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© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
i
DECLARACIÓN
Yo EDISON MARCELO RUIZ PRÓCEL, declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las
referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
_______________________________
EDISON MARCELO RUIZ PROCEL
CI. 1500545510
ii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “MANEJOINTEGRADO DE LAS TÉCNICAS APLICADAS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS SOMEROS DISENADOS PARA INYECCION DE VAPOR EN LA RECUPERACION DE CRUDOS PESADOS CAMPO PUNGARAYACU”, que, para aspirar al título de Ingeniero en Petróleosfue desarrollado por EDISON MARCELO RUIZ PRÓCEL, bajo mi
dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y
cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de
Titulación artículos 18 y 25.
________________________
Ing. Patricio Izurieta
Director de Tesis
C.I.050018507-9
CARTA DE LA EMPRESA
Oüfieid Services, Perú, Colombia & Ecuador
Schlumberger Surenco, S.A.Av. Shirys y SueciaEdif Renazzo Plaza, 12avo Piso / Casilla 171104797Quito, EcuadorTel. +593 2 2976400
Schlumberger
A QUIEN INTERESE
Por el presente, certifico que el estudiante RUíZ PROCEL EDiSON MARCELO, portador dela cédula de ciudadanía N 150054551-0,Egresado de la carrera de Ingeniería de Petróleos,Facultad de ciencias de la Ingeniería de la Universidad Tecnológica Equinoccial, estuvo bajomi tutoría por un periodo de 7 meses: Julio 4- Febrero 2 del 2012 para la realización de sutesis de grado Titulada "MANEJO INTEGRADO DE LAS TÉCNICAS APLICADAS EN LACEMENTACIÓN DE POZOS SOMEROS DISEÑADOS PARA LA INYECCIÓN DE VAPOREN LA RECUPERACIÓN DE CRUDOS PESADOS CAMPO PUNGARAYACU".
En el mencionado periodo, el estudiante demostró mucho interés en similar conocimientos ydestrezas en lo concerniente al proceso de cementación de pozos para inyección a vapor den el área de Well Services.
Quito, 2 de febrero del 2012
Atentamente
ING.DÉ6OCELERIDE CEMENTACIÓN PARA EL PROYECTO IVANHOE
SCHLUMBERGER SURENCO S.A
SchlumbererEmail: DCaieM.com Departamento
iii
DEDICATORIA
Con mucho cariño dedico mi tesis a mis padres Efrén y Mery que con sus
enseñanzas, fueron ejemplo a seguir, supieron sembrar en mí, sus
principios, el respeto y solidaridad hacia los demás ya que me han apoyado
incondicionalmente en todo este proceso; impulsándome siempre a ser cada
vez mejor, también a mis hermanos por la confianza y el cariño que me
demuestran siempre, y todas las personas que día a día estuvieron en mi
desarrollo académico apoyándome.
Edison Marcelo Ruiz Prócel
iv
AGRADECIMIENTO
A mi Dios, a las autoridades Académicas de la Universidad Tecnológica
Equinoccial, por el espacio que se me ha brindado en la realización de mis
anhelos investigativos y de conocimiento técnico.
A todos los Profesores, que con sus enseñanzas, forman profesionales que
aportan al desarrollo del país.
� Al Decano Ing. Jorge Viteri,
� Ing. Raúl Baldeón,
� A mi Director de Tesis Ing. Patricio Izurieta
� A mi novia
Edison Marcelo Ruiz Prócel
v
INDICE
PÁGINA RESUMEN
ABSTRACT
xv
xvii
CAPITULO 1 1
1.1
INTRODUCCIÓN
MANEJO INTEGRADO DE LAS TÉCNICAS APLICADAS EN
LA CEMENTACIÓNDE POZOS SOMEROS IP-5B eIP-15B
DISEÑADOS PARA INYECCIÓN DE VAPOR
1
1
1.2 PLANTEAMIENTO DEL ROBLEMA 2
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN 2
1.3.1 OBJETIVO GENERAL 2
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
1.4 JUSTIFICACIÓN 3
1.5 IDEA A DEFENDER 4
CAPITULO II 2 MARCO TEORICO 5
2.1 DISEÑO DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACION DE POZOS 6
2.1.1 FUNCIONES DE UNA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 6
2.2 SARTAS DE REVESTIMIENTO 7
2.3 RAZONES PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS DE
REVESTIMIENTO
7
2.4 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DEL
REVESTIMIENTO
8
2.5 CEMENTACIÓN PRIMARIA 8
2.5.1 OBJETIVOS BASICOS 9
2.5.2 FACTORES DE CONTROL 10
2.5.3 DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO 10
2.5.4 REOLOGÍA 12
vi
2.5.4.1 APLICACIÓN EN CEMENTACION 12
2.5.4.2 FACTORES QUE AFECTAN LA REOLOGIA 12
2.5.4.3 REGIMES DE FLUJO 12
2.5.4.4 MODELOS REOLOGICOS 13
2.5.4.5 MODELOS REOLOGICOS GRAF 14
2.5.4.6 LECTURAS DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO 18
2.5.4.7 ESFUERZO DE GEL 20
2.5.4.8 PROCEDIMIENTOS PARA DETERMINAR PROPIEDADES
DEL FLUIDO
20
2.5.5 MEZCLA DEL CEMENTO Y ADITIVOS 21
2.5.5.1 EN LA PLANTA DE CEMENTO 21
2.5.5.2 EN LA LOCACIÓN 22
2.5.6 CONTROL DE LA LECHADA 22
2.5.7 BOMBEO DE LA LECHADA DE CEMENTO 24
2.6 FLUJO LAMINAR EN CemCADE 25
2.6.1 METODOLOGÍA DE DISEÑO REGLAS DE ACEPTACIÓN 25
2.6.2 JERARQUÍA DE DENSIDAD 25
2.6.3 JERARQUIA DE PRESION DE FRICCION 26
2.6.4 JERARQUIA DE LA DENSIDAD 26
2.7 VELOCIDAD DIFERENCIAL 26
2.8 CONSIDERACIONES PARA UNA BUENA OPERACIÓN 27
2.8.1 PROPIEDADES REQUERIDAS PARA ESPACIADORES 29
2.9 CEMENTOS PARA POZOS PETROLÍFEROS 29
CAPITULO III 3
3.1
METODOLOGÍA
FACTORES QUE AFECTAN EL DISEÑO DE LA LECHADA
31
3.2 INFLUENCIA DE LA PRESION Y TEMPERATURA DEL POZO 31
3.3 TIEMPO DE BOMBEABILIDAD (Thickenig time) 32
3.4 RECOMENDACIONES ESPECÍFICAS DEL TIEMPO DE
BOMBEABILIDAD 34
vii
3.5 LA VISCOSIDAD Y CONT. DE AGUA DE LAS LECHADAS 34
3.6 TIEMPO DE FRAGUE DEL CEMENTO (WOC) 35
3.7 LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN 35
3.8 EL AGUA PARA MEZCLAR EL CEMENTO 36
3.8.1 EFECTOS DE LOS MATERIALES INORGANICOS
MEZCLADOS EN EL AGUA
36
3.9 REMOCION DEL LODO DE PERFORACIÓN 37
3.10 DENSIDAD DE LA LECHADA 37
3.11 CONTROL DE LA FILTRACIÓN 37
3.12 PROGRAMAS DE CEMENTACION 38
3.12.1 PROGRAMA P/ CEMENTACION CemCADE
SCHLUMBERGER
39
3.13 CEMENTACIÓN DEL POZO IP-15B 40
3.13.1 RECOMENDACIONES PARA LA CEMENTACIÓN POZOIP-
15B
40
3.13.2 CASING SUPERFICIAL @ 364FT 40
3.13.3 CASING INTERMEDIO @ 1048FT 41
3.13.4 CASING DE PRODUCCIÓN @ 1610FT 42
3.13.5 INFORMACIÓN ADICIONAL 43
3.14 PROGRAM DE SIMULACION REVEST. 10 ¾” Y 7” 45
3.14.1 RECOMENDACIÓN PARA CÉMENTACIÓN DEL TR DE 10
¾.”
45
3.14.2 LA OPERACION DE CEMENTACION REVESTIDOR 10 3/4” 46
3.14.2.1 INFORMACIÓN HOYO 46
3.14.2.2 INFORMACIÓN TUBERÍA 47
3.14.2.3 OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN 47
3.14.3 RECOMENDACIÓN PARA CÉMENTACIÓN DEL TR 7” 50
3.14.3.1 DATOS DEL POZO 50
3.14.3.2 SECUENCIA DE FLUIDOS 50
3.14.3.3 PRUEBAS DE LAB. DE LA LECHADA Y EL ESPACIADOR 54
3.14.4 CEMENTACION DEL REVESTIMIENTO 58
3.14.4.1 DATOS DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO 58
viii
3.14.4.2 LA CENTRALIZACIÓN 58
3.14.4.3 SECUENCIA DE LA OPERACION DE CEMENTACION 59
3.14.4.4 VISUALIZACIÓN DE PARÁMETROS: PRESIÓN, CAUDAL Y
DENSIDAD.
62
CAPITULO IV 4
4.1
ANÁLISIS DE RESULTADOS
EL REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)
63
63
4.2 EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA 63
4.2.1 AMPLITUD DE TUBERÍA 64
4.2.2 TIEMPO DE TRÁNSITO O RECORRIDO AL RECEPTOR
ÚNICO. 65
4.2.3 DESPLIEGUE DE LA DENSIDAD VARIABLE 66
4.2.4 INTERPRETACIÓN CUALITATIVA 67
4.3 EL REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE 67
4.3.1 INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA 69
4.3.2 RECEPCIÓN COMBINADA Y REG. DE DENSIDAD
VARIABLE
69
4.4 MEDICIONES COMBINADAS CON REGISTROS DE
CEMENTO
70
4.4.1 CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA 70
4.5 CUANTIFICACIÓN DE CEMENTO 70
4.5.1 EFECTOS DE TIEMPO DE FRAGUADO 70
4.5.2 EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING 71
4.6 CEMENTACIÓN DEL POZO IP-5B DE IVANHOE 72
4.6.1 REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN DE 7” 72
4.6.2 LAS LECCIONES APRENDIDAS Y RECOMENDACIONES 72
4.6.3 ACCIONES A IMPLEMENTARSE PARA EL POZO IP 5B 76
4.6.4 IP-5B – GEOMETRIA DEL POZO Y DISENO 77
4.6.5 GEOMETRIA DEL POZO IP-5B Y DISENO 78
4.6.6 SEQUENCIA DE FLUIDOS Y CRONOGRAMA DE BOMBEO 78
ix
4.6.7 ANÁLISIS DE INTEGRIDAD DEL REVEST. DE CEMENTO 84
4.6.8 ANÁLISIS DE INTEGRIDAD DEL REVEST. DE CEMENTO 87
4.7 REPORTE DE TRABAJO DE CEMENTACION - REVESTIDOR
7”
88
4.8 RESUMEN EJECUCION DEL TRABAJO 90
4.8.1 INFORMACION TUBERIA 91
4.8.2 CENTRALIZACION 91
4.8.3 MEZCLA CEMENTO 92
4.9 OPERACION DE CEMENTACION 92
4.9.1 REPORTE DE PRUEBAS DE LABORATORIO DEL
ESPACIADOR 95
4.9.2 REPORTE DE LAB. DE PRUEBAS DE FLUIDO DE LAVADO 97
4.9.3 REPORTE DE LABORATORIO DE PRUEBAS DE CEMENTO 99
4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL REGISTRO CBL / VDL 105
4.11 EQUIPOS DE CEMENTACION 109
4.11.1 EQUIPO DE CEMENTACIÓN 110
4.11.2 MONITORES ELECTRÓNICOS 111
4.11.3 UNIDAD DE BOMBEO PSM 112
4.12 PERSONAL DE OPER. DE LA COMPAÑÍA DE
CEMENTACION 113
4.12.1 SUPERVISOR DE OPERACIONES 113
4.12.2 INGENIERO DE CEMENTACION 114
4.12.3 OPERADOR DE CEMENTACION 116
4.12.4 OPERADOR DE BULKS(Transportador de Cemento más
Aditivos) 117
4.12.5 TÉCNICO ELECTRÓNICO 118
4.12.6 LABORATORISTA 118
4.12.7 COMPANY MAN O SUPERVISOR DE PERFORACIÓN 119
CAPITULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 121
5.1 CONCLUSIONES 121
x
5.2 RECOMENDACIONES 124
BIBLIOGRAFIA 127
GLOSARIO
ANEXOS
128
136
xi
INDICE DE FIGURAS PAGINA
Fig. 1 CONDICIONES DE FONDO IDEALES 9
Fig. 2 FLUJO LAMINAR 13
Fig. 3 FLUJO TURBULENTO 13
Fig. 4 VISCOSÍMETRO TIPO CILINDRO COUETTE / COAXIAL 19
Fig. 5 GRAFICO PRUEBAS DE LABORATORIO 33
Fig. 6 POZO IP-15B DE IVANHOE 44
Fig. 7 REPORTE DE TRABAJO CEMENTACIÓN REVESTIDOR 10
3/4”. 49
Fig. 8 COBERTURA DE CEMENTO PREVISTA CON
CENTRALIZACIÓN 52
Fig. 9 FUERZA COMPRESIVA DEL CEMENTO 56
Fig. 10 ENSAYO EN EL CONSISTÓMETRO 57
Fig. 11 REPRODUCCIÓN CON 0% DE EXCESO ANULAR 60
Fig. 12 PRESENTACIONES DEL REGISTRO DE DENSIDAD
VARIABLE. 68
Fig. 13 CASING CENTRALIZATION 74
Fig. 14 RELACIÓN FRICCIÓN PRESIÓN VS ÁNULOS 79
Fig. 15 SECUENCIA DE FLUIDOS 80
Fig. 16 PROMEDIO DE VELOCIDAD DE FLUJO VERTICAL 81
Fig. 17 CENTRALIZACIÓN PLANEADA Y REMOCION SIMULADA DEL
LODO 82
Fig. 18 ENSAYO EN EL CONSISTÓMETRO 83
Fig. 19 RELACIÓN TEMPERATURA VS. TIEMPO 84
Fig. 20 SECUENCIA DE LOS FLUIDOS CSG 7” 90
Fig. 21 REPORTE DEL TRABAJO DE CEMENTACION 94
Fig. 22 RELACIÓN TEMPERATURA VS. TIEMPO 102
Fig. 23 IP-B15, UCA PRODUCTION LINER 103
Fig. 24 PRESIÓN ADQUIRIDA DURANTE LA OPERACIÓN -
CEMCADE. 104
Fig. 25 REGISTRO CBL DEL POZO IP-5B 106
xii
Fig. 26 REGISTRO CBL 107
Fig. 27 PRESENCIA DE WASHOUT 108
Fig. 28 EQUIPOS PARA LA CEMENTACIÓN DEL POZO IP-15 109
Fig. 29 MONITORES ELECTRÓNICOS 111
Fig. 30 EQUIPO DE CEMENTACIÓN 112
xiii
INDICE DE TABLAS PÁGINA
Tabla N. 1 SECUENCIA DE FLUIDOS 79
Tabla N. 2 SECUENCIA DE FLUIDOS Y CRONOGRAMA DE BOMBEO 80
Tabla N. 3 DISEÑO DE LA LECHADA 83
Tabla N. 4 SECCIÓN 1: SECUENCIA FLUIDOS 89
Tabla N. 5 ADITIVOS 96
Tabla N. 6 REOLOGIA 96
Tabla N. 7 PRODUCTION CSG 97
Tabla N. 8 REOLOGIA (LECTURAS PROMEDIO) 98
Tabla N. 9
Tabla N.10
COMPOSICIÓN DE LA LECHADA
REOLOGIA (LECTURAS PROMEDIO)
99
100
xiv
INDICE DE ANEXOS PÁGINA
ANEXO1 DIMENSIONES Y CAPACIDADES DE TUBERIAS
ANEXO 2 CALCULO DE BOMBEABILIDAD DE PISTONES
136
138
xv
RESUMEN
Durante la construcción de un pozo de petróleo los procesos de
revestimiento y cementación son de vital importancia para el mismo, dado
que una deficiente selección y fallas en los cálculos traerían drásticas
consecuencias; tales como incremento de los costos de operación, riesgo de
pérdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad. Por tal motivo,
al momento de diseñar el revestimiento y cementar un pozo petrolero, se
deben tomar en cuenta las nuevas técnicas, así como las mejores prácticas
operacionales dirigidas hacia ambos procesos. Mientras que el programa de
cementación debe diseñarse para obtener una buena cementación primaria.
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. El trabajo debe aislar y prevenir la comunicación entre las
formaciones cementadas y entre el hoyo abierto y las formaciones
superficiales detrás del revestidor. Debe considerarse el no fracturar
alrededor de la zapata del conductor o de la sarta de superficie durante las
subsiguientes operaciones de perforación o cuando se corren las otras
sartas de revestimiento.
De la investigación realizada, he podido determinar que uno de los factores
más decisivos e importantes en la producción petrolera depende de un
correcto proceso de cementación de un pozo, por lo que el presente trabajo
estará encaminado a realizar un estudio técnico de las operaciones de
cementación y está diseñada a efecto de ofrecer la revisión de los
procedimientos necesarios previos a toda operación. Considera que un
correcto análisis del proceso de cementación significa el éxito de la
perforación de un pozo y determinará exactamente su producción y la vida
futura de esta.
Las condiciones operativas de la cementación de pozos petroleros son
complejas, por las variables a los que se somete, pero son predecibles,
siempre y cuando se apeguen estrictamente a los procesos establecidos
xvi
previamente, para alcanzar el objetivo final, que es: la productividad del
pozo. Para ello tiene que haber una total coherencia, compatibilidad y
comunicación entre los diferentes actores, que intervienen en la construcción
del pozo, actuando con un solo criterio; por lo tanto, el presente estudio se
enfoca hacia la administración del mismo, sin perder de vista la tecnología y
el uso de las buenas prácticas de la ingeniería.
Los primeros capítulos de este estudio ofrecen a los técnicos, al personal
recién iniciado y a otros interesados en esta materia, el entendimiento de los
requisitos que debe reunir la lechada de cemento para lograr una buena
resistencia a la compresión, determinar con claridad los parámetros de
reología, los cálculo de los volúmenes de las lechadas, el tiempo de
bombeabilidad, capacidades de llenado de la lechada de cemento en el
espacio casing-pared de pozo (hueco), la determinación de los volúmenes
de desplazamiento, etc.
Las compañías de servicio, a través de los técnicos e ingenieros de
cementación han venido desarrollando diferentes técnicas en las distintas
etapas operativas de la misma, siempre aportando con tecnología de punta a
los campos petroleros del país, sin embargo, pese a una buena operación
ejecutada, los resultados de los trabajos en algunos casos no son
satisfactorios.
Las consecuencias de una operación pobre aumentan los costos del pozo, y
la ejecución de cementaciones correctivas, además, con estos trabajos, no
siempre efectivos, se afectará la vida productiva del pozo. La falta de sello
entre zonas, permite la migración de fluidos no deseados a las zonas
productoras y, cuando el pozo está listo para producción tendrá un alto
BSW, a la postre, redundará en un bajo rendimiento económico.
