculado para el desplazamiento fue de 196.1bbl con el diámetro nominal de la tubería de 5”, el cálculo del volumen corregido es de 193 bbl. El tapón llega al landing collar a los 191.1bbl de fluidos bombeados.

Las presiones durante el desplazamiento se muestran ligeramente superiores a las simuladas, sin embargo las tendencias muestran una operación normal, con buenas condiciones de pozo y sin pérdida de fluidos hacia la formación.

La presión final de desplazamiento fue de 1650 psi, se sienta tapón con 2060 psi. Buen funcionamiento del equipo de flotación. Back Flow 1.5 bbl.

Anexo R. Esquema de bombeo Guatiquía 12

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozoGuatiquía 12

En la gráfica se observa claramente el periodo en el cual el cemento va en caída libre después de lanzado el pump down plug en la cabeza, es importante resaltar que se observo el movimiento de la banderola indicadora. Cuando se llevaban 157 bbl acumulados de desplazamiento el caudal de bombeo es disminuido con el fin de ver el acople de tapones el cual fue observado claramente al incrementarse la presión hasta 1540 psi, esto se presento cuando se llevaba un acumulado de 169 bbl de desplazamiento.

El caudal es disminuido a 2.0 bpm antes de observar el sentamiento del Wiper Plug en el Landing Collar para aumentar la presión desde 1000 psi hasta 1600 psi. La presión fue mantenida durante 5 minutos para luego relajar y chequear el back flow que fue de 2.5 bbl.

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Anexo S. Prueba de líneas de bombeo para Suria 23 Sur

Fuente. Halliburton, 2010, reporte final de cementación, pozoSuria 23 Sur

Se puede observar en la gráfica que los valores de densidad, tasa y presión registrados se mantuvieron de acuerdo al diseño de trabajo.

en esta gráfica describe el desplazamiento, comenzando a una tasa inicial de 2 bpm con 2 bbl de cemento para liberar el dardo y 10 bbl de espaciador Biozanatrás @ 4 bpm. Se continuó desplazando158 bbl de lodo @ 4 bpm observando lapresión entre 100 – 500. Se bajó el caudal a 2.5 bpm para observar el rompimiento de pines con 2,600 psi, (171 bbl acumulados).

Se continuó el desplazamiento @ 3 bpm, sin embargo, se observó un incrementoinesperado de presión indicando un posible empaquetamiento en el paso del colgador, por lo cual se bajo la tasa de bombeo a 2 bpm hasta alcanzar presión final de trabajo en 1,300 psi y asentando dardo con 1,800psi. Esta presión se mantuvo por aproximadamente 5 min, luego de los cuales se relajó la presión para observar 1 Bbl de flowback 0 psi, indicando buen funcionamiento del equipo de flotación.

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Anexo T. Esquema de Bombeo para Libertad Norte 11

Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación, pozo Libertad Norte 11

El esquema de bombeo fue desarrollado según lo acordado en el programa pre-operacional, hubo retornos normales durante el trabajo de cementación. Se sentó tapón a los 233 bbl desplazados con una presión de 1500 psi, 770 psi por encima de la ultima presión diferencial. Se obtuvo 1.0 bbl de Back Flow.

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Anexo U. Registro de presión simulada Vs presión adquiridadurante el trabajo para Apiay Este 5

Fuente. Schlumberger, 2010, reporte final de cementación, pozo Apiay Este 5

El proceso de acondicionamiento del hueco fue de vital importancia para el resultado final de la operación, debido a las condiciones geométricas del hueco se esperaba una deficiente calidad en la limpieza del hueco, esta dificultad se puedo apreciar en el proceso de acondicionamiento mostrando varios episodios de empaquetamiento, sin embargo el tiempo empleado para este proceso (15 hr) permitió una limpieza efectiva del hueco. Esta lección aprendida es necesaria tenerla en cuenta para futuros casos donde se presenten condiciones similares.

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Anexo V. Ventajas y desventajas de los cementos elásticos frente a los convencionales.

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Anexo W. Cuadro comparativo entre los 15 pozos con cementos elásticos frente a los convencionales.

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Anexo X. Hojas de seguridad para la implementación de cementos elásticos

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TESIS.. cementacion

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