Este trabajo, es un aporte a la selección de procesos que permiten identificar
situaciones técnicas o acciones humanas, que impidieron obtener los
resultados deseados en la cementación primaria.
xvii
ABSTRACT
During the construction of an oil well, cementation processes are of vital
importance for it, given that a poor selection and faults in the calculations
would mean drastic consequences; such as increased operation costs, risk of
losing the well, risks to the environment and security. For this reason, at the
time of designing the lining and cement an oil well, take into account new
techniques, as well as operational best practices aimed at both of these
processes.
While cementing program should be designed to obtain a good primary
cementing. The cementation has a great importance in the life of the well,
because a good completion work is directly dependent on a good
cementation. The work must isolate and prevent communication between
cemented formations and between the open hole and surface formations
behind the casing. It should be noted not fracture around the shoe driver or
the surface string during subsequent drilling operations or where the other
casings.
Research done, I had determined that one most critical factor and important
in oil production depends on a correct process of cementing a well, so this
paper will be intended to carry out a technical study of cementing operations
and is designed for the purpose of providing the revision of the procedures
required prior to any operation. It considers that a proper analysis of the
cementing process means the success of the drilling of a well and
determines exactly your production and the future life of this.
The operating conditions of the cementation of oil wells are complex, by the
variables to which is subject, but they are predictable, if they stick strictly
when the processes set out previously, to achieve the ultimate goal, that is:
the productivity of the well. To this end there must be a total coherence,
compatibility and communication between the different actors involved in the
xviii
construction of the well, acting with a single criterion; therefore, the present
study focuses towards the administration of the same, without losing sight of
the use of good practices in engineering and technology.
The first chapters of this study offered to technicians, newly initiated staff and
other interested people in this regard, the understanding of the requirements
that must meet the cement slurry to achieve a good resistance to
compression, determine with clarity the parameters of reology, the calculation
of the volumes, the pumping time, capabilities of filling slurry of cement in
space casing-wall of hole, the determination of the displacement volumes,
pressure and so on.
The service companies, through cementing technicians and engineers have
been developing various techniques in various operational stages of well
cementing, always providing cutting edge technology to the oil fields of the
country, however, despite a good executed operation, the results of the work
in some cases are not satisfactory.
The consequence of a poor operation increases the costs of the well and
implementation of corrective cementing operation, also with these works, not
always effective, affects the productive life of the well. The lack of label
between areas, allows the migration of unwanted fluids to producing areas
and, when the well is ready for production will have a high BSW that will
result in a poor economic performance.
This work is a contribution to the selection of processes that allow identifying
technical situations or human actions that made it impossible to obtain the
desired results in the primary cementing.
CAPITULO 1
1
CAPITULO 1
1 INTRODUCCIÓN
1.1 MANEJO INTEGRADO DE LAS TÉCNICAS APLICADAS EN
LA CEMENTACIÓN DE POZOS SOMEROS DISENADOS
PARA INYECCION DE VAPOR EN LA RECUPERACION DE
CRUDOS PESADOS CAMPO PUNGARAYACU.
El pozo somero es un pozo donde se va a inyectar vapor para estimular la
formación y lograr que el pozo llegue a producir, consecuentemente el
revestimiento del casing de producción de 7” tiene que soportar el vapor que
ingresa a altas temperaturas.; por consiguiente, el diseño de la lechada de
cemento tiene que ser esbozada para contrarrestar la degradación del
cemento por efecto de la temperatura.
Como no existían experiencias previas con respecto a la estabilidad de los
revestimientos en razón de que en el pozo se va a inyectar vapor, en la
cementación la lechada de cemento debe ser completamente modificada
con respecto a las lechadas estándar, así también convendría ser acelerada
utilizando Cloruro de Calcio con una concentración de 2.5%BWOC,
obteniendo un tiempo de bombeabilidad de al menos 02:50 hr:mn (70
BC).También es muy recomendable centralizar completamente la tubería
para tener una buena cobertura de cemento y adherencia alrededor de toda
la tubería.
2
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA:
Los pozos somero IP-5Be IP 15B son pozos donde se va a inyectar vapor
para estimular la formación y lograr que el pozo llegue a producir,
consecuentemente el revestimiento del casing de producción de 7” tiene que
soportar el vapor que ingresa a altas temperaturas.; consecuentemente, el
diseño de la lechada de cemento tiene que ser diseñada para contrarrestar
la degradación del cemento por efecto de la temperatura.
1.3 OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.3.1 OBJETIVO GENERAL
Plantearlas técnicas a seguir durante el proceso de cementación de los
pozosIP-15By IP-5Bpara extender la vida operativa del pozo por la inyección
de vapor a la formación petrolífera.
1.3.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Explicar las propiedades básicas del cemento con relación a su
habilidad para soportar las tuberías de revestimiento (casing) tanto para
el pozo IP-5B e IP-15b.
Metodología del diseño para una óptima remoción de lodo, fuerzas
anulares de desplazamiento para los pozossomerosIP-15B e IP-5B,
3
donde se va a inyectar vapor a altas temperaturas, para estimular la
formación para la producción de crudos pesados.
Chequear diseño con WELLCLEAN II Simulator, software” que calcula la
posición trasciende de fluidos miscibles en un anular excéntrico y
desviado.
Análisis de casos de campo, comparación de predicción de
desplazamiento con registros acústicos.
1.4 JUSTIFICACIÓN
Hoy en día la industria petrolera se ha desarrollado en gran magnitud, las
empresas de servicios disponen de líneas de investigación para dar
soluciones a las diferentes situaciones y problemas que se presenten en los
pozos.
Los análisis en el laboratorio y modelos matemáticos cada vez más
profundizan los conocimientos y desarrollan nuevas tecnologías que son
aplicadas a las operaciones de cementación extremas como la que señalo
en el objetivo general que es, soportar altas temperaturas generadas por la
inyección de vapor y sin permitir que los revestimientos y el cemento de
degraden y se destruyan ocasionando grave problemas al pozo e
interrumpiendo la producción del mismo.
Esta tesis mostrara a los profesionales de la industria del petróleo,
perspectivas adicionales de prevención a las situaciones operativas para
lograr una buena práctica en las operaciones de Cementación en los pozos
petroleros.
4
1.5 IDEA A DEFENDER
Exponer los beneficios que conllevan el manejo integrado de las técnicas
operacionales aplicadas en la cementación de los pozos someros IP-5B,
diseñados para inyección de vapor, cuando se logra en el laboratorio una
buena Reología para la lechada de cemento.
CAPITULO II
5
CAPITULO II
2 MARCO TEÓRICO
Introducción
Para que la lechada de cemento al fraguar adquiera las propiedades que he
mencionado, es importante tener en cuenta varios factores que tienen por
objeto limpiar la superficie de la tubería de revestimiento (casing) y las
paredes del pozo, eliminando el revoque y la posibilidad de contaminación
del cemento con la inyección y sus aditivos.
La abundante literatura técnica para cementaciones de la Cía.
Schlumberger, señala que los principales aspectos que deben contemplarse
para asegurar una operación eficiente, son: La configuración del pozo, las
características de las paredes y de las superficies de las tuberías, los tipos
de inyección, las características de las lechadas de cemento, profundidad y
temperatura del pozo, el tiempo disponible para el bombeo de la lechada, la
velocidad del bombeo, etc.
Las características de las paredes del pozo varían según los distintos
estructuras que se han atravesado, por lo que es prudente destacar que el
hueco perforado no es un cilindro perfecto, el diámetro varia y el eje no
siempre coincide con la vertical, eso provoca que la tubería está en contacto
con las paredes del pozo, por lo tanto, el espesor del anillo de cemento
puede ser delgado en el sector en que es mayor. Este inconveniente se
soluciona en parte mediante el uso de centralizadores que se colocan
estratégicamente en conformidad con el perfil de calibración.
Luego de producida la mezcla, se producen reacciones químicas que
conducen al fragüe, y las propiedades de ese cemento una vez fraguado no
son uniformes, ya que el cemento seco no tiene una composición fija sino
6
que varía según los materiales utilizados en su fabricación. Ello ha
determinado que se clasifiquen en “clases”, de las cuales las utilizadas en
nuestro medio y en especial por Petroproducción son las clases “A” y “G” y
esporádicamente el tipo “H”. Para cada una de esas clases, corresponden
determinadas propiedades, y en función de ellas su aplicación, ya sea para
pozos someros o de gran profundidad, elevada presión, elevada
temperatura, etc.
La bombeabilidad, es una propiedad que nos indica el tiempo que transcurre
desde que se hace la mezcla con agua hasta el fragüe inicial, o sea que
establece el tiempo disponible para colocar el cemento en espacio anular.
Depende de la composición química del cemento, la relación agua –
cemento, y de los aditivos agregados.
En el laboratorio de cementación, se simula las condiciones del pozo y se
miden o determinan parámetros como, el tiempo de bombeo, que se mide
con un aparato que se llama consistómetro, en el cual se simulan las
condiciones de presión y temperatura a las que corresponden al pozo. Se
considera el comienzo de fragüé, cuando se llega a una determinada
“consistencia” de la mezcla. Por otra parte, como las lechadas de cemento
pierden agua frente a las formaciones permeables, se forma un revoque de
cemento con fragüe deficiente. Esta dificultad, se resuelve con el agregado
de aditivos reductores de pérdida de filtrado.
2.1 DISEÑO DE REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN DE
POZOS
2.1.1 FUNCIONES DE UNA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Las funciones de una tubería de revestimiento son:
Soporta las paredes del pozo y detiene las tendencias de derrumbes de
las formaciones no consolidadas.
7
Evitar contaminación de agua superficial.
Evita el escape de los fluidos de la formación a través del pozo de un
estrato a otro.
Sirve de punto de apoyo del equipo de trabajo.
2.2 SARTAS DE REVESTIMIENTO
El número de sartas de revestimiento que pueden introducirse en un pozo
depende de la profundidad del pozo y de las presiones que se esperan en el
subsuelo.
Generalmente se usan de dos a tres tipos de revestimiento más un tubo
protector en la parte más superficial. Estas tuberías se les conoce como:
Tubo Conductor o Protector
Revestimiento Superficial
Revestimiento Intermedio
Revestimiento de Producción
2.3 RAZONES PARA EL DISEÑO DE TUBERIAS DE
REVESTIMIENTO
Para diseñar la tubería de revestimiento deben conocerse los esfuerzos a la
cual estará sometida y las diferentes características del tipo de tubería a
usarse.
Al introducir una tubería en el hueco, estará sometida simultáneamente a
tres esfuerzos principales, los cuales son:
Esfuerzo a la Tensión, originado por el peso que ejerce la sarta.
8
Esfuerzo al Colapso, originado por la presión de la columna hidrostática
ejercida hacia la tubería.
Esfuerzo al Estallido, originada por la presión del fluido en el interior de la
tubería.
2.4 PARÁMETROS QUE INTERVIENEN EN EL DISEÑO DE
REVESTIMIENTO.
Entre los propósitos principales de la cementación se pueden mencionar los
siguientes:
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.
2.5 CEMENTACIÓN PRIMARIA
La cementación de un pozo de petróleo es el proceso de colocar una
lechada de material cementante dentro del anular entre el exterior del
revestimiento y la pared del pozo. La colocación se hace mediante un
equipo de bombeo de alta presión.
9
Fig. 1, Fuente: Schlumberger,2010, Condiciones de Fondos Ideales
2.5.1 OBJETIVOS BASICOS
Los objetivos fundamentales de la cementación primaria son los siguientes:
Fija las tuberías de revestimiento con las paredes del pozo.
Limita el movimiento de fluidos entre las formaciones.
Protege la tubería de revestimiento contra la corrosión del agua de la
superficie.
Sella la pérdida de circulación en zonas ladronas.
Aísla los intervalos de interés.
10
2.5.2 FACTORES DE CONTROL
El éxito de toda operación de cementación radica en el control de factores
que se encuentran envueltos en tales operaciones. Los factores que
requieren atención son:
El diseño de la lechada.
La calidad del agua de mezclado
La mezcla de los materiales en la locación.
Mezclado de la lechada en la locación.
El desplazamiento de la lechada.
el acondicionamiento del lodo y del pozo
La bajada del casing, etc.
2.5.3 DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO
Se debe determinar la densidad máxima permisible en fondo de pozo para
evitar fracturar. Las temperaturas de fondo dadas por los perfilajes obtenidos
aproximadamente 24 horas después de haber finalizado la circulación.
La pérdida por filtrado debe ser diseñada a temperaturas de circulación de
fondo de pozo, excepto para el caso de prevención de canalización de gas.
Este último ensayo debe ser realizado a temperaturas estáticas de fondo.
Verifique la compatibilidad de la lechada de cemento, del lodo de perforación
y de los separadores a temperatura ambiente y a temperatura de circulación
de fondo.
Las propiedades requeridas para los espaciadores son:
• Compatible con todos los otros fluidos del pozo
• Estabilidad (buena capacidad de suspensión)
11
• Densidad y reología controlable
• Buen control de pérdida de filtrado
• Medio ambientalmente seguro y fácil de manejar en el campo
Cuando las lechas sean mezcladas en baches, el ensayo de tiempo de
espesamiento debe simular el tiempo de mezclado en superficie antes de
seguir los programas de ensayo API para aumentar la temperatura y la
presión.
La lechada debe ser agitada en el consistómetro a temperatura de superficie
y a presión atmosférica durante el mezclado en baches y el tiempo de
mezclado estimado antes de bombear la lechada al pozo.
Debido a que algunas lechadas se mezclan inadvertidamente más pesadas
en el campo, se debe chequear su consistencia en el laboratorio cuando se
mezclen 0,5 lbs/gal más pesadas. Para hacer esto, se debe disminuir el
contenido de agua para aumentar la densidad en el laboratorio.
En el ensayo se debe usar la misma agua de mezclado que se vaya a utilizar
en el campo. El agua debe ser potable y libre de contaminantes. Verificar la
calidad del agua antes del mezclado en la locación.
Determine las propiedades físicas de la lechada, tales como la densidad, el
rendimiento y los galones de agua por bolsa de mezclado.
Con los datos del pozo, determine ítems tales como: número de sacos de
cemento, volumen total de agua de mezclado, presión en el cabezal y en el
fondo del pozo durante el desplazamiento, tiempo de mezclado, volumen de
desplazamiento de lodo, desplazamiento acumulativo para alcanzar el tapón
superior (presión de superficie), etc.
12
2.5.4 REOLOGÍA
2.5.4.1 APLICACIÓN EN CEMENTACION
• Evaluar la mezclabilidad y bombeabilidad de la lechada
• Optimizar la remoción de lodo y colocación de la lechada
• Determinar la presión de fricción (tubería y anular)
• Evaluar la capacidad de transportar y suspender sólidos
• Predecir como la temperatura del pozo afecta a la lechada
• Predecir la temperatura del anular justo después del trabajo
2.5.4.2 FACTORES QUE AFECTAN LA REOLOGIA
• La relación cemento-agua
• Área de superficie del grano de cemento (tamaño y forma)
• Composición química del cemento
• Presencia de aditivos
• Mezclado y procedimientos en las pruebas de laboratorio
2.5.4.3 REGIMES DE FLUJO
Regímenes de flujo laminar y turbulento son encontrados en cualquier parte
(tubería, anular concéntrico o excéntrico)
13
Fig. 2, Fuente: Schlumberger, 2011, FLUJO LAMINAR
• Movimiento armónico
• Velocidad en la pared = 0
• Velocidad máxima en el centro
• Vmax = 2 V
Donde V = Velocidad promedio de las partículas
Fig. 3, Fuente: Schlumberger,2009, FLUJO TURBULENTO
• Movimiento errático
• Promedio de velocidad de la partículas es uniforme
• Perfil de velocidad mas plano
2.5.4.4 MODELOS REOLOGICOS
Son usados para la representación matemática:
• No Newtonianos
• Bingham Plastic
• Power Law (Pseudo-Plastic)
• Herschel-Bulkley (‘Yield Power Law’)
2.5.4.5
a) MODE
MODELO
Fue
ELOS REO
Fuent
OS REOLO
ente: Schlum
OLOGICOS
te: Schlumbe
OGICOS
mberger, 2009
S – CURVA
erger, 2009,
9, Modelo R
AS DE FLU
Curvas de
Reologicos
UJO
e flujo.
s.
14
15
b. MODELO NEWTONIANO
Fuente: Schlumberger, 2009, Modelo Newtoniano.
• Fluye tan pronto como se aplica la fuerza
• Velocidad de Corte es proporcional al esfuerzo de corte
• Viscosidad constante
c) MODELO BINGHAM PLASTIC
Fuente: Schlumberger, 2009,Modelo Bingham Plastic.
drdV
16
µa = La viscosidad del fluido medido a una velocidad de corte dada y a una
temperatura fija.
Para que la medida de viscosidad tenga sentido, la velocidad de corte debe
ser establecida o definida.
Fluido caracterizado por:
y : Punto Cedente
= y + µp dv
Dr
µp : Viscosidad Plástica
µ = + µp
dv/dr
d) MODELO DE LEY DE POTENCIA
Fuente: Schlumberger, 2009, Modelo de ley de Potencia.
Fluido caracterizado por:
Índice de Comportamiento, n’ :Desviación de Newtoniano (IOD) : n’ =
1 (Newtoniano)
Índice de Consistencia, K’ : Viscosidad de Fluido o ‘bombeabilidad’
17
e) MODELO HERSCHEL-BULKLEY
Fuente: Schlumberger, 2009, Modelo Herschel-Bulkley
El mejor modelo para simular el flujo de lechada de cemento.
La predicción de la PRESION DE FRICCION es más precisa.
f) MODELO HERSCHEL-BULKLEY –a
Fuente: Schlumberger, 2009, Modelo Herschel-Bulkley-a
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 550 600 650Shear Rate
175
150
125
100
7550
250
She
ar S
tres
s
Lab. dataHerschel Bulkley modelBingham plas tic modelPow er law model
@ Temperature : 80 degFTest F luid - Shear S tress Vs Shear Rate
18
g) MODELO HERSCHEL-BULKLEY –b
Fuente: Schlumberger, 2009, Modelo Herschel-Bulkley-b
En general, el modelo Herschel-Bulkley se ajusta mejor a un amplio rango
de velocidades, especialmente a bajas velocidades.
2.5.4.6 LECTURAS DE LAS PROPIEDADES DEL FLUIDO
• Propiedades leidas:
Esfuerzo de Corte,
Velocidad de Corte,
Esfuerzo de Gel
• Equipo y procedimiento:
Fann ‘VG 35’ (6 o 12 velocidades)
Fann ’HPHT 70’ (no usado para lechadas de
cemento)
Chandler
Procedimientos de la pruebas de laboratorio
19
Fig. No. 4, Fuente: Schlumberger, 2010, Viscosímetro tipo Cilindro Couette / Coaxial
Viscosímetros Fann VG
• La mayoría tienen 6 o 12 velocidades rotacionales.
• 3, 30, 6, 60, 100, 200, 300 y 600 rpm.
600 rpm – afectado por la fuerza centrifuga
3 and 6 rpm – afectado por transmisión de lectura
a bajas velocidades
• La velocidad rotacional (rpm) es proporcional a la Velocidad de
Corte, .
• La defleccion del Bob (angular) es proporcional al Esfuerzo de Corte,
.
• Punto Cedente es una fuerza de atracción entre las partículas de un
fluido bajo condiciones de flujo (es una propiedad dinámica)
• Esfuerzo de Gel es una medida de la fuerza de atracción entre las
partículas de un fluido en condiciones dinámicas.
2.5.4.7
Comporta
2.5.4.8
1. Corra e
2. Anote
3. Grafiqu
4. Compa
reológico
•
•
•
ESFUER
Fuent
amiento re
• 10 se
• Thixot
PROCED
FLUIDO
el Fann35
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Newtonia
Bingham
Ley de P
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RZO DE GE
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20 segund
órica y dete
a, haga una
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dos cada u
ermine el
a grafica L
20
DEL
uno.
modelo
Log-
21
• Herschel-Bulkley
5. Calcule los parámetros de fluido.
Corrección de Esfuerzo y Velocidad de Corte
Factores de Corrección del resorte (SCF)
Relación Rotor-Bob (RBR)
Unidades (en oilfield)
Velocidad de Corte
Esfuerzo de Corte
Viscosidad Aparente
Índice de Consistencia
Calculo de la Propiedades del Fluido
2.5.5 MEZCLA DEL CEMENTO Y ADITIVOS
2.5.5.1 EN LA PLANTA DE CEMENTO
Como todo el material que sale de bodegas del Campo Base de recomienda
verificar lo siguiente:
La calibración del tanque de carga y de la balanza.
Los cálculos de peso, el peso y el nombre de cada aditivo que entra al
tanque de carga con la composición de diseño.
Cuente las bolsas de aditivo para cada mezcla.
No permita que se agregue una bolsa incompleta según el diseño.
Para asegurar un correcto mezclado, transfiera los materiales entre
tanques vacíos por lo menos dos veces antes de cargar los camiones
que irán a la locación.
22
Tome una muestra de 5 galones del material por cada batch que va al
tanque de carga a medida que lo pasa al camión. Identifique cada
recipiente de muestreo con un marcador de tinta permanente.
Verifique visualmente cada tanque vacío antes de transferir la mezcla
para asegurarse de que esté vacío.
Haga un ensayo químico o de temperatura del tiempo de espesamiento
de cada muestra tomada para verificar la mezcla.
2.5.5.2 EN LA LOCACIÓN.
Verifique visualmente los tanques vacíos para asegurarse de que están
realmente vacíos antes de transferir el material mezclado. Transfiera la
mezcla seca para vaciar el tanque del camión y nuevamente al tanque
original justo antes del mezclado.
Tome una muestra de cada composición de cada camión e identifíquelas y
guárdelas para hacer análisis en caso de fallas.
2.5.6 CONTROL DE LA LECHADA
Controle la densidad de la lechada con una balanza presurizada.
Verifique la densidad con un dispositivo de NO radioactividad. Ubique el
dispositivo No radioactivo en la línea de descarga de la bomba.
Antes del mezclado, verifique la calibración de todos los accesorios de
densidad con agua dulce para asegurar su correcta calibración. También,
calibre los medidores, los manómetros, etc., antes de la operación.
Mantenga un registro de las operaciones que incluya el tiempo, las
mediciones de densidad, el caudal de mezclado o el caudal de
desplazamiento, el caudal de retorno del lodo, la presión en boca de pozo, la
23
operación en proceso, el volumen de fluido bombeado, etc. Tome registro
de la velocidad de la bomba (emboladas por minuto) y del total de las
emboladas. Insista sobre la correcta operación del registrador de presión del
operador.
Utilice tapones barredores superior e inferior. Controle los tapones antes de
colocarlos. Invierta los tapones inferiores e inspecciones la parte central
hueca. Asegúrese de que no haya goma de más, suciedad, etc., por detrás
del diafragma de goma. Verifique el orden de carga. El tapón inferior es rojo
(o negro) y se carga primero; luego se carga el tapón superior, el cual es
negro y macizo.
Use una cabeza de cementación de dos tapones. Verifique siempre la
correcta operación de la cabeza en la base de operaciones y en la locación.
Desplace el tapón superior de la cabeza de cementación, sin parar las
operaciones. No abra la cabeza de cementación para dejar caer el tapón
superior, porque esto permitirá que el pozo tome aire.
Bombee el preflujo o los separadores antes del tapón inferior. Lo ideal es
usar dos tapones inferiores, uno adelante del preflujo y el lodo y, el cemento.
Use un volumen de preflujo o de separador igual a 500-800 pies de anillo.
Asegúrese de realizar ensayos de compatibilidad con el preflujo, el lodo y el
cemento.
Mezcle en baches, todas las lechadas de cemento, si fuese posible
utilizando tanques de 40 a 250 barriles, tales como los blenders a paleta.
Alternativamente, utilice accesorios de mezclado continuo más estos
blenders como vasijas para promedios. Esta operación es extremadamente
importante para asegurar un buen control de las propiedades de la lechada.
Tome una muestra de 3 galones del agua de mezclado. Guárdela para el
caso de futuros ensayos por fallas que se produzcan. Verifique la calidad
del agua de mezclado en la locación para ver si es la apropiada.
Si se utilizan aditivos líquidos en el agua de mezclado, haga un muestreo del
agua antes y después del mezclado.
24
Use solamente aditivos líquidos al pre-mezclar los aditivos en el agua. Los
aditivos secos o en polvo no se mezclan satisfactoriamente. Si se están
midiendo aditivos líquidos, verifique la calibración del accesorio medidor.
Acople los tanques bulk al mezclador de cemento, para permitir el envío al
mezclador a un caudal suficiente como para mantener el caudal de bombeo
en el anillo del casing al caudal del diseño.
Cuando se esté mezclando sobre la marcha, corte el mezclado de cemento
apenas se observe aire proveniente de los camiones bulk.
Al terminar la operación, hacer un balance del agua utilizadas y del cemento
utilizado, para confirmar que este último fue mezclado según el diseño
aprobado.
2.5.7 BOMBEO DE LA LECHADA DE CEMENTO
Es importante tener en cuenta varios factores que tienen por objeto limpiar la
superficie del casing y las paredes del pozo, eliminando el revoque y la
posibilidad de contaminación del cemento con la inyección y sus aditivos.
Es opinión bastante generalizada de los técnicos en cementación, de que se
consigue la limpieza del pozo desplazando la lechada de cemento a régimen
turbulento. Cuando se bombean en esas condiciones se producen “elevadas
pérdidas de carga, debido a la fricción.
25
2.6 FLUJO LAMINAR EN CemCADE
SCHLUMBERGER.- Deepwater fluid displacement needs special approaches09/25/2006 - SPE
21594
Técnicas que consideran todos los aspectos químicos y mecánicos para
desplazar el fluido, que pueden beneficiar considerablemente la economía y
la eficacia de las completaciones de pozos.
Una operación de desplazamiento correctamente diseñado y ejecutado evita
tener que repetir el proceso para rectificar problemas mecánicos y químicos
que pueden ocurrir durante las transiciones correctamente diseñadas.
2.6.1 METODOLOGÍA DE DISEÑO Y REGLAS DE ACEPTACIÓN
Se basa en las siguientes reglas de aceptación:
• Jerarquía de densidad
• Jerarquía de presión de fricción
• Gradiente mínimo de presión (wallshear stress),
• Velocidad diferencial
2.6.2 JERARQUÍA DE DENSIDAD
Por cuanto la naturaleza del fluido toma la ruta más fácil, el programa
CemCADE toma una medida cuantitativa de agitación del fluido donde el
fluido desplazante necesita ser más fuerte. Además toma en consideración
ciertos parámetros que son explicados a continuación:
26
2.6.3 JERARQUIA DE PRESION DE FRICCION
Prevenir el fenómeno de canalización.
Considera los fenómenos de Bingham y PowerLaw.
Debe ser el 20% de la presión de fricción entre el fluido desplazante y el
desplazado, así:
Qmin es 20 % más alto que la intersección menor
Qmax es menor que la intersección superior
2.6.4 JERARQUIA DE LA DENSIDAD
Asume una interface plana en tubería concéntrica.
Todos los fluidos fluyen en el pozo
El programa calcula para el lado angosto del pozo
Qmin para que empiece a fluir
Para que ocurra el flujo Ty del lodo tiene que ser menor que el WSS (Wall
shear stress)
2.7 VELOCIDAD DIFERENCIAL
El fluido tiene preferencia en moverse por el lado ancho.
Un promedio del 75% del desplazamiento reúne el criterio y se refiere a los
régimes de flujo en el anular solamente.
El volumen efectivo es análogo al tiempo de contacto.
27
2.8 CONSIDERACIONES PARA UNA BUENA OPERACIÓN
Los aspectos vitales para asegurar una operación eficiente, son los
siguientes:
La configuración del pozo
Las características de las paredes y de las superficies de las tuberías
Los tipos de inyección
Las características de las lechadas de cemento
Profundidad y temperatura del pozo
El tiempo disponible para el bombeo de la lechada
La velocidad del bombeo.
Cabe destacar que, un pozo no es un cilindro perfecto, el diámetro varia y el
eje no siempre coinciden con la vertical, eso provoca que una vez colocada
la tubería en su lugar, quede fuera del centro y por lo tanto, el espesor del
anillo de cemento puede ser delgado en el sector en que la tubería está en
contacto con las paredes. Este inconveniente se soluciona en parte,
mediante el uso de centralizadores que se colocan estratégicamente en
conformidad con el perfil de calibración.
Las características de las paredes del pozo varían según las distintas
estructuras que se han atravesado. A su vez las tuberías se comportan de
modo diferente desde el punto de vista de la adherencia del cemento, según
su rugosidad y la limpieza.
A mayor profundidad significa mayor presión y una temperatura más
elevada. Las condiciones mencionadas, aceleran el fragüe del cemento, por
lo que la lechada de cemento requiere aditivos especiales para afrontar esa
situación.
Luego de producida la mezcla, se producen reacciones químicas que
conducen al fragüe, y las propiedades de ese cemento una vez fraguado, no
28
son uniformes, ya que el cemento seco no tiene una composición fija, sino
que, varía según los materiales utilizados en su fabricación. Ello ha
determinado que se clasifiquen en “clases”, de las cuales las utilizadas en
nuestro medio y en especial por Petroproducción son las clases “A” y “G” y
esporádicamente el tipo “H”.
Para cada una de esas clases, corresponden determinadas propiedades, y
en función de ellas su aplicación, ya sea para pozos someros o de gran
profundidad, elevada presión, elevada temperatura, etc.
La bombeabilidad, es una propiedad que nos indica el tiempo que transcurre
desde que se hace la mezcla con agua hasta el fragüe inicial, o sea que
establece el tiempo disponible para colocar el cemento en espacio anular.
Depende de la composición química del cemento, la relación agua –
cemento, y de los aditivos agregados.
El tiempo de bombeo, se mide con un aparato que se llama consistómetro,
en el cual se simulan las condiciones de presión y temperatura a las que
corresponden al pozo. Se considera el comienzo de fragüé, cuando se llega
a una determinada “consistencia” de la mezcla.
“Por otra parte, como las lechadas de cemento pierden agua frente a las
formaciones permeables, se forma un revoque de cemento con fragüe
deficiente. Esta dificultad, se resuelve con el agregado de aditivos reductores
de pérdida de filtrado”
.
Como ya he mencionado, que la inyección es un enemigo de una buena
cementación, por lo que, previo al bombeo de las lechada propiamente
dicha, se bombea al pozo un pre flujo, que por sus características de diseño,
es un colchón lavador o también denominada lechada removedora.
Para optimizar la ubicación de la lechada de cemento aprovechamos las
opciones que nos ofrece el CemCADE el cual nos presenta las siguientes
opciones:
29
Flujo turbulento de preferencia o
La técnica de Flujo Laminar Efectivo.
También Schlumberger recomienda el uso de lavadores químicos como pre
flujos y una recomendación importante, controlar las propiedades del
espaciador Mudpush / lechada de cemento (mezcla por batches) y la prueba
de compatibilidad entre lodo / cemento / espaciador y finalmente pruebas de
laboratorio de campo.
2.8.1 PROPIEDADES REQUERIDAS PARA ESPACIADORES
SCHLUMBERGER, Curso de cementación – Remoción de lodos. Mayo, 2002
Debe ser compatible con todos los otros fluidos del pozo.
Presentar estabilidad (buena capacidad de suspensión)
Buen control de pérdida de filtrado
Medio ambientalmente seguro y fácil de manejar en el campo.
2.9 CEMENTOS PARA POZOS PETROLÍFEROS
API SPEC. 10 A
A continuación se describen las clases de cementos comúnmente usados en
las cementaciones en el país.
CLASE A: Apropiado para ser usado desde superficie hasta 6000 pies de
profundidad, cuando no se requieren propiedades especiales. Disponible
sólo en el tipo ordinario de resistencia a los sulfatos (similar al ASTM C150,
Tipo I).
CLASE G: Apropiado para ser usado como un cemento básico desde
superficie hasta 8000 pies de profundidad como está elaborado, o puede ser
30
usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades y temperaturas de pozos. No se agregarán otros aditivos más
que el sulfato de calcio o agua, o ambos, que deberán ser molidos o
mezclados con el clinker durante la fabricación del cemento Clase G.
Disponible en los tipos de moderada y alta resistencia a los sulfatos, de
acuerdo al manual de Cementación de Pozos Petroleros, SCHLUMBERGER
CLASE H: Apropiado para ser usado como un cemento básico desde
superficie hasta 8000 pies de profundidad, tal como está elaborado, o puede
ser usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades y temperaturas de pozos. No se agregarán otros aditivos más
que el sulfato de calcio o agua o ambos, que deberán ser molidos o
mezclados con el clinker durante la fabricación del cemento Clase H.
Disponible en los tipos de moderada y al (tentativo) resistencia a los sulfatos.
Los límites de profundidad están basados en las condiciones impuestas por
los ensayos de simulación de cementaciones de tuberías de revestimiento
(esquemas 1 a 9 inclusive, Norma API RP10B) y deberán ser considerados
como valores aproximados.
CAPITULO III
31
CAPITULO III
3 METODOLOGÍA
3.1 FACTORES QUE AFECTAN EL DISEÑO DE UNA
LECHADA
Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los
siguientes:
Influencia de la temperatura y presión del pozo
Presión hidrostática de la columna de lodo
Viscosidad y contenido de agua de la lechada.
Tiempo de bombeabilidad.
Resistencia requerida del cemento
Calidad del agua de mezclado disponible
Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido
Densidad de la lechada
Calor de hidratación
Permeabilidad del cemento fraguado
Control de filtración
3.2 INFLUENCIA DE LA PRESION Y TEMPERATURA DEL POZO
El tiempo de bombeabilidad y la resistencia a la compresión de las lechadas
de cemento son afectadas por la presión y la temperatura.
32
La temperatura tiene mayor influencia, a medida que aumenta, la lechada de
cemento se deshidrata y se fragua más rápidamente, ocasionando que el
tiempo de bombeabilidad disminuya.
Los datos de resistencia del cemento están basados en las temperaturas y
presiones a que está expuesta la lechada en el fondo del pozo, e indican el
tiempo requerido para que el cemento resulte suficientemente fuerte para
soportar la tubería de revestimiento (casing).
El tiempo que transcurre para que la lechada de cemento alcance el fondo
dependerá de la medida del casing y del caudal de desplazamiento.
3.3 TIEMPO DE BOMBEABILIDAD (Thickenig time)
El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y
bombear la lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la casing y el
pozo.
En el consistómetro, mientras a la lechada de cemento se aplica calor y
presión continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia de la
misma. El límite de la bombeabilidad ha sido establecido cuando la lechada
requiere 70 Bc (unidades de consistencia).
Fig. 5 FFuente: Schluumberger, 20009, Pruebaas de laborratorio
33
34
3.4 RECOMENDACIONES ESPECÍFICAS DEL TIEMPO DE
BOMBEABILIDAD
Las recomendaciones dependen del tipo de trabajo, condiciones de pozo y
del volumen de cemento que se desea bombear.
En cuanto a la profundidad, el tiempo de bombeabilidad varia, asi para un
pozo somero es considerablemente largo. Pero cuando la profundidad a
cementar está entre los 6000 a 10000 Ft, el tiempo de bombeabilidad
generalmente previsto en el diseño de lechada será de 3 a 3 ½ horas. Este
período permite un factor de seguridad adecuado..
Las interrupciones del bombeo en las cementaciones a presión
(cementaciones correctivas) con hesitación reducen significativamente el
tiempo de bombeabilidad de una lechada. Aunque estas interrupciones no se
consideran en los ensayos de laboratorio, éstas pueden influir para dejar el
cemento fraguado en el tubing antes de finalizar la cementación a presión.
El tiempo de bombeabilidad para ubicar un tapón de cemento no deberá
exceder a una hora.
3.5 LA VISCOSIDAD Y CONTENIDO DE AGUA DE LAS
LECHADAS.
En las cementaciones primarias, las lechadas de cemento deben tener una
viscosidad o consistencia para que ofrezcan un desplazamiento eficiente del
lodo, y permitan una buena adherencia del cemento con la formación y la
tubería de revestimiento. Para lograr estos objetivos, las lechadas son
mezcladas con una cantidad de agua que proveerá un volumen de cemento
fraguado igual al volumen de lechada sin separación de agua libre.
35
El tamaño de la partícula, el área superficial, y los aditivos, todos influyen en
la cantidad de agua de mezclado requerida para lograr una viscosidad
particular de la lechada.
El exceso de agua siempre nos producirá un cemento de poca resistencia al
esfuerzo y a la corrosión.
3.6 TIEMPO DE FRAGUE DEL CEMENTO (WOC)
Al decidir cuánto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe, es
importante conocer la resistencia del cemento antes de que la re-perforación
pueda continuar y conocer las características del desarrollo de la resistencia
de los cementos en uso.
3.7 LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN
El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para
soportar a la tubería de revestimiento. Las resistencias elevadas del
cemento no son siempre requeridas para soportar el casing durante la
perforación.
Investigaciones muestran que la resistencia a la compresión de los
cementos para soportar la tubería de revestimiento está basada en
experiencias de campo:
La densidificación incrementa la resistencia y el calor de hidratación del
cemento.
Las lechadas de cemento con excesiva relación de agua, dan por resultado
cementos débiles y por consiguiente deberán evitarse en los extremos de la
tubería de revestimiento.
36
Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas para
soportar el casing durante la perforación.
3.8 EL AGUA PARA MEZCLAR EL CEMENTO
El agua para mezclar el cemento debe ser razonablemente limpia y libre de
productos químicos solubles, materia orgánica, álcalis, y otros materiales
contaminantes. El agua más utilizada en la cementación se obtiene del
yacimiento, o de un río. Esta agua es satisfactoria para la mezcla con el
cemento, particularmente cuando es relativamente clara y posee un
contenido de sólidos menor a 500 ppm.
3.8.1 EFECTOS DE LOS MATERIALES INORGANICOS MEZCLADOS EN
EL AGUA
Los materiales inorgánicos (cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y
bicarbonatos) dependiendo de la concentración en que están presentes,
aceleran el fragüe del cemento. Estos productos cuando están mezclados
con el agua en pequeñas concentraciones, tienen un efecto dañino en los
pozos no profundos.
Esta misma agua si se utiliza en pozos profundos con alta temperatura,
causara un fragüe prematuro de la lechada del cemento, particularmente si
el agua contiene ciertas cantidades de carbonatos y bicarbonatos.
37
3.9 REMOCION DEL LODO DE PERFORACIÓN
El reto en la cementación del pozo es la remoción efectiva del lodo de
perforación durante el desplazamiento de la lechada de cemento. La
contaminación por dilución del lodo pueden dañar los sistemas de
cementación. La mejor forma de combatir las contaminaciones de lodo y los
efectos de los aditivos del lodo, es la utilización de tapones en la tubería de
revestimiento y entre los fluidos y pre flujos lavadores, a la cabeza de la
lechada que puede ser del tipo de lechadas removedoras, colchones
químicos y colchones mecánicos.
3.10 DENSIDAD DE LA LECHADA
La densidad de una lechada en todos los trabajos de cementación, excepto
en las cementaciones correctivas, debe ser lo suficientemente elevada para
controlar el pozo.
En las operaciones de campo, la densidad se controla con equipos
electrónicos, en tiempo real y en forma continúa durante la operación.
3.11 CONTROL DE LA FILTRACIÓN
El control de la filtración de las lechadas de cemento es muy importante en
cementaciones primarias de pozos y cementaciones correctivas a presión
(Squeeze).
La pérdida por filtrado a través de un medio permeable puede causar un
aumento de la viscosidad de la lechada y un rápida deposición de revoque
del filtrado, restringiendo el flujo.
38
Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son: el
tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad.
Las Compañías de Servicios para diseñar una lechada de cemento
adecuada, cuentan con laboratorios especializados para realizar los ensayos
simulando las condiciones de fondo de pozo.
El API ha especificado un ensayo para medir la filtración en 30 minutos con
100 a 1000 psi de presión en un aparato llamado filtro prensa.
3.12 PROGRAMAS DE CEMENTACION
El Departamento de perforación requiere y solicita a la compañía contratista,
un programa preliminar para la cementación para la tubería de revestimiento
superficial y posteriormente para el revestimiento de producción. La
compañía de servicios presenta su programa y usualmente en el programa
hace varias recomendaciones,
Finalmente, el documento de la compañía de servicios ofrece los reportes de
laboratorio, el diagrama del pozo y el programa de simulación con los
volúmenes a utilizar.
39
3.12.1 PROGRAMA PARA CEMENTACION CemCADE DE
SCHLUMBERGER
Introducción
El programa CemCADE, ayuda a simular las condiciones reales de la
operación de cementación, En el programa se ingresan los siguientes datos
reales:
reología de fluidos de perforación,
Diámetro promedio del hueco (proveniente del registro caliper),
Profundidades y geometría de la tubería de revestimiento y,
Desviación direccional del hueco.
Con el mismo CemCADE, evalúa y recomienda el número de
centralizadores para asegurar que la excentricidad no exceda el25% (stand-
off).
EL CemCADE también simula las presiones a ser generadas durante el
bombeo de los fluidos de la cementación.
Los volúmenes del pre flujo, son ajustados para cumplir con los criterios y
regímenes de flujos necesarios para obtener una buena remoción de lodos
y de la costra del mismo. El colchón lavador químico, es diseñado para ser
desplazado en flujo turbulento con un tiempo de contacto mínimo de 10
minutos y el espaciador en flujo efectivo laminar.
40
3.13 CEMENTACIÓN DEL POZO IP-15B DE IVANHOE
3.13.1 RECOMENDACIONES PARA LA CEMENTACIÓN DEL POZO IP-
15B DE IVANHOE
Las recomendaciones preliminares para Ivanhoe son realizadas en base a
observaciones realizadas en el campo de Chevron, en Bakersfield California.
3.13.2 CASING SUPERFICIAL @ 364FT
En esta sección utilizar agua como espaciador delante de la lechada.
Se utiliza un tipo de lechada para todo el trabajo, la densidad depende
del peso del lodo y control del pozo.
35% de silica en el blend del cemento para evitar retrogresión del
cemento con la temperatura al inyectar vapor.
Lechada es tixotrópica para evitar controlar zonas de posibles
pérdidas en superficie.
Si hay riesgo de migración de gas o fluidos utilizar GASBLOCK.
Utilizar el mínimo tiempo de bombeabilidad de la lechada en lo
posible, para que el cemento fragüe rápidamente.
Antes de empezar la cementación, circular el pozo reciprocando la
tubería y acondicionar el lodo si es necesario.
Poner exceso sobre la broca por encima del 50%, para obtener
retornos de cemento puro en superficie.
Sin importar si hay pérdidas de circulación durante la perforación, el
cemento debe tener material para evitar pérdidas de circulación. Si es
que existe perdidas durante la perforación, adicionar en mayor
concentración la cantidad de material contra perdidas de circulación.
41
En caso de no tener retornos de cemento puro a superficie, realizar
top job para garantizar una buena cobertura de cemento en superficie.
Centralizar desde el primero al último tubo, todo el casing para tener
un buen stand off en toda la tubería.
Utilizar centralizadores bowspring en pozos sin mayor desviación. Si
existe desviación severa utilizar centralizadores rígidos.
3.13.3 CASING INTERMEDIO @ 1048FT
En esta sección utilizar MUDPUSH II como espaciador delante de la
lechada y utilizar el agente de peso utilizado en el lodo de perforación.
El espaciador debe ser al menos 0.5 lb/gal más pesado que el lodo de
perforación.
Se utiliza un tipo de lechada para todo el trabajo, la densidad depende
del peso del lodo y control del pozo.
35% de silica en el blend del cemento para evitar retrogresión del
cemento con la temperatura al inyectar vapor.
Lechada es tixotrópica para evitar controlar zonas de posibles
pérdidas en superficie.
Si hay riesgo de migración de gas o fluidos utilizar GASBLOCK.
Utilizar el mínimo tiempo de bombeabilidad de la lechada en lo
posible, para que el cemento fragüe rápidamente.
Antes de empezar la cementación, circular el pozo reciprocando la
tubería y acondicionar el lodo si es necesario.
Poner exceso sobre la broca por encima del 50%, para obtener
retornos de cemento puro en superficie.
Sin importar si hay pérdidas de circulación durante la perforación, el
cemento debe tener material para evitar pérdidas de circulación. Si es
que existe perdidas durante la perforación, adicionar en mayor
concentración la cantidad de material contra perdidas de circulación.
42
En caso de no tener retornos de cemento puro a superficie, realizar
top job para garantizar una buena cobertura de cemento en superficie.
Centralizar desde el primero al último tubo, todo el casing para tener
un buen stand off en toda la tubería.
Utilizar centralizadores bowspring en pozos sin mayor desviación. Si
existe desviación severa utilizar centralizadores rígidos.
3.13.4 CASING DE PRODUCCIÓN @ 1610FT
En esta sección utilizar MUDPUSH II con solvente mutual y
surfactante como espaciador delante de la lechada debido a la
presencia de aceite en la formación lo cual impide la mojabilidad de la
formación. Utilizar el agente de peso utilizado en el lodo de
perforación. El espaciador debe ser al menos 0.5 lb/gal mas pesado
que el lodo de perforación.
Se utiliza un tipo de lechada para todo el trabajo, la densidad depende
del peso del lodo y control del pozo.
35% de silica en el blend del cemento para evitar retrogresión del
cemento con la temperatura al inyectar vapor.
Lechada es tixotrópica para evitar controlar zonas de posibles
pérdidas en superficie.
Si hay riesgo de migración de gas o fluidos utilizar GASBLOCK.
Utilizar el mínimo tiempo de bombeabilidad de la lechada en lo
posible, para que el cemento fragüe rápidamente.
Antes de empezar la cementación, circular el pozo reciprocando la
tubería y acondicionar el lodo si es necesario.
Poner exceso sobre la broca por encima del 50%, para obtener
retornos de cemento puro en superficie.
Sin importar si hay pérdidas de circulación durante la perforación, el
cemento debe tener material para evitar pérdidas de circulación. Si es
43
que existe perdidas durante la perforación, adicionar en mayor
concentración la cantidad de material contra perdidas de circulación.
En caso de no tener retornos de cemento puro a superficie, realizar
top job para garantizar una buena cobertura de cemento en superficie.
Centralizar desde el primero al último tubo, todo el casing para tener
un buen stand off en toda la tubería.
Utilizar centralizadores bowspring en pozos sin mayor desviación. Si
existe desviación severa utilizar centralizadores rígidos.
3.13.5 INFORMACIÓN ADICIONAL
Gradiente de temperatura 3.7 F/100ft.
Los aditivos son sólidos y mezclados en la planta de cemento.
Únicamente se adiciona aditivos líquidos al agua de mezcla si se
desea aumentar el tiempo de bombeo o si hay problemas de mezcla.
SLB tiene carta del cliente y excepción aprobada para bombear
lechadas que no cumplen con los KSQR en cuanto al tiempo
bombeable de la lechada.
Tiempo estimado de un pozo sin completar entre 4-5 días y el taladro
demora 1 día en movilizarse a otro lugar.
44
Fig. 6, Fuente: Schlumberger, 2011, POZO IP-15B DE IVANHOE
45
3.14 PROGRAMAS DE SIMULACION REVESTIMIENTOS DE
10 ¾” Y 7”
3.14.1 RECOMENDACIÓN PARA CÉMENTACIÓN DEL TR DE 10 ¾”
CemCADE well cementing for 10 ¾” Conductor
Operator : IVANHOE Well : IP-15B
Country : Ecuador Field : Ivanpug
Preparedfor : IVANHOE Location : El Coca
Proposal No. : Ver Final Service Point :
Date Prepared : 12-28-09 Business Phone :
FAX No. :
Prepared by : xxxxxxxx
Phone : xxxxxxxx
E-Mail : xxxxxxxx
Descripción del Pozo
Configur
ation
Stab In Stage : Single RigType : Land
Csg/Line MD : 120.0 ft OD : 10 3/4 in Weight : 40.5 lb/ft
Drill
Pipe
MD : 80.0 ft OD : 3 1/2 in Weight : 13.3 lb/ft
Stab In Collar MD 80.0 ft
Casing/linerShoe MD 120.0 ft
Mud Line 0.0 ft
Total MD 120.0 ft
BHST 82 degF
Bit Size 13 3/4 in
46
Mean AnnularExcess 100.0 %
Mean OH
EquivalentDiameter
16.204 in
3.14.2 LA OPERACION DE CEMENTACION REVESTIDOR 10 3/4”
La cementación del casing superficial 10 ¾” se realiza de acuerdo al
programa preliminar presentado al cliente. Las presiones desarrolladas
durante la operación fueron también similares a las establecidas por el
programa CemCADE.
3.14.2.1 INFORMACIÓN HOYO
La sección superficial fue perforada con una broca de 13 ¾ in. La
profundidad alcanzada fue 129 ft. Esta sección fue perforada sin problemas.
El exceso anular usado en este pozo como contingencia, fue 100% sobre la
broca, debido a la poca experiencia en este campo. Lo que corresponde a
un diámetro del hoyo equivalente a 16.204”.
47
3.14.2.2 INFORMACIÓN TUBERÍA
Se corrió un casing de 10 ¾”, 40.5 lb/ft, K-55, rosca STC. El zapato quedo a
129 ft. Se utilizo una cementación “stab in” para esta sección y el equipo de
flotación fue proveído por Weatherford.
El taladro tuvo dificultades para correr el casing y el trabajo de cementación
se retraso.
Centralización
La centralización fue diseñada con dos centralizadores tipo “Bow Spring”,
usando un anillo de fijación por centralizador. Esto daba un “stand off” mayor
al 90% en toda la tubería.
3.14.2.3 OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN
Las líneas de cementación fueron conectadas y probadas con 3000 psi. Se
circulo un fondo arriba para limpiar el pozo antes de la operación.
La secuencia de bombeo fue la siguiente:
Agua @ 8.32 ppg 40 bbl @ 4 bpm
Lechada Tail @ 15.0 ppg 31 bbl @ 4 bpm
Bombear lechada de COLA “tail” hasta que retornen 5 bbl de cemento a
superficie.
Desconectarse del zapato “stab in” y circular para limpiar la tubería.
. La presión final de bombeo fue 100 psi y retornaron 5 bbl de cemento a
superficie.
100% de circulación fue observada durante toda la operación de
cementación.
El equipo de flotación funciona correctamente.
48
Trabajo de Top job fue inevitable debido a las pérdidas estáticas observadas
después de que el cemento estuvo situado en el lugar. No se observo un
influjo de agua después de la cementación.
Las presiones en el cabezal del pozo coinciden estrechamente a las
presiones diseñadas y esperadas. La presión siempre iba en aumento
según diseño que no muestra pérdidas mientras se bombea la lechada de
cemento.
Fig. NNo.7, Fuente: Schlumberger, 2010, Revestido
Reporte dor 10 3/4”
de Trabajo Cementac
49
ción
50
3.14.3 RECOMENDACIÓN PARA CÉMENTACIÓN DEL TR 7”
3.14.3.1 DATOS DEL POZO
Configuración Casing Stage :
Single
RigType : Land
Prev.String MD : 120.0 ft OD : 10 3/4
in
Weight : 40.5
lb/ft
Csg/Liner MD : 1342.0 ft OD : 7 in Weight : 23.0
lb/ft
Landing Collar MD 1303.2 ft
Casing/linerShoe MD 1342.0 ft
Mud Line 0.0 ft
Total MD 1343.0 ft
BHST 99 degF
Bit Size 8 1/2 in
Mean OH Diameter 9.884 in
Mean AnnularExcess 75.0 %
Mean OH EquivalentDiameter 11.584 in
Total OH Volume 159.4 bbl (includingexcess)
3.14.3.2 FLUID SEQUENCE
Original fluid Mud 9.30
lb/gal
Pv : 15.000
cP
Ty : 17.00
lbf/100ft2
DisplacementVolume 51.3 bbl
Total Volume 201.3 bbl
TOC 0.0 ft
Fuente: Schlumberger, 2010, Secuencia de Fluido.
51
SECUENCIA DE FLUIDOS (Fluid Sequence)
Name Volum
e
Ann.
Len
Top Densit
y
Rheology
(bbl) (ft) (ft) (lb/gal)
MUDPUS
H II
40.0 0.0 11.50 Pv:28.990 cP Ty:27.37
lbf/100ft2
Tail Slurry 110.0 1342.0 13.00 k:2.08E-1
lbf.s^n/ft2
n:0.23
0
Ty:0.66
lbf/100ft2
Water 51.3 0.0 8.34 viscosity:1.000
cP
Fuente: Schlumberger, 2010, Secuencia de Fluido.
Static Security Checks :
Frac 13 psi at 120.0 ft
Pore 22 psi at 120.0 ft
Collapse 2904 psi at 1303.2 ft
Burst 4360 psi at 0.0 ft
Csg.Pumpout 7 ton
Fuente: Schlumberger, 2010, Static Security Checks.
Fig.
Como se
contamin
cobertura
50%.
8, Fuente: S
e puede v
nada de 13
a de ceme
Schlumbergecentraliza
ver en la
342 a 750
ento es ma
er, 2011, Coación ejecu
figura, ha
pies; pero
ala un pro
obertura deutada en e
ay buena
o de: 750
omedio de
e cemento l campo
cobertura
pies a 250
e cemento
prevista c
a de ceme
0 pies mu
contamina
52
con
ento no
estra la
ado del
53
Las zonas con problemas de limpieza previstas coinciden con los resultados
que mostraron los registros de cemento. No es la única causa de la mala
cobertura de cemento en superficie puesto que fue identificada una zona de
fractura a 500 pies causando pérdida y afectando la integridad de cemento
500 pies arriba.
PROGRAMACION DE LA OPERACIÓN DE BOMBEO
Pozo: IP-5B
Cliente: Ivanhoe ZAPATO FLOTADOR: 783 ft
OperaciónCementacion casing 7 " COLLAR FLOTADOR: 745.3 ft
Fecha: 12 de julio 2010 HANGER (COLGADOR):
Volumen Fluido Caudal Tiempo Comentarios
BBL BPM min
Circular Pozo 6 Hasta que no haya retorno de solidos
Colocar cabeza de cementacion
Reunion de seguridad 10Reunion de seguridad (safety Meeting all Crew)
3 Fresh Water llenado de lineas 2 1,5Bombeo de Agua (Pump Water To fill Lines)
Pause 5Prueba de linea ( pressure Test line) 2000 psi
Premezclar lechada 13.5 ppg 60 Cemento clase G + Silica
10 Silicato 5 2 9.9 ppg
30 MUDPUSH II 4 7,5 Agente de peso carbonato , 10.8 ppg.
PAUSA 10 Lanzar tapon Suave
80 Lechada Tail 13.5 ppg 4 20 Cemento clase G + Silica
PAUSA 10 Lanzar tapon Duro (Lavar Lineas WS)
3 MUDPUSH II, 12 ppg 3 1 Bombea WS
21 Agua fresca 8.3 ppg 6 3,5 Bombea WS
6 Agua fresca 8.3 ppg 3 2 Bombea WS
Fin Operacion 54 00:54 (hh:mm) tiempo de operacion
SIMULACION - PROGRAMA DE BOMBEO
(Pumping Schedule)
DESPLAZAMIENTO 30 bbl
Thickening Time Tail: 03:15 hr:mn 70 Bc
Máxima presión de trabajo calculada a 6 bpm es 150 psi.
No sobrepasar los 500 psi, para evitar pérdidas de circulación.
54
Si no asienta tapón, con autorización del CompanyMan, sobre desplazar
medio “shoetrack”. (0.7 bbl).
Si hay pérdidas de circulación durante el desplazamiento, reducir el caudal
máximo hasta 1 bpm y lo que el tiempo de bombeabilidad de la lechada lo
permita.
3.14.3.3 PRUEBAS DE LABORATORIO DE LA LECHADA DE CEMENTO
Y EL ESPACIADOR
Informe de pruebas de laboratorio para el espaciador
Laboratory Spacer Test Report
IP-15B, LRb Spacer 7 Liner, 9-Ene-10
Fluid No. QEC IVA2010-001 Client: IVANHOE Location /Rig
:
Date: Well Name: IP-15B Field: Land
Job Type 7 Liner Depth 1330.0 ft TVD 1324.0 ftBHST 100 degF BHCT 85 degF BHP 862 psiStarting Temp.
80 degF Time to Temp. 00:11 hr:mn Heating Rate
0.27 degF/min
Starting Pressure
266 psi Time toPressure
00:11 hr:mn Schedule 9.14-5
COMPOSICIÓN
Density 11.50 lb/gal Type MUDPUSH II Water/Spacer (vol) 76.9 %
Porosit 76.9 % Solid Vol. Fraction 23.1 %
55
Code Concentration Component Lot Number
Fresh water
D047 0.020 gal/bbl of spacer Antifoam TU9D0212A5
D182 4.500 lb/bbl of spacer Turb. Spacer 10090901
D151 208.97 lb/bbl of spacer weight agent RIG-325/100
Rheología (Lecturas promedio)(rpm) (deg) (deg)
300 98.0 84.0
200 75.5 72.5
100 53.5 54.5
60 39.0 45.5
30 30.0 36.0
6 25.0 26.5
3 17.5 22.0
10 sec Gel 19 24
10 min Gel 42 38
1 min Stirring 28 27
Temperatura 80 degF 81 degF
Pv : 168.398 cP Pv : 115.520 cP
Ty : 25.55
lbf/100ft2
Ty : 36.62
lbf/100ft2
Tiempo de BombeabilidadConsistencia Tiempo
30 Bc 02:30 hr:mn
70 Bc 03:15 hr:mn
Fluido libre0.0mL/250mL in 2 hrs
No Sedimentación
Commentario
Thickening Time Comment : Celda 216
Other test Comment : Realizar los calculos en base a la cantidad de cemento no a la cantidad del Blend.
No control de filtrado.
Lechada fácil de mezclar.
Fann Reading Comment : Arreglo R1B5.
At 80 degF and 0 deg incl.
Fuente: Schlumberger, 2010, Pruebas de Laboratorio.
Fig.
No. 9, Fuennte: Schlumbberger, 20100, Fuerza ccompresivaa del ceme
56
ento
Fig. N
No. 10, Fueente: Schlummberger, Añoo 2011, Ensaayo en el CConsistóm
57
etro
58
3.14.4 CEMENTACION DEL REVESTIMIENTO DE 7'
La cementación de la tubería de revestimiento de 7” se realiza de acuerdo al
programa preliminar presentado al cliente. Las presiones desarrolladas
durante la operación fueron similares a las establecidas por el programa
CemCADE.
El equipo de flotación requerido para esta operación fue proporcionado por
Schlumberger y las sus profundidades quedaron en:
Profundidad alcanzada del hueco: 1343 pies
Zapato guía asentado @ 1343 pies
3.14.4.1 DATOS DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
Se corrió tubería de revestimiento buttress de 7in, 23#/ pies, K-55, sin
problemas hasta la profundidad total (TD) de @ 1343ft y la circulación fue
estable y se observo una presión uniforme y estable en superficie así como
retornos limpios a los agitadores.
La presión de circulación fue la simulada por el programa CemCADE.
3.14.4.2 LA CENTRALIZACIÓN
La centralización fue recomendada, así: Correr un centralizador por cada
parada de tubería en pesando desde abajo a la superficie ya que este pozo
59
fue seleccionado para la inyección de vapor y una cobertura de buen
cemento hasta la superficie es requerido.
Puesto que no existe ningún dato anterior sobre la estabilidad de agujero y
corrida del revestimiento, el cliente decidió correr sólo 9 centralizadores
siguiendo su propio programa de centralización.
El cliente fue informado de la falta de centralización en superficie ejecutada
con el programa de centralización de IVANHOE, sin embargo no usa la
recomendación hecha por la compañía de servicios.
3.14.4.3 SECUENCIA DE LA OPERACION DE CEMENTACION
Las líneas para cementar fueron conectadas y probadas con 3000 Psi. Se
circulo el pozo antes de la operación. La presión de circulación fue similar a
las obtenidas en la simulación.
La secuencia de bombeo fue como sigue:
MUDPUSH II @ lpg 11.5 bbl 40 @ 5 bpm
Lechada tixotrópico @ lpg 13.0 110 bbl (270 sks) @ 5 bpm
El desplazamiento se inició con 51 bbls de agua fresca como sigue:
Agua fresca 40 bbl @ 7 bpm
Agua fresca 11 bbl @ 7 bpm
Se asienta el tapón superior con 1400 psi
El equipo de flotación trabajó sin problemas y se observó flujo de retorno de
2 bbls.
El equipo de flotación trabajó sin problemas y se observó flujo de retorno de
2 bbls.
La presión final de bombeo fue de 680 psi.
60
Se observo retorno a superficie de 32 bbls de lechada tixotrópica. El 100%
de la circulación fue verificado durante toda la operación de cementación.
Sin embargo, un trabajo en superficie (Top Job) fue necesario debido a la
pérdida de altura de la columna de cemento en el anular después de la
cementación. No se observó ningún flujo a superficie.
Fig. 11, Fuente: Schlumberger, 2010, REPRODUCCIÓN CON 0% DE EXCESO ANULAR
La presión calculada por el programa CemCADE (Curva azul) tiene la misma
tendencia que la curva roja (presión adquirida durante la operación), esto
indica que no hubo empaquetamientos del pozo y estuvo limpio antes de
iniciar la operación de cementación. Además durante el desplazamiento la
presión tiende a subir durante todo el intervalo tal como la hidráulica
predicha por CemCADE, lo cual indica que no hubo pérdidas de circulación.
61
Esto se confirmo también, porque nunca hubo pérdidas de circulación en
zarandas.
En la parte inferior del grafico, la curva azul (Caudal de bombeo entrada) y la
curva verde (Caudal del fluido a la salida). En la primera parte el caudal de
salida es superior al caudal de entrada por la caída libre del cemento “Efecto
de tubo en U”. Posteriormente son iguales las curvas porque tanto el casing
por dentro y el anular (Casing-Hueco abierto) estaban llenos de cemento.
62
3.14.4.4 VISUALIZACIÓN DE PARÁMETROS: PRESIÓN, CAUDAL Y
DENSIDAD
Fuente: Schlumberger, 2010, PRESIÓN, CAUDAL Y DENSIDAD
CAPITULO IV
63
CAPITULO IV
4 ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 EL REGISTRO DE ADHERENCIA DE CEMENTO (CBL)
Introducción
El propósito de utilizar el registro CBL es el determinar la presencia o
ausencia de cemento en ciertos intervalos de profundidad y si el cemento
está adherido a la tubería, a la formación o las dos.
4.2 EL SISTEMA DE MEDICIÓN ACÚSTICA
El transmisor es el corazón del sistema. Este es apagado y encendido
alternativamente con cadencia fija. “Cuando es energizado por un
convertidor que causa un cambio de tamaño físico súbito, el transmisor
vibra, lo que a su vez produce ondas de compresión elásticas. Estas ondas
de vibración están acopladas acústicamente desde el transmisor por medio
de un fluido especial a una camisa especial de retención, la cual traslada la
energía al hueco del pozo, propagando ondas esféricamente en todas las
direcciones desde el transmisor.
Para efectos de registros CBL, el frente de onda que se moviliza
directamente hacia la cubierta es de interés principal. Cuando este impacta
sobre el casing, un poco de energía se refleja, mientras la restante es
trasladado al interior o sea al revestimiento de cemento y a la formación.
64
4.2.1 AMPLITUD DE TUBERÍA
En términos del oído humano, amplitud significa “cuan ruidosa”. En el caso
del registro CBL la medición de amplitud de tubería representa la cantidad
de energía recibida en el receptor, la cual es una distancia fija (usualmente 3
pies (1metro) desde el transmisor.
El término “atenuación” significa la pérdida de energía durante la
transmisión. Es la medición desde la cual los números cuantitativos de
resistencia del cemento a la compresión y el índice de adhesión son
derivados.
La interpretación cualitativa generalmente aceptada de la curva de amplitud
es como sigue:
1.- La amplitud alta indica que la tubería es relativamente libre de vibrar; sin
embargo, está pobremente adherida o sin soporte.
2.- La amplitud inferior indica que la cubierta está más confinada o adherida.
El confinamiento causa absorción de la energía de onda y por lo tanto menor
amplitud.
3.- Lecturas de amplitud entre valores máximos y mínimos son funciones
logarítmicas del porcentaje de adhesión. Esta única medición y la
interpretación sobre simplificada de ella es el origen de la mayoría de los
cuentos creados acerca del registro de adherencia de cemento CBL.
Un número de condiciones físicas pueden conducir a interpretaciones
erróneas de amplitud. Algunas de estas, junto con las fuentes de referencia
que se relacionan con ellas, son como sigue, de acuerdo al manual wire line
Formation Testing and Sampling, SCHLUMBERGER .
Método de detección de amplitud-entrada fija o entrada flotante.-
Erróneamente, las amplitudes pueden ocurrir con entradas flotantes.
Formación rápida.- Esta condición ocurre más temprano o al mismo tiempo
que la llegada del casing. La lectura de amplitud es muy cuestionable.
65
Excentricidad de la herramienta.- Esta condición reduce la amplitud.
Tiempo de curado de cemento insuficiente.- Esta condición incrementa la
amplitud.
Revestimiento de cemento.- <1/2 pulgada (<2 cm.). Con casing sea bien
centrado o pobremente centrado, esto incrementará la amplitud.
Micro-anillo. Esta condición incrementa la amplitud.
Burbujas de gas.- Burbujas de gas en el fluido del orificio disminuirán la
señal acústica.
Espacios muertos en el revestimiento de cemento.- estos incrementarán la
amplitud.
Espesor del casing.- Cambios en el espesor del tubo de un tubo a otro
causarán valores diferentes mínimos y/o máximos de amplitud.
Cemento.- El cemento puede ser adherido al tubo, pero no a la formación:
esto resulta en baja amplitud de tubo pero pobre integridad de cemento.
“Además de estos factores, la comparación con CBL de pozos adyacentes
puede ser confusa porque:
El equipo (tipo de transductor, espaciamiento entre el transmisor-
receptor, las frecuencias de transmisor, etc., varían) y,
Las técnicas de operación, el centrado de la herramienta, la velocidad
de la corrida del registro, calibraciones, etc., varían.
4.2.2 TIEMPO DE TRÁNSITO O RECORRIDO AL RECEPTOR ÚNICO
Simplemente es el primer tiempo detectado para la primera llegada de
amplitud en el receptor, por medio de la medición de una entrada flotante.
“Esto significa que el ingeniero de “registros” debe establecer físicamente un
nivel de detección de entrada. El inicio es usualmente detectado mientras
desciende al hueco, en tubería libre, mediante el chequeo de la primera
llegada de la máxima amplitud.
66
El nivel de detección es normalmente establecido en menos de 50% de la
amplitud máxima de tubería libre.
La entrada flotante permanece abierta a través del espectro acústico hasta
que el pulso de amplitud de suficiente “tono alto” acciona la medición.
Obviamente, el arreglo de orientación del ingeniero es importante.
Si la herramienta de adhesión está bien centrada en la tubería libre sin
adherir, la curva de tiempo de recorrido debería leer un valor
razonablemente preciso, el cual puede ser calculado multiplicando el tramo
del receptor del transmisor por el tiempo de tránsito
del tubo y agregando el diámetro interno del tubo (ID) (en pies) multiplicado
por el tiempo de tránsito de fluido.
La señal de la tubería está bien definida como 57 µseg/pie (17 µseg/metro).
El espacio de receptor transmisor es usualmente 3 pies (1 metro).
El diámetro interno de la tubería (casing) es fácilmente determinado si el
tamaño del alojamiento y el peso son conocidos, pero se debe convertir a
valores fraccionales o decimales de pies.
El espectro de energía acústica se ofrece por las empresas de servicio. Las
dos miden lo mismo, usualmente con una extensión transmisor a receptor de
5 pies (1.5 m).
4.2.3 DESPLIEGUE DE LA DENSIDAD VARIABLE
Esta es una señal de intensidad modulada de eje Z, que exhibe amplitud en
sombras variadas de negro a blanco, junto con la escala de tiempo versus
profundidad.
La ventaja de esta presentación es que permite una vista más panorámica
del contorno del pozo, es decir, las características que no pueden ser
fácilmente reconocibles en una sola forma de onda pueden ser seguidas
arriba y abajo del hueco del pozo para reconocer si representan el casing,
67
formación o llegadas de la costra de lodo. Un inconveniente es la dificultad
en la reproducción de varias sombras entre blanco y negro efectivamente, lo
que limita la capacidad de analizar las amplitudes de pulso individuales.
4.2.4 INTERPRETACIÓN CUALITATIVA
Varios autores han presentado ejemplos de juntas de adhesión de cemento
que muestran tubo libre sin cemento o condiciones de buena adhesión.
Ilustraciones de micro anulo, canalización, formación rápida y entrabada
antes de que las curaciones de cemento están bien documentadas.
El propósito de este documento es ilustrar los efectos en los registros de
adherencia de cemento a partir de condiciones tales como excentricidad de
tubería, adherencia a la tubería pero no a la formación y una depositación de
cemento demasiado delgada y como estos pueden ser reconocidos, de
modo que el usuario pueda hacer interpretaciones racionales.
4.3 EL REGISTRO DE DENSIDAD VARIABLE
Esta es una señal intensa modulada que continuamente detalla la amplitud
en varias matrices desde blanco al negro versus la profundidad. El tiempo de
escala es similar para la señal detallada de acuerdo al manual, wire line
Formation Testing and Sampling, SCHLUMBERGER .
Fig. 12.,
La venta
continua
una sola
ondas pa
En la F
entendim
acústica
inferior de
amplitud
Fuente: Sch
aja de es
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2011, PresVaria
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ntado en l
negras m
68
ensidad
orámica
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on otras
o en el
ca onda
la parte
uestran
69
4.3.1 INTERPRETACIÓN DE LA FORMACIÓN DE LA ONDA
Para estudiar las características de una sola onda, la teoría puede ser poco
útil, para aplicaciones prácticas sin embargo es necesario examinar las
profundidades verticales de los intervalos adyacentes para formaciones
geológicas críticas.
Las características pueden ser reconocidas en una onda que es a menudo
poco identificable cuando varias ondas son examinadas simultáneamente.
Para evaluaciones con cemento usando VDL un tiempo aproximado de
formación en los arribos será suficiente. Las amplitudes compartidas
deberían ser bajas ya que son provocadas por arribos de compresión
tardíos, particularmente cuando el transito en la formación es más grande
que 100 microsegundos, de acuerdo al manual wire line Formation Testing
and Sampling, SCHLUMBERGER.
4.3.2 RECEPCIÓN COMBINADA Y REGISTRO DE DENSIDAD
VARIABLE
También es posible presentar la densidad variable con una señal de onda
completa, la recepción investigada es normalmente presentada a intervalos
de profundidad de 5 a10 pies para evitar muchas aproximaciones en la
pantalla. Software de computadores son requeridos para proveer de una
presentación combinada.
La localización de los collares es asumida en la mitad de cada respuesta,
estos proveen una verificación de las conexiones entre collares y sus
profundidades.
70
4.4 MEDICIONES COMBINADAS CON REGISTROS DE
CEMENTO
4.4.1 CALIPER E INFORMACIÓN LITOLÓGICA
La información del Caliper define el tamaño, forma y rugosidad de la pared
del hueco que está detrás de la tubería que siempre es importante en el
tema de un registro de cementación.
Conocimiento de la litología detrás de la tubería también es importante. El
Caliper y datos de litología ayudan a explicar los datos del CBL.
Los datos de formación y tubería tomados por el VDL son relativamente
bajos y caracterizan la salinidad de los intervalos ilustrados. Los intervalos
de anhidrita presentan respuestas en amplitudes que no toman en cuenta a
la tubería. Las formaciones de sal son dificultosas para ser cementados ya
que el agua en la lechada tiende a disolver la sal y agrandar el hueco.
4.5 CUANTIFICACIÓN DE CEMENTO
4.5.1 EFECTOS DE TIEMPO DE FRAGUADO
La lechada es diseñada para proveer un sello hidráulico en el anular
suficiente para soportar completaciones y operaciones de producción.
El tiempo de fraguado requerido para la compresibilidad está en función de
temperatura de fondo, presión y aditivos usados en la mezcla. Algunos
aditivos aceleran el proceso mientras que otros lo retardan los procesos de
71
fraguado, mientras que otros necesitan más de dos semanas para obtener
una dureza deseada.
El tiempo de fraguado es importante en la determinación del tiempo
apropiado para correr un registro acústico. Si un registro es corrido antes del
fraguado, no será útil para monitorear la calidad de la cementación. Las
medidas de amplitud en la tubería son tomadas para cálculos de
compresibilidad del cemento.
Para que estas medidas sean adecuadas para los respectivos cálculos. Es
un requisito conocer el apropiado tiempo de fraguado antes de correr el
registro (esto es un pre requisito) varios factores deben considerarse, antes
de aceptar la medida de la amplitud como:
Asumir el 100 % de la distribución del cemento.
Instrumentos centralizadores
Presencia o ausencia de micro ánulos
Espacio anular de cemento mayor a ¾ de pulgada
El tiempo de retorno de la formación vs. el tiempo de arribo del casing
4.5.2 EFECTOS DE LAS DIMENSIONES DEL CASING
Los efectos de la dimensión del casing, pared, espesor diámetro son
independientes de cada uno y pueden ser aislados. El diámetro no tiene
efecto en la rata de atenuación ni influencia a la amplitud.
72
4.6 CEMENTACIÓN DEL POZO IP-5B DE IVANHOE
4.6.1 REVESTIMIENTO DE PRODUCCIÓN DE 7”
Para la cementación del nuevo pozo, también para inyección de vapor el
IP-5B y en razón de la importancia del mismo, WellServices de
Schlumberger realizo evaluaciones de las cementaciones anteriores y de los
resultados obtenidos, para ejecutar los ajustes correspondientes en cuanto
al diseño de las lechadas de cemento a bombear para el recubrimiento de 7”
de Producción.
El Plan de acción se compone de los siguientes puntos que serán tomados
en cuenta:
Lecciones aprendidas y recomendaciones del pozo IP 15
Plan de acción para el IP 5B
Geometría del pozo IP 5B y razones del diseño
Secuencia de los fluidos y cronograma del bombeo
Programa de centralización Vs. Análisis de la remoción del lodo
Diseño de la lechada
Resumen del análisis de CemSTRESS
4.6.2 LAS LECCIONES APRENDIDAS Y RECOMENDACIONES
a. Identificar y curar las zonas fracturadas antes de la cementación (cementar
como un último recurso)
b. Utilizar fibras de CemNET por delante del cemento en la píldora carbonato
(CemNET MUDPUSH II) para mitigar las pérdidas potenciales
c. Utilizar una solución de CemNET en la lechada de cemento para aminorar
las pérdidas.
73
d. Pre-flujo de silicato para utilizarse por delante del cemento para ayudar a
acelerar la cementación.
e. Reciprocar la tubería es recomendado para mover el lodo incluso si se
producen pérdidas.
La operación de reciprocar, es probablemente el tipo más común de
movimiento de la tubería de revestimiento por lo fácil que es realizar. Para
obtener integridad de buen cemento y mejorar la adherencia del cemento a
la tubería, reciprocar la tubería provoca una tensión de corte entre la tubería
(casing) y el lodo para conseguir una mejor acción de la erosión. Tener en
cuenta que, la tensión de corte esta al máximo en la superficie de la tubería
y se reduce linealmente hacia la formación.
El movimiento es vertical y como todo movimiento debe hacerse desde el
momento que comienza la circulación hasta el final del desplazamiento. Esto
es para asegurar que si cualquier cosa que va a ser liberado, sea liberado
pronto, antes de que el cemento en el espacio anular y no se bloquea más
arriba de la tubería. El movimiento se realiza en un tramo de 20 a 40 pies de
1 a 5 minutos por ciclo (un ciclo es, uno hacia arriba y un movimiento hacia
abajo). Para ser eficaz, la operación de reciprocar, necesita raspadores
(scratchers) a instalarse en la tubería de revestimiento, que rasque la torta
de barro y el lodo gelificado.
Pueden encontrarse algunos problemas como que la tubería puede atorarse
durante el movimiento y podría situar en el lugar equivocado. Otros factores
limitantes son las presiones en aumento que se generan durante el
movimiento de la tubería. También, la mencionada presión ejercida en el
movimiento descendente pueden causar la fractura de la formación
(pérdidas)
Otro tipo de problema que puede ocurrir es el pandeo de la tubería. El
movimiento de la tubería no ser considerado para ser el único método de
eliminación del lodo - se han visto buenos resultados pero en combinación
con otras prácticas de eliminación de lodo.
La rotación es otro método de movimiento de tubería pero donde esta esté
causando remolinos de barro a su alrededor.
74
Como el reciprocar, la rotación debe ser al inicio y fuera de la circulación y
continuar hasta el final del desplazamiento. Esto es para asegurar que
cualquier filtro cake de barro gelificado, etc. que se quitará, antes que el
cemento sea colocado en el espacio anular, evitando posibles bloqueos.
Normalmente la tubería de revestimiento debe girarse entre 10 a 40 rpm con
el torque supervisado muy de cerca.
Los raspadores mejoran la eficiencia de la rotación, pero son menos
necesarios que cuando se realiza la operación de reciprocar y, de hecho,
algunos centralizadores están fabricados para facilitar el movimiento de
remolino de barro.
La rotación provoca menos problemas con la tubería, el principal problema
es el torque si no es bien controlado, porque se podría torcer la tubería. La
principal dificultad de rotación es que requiere equipos especiales superficie
f. El 75% Stand Off, recomienda centralización para asegurar el completo
aislamiento zonal.Stand off se define como la relación entre la menor anular
brecha (W) a la diferencia de anular brecha entre dos tuberías de diámetro,
si uno era completamente centrado en el otro.
Fig. 13, Fuente: Schlumberger, 2010, Casing Centralizatión
75
El gráfico muestra la relación de caudales en el lado ancho sobre el lado
estrecho frente a la posición de la tubería. Por encima del 75%, puede verse
que hay muy poca diferencia en la relación entre las tasas de flujo. A
alrededor del 35%, la proporción de la tasa de flujo cambia casi linealmente
a aproximadamente 5 veces más rápido en el lado amplio que en el lado
estrecho. Por debajo de 35% independientes, la proporción de la tasa de
flujo comienza a aumentar exponencialmente.
g. El registro de adherencia de cemento del revestimiento de 7” del pozo IP 15
concuerda con las recomendaciones del simulador WELLCLEAN II y deben
ser consideradas las recomendaciones para la remoción del lodo de
perforación.
h. Las funciones Claves WELLCLEAN II Simulator son las siguientes:–
2D computational fluid dynamics (CFD) software, que calcula la posición
trasciente de fluidos miscibles en un anular excéntrico y desviado.
Variables computacionales promediadas a través del espacio anular, se
asume lubricación
Algoritmos de explícita diferencia finita para el campo de velocidades y el
transporte de especies.
Todos los fluidos son descritos por el modelo reológico Herschel-Bulkley
La geometría es un anular excéntrico con una tubería estacionaria, donde
tanto desviación como excentricidad varían con la profundidad
El efecto de caída libre – o U-tubing – se toma en cuenta
Situaciones de flujo inestable (tales como inestabilidad de Rayleigh-
Taylor) son simuladas y dibujadas en un cuadro de dos dimensiones que
muestra concentración de fluido
Una característica específica de operaciones de cementación es
implementada, apuntada para predecir la eventual presencia de una
película de fluido desplazado dejado en la pared del casing
Tiempo de contacto (tiempo turbulento acumulado) es predicho para
desplazamiento turbulento.
76
RESULTADOSPRINCIPALES
A cada paso de la simulación
Mapa 2D de Velocidades del fluido
Mapa 2D de Concentración de fluidos a través del
anular
Mapa 2D de “Riesgo de dejar una capa de lodo
en las paredes”
Mapa 2D de Tiempo de contacto acumulativo en
flujo turbulento
Mapa 2D de Régimen de flujo
Curvas de Geometría y desviación del pozo
Curvas de Concentración de fluidos en los
lados delgado y ancho
Al final de la simulación
Curva de cobertura de cemento vs. profundidad
i. Asegurar una densidad constante de la lechada. Se recomienda el uso
del Batchmixer.
j. Ejecutar prueba UCA suponiendo cierto % de contaminación de lechada
de cemento-lodo para optimizar el tiempo de fraguado del cemento WOC
4.6.3 ACCIONES A IMPLEMENTARSE PARA EL POZO IP 5B
1) SQM con Ivanhoe – Opiniones, comentarios del cliente.
2) Revisión conjunta con el distrito de cementación de Bakersfield
3) Un Supervisor de campo de Schlumberger - Bakersfield para
supervisar la operación de cementación.
77
4) Un operador FE de WellService se enviará a una locación de
Schlumberger-Estados Unidos para que se familiarice con los trabajos
de cementación en pozos de inyección de vapor.
5) Reunión conjunta entre técnicos de Ivanhoe y WellServices, para la
revisión del diseño:
Diseño del revestimiento de 7” (Temperatura, centralización, Pre flujos)
Capacidad de rig Ejecutar análisis de CemSTRES del recubrimiento de cemento
4.6.4 IP-5B – GEOMETRIA DEL POZO Y DISENO
Datos del Pozo :
TD = 1094ft
OHD = 9 7/8in
XS = 75%
EOHD = 11.58in EOHD = Diámetro Exterior del Hueco
BHST = 95 degF BHST = Temperatura Estática de Fondo de Pozo
BHCT = 80degF BHCT = Temperatura Circulante de Fondo de
Pozo
4.6.5 GE
Fuen
4.6.6 SE
Fluido Or
Fluidos d
Vol. desp
Caudal d
MD (ft)
130
MD (ft)
1094.00
EOMETRIA
nte: Schlumb
EQUENCIA
riginal: WB
e desplaza
plazamiento
e bombeo
PreOD(in)
0.0 1
OD (in)
7
A DEL PO
berger, 2009
A DE FLUI
BM @ 9.3p
amiento: A
o: 40.0 bbl
: 4 to 5 bp
evious StrinD )
We(lb
0 3/4
Joint (ft) 40.0
OZO IP-5B
9, Geométr
IDOS Y CR
pgPv =10c
AGUA – KC
l
m
ng eight b/ft)
40.5
CaWeight (lb/ft)
23.0
Y DISEÑO
rica del Poz
RONOGRA
cP; Ty = 15
CL
ID (in)
10.050
asing/LinerID (in)
G
6.366
O
zo IP-5B Y
AMA DE B
5 lbf/100ft2
Grade
Co
K-55
Y DISEÑO
BOMBEO
2
ollapse (psi)
3270
78
Burst (psi)
Th
4360
hread LTC
Caudal d
Fig.1
Nam
ZO
MU
CemNET MU
Nuevo 13.
e bombeo
14, Fuente: S
me Vo(
Water ONELOCK
Water UDPUSH II
UDPUSH II
0 LC D174
Water
: 1:20hr:m
Tabla N
Schlumberge
olume bbl)
Ann. Le(ft)
5.0 010.0 0
5.0 025.0 0
25.0 0
90.0 1094
39.9
n
Nº 1 Secu
er, 2009, Re
Fluid en Top
(ft) D(
0.0 0.0 0.0 0.0
0.0
4.0
0.0
encia de fl
elación Fric
Sequence Density
lb/gal) 8.32 visc9.98 visc8.32 visc
10.50
10.50
13.00 k:2.08
8.32 visc
luidos.
cción presi
cosity:5.000 cP cosity:3.000 cP cosity:5.000 cP
Pv:28.990 cP
Pv:28.990 cP 8E-1 lbf.s^n/ft2
cosity:5.000 cP
ión Vs Ánu
Rheology
T T
n:0.230
79
ulos
Ty:27.37 lbf/100ft
Ty:27.37 lbf/100ft
Ty:0.66 lbf/100ft
t2
t2
t2
Tabla Nº
Nam
Z
MCemNET M
Nuevo 13
Fig.15
2 Secuen
me
(bPause Pause Water
ZONELOCK Water
UDPUSH II MUDPUSH II
Pause 3.0 LC D174
Pause Water Water
Shut-In
Fuente: Sch
ncia de flui
Flow Rate
bbl/min)
Volu(bb
0.0 0.0 4.0 4.0 14.0 5.0 25.0 20.0 5.0 90.0 5.0 32.0 0.0
To
hlumberger, 2
dos y cron
Pumpme
bl) Stage T
(min)
0.0 0.0 5.0
10.0 5.0
25.0 25.0 0.0
90.0 0.0
30.0 9.9 0.0
otal 00:53 h
2009, Secue
nograma de
ping ScheduleTime )
Cum.V(bbl).
0.0 0.0 1.3 2.5 11.3 5.0 25.0 25.0
18.0 95.0 6.0 35.0 33.0
hr:mn 199.9 b
encia de F
e bombeo
e Vol .
Inj. Temp(degF)
0.0 0.0 5.0 0.0 5.0
25.0 25.0 0.0
90.0 0.0
30.0 39.9 0.0 bl
Fluidos
p.
80 Conduct o80 Pressure T80 Pump Fres80 Pump Zon80 Pump Fres80 Pump MUD80 Pump Cem80 Shut Down80 Pump Cem80 Shut Down80 Start Displ80 Lower Rat80 Bump Plug
80
Comments
n location JSA Test Lines sh Water
ne Lock sh Water DPUSH spacer
mNET Spacer n Drop Bottom Pment Slurry n Drop Top Pluglacement te To Bump Plugg / Check Floats
Plug
g
Fig. 16
6 Fuente: Sc
Fuente: Sc
chlumberger,
hlumberger,
, 2009, Prom
2009, Tiem
medio de V
mpo vs Pres
Velocidad d
sión.
de Flujo Ve
81
ertical
Fig. 117, Fuente: SSchlumbergeer,2010, CeSimulada
ntralizaciódel Lodo
n Planead
a y Remoc
82
ción
Fi
Fluid NoRheo. MAt temp
DESIGNBLEND Name Dry DenSack WBASE FType
Code D047 S001 D167 D202 D174
ig. 18, Fuen
o: 4 Model : HERS. : 85 deg
N
: A Ecc nsity : 2.88 SG eight : 94 lb
FLUID : Fresh wate
Conc. 0.050 gal/sk c2.500 %BWO0.200 % BWO0.600 %BWO3.000 %BWO
Tabla N
nte: Schlumb
SCHEL_B. gF
SLURMix FlYieldSolid F
er Densit
Additives Fu
cement AnOC AcOC FluOC DisOC Ex
Nº 3 Diseñ
berger, 201
RY uid : 12.721 gal/
: 2.49 ft3/sk Fraction : 31.8
ty : 8.32 lb/gal
unction ntifoam ccelerator uid Loss Control spersant
xpanding ce
ño de la le
0, Ensayo
Density : 1k : 2n : 0
Ty : 0Gel Strength : 3
/sk Job Qua
8 % Base
chada
en el Con
13.00 lb/gal2.08E-1 lbf.s^n/ft20.230
0.66 lbf/100ft2 39.49 lbf/100ft2
volume : 90.0 bbantity : 202.60
e Fluid : 11.671
sistómetro
2
l sk
gal/sk
83
o
Fig.
Crush CS Cube No.
1 2 3
Average
Brazilian TCore No.
1 2 3
Average
19, Fuente
Cured CubedCube
Weight (grams)
CuVolu(m
328.6 20320.8 20320.2 20323.2 20
Tensile StrengDiameter of C
(in.) 2.090 2.090 2.090 2.090
e: Schlumber
d @ 90F ube ume Ls)
Crush Force (lbf)
8.0 4856 3.8 4834 3.3 5073 5.0 4921
gth Cured @ 9Core Length
(0000
rger, 2011, R
Cube Density
(ppg) H
(i1.58 1.57 1.58 1.58
90F h of Core (in.)
M
.950
.915
.913 0.93
Relación Te
Cube Height nches)
CubeArea (in2)
13.14 2.0513.09 2.0213.10 2.0913.11 2.05
Maximum Failure (lbf) 442 373 484 433
emperatura
CompressivStrength
(psi) 1478 1516 1473 1490
Load Br
a Vs. Tiem
ve Young’s Modulus
(psi) 453,843 281,671 416,030 383,848
razilian Tensile S(psi) 142 124 161 142
84
po
Poisson’s Ratio
0.2433 0.1800 0.2332 0.2188
Strength
85
4.6.7 ANÁLISIS DE INTEGRIDAD DEL REVESTIMIENTO DE CEMENTO
Análisis de esfuerzo @ arenisca Hollin
cambio en presión de fondo = 400 psi: cambio instantáneo
cambio de temperatura de fondo = 600 degF: aumento
constante 24 horas
4.6.8 Fuente: Schlumberger, 2009, Análisis De Integridad Del Revestimiento De
Cemento
Formation Material Name: Hollin Sandstone Density: 142.3357 lbm/ft3 Young Modulus: 3.92 Mpsi Poisson Ratio: 0.2 Thermal Conductivity: 1.0574 Btu/h.degF.ft Specific Heat Capacity: 0.1696 Btu/(lbm.degF) Thermal Exp. Coefficient:
7.2222 1E-6 1/degF
Well Pressure Change. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile
Well Temperature. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile
Weight of Inner Casing. Base case value 23.0 lbm/ft. Variation from 16.1 lbm/ft to 29.9 lbm/ft. Default Min: Weight - 30%, Max: Weight + 30%
Young Modulus of Formation. Base case value 3.9 Mpsi. Variation from 1.96 Mpsi to 5.88 Mpsi. Default Min: YM - 50%, Max: YM + 50%
Young Modulus of Inner Cement. Base case value 0.4 Mpsi. Variation from .29 Mpsi to .48 Mpsi. Default Min: YM - 25%, Max: YM + 25%
Compressive Strength of Inner Cement. Base case value 1490.0 psi. Variation from 1266.5 psi to 1713.5 psi. Default Min: CS - 15%, Max: CS + 15%
86
Cement Sheath Integrity Analysis
Análisis de esfuerzo @ arenisca T
cambio en presión de fondo = 400 psi: cambio instantáneo
cambio de temperatura de fondo = 600 degF: aumento
constante 24 horas
Fuente: Schlumberger, 2009, Análisis de Esfuerzo.
Formation
Material Name: Consolidated Sandstone (typical value)
Density: 142.3357 lbm/ft3 Young Modulus: 3.4899 Mpsi Poisson Ratio: 0.25 Thermal Conductivity: 1.0574 Btu/h.degF.ft Specific Heat Capacity: 0.1696 Btu/(lbm.degF) Thermal Exp. Coefficient:
7.2222 1E-6 1/degF
Well Pressure Change. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile
Well Temperature. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile
Weight of Inner Casing. Base case value 23.0 lbm/ft. Variation from 16.1 lbm/ft to 29.9 lbm/ft. Default Min: Weight - 30%, Max: Weight + 30%
Young Modulus of Formation. Base case value 3.5 Mpsi. Variation from 1.74 Mpsi to 5.23 Mpsi. Default Min: YM - 50%, Max: YM + 50%
Young Modulus of Inner Cement. Base case value 0.4 Mpsi. Variation from .29 Mpsi to .48 Mpsi. Default Min: YM - 25%, Max: YM + 25%
Compressive Strength of Inner Cement. Base case value 1490.0 psi. Variation from 1266.5 psi to 1713.5 psi. Default Min: CS - 15%, Max: CS + 15%
87
4.6.9 ANÁLISIS DE INTEGRIDAD DEL REVESTIMIENTO DE CEMENTO
Análisis de esfuerzo @ M1 Limestone
cambio en presión de fondo = 400 psi: cambio instantáneo
cambio de temperatura de fondo = 600 degF: aumento
constante 24 horas
Fuente: Schlumberger, 2009, Análisis de integridad del revestimiento de cemento.
Formation Material Name: Limestone (typical value) Density: 159.8156 lbm/ft3 Young Modulus: 4.1898 Mpsi Poisson Ratio: 0.3 Thermal Conductivity: 0.9649 Btu/h.degF.ft Specific Heat Capacity: 0.215 Btu/(lbm.degF) Thermal Exp. Coefficient:
7.2222 1E-6 1/degF
Well Pressure Change. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile 300psi to 500psi
Well Temperature. Base case value 100.0 %. Variation from 75 % to 125 %. Default Min: 75%, Max: 125% of current profile 450degF to 750degF
Weight of Inner Casing. Base case value 23.0 lbm/ft. Variation from 16.1 lbm/ft to 29.9 lbm/ft. Default Min: Weight - 30%, Max: Weight + 30%
Young Modulus of Formation. Base case value 4.2 Mpsi. Variation from 2.09 Mpsi to 6.28 Mpsi. Default Min: YM - 50%, Max: YM + 50%
Young Modulus of Inner Cement. Base case value 0.4 Mpsi. Variation from .29 Mpsi to .48 Mpsi. Default Min: YM - 25%, Max: YM + 25%
Compressive Strength of Inner Cement. Base case value 1490.0 psi. Variation from 1266.5 psi to 1713.5 psi. Default Min: CS - 15%, Max: CS + 15%
88
4.7 REPORTE DE TRABAJO DE CEMENTACION - REVESTIDOR 7”
CemCADE WELL CEMENTING RECOMMENDATION FOR 7 IN. CASING
Operator : Ivanhoe Well : IP-5B
Country : Ecuador Field : Ivanpung
State :
Preparedfor : Ivanhoe Location : El Coca
Proposal No. : Final Service Point : Quito
Date Prepared : July 11
2010
Business Phone :+593 2 297 6900 –
Ext 1361
FAX No. : + 593 2 297 6995
Prepared by : xxxxxxxxx
E-Mail : xxxxxxxxx
WELL DESCRIPTION
Configura
ción
Casing Stage : Single RigType : Land
Prev.Strin
g
MD : 132.0 ft OD : 10 3/4 in Weight : 40.5 lb/ft
Csg/Liner MD : 783.0 ft OD : 7 in Weight : 23.0 lb/ft
Landing Collar MD 741.0 ft
Casing/linerShoe MD 783.0 ft
Mud Line 0.0 ft
Total MD 785.0 ft
BHST 88 degF
Bit Size 9 7/8 in
Mean OH Diameter 10.293 in
89
Mean AnnularExcess 0.0 %
Mean OH
EquivalentDiameter
10.293 in
Total OH Volume 67.2 bbl (includingexcess)
Tabla N. 4 Sección 1: secuencia fluidos
Original fluid Mud- KALYSTOP 9.50 lb/gal
k :1.22E-2 lbf.s^n/ft2 n :0.527 Ty :2.43 lbf/100ft2
DisplacementVolume 29.2 bbl
Total Volume 152.2 bbl
TOC 0.0 ft
Fluid Sequence
Name Volume
(bbl)
Ann.
Len
(ft)
Top
(ft)
Density
(lb/gal)
Rheology
Water 3.0 0.0 8.32 viscosity:5.000
cP
ZONELOCK B 10.0 0.0 9.98 viscosity:3.000
cP
CemNET
MUDPUSH II
30.0 0.0 10.80 k:2.13E-2
lbf.s^n/ft2
n:0.502 Ty:5.53
lbf/100ft2
Nuevo 13.5
LC
80.0 783.0 13.50 k:3.09E-2
lbf.s^n/ft2
n:0.553 Ty:13.91
lbf/100ft2
MUDPUSH II 3.0 664.8 10.80 Pv:35.306 cP Ty:19.27
lbf/100ft2
Water 26.2 0.0 8.32 viscosity:5.000
cP
Fig
4.8 RES
Esta secc
de 9.8 p
presencia
hacer un
silica y 15
El diámet
Static
Frac
Pore
Collaps
Burst
Csg.Pu
g. 20 Fuent
SUMEN E
ción fue pe
pg. La pro
a de un a
tapón bala
5.8 ppg.
tro obtenid
Security C
se
umpout
e: Schlumbe
EJECUC
erforada co
ofundidad
acuífero ac
anceado h
do por un c
Checks :
12 psi
34 psi
3051 psi
4360 psi
4 ton
erger, 2009, S
CION DEL
on una bro
final de e
ctivo debaj
asta los 68
caliper de 6
i
i
Secuencia
L TRABA
oca de 9 7/
sta secció
jo de la z
83 ft. Se u
6 brazos fu
at 132.0 ft
at 132.0 ft
at 741.0 ft
at 0.0 ft
a de los flui
AJO
/8 “y con u
ón fue 108
zona de in
tilizo una l
ue 10.293”
t
t
t
idos Csg 7
un lodo bas
80 ft. Debi
nterés, se
echada cla
.
90
7”
se agua
do a la
decidió
ase G +
91
Se perforo el tapón hasta 783 ft y esta fue la nueva profundidad para el
casing de 7”. El peso del lodo quedo en 9.5 ppg antes de la operación de
cimentación.
El exceso anular usado en este pozo como fue 100% sobre la broca, para
asegurar retornos de cemento a superficie y tener buen cemento desde el
zapato hasta superficie. Esto correspondió a un diámetro equivalente del
hoyo de 12.758”.
El hoyo presentaba “washouts” entre 380 ft y 480 ft. El resto del hoyo
presentaba un diámetro similar al de la broca usada durante la perforación.
4.8.1 INFORMACION TUBERIA
Se corrió una tubería de 7”, 23 lb/ft, K-55, rosca BTC. La tubería fue corrida
sin problemas a la profundidad prevista @ 783 ft.
Se circuló hasta que el hoyo este limpio (Retornos limpios en zarandas) y
exista una presión de circulación estable. Las presiones de circulación
estuvieron de acuerdo a la simulación con CemCADE.
4.8.2 CENTRALIZACION
Se corrieron un total de 20 centralizadores. Fue uno por cada casing (frente
a los “WashOuts” no se colocaron centralizadores”) y dos centralizadores por
cada casing en las zonas de interés. Los centralizadores utilizados fueron
Weatherford -Turbulizer (Max OD = 10.75”, Min OD = 8”).
92
4.8.3 MEZCLA CEMENTO
La lechada de cemento utilizada para el casing de producción, fue una
lechada clase G + silica + acelerante y 13.5 ppg.
La lechada fue premezclada durante 1 hora en el recirculador y para evitar
pérdidas de circulación se le puso 1 lb/bbl de CemNET.
La lechada contenía dos tamaños de partícula de Silica en la mezcla:
D166 es una partícula de tamaño medio y fue utilizada con una
concentración de 15% BWOC.
D154 es una partícula de tamaño pequeño, fue utilizada con una
concentración de 25% BWOC, ayuda especialmente a elevar el
esfuerzo a la compresión y a extender la lechada.
La concentración total de Silica excedió el 35% BWOC, recomendado para
este tipo de pozos.
El esfuerzo a la compresión obtenido con este sistema fue 2300 psi después
de 90 horas.
La lechada de cemento fue acelerada utilizando Cloruro de Calcio con una
concentración de 3%BWOC, obteniendo un tiempo de bombeabilidad de
03:15 HR: mn (70 BC) y con dos horas de pre mezcla (Laboratorio).
4.9 OPERACION DE CEMENTACION
Las líneas de cementación fueron conectadas y probadas a 3000 psi.
El pozo fue circulado un fondo arriba antes de la operación de cementación.
Las presiones estaban de acuerdo a la simulación de CemCADE.
La secuencia de bombeo fue la siguiente:
Zone lock B @ 9.98 ppg 10 bbl @ 4bpm
MUDPUSH II @ 10.8 ppg 30 bb @ 4 bpm
Lechada Tail @ 13.5 ppg 80 bbl @ 5 bpm
93
Desplazamiento con 30 bbls :
MUDPUSH II 3 bbl@ 6 bpm
Agua 21 bbl@ 6 bpm
Agua 6 bbl@ 3 bpm
El tapón de fondo asentó con 2000 psi.
El equipo de flotación funciono sin problemas, en la prueba de “back
flow” retorno 1 bbl.
La presión final de bombeo fue 400 psi antes de asentar tapón.
40 bbls de lechada retornaron a superficie peso 13.5 ppg.
100% de circulación fue observada durante toda la operación de
cementación.
No se requirió un “Top Job”. No se observó un influjo después de la
operación.
Fig
g. 21, Fuennte: Schlumbberger, 2009,CEMENT
REPORTTACION
E DEL TRAABAJO DE
94
E
95
4.9.1 REPORTE DE PRUEBAS DE LABORATORIO DEL ESPACIADOR
IP-5B, LR Spacer Production csg,
Fluid No : QEC
IVA2010-013c
Client : Ivanhoe Location /
Rig
: Land
Date : Jul-06-2010 WellNa
me
: IP-5B Field : IP
Job Type 3-1/2 Csg Depth 1094.0 ft TVD 1094.0 ft
BHST 91 degF BHCT 81 degF BHP 747 psi
StartingTem
p.
80 degF Time
toTemp.
00:05
hr:mn
HeatingR
ate
0.06
degF/min
StartingPres
sure
255 psi Time
toPressure
00:05
hr:mn
Schedule 9.2-2
COMPOSICIÓN
Densit
y
10.80 lb/gal Type MUDPUSH
II
Water/Spac
er (vol)
80.6 %
Porosit
y
81.9 % Solid Vol.
Fraction
18.1 %
96
Tabla N. 5 Aditivos
Code Concentration Component LotNumb
er
Freshwater
D112 1.000 lb/bbl of spacer Fluid loss WF2555S
674
D182 3.500 lb/bbl of spacer Turb. Spacer 030410-
01
F103 0.500 gal/bbl of spacer Surfactante SLB2010
D047 0.010 gal/bbl of spacer Antifoam TU0C003
67A0
D151 162.64 lb/bbl of spacer weightagent 325
Tabla N. 6 Reologia
(rpm) (deg) (deg)
300 49.0 53.0
200 40.0 43.5
100 30.0 33.0
60 24.5 27.0
30 19.5 21.0
6 12.0 12.0
3 10.0 10.0
10 sec Gel 10 10
10 min Gel 16 14
1 min Stirring 12 12
Temperatura 80 degF 81 degF
Presión 15 psi 15 psi
Pv: 32.305 cP
Ty : 17.70 lbf/100ft2
Pv: 35.306 cP
Ty : 19.27 lbf/100ft2
97
Comentarios
General Comment : Facil de mezclar
Fann Reading Comment : Arreglo R1B1
Other test Comment : EL F103 AGREGAR JUSTO ANTES DE BOMBEAR.
Fuente: Schlumberger, 2009,Reporte de pruebas de Laboratorio.
4.9.2 REPORTE DE LABORATORIO DE PRUEBAS DE FLUIDO DE
LAVADO
IP-5B, LR SilicatePILL
Tabla Nº 7 Production csg,
Fluid No : QEC IVA2010-
012c
Client : Ivanhoe Location / Rig : Land
Date : Jul-01-2010 WellName : IP-5B Field : Pungaraya
Job Type
7in Csg
Depth
1094.0 ft
TVD
1094.0 ft
BHST 91 degF BHCT 81 degF BHP 747 psi
StartingTemp. 80 degF Time toTemp. 00:05
hr:mn
HeatingRate 0.06
degF/min
StartingPressur
e
255 psi Time toPressure 00:05
hr:mn
Schedule 9.2-2
COMPOSICIÓN
Density 10.10 lb/gal Type Water Water / Wash (vol.) 50.0 %
Code Concentration Component Lot Number
Freshwater
D075L 21.000 gal/bbl of wash Antigel SLB2010LOCAL
98
Tabla Nº 8 Reologia
(rpm) (deg) (deg)
300 3 3
200 2 2
100 1 1
60 0 0
30 0 0
6 0 0
3 0 0
10 sec Gel 0 0
10 min Gel 0 0
1 min
Stirring
0 0
Temperatura 80 degF 81 degF
Presión 15 psi 15 psi
Pv: (cP)
Ty : (lbf/100ft2)
Pv: (cP)
Ty : (lbf/100ft2)
99
4.9.3 REPORTE DE LABORATORIO DE PRUEBAS DE CEMENTO
IP-5B, LR Production Csg, 5-Jul-10
Job Type 7in Csg Depth 1094.0 ft TVD 1094.0 ft
BHST 91 degF BHCT 81 degF BHP 747 psi
StartingTe
mp. 80 degF
Time
toTemp. 02:05 hr:mn
Heating
Rate
0.01
degF/min
StartingPre
ssure 255 psi
Time
toPressure 02:05 hr:mn
Schedul
e 9.2-2
Tabla Nº 9 Composición de la lechada
SlurryDensity 13.50 lb/gal Yield 2.27 ft3/sk Mix Fluid 11.482 gal/sk
Solid Vol.
Fraction
33.9 % Porosity 66.1 % Slurrytype Conventional
Code Concentrati
on
Sack Reference Component BlendDensity Lot
Number
G 94 lb of CEMENT Blend 3.17 SG
Freshwater 11.150 gal/sk Base Fluid
D112 1.000 %BWOC Fluid loss WF2555S6
74
S001 3.000 %BWOC Accelerator 2010LOCA
L
D047 0.050 gal/sk Antifoam TU0C0367
A0
B159 0.100 %BWOC FLEX-S SA2755S6
P4
D154 25.000 %BWOC Extender 2010SLB
D166 15.000 %BWOC Weightingag 2010SLB
100
Tabla Nº 10 Reologia (lecturas promedio)
(rpm) (deg) (deg)
300 108.0 108.0
200 88.0 88.0
100 66.5 65.0
60 53.0 52.5
30 41.5 41.5
6 26.5 26.5
3 19.0 19.0
10 sec Gel 21 20
10 min Gel 42 38
1 min
Stirring
28 26
Cont..... REOLOGIA
Temperatur
a
80 degF 81 degF
Pv: 160.461 cP
Ty : 40.04
lbf/100ft2
Pv: 163.416 cP
Ty : 38.74
lbf/100ft2
Thickening Time
Consistency Time
30 Bc 01:40 hr:mn
70 Bc 03:15 hr:mn
Batch Mix Time : 02:00
hr:mn
at 80 degF
Fluido Libre
0.0mL/250mL in 2 hrs
At 80 degF and (deg) incl.
Perdida de Fluidos
API Fluid Loss 34 mL
17 mL in 30
min
at 81
degF
and 1000 psi
101
COMENTARIOS
General Comment : Lechada fácil de mezclar
Fann Reading Comment : Arreglo R1B5
Thickening Time Comment: Se realiza 120 minutos de pre mezcla.
Other test Comment : El D154 y D166 ya se encuentran en el Blend, Para
los cálculos de agua de mezcla y aditivos realizarlos tomando en cuenta la
cantidad de cemento y no a la cantidad de Blend;
Fuente: Schlumberger, 2009, Thickening Time.
F
Fig. 22, Schlumberger, 2010, Rela
Csg
ación Temp
7”
peratura Vss. Tiempo
102
103
Playback con 0% de exceso anular
Fig. 23 ,Schlumberger, 2009, IP-B15, UCA Production Liner, 28- Jun-10UCA a 13.5 ppg – ACUSTIC IMPEDANCE @ 72 HOURS = 4.2 MRAYLS
Well ID: IP-5B Customer: IVANHOE BHST: 91 degFTest Start: 6/28/2010 12:51:19 PM Strength: 2826 psi 50 psi @ 2:37:30Test Stop: Algorithm: Compressive strength type A (less than 14 lb/gal) 500 psi @ 17:41:30
CHANDLER Test File Name: IP-5B, UCA Production Csg, 28-Jun-10.tst Page 1
E N G I N E E R I N G Printed: 7/5/2010 9:59:31 AM
0 30 60 90 120 150 180Time (HH)
0
40
80
120
160
200
240
280
320
360
400
Te
mpe
ratu
re(°
F)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Tra
nsi
tTim
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0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
Co
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ress
ive
Str
eng
th(p
si)
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
Aco
ust
icIm
peda
nce
(Mra
yls)
104
Fig.24, Schlumberger, 2010, Presión adquirida durante la operación
Por el programa CemCADE
La presión calculada por el programa CemCADE (Curva azul) tiene la misma
tendencia que la curva roja (presión adquirida durante la operación), esto
indica que no hubo empaquetamientos del pozo y estuvo limpio antes de
iniciar la operación de cementación. Además, durante el desplazamiento la
presión tiende a subir, lo cual indica también que no hubo pérdidas de
circulación. Esto se confirmo también, porque nunca hubo pérdidas de
circulación en zarandas.
En la parte inferior del grafico, la curva azul (Caudal de bombeo entrada) y la
curva verde (Caudal del fluido a la salida). En la primera parte el caudal de
105
salida es superior al caudal de entrada por la caída libre del cemento “Efecto
de tubo en U”.
Posteriormente, son iguales las curvas, porque tanto el casing por dentro y el
anular (Casing-Hueco abierto) estaban llenos de cemento.
4.10 ANÁLISIS DE RESULTADOS DEL REGISTRO CBL / VDL
Pozo IP-5B
Interpretando de los resultados del registro de adherencia del cemento, se
tienen los siguientes valores:
Sección de TD A 440 Ft,
En la parte inferior del intervalo de 590 ft a 780 ft, se aprecia buena
cementación. Con sello competente desde: 695 ft a 740 ft, (por encima de la
zona a probar).
La adherencia hacia la formación, muestra arribos de formación, que ocurren
en frente de una zona en calibre, así que la adherencia a la formación es
buena.
La alta actividad en los mapas de impedancia y SLG y la cantidad de flags
de gas se deben probablemente a un micro anillo seco que afecta más las
medidas ultrasónicas que las medidas sónicas, sin embargo se muestra una
correlación buena entre CBL e IBC.
La presencia de silica en principio no debería afectar la respuesta de los
registros de cementación.
106
El registro de Cemento CBL mostró una amplitud de menos de 10 mV
debajo de 750 ft MD.
Fig. No. 25, Schlumberger, 2011, Registro CBL del Pozo IP-5B Evaluación del cemento después de 3 días
107
Fig.26, Schlumberger, 2009, Registro CBL
De superficie a 440’:
La calidad de la cementación es regular y constante a partir de 440’
en donde los registros de open hole muestran una caverna desde
320’ hacia 440’, por consiguiente, la adherencia hacia la formación es
tolerable.
F
La presió
anillo Es
entre el
disminuc
internas d
Fig.27, Sch
ón hidrostá
ste se defin
cemento y
ión de 95
de la tuber
hlumberger, 2
ática fue va
ne como la
y las pare
50 PSI de
ría.
2009, Prese
ariada a 95
a rotura del
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e presión
encia de w
50 psi. los
l sello hidrá
a tubería
hidrostátic
washout 320
s cuales ca
áulico que
de revesti
ca aplicad
0 - 440 Ft
ausaron un
ya estuvo
miento de
da a las p
108
n micro-
o creado
ebido la
paredes
109
4.11 EQUIPOS DE CEMENTACION
Todo el equipo de cementación y las herramientas especiales de
Schlumberger son operados por personal de servicio capacitado, con la
supervisión por gente con muchos años de experiencia en el campo. Todo
esto está respaldado por la organización de investigación más completa en
la industria petrolera, de acuerdo al manual de equipos, DOWELL –
SCHLUMBERGER.
Fig. No 28, Fuente: Schlumberger, 2011, Equipos para la cementación del pozo IP-15
110
4.11.1 EQUIPO DE CEMENTACIÓN
La mayoría de las compañías de servicios fabrican el equipo adecuado para
el trabajo que deben realizar. Puede usarse de varias maneras como: de
acuerdo al manual de Especificaciones de Equipo de Cementación,
Schlumberger,
En la cementación de sartas de revestimientos superficiales,
intermedias y de producción.
Para la cementación forzada.
En el taponamiento con cemento para evitar el agua del fondo del
pozo y para operaciones de desvío.
En el taponamiento de fracturas naturales, cavidades, fugas y
formaciones absorbentes que causan pérdida de circulación.
En tareas de bombeo a presión para:
Pruebas de tubería de revestimiento, conexiones y tuberías en
general.
Ubicar las fugas (liqueos) en las tuberías de revestimiento rajadas.
Neutralizar (Controlar) pozos descontrolados.
Establecer la circulación alrededor de la tubería de revestimiento o
tubería de perforación atascada.
Circular fluidos.
Apagar incendios de campos petroleros.
Mezcla de los materiales de fluidos de perforación con los aditivos del
cemento.
La cementación de fugas de la teoría del revestimiento.
La consolidación de formaciones de arena floja.
Estimulación química.
Fracturamiento de formaciones.
Aplicación de cemento para consolidación
111
El equipo de cementación está diseñado y construido para funcionar y
prestar servicio en condiciones de campo cubriendo excesos de altura,
temperatura y humedad.
El equipo es evaluado técnicamente, seleccionado y ensamblado en
unidades de varios tipos que se requiere para las difíciles condiciones
encontradas en los campos petroleros. Además, cada unidad se prueba
completamente antes de entregarla al campo.
4.11.2 MONITORES ELECTRÓNICOS
Toda operación de Cimentación es monitoreada y controlada por equipos
electrónicos que sirven para visualizar en tiempo real la secuencia operativa
de una operación de cementación.
Fig.29, Fuente: Schlumberger, 2011, Monitores Electrónicos
Estos monitores están conectados a las bombas de las unidades de bombeo
mediante magnetic pick ups como también a consolas de control que están
ubicados así: una en la caseta del jefe del pozo y otra para el Ing. de
cementación de la compañías de servicios, y son quienes visualizan los
parámetros del programa de cementación que se esta ejecutando.
112
4.11.3 UNIDAD DE BOMBEO PSM
Fig. No.30, Fuente: Schlumberger, 2009, Equipo De Cementación
Las unidades móviles de cementación vienen en varios tipos generados para
satisfacer los diferentes requisitos de la industria del petróleo, el más común
es “el camión de cementación con unidades de bombeo gemelas”; las
presiones máximas llegan a 14.000 lbs, dependiendo del tipo de mezclador,
pueden mezclarse y desplazarse hasta 15 pies de lechada normal por
minuto siempre que haya suficiente cemento y agua disponible. Cada una de
las dos bombas de desplazamiento positivo es impulsada por un motor
diesel de 335 hp; un motor adicional impulsa el chasis, de acuerdo al manual
de cementación, Schlumberger.
La fuerza es transmitida por un convertidor de torsión o transmisión. El
equipo adicional es un tanque de 20 bls., para mezcla, el sistema de mezcla
por recirculación PSM, la tubería de alta presión y el equipo electrónico de
monitoreo.
113
Estas unidades móviles de bombeo son las de más rendimiento, disponibles
en el campo y se diseñan para satisfacer las necesidades de cementación y
bombeo requeridas en las zonas de alta presión.
La unidad de mezcla es parte esencial del equipo de bombeo, es mezclar
continuamente las composiciones secas de cemento con el fluido de
acarreo. Al lograr esto, el resultado es una lechada de cementación con
propiedades predecibles que se proporcionan a la velocidad deseada. “El
sistema normal de mezcla a chorro, hidráulico de alta presión a
revolucionado el tratamiento de cementación de pozos petrolíferos. Consiste
de una tolva en forma de embudo, un tazón mezclador, tubo de descarga,
sumidero y líneas del abastecimiento de agua.
La unidad funciona por medio de una corriente de agua forzada por la
tobera, a través del tazón a una línea de descarga, luego dentro del
sumidero donde las bombas de cementación toman la lechada de cemento.
4.12 PERSONAL DE OPERACIONES DE LA COMPAÑÍA DE
CEMENTACION
4.12.1 SUPERVISOR DE OPERACIONES
Es un técnico con muchos años de experiencia en lo relacionado a
cementación o, también puede ser un Ing. de Cementación ya formado para
este tipo de servicios.
La función del supervisor de operación es planificar y ejecutar la operación
de cementación.
Coordina con el Ing. de la compañía (cliente), los detalles técnicos mas
importantes para la cementación y finalmente, revisan en conjunto los
programas de cementación. Luego pide autorización para planificar el área
114
de trabajo en la locación del pozo, para ello dialoga o se pone en contacto
con el jefe de Pozo y, propone un plan tentativo de ubicación de todos los
equipos en el pozo. También coordinan actividades con el jefe de
Cementación, los dos charlan con el jefe del taladro para coordinar los
asuntos técnicos concernientes a la conexión de tuberías de alta presión
entre los equipos de cementación, la torre de perforación y el cabezal del
pozo.
Recibe la orden de trabajo del cliente. Organiza y clasifica al personal
operativo de cementación y logística quienes a su vez se encargan de
escoger los equipos necesarios como también los productos y materiales
para la cementación. Otro grupo de personal se dedica a la verificación de
las unidades y a seleccionar las herramientas necesarias para la operación.
El Supervisor de operaciones tiene varias charlas con el personal operativo,
para ejecutar la operación asignada. Durante la operación, el supervisor de
operaciones dirige la operación de cementación coordinadamente con el Ing.
de Pozo, Jefe de taladro y su personal de cementación.
Al final de la operación, el Supervisor de operación es el encargado de
preparar el reporte de operaciones tanto para el jefe de pozo como para el
gerente de operaciones de su compañía.
4.12.2 INGENIERO DE CEMENTACION
El Ingeniero de Cementación es la persona de contacto entre la compañía y
el cliente. Durante la perforación del pozo, el Ingeniero de cementación,
visita y toma información como tipo de lodo, tamaño del hueco; además,
estudia el lugar para tener una idea donde ubicar los equipos de
cementación. Está en contacto con los técnicos o ingenieros de Perforación
y es él quien canaliza la información del pozo a cementarse. y obtiene el
programa de perforación del pozo, como el tamaño de los huecos para las
115
diferentes tuberías sea estas para el revestimiento superficial y de
Producción.
Con la información obtenida, prepara el programa de cementación
preliminar, el mismo que es entregado al Departamento de Perforación, que
se encargaran del estudio del mismo. Este programa reúne todos los datos
técnicos de perforación y cementación también menciona los equipos a
utilizar los tipos de productos químicos y materiales para la cementación y
los diferentes tipos de cemento y por último el equipo de flotación ej. Zapato
guía, collar flotador, rascadores, divertool, centralizadores y otros.
Posteriormente, se encarga de la elaboración y ajuste del programa
definitivo, valiéndose de datos de las secciones reales del hoyo perforado
(registro Caliper).
Mediante registros adicionales evalúa las zonas de pérdida, la temperatura
del pozo, los topes para el cemento, el agua que se va utilizar para la
preparación de la lechada, etc son de utilidad para el Ingeniero de
Cementación, para realizar las pruebas en el laboratorio de cementación y
medir parámetros como:
Resistencia a la Comprensión
Tiempo de fragüe
Densidad del fluido
Cantidad exacta para la preparación de la lechada.
Cuando el programa está listo, entrega al Cliente para la aprobación y la
orden de ejecución del mismo. Este programa entrara en ejecución el día de
la operación. Él supervisara para que se cumpla lo establecido.
Al final de la operación, prepara un informe (PostJobReport) para entregar al
cliente. Este informe contiene la secuencia operativa desarrollada y
observaciones de las actividades de cementación más relevantes.
El Ingeniero de Cementación se reúne con el operador de cementación o
jefe de Operaciones, el Laboratorista y planifican la operación a realizarse.
116
4.12.3 OPERADOR DE CEMENTACION
Es un técnico de mucha experiencia en el campo, que conoce los servicios
de cementación primara, Secundaria, Herramientas, Estimulaciones, etc. El
se encarga de la operación. Ordena el movimiento de los equipos a la
locación del pozo hasta el retorno de los mismos a la base de operaciones
de la contratista. Sus actividades son las siguientes:
Identificar el tipo de trabajo a ejecutarse.
Selecciona al personal necesario y requerido para la operación.
Escoger los equipos y misceláneos a utilizarse.
Con referencia al personal seleccionado, el asigna obligaciones a cada uno
de ellos, así: verificar el estado de las unidades y realizar las pruebas a las
mismas. Este personal tiene que pasar un reporte antes de salir a la
operación.
En cuanto a los equipos a utilizarse, a su criterio y disponibilidad, selecciona
las unidades de cementación que de acuerdo al tipo de cementación puede
ser 1 o 2 unidades.
Escogen los misceláneos de alta presión como:
Cabezas de cementación
Swages
Swivels
Chicksans
Tuberías de alta presión
Un set de válvulas de diferentes diámetros
También este operador se encarga de buscar personal de soporte como:
Mecánicos
Técnico electricistas
Técnico electrónico
117
Con todo este personal y equipos, él estará muy activo en la operación que
se está realizando en el pozo. El operador es el que opera la unidad de
cementación en coordinación con otros operadores. El éxito de la operación
depende de la habilidad del operador y su equipo.
4.12.4 OPERADOR DE BULKS(Transportador de Cemento más Aditivos)
Su función es transportar el cemento más los aditivos, desde la planta de
cemento de la compañía de servicios, hacia la localización del pozo a
cementarse. Su trabajo se inicia, cuando recibe órdenes del operador o
ingeniero de cementación.
Cuando la unidad esta lista "en condiciones de operación " solicita el jefe de
laboratorio las órdenes de transporte, las minas que son canalizadas con el
jefe de la planta.
La unidad de transporte es cargada mediante compresores neumáticos, una
vez terminado el llenado de la carga, son sellados para evitar pérdidas de los
materiales e inmediatamente se dirige al pozo.
Durante la operación, el operador del Bulks inicia la descarga del cemento y
los químicos. Cuando el operador de cementación ordena el inicio de la
operación a todo el personal que está a cargo de los equipos, empieza la
descarga del Bulk hacia la unidad mezcladora "BatchMixer" o al PSM. La
descarga se realiza mediante un compresor que se encuentra junto a los
trompos de cemento de la unidad.
Terminada la operación, desconectan líneas de la unidad Bulk y retorna
hacia la base de operaciones, para un control mecánico de la unidad y
también para preparar su reporte de operaciones.
118
4.12.5 TÉCNICO ELECTRÓNICO
La calibración de los equipos de monitoreo es fundamental para la operación
y para cada trabajo, pues de ella depende el éxito de la cementación.
La buena operación de estos equipos son esenciales pues se logra detectar
cualquier anomalía como: fallas de los equipos de bombeo, problemas en los
mezcladores para la lechada, problemas en el flujo de la lechada hacia el
pozo cualquier variación de inyección hacia el pozo.
Esta información es muy útil para el análisis que realizara el Ingeniero de
Cementación.
4.12.6 LABORATORISTA
El éxito de la operación depende de la pericia de este técnico. El trabajo
directamente con el Ingeniero de Cementación.
Es un tecnólogo es especializado en cementación y está a cargo del el
diseño de las lechadas de cemento, para las diferentes tuberías de
revestimiento. Su trabajo lo realiza en un laboratorio y equipos básicos son:
los consistómetro, balanzas, blender, hornos, prensas, etc.
4.12.7 COMPANY MAN O SUPERVISOR DE PERFORACIÓN
El CompanyMan (Jefe de Pozo), o también Supervisor de perforación, es la
persona directamente responsable de las operaciones en la perforación de
un pozo y es el representante del Cliente.
A su cuidado esta, desde que se coloca y cementa el tubo conductor hasta
que se entrega el pozo produciendo / abandono.
119
Todos los procesos en la perforación de un pozo, el Jefe permanece las 24
horas en el lugar de trabajo (locación) hasta que es reemplazado por otro
profesional.
Todas las operaciones del día las resume en el “Daily Drilling Report” (API),
el que es remitido a su inmediato superior. Supervisa los fluidos de
perforación, las propiedades físico químicas, avance de la perforación con
las brocas a usarse, registro eléctricos, diseño y bajada de casing, coordinar
diseños de casing que sin duda es la parte más crítica en toda la operación
ya que una cementación deficiente puede ser muy costosa en la
productividad del pozo y hasta puede dar como resultado un pozo no
comercial. Sin descuidar la provisión de partes, cuidar el eficiente
funcionamiento de todo el equipo, controlar que personal sea siempre el
idóneo, como la seguridad y control ambiental. Por lo mencionado, es un
profesional con experiencia.
Si bien es cierto que todos estos trabajos los realizan compañías contratistas
especializadas, la misión del Jefe de pozo es la de estar preparado para,
planificar y analizar la buena ejecución de los mismos, sin olvidar que,
tiempo es igual a costos por lo que necesita coordinar, asignado y
modificando a las compañías contratistas para su ejecución dentro de los
cronogramas establecidos y así conseguir la productividad deseada.
Además tiene funciones adicionales como: Supervisar al personal de
compañías contratistas encargadas de las operaciones de Perforación y
Reacondicionamiento. Realizar reconciliaciones de tuberías, sal, químicos y
materiales utilizados en complementaciones de producción. Elaborar
diagrama final, tally de tubería y herramientas de la complementación
definitiva bajada en cada pozo. Cumplir con las demás funciones y
responsabilidades compartibles con su actividad que le sean asignadas por
a autoridad competente.
.
CAPITULO V
121
CAPITULO V
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES:
Las condiciones operativas dentro de la cementación son
complicadas, pero muchas de ellas son predecibles, siempre y cuando se
apeguen estrictamente a los procesos establecidos previamente, para
alcanzar el objetivo final, que es: la productividad del pozo. Para ello tiene
que haber una total coherencia, compatibilidad y comunicación entre los
diferentes actores, que intervienen en la construcción del pozo, y actuar con
un solo criterio; por lo tanto, el presente estudio se enfoca hacia la
administración del mismo, utilizando las herramientas modernas, sin perder
de vista la tecnología.
De la evaluación realizada a los registros internos de la compañía de
cementación y preparado por el ingeniero de cementación, concluyo que, la
cementación de la tubería de producción del pozo IP-15B, se realizó sin
anormalidades de presiones de desplazamiento, sin embargo, no he logrado
determinar si hubo o no perdidas de circulación durante esta operación,
puesto que, al ir adicionando los fluidos de cementación por falta de espacio
físico en el sistema de tanques de lodo del taladro, el lodo de perforación
que retornaba a las zarandas, no intentaron cuantificar y lo enviaba hacia la
piscina de ripios.
Los volúmenes de las lechadas de cemento fueron re-calculados
mediante el programa de cementación CemCADE de SCHLUMBERGER y
confirmadas en el pozo, utilizando el registro de hueco abierto (caliper), el
122
cual mostró un hoyo de 16.2 pulgadas en promedio y añadiendo el100% de
exceso, como recomiendan los manuales técnicos de cementación.
La tubería de revestimiento de 7 pulgadas, fue corrida utilizando 9
centralizadores, aunque el diseño final sugería cubrir toda la tubería de
revestimiento. Esta decisión, considero lo tomo el cliente dueño del pozo,
que con certeza considero no necesarios.
Analizados ciertos registros de información de la compañía de
perforación, concluyo que, las reologías del lodo de perforación, no fueron
acondicionadas a valores requeridos para la cementación, posiblemente
para no alterar la “estabilidad” del hueco abierto. Simplemente el pozo fue
circulado.
Analizada la información del Reporte de operación, la tubería de
revestimiento, si fue reciprocada durante la circulación del pozo y mientras
se realizó el bombeo de los fluidos de cementación. El movimiento de la
tubería (reciprocación) ayuda a incrementar la eficiencia de desplazamiento
y también mejora la remoción de lodos, rompe los geles formados en las
cavernas, ayuda en la remoción de ripios, etc.
Del análisis realizado al registro eléctrico CBL correspondiente a la
zona de interés, no hay buena adherencia del cemento a las paredes de la
tubería de revestimiento como tampoco a la formación. Una cementación
remedial se intentó a 350 pies pero no hubo inyectividad y sólo la mitad un
bbl fue inyectado detrás de la tubería de revestimiento.
El pozo quedo con lodo de perforación (10.5 lpg) y al ser remplazado
por agua fresca (8.3 lpg) para correr registros de adherencia del cemento,
causo un micro anillo. El registro CBL/VDL fue corrido con 500 psi de
presión, lo cual no es suficiente para contrarrestar el diferencial de presión
de 1000 psi creado al remplazar el fluido en el pozo.
123
Todas estas pruebas fueron corridas antes de la cementación y se
volvieron a comprobar los resultados con las mezclas realizadas en la
locación. Los resultados fueron los siguientes:
Primera Etapa Segunda Etapa
Remov. Relleno Cola Remov. Relleno Cola
Densidad (lb/gal): 13,65 0 15,9 13,5
Rendimiento (cu ft/sk): 2,21 1,53 1,79
RequerimienAgua
(gal/sk):
11,21 6,10 9,4
BHST a fondo (ºF): 239 208
BHCT (ºF): 182 157
Tiempo Espes.
(hr:min):
0,167 0,153
Pérd. Filtrado (mL/30
min):
22
Agua Libre (%): 0 0
Resis. Comp. (psi/24
hrs):
1912 915
Los resultados del registro de adherencia coincidieron con la
cobertura de cemento pronosticado por el simulador WELLCLEAN antes del
trabajo. La herramienta simuladora WELLCLEAN debe ejecutarse antes de
cada trabajo de cementación a fin de evaluar la propuesta de la
centralización y mejorar la cobertura de cemento como demostró en el
análisis presentado al cliente antes de la tarea.
También del estudio del pozo concluyo que desviaciones en tramos
cortos y con ángulos menores a 2 grados, tiene mucha incidencia en la
centralización de la tubería de revestimiento y consecuentemente se logra
una buena cementación. Este argumento es válido, por cuanto, el tener a la
tubería centralizada en el hueco, permite un buen llenado de lechada de
cemento en el espacio anular casing-hueco.
124
En cuanto a la revisión y análisis de los reportes del pozo en estudio,
los pesos de las lechadas se bombearon de acuerdo a lo especificado. Los
datos fueron relativamente similares a los datos de reología, que fueron
aplicados en la operación del pozo tipo. Las presiones desarrolladas son
similares al programa CemCADE, existiendo correlación en la simulación.Se
tomaron las medidas de seguridad indispensables para el normal desarrollo
de la operación.
En el Revestidor de 7”, las presiones adquiridas fueron casi las
calculadas y esperadas de acuerdo al diseño. La presión siempre tuvo una
tendencia a subir de acuerdo al diseño, lo que indica que no hubo pérdidas
durante el bombeo y desplazamiento del cemento. No hubo problemas
durante la mezcla y bombeo del cemento. El cemento fue bombeado de
acuerdo a la densidad diseñada.
5.2 RECOMENDACIONES
Del análisis de las operaciones de perforación del pozo IP-15B,
percibo que, el éxito de un trabajo de cementación, depende mucho de la
verticalidad del hueco y la homogeneidad del diámetro del mismo,
especialmente en las zonas productoras, pues son requisitos fundamentales,
porque se consigue que la tubería de revestimiento este bien centrada y
consecuentemente la lechada de cemento este muy bien repartida en el
espacio anular casing-hueco; por consiguiente, se logrará un buen
aislamiento de las formaciones de interés.
En la fase de perforación, una zona fracturada fue identificada a la
profundidad de 500 ft MD., ante esta situación se prevé y se recomienda
usar una lechada tixotrópica que ayuda a curar algunas de las fracturas,
pero se recomienda utilizarlo junto con CemNET en el espaciador
125
MUDPUSH, así como la lechada de cemento. No hubo ningún problema
durante la mezcla y el bombeo de cemento. El cemento fue inyectado a la
densidad diseñada.
Dado que este pozo es un candidato para inyección de vapor se
recomienda insistentemente a centralizar la sarta completa de la tubería de
revestimiento para poder tener buena cobertura de cemento y adherencia
alrededor de la tubería de revestimiento. 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.
Se recomienda durante la circulación del lodo de perforación, añadir
material colorante o marcador para poder calcular el volumen del hueco, y
así evitar retornos de cemento excesivos.
Continuar trabajando con el 100% de exceso anular, para obtener
retornos y buen cemento en todo el casing.
Continuar utilizando CemNET (1 lb/bbl) a pesar de no existir perdidas
durante la perforación. En caso de perdidas aumentar la concentración
de CemNET y utilizar Zonelock.
Como es un pozo donde se va a inyectar vapor, es muy recomendable
centralizar completamente la tubería. Para tener una buena cobertura de
cemento y adherencia alrededor de toda la tubería.
Utilizar silica en el blend de cemento para evitar retrogresión del
cemento, durante la inyección de vapor en el pozo.
126
Continuar utilizando programa CemCADE para diseño de cementación
utilizando: sus simuladores, cálculos de presión, contaminación del
cemento y centralización.
Debido a que no hubo pérdidas con un caudal de 6 bpm, se recomienda
en este pad intentar aumentar el caudal a 8 bpm, para mejorar remoción
del lodo de perforación.
La temperatura generada por el recirculador es superior a la simulada por
el laboratorio, por lo tanto en el campo no es posible re circular por dos
horas como indica el laboratorio, únicamente mezclar hasta alcanzar el
peso de la lechada y bombear al pozo.
127
BIBLIOGRAFIA
SCHLUMBERGER,(2001)- Online Interactive learning (Schlumberger
CD from drilling and measurements) ,http.//www.slb.com.
SCHLUMBERGER, (1998), -Manual de Operadores, Tulsa,
Schlumberger.
HALLIBURTON ,(1997), Técnicas de Cementación, México, Curso de
Cementación Halliburton,
SCHLUMBERGER, (1998), Fundamentos de Cementación para
Pozos, Tulsa, Schlumberger
SCHLUMBERGER, (1997), Curso Fundamentos de Cementación,
Tulsa, Schlumberger
DOWELL, (1996), Curso Fundamentos de Cementación de Pozos
Petroleros, Dowell, Tulsa, Schlumberger
SCHLUMBERGER, (1995), Manual, Diseño de Lechadas de
Cemento. Tulsa, Schlumberger
DOWELL –SCHLUMBERGER, (1998), Manual de Equipos. Tulsa,
Schlumberger
128
GLOSARIO
Aditivos
Son compuestos que se agregan a las mezclas con el fin de afectar las
propiedades físicas de la los diferentes mecanismos a ser utilizados y sirven
para variar las funciones para las que fueron diseñadas.
Agitadores.
Dispositivos para mezclar que se utilizan para provocar contacto entre
líquidos o soluciones de sólidos disueltos o para mantener sólidos
suspendidos en líquidos
Agua de formación.
Agua mezclada con el petróleo que proviene de los yacimientos
subterráneos; puede venir mezclada en forma de emulsión o sola.
Aguas residuales.
Aguas resultantes de la utilización de las actividades humana. domésticas o
industriales, que se vierten como efluentes.
API.
(American Petroleum Institute) “API” es la organización de mayor autoridad
normativa de los equipos de perforación y de producción petrolera. Publica
códigos que se aplican para todas estas materias. Patrocina divisiones de
transporte, refinación y mercadeo.
Arena productiva.
Capa de arena o arenisca donde se encuentra acumulación de
hidrocarburos, a profundidades superiores a los 5,000 pies en el Oriente
Ecuatoriano.
129
BAPD o BAD.
Barriles de agua producidos por día.
Barril.
Unidad de medida de volumen para petróleo; equivale a 42 galones
americanos o 158.98 litros medidos a 60 grados Fahrenheit (15.5
centígrados) y a nivel del mar.
Barriles por día de operación.
Barriles diarios de petróleo bruto o neto producidos por un pozo o
yacimiento.
Batch.
Tratamiento químico en el cual se adiciona una gran concentración en el
menor tiempo posible.
Biocida.
Químico que elimina o mata una gran variedad de bacterias presentes en el
agua.
Bomba.
Máquina que aumenta la presión sobre un líquido y de este modo lo hace
subir a mayores niveles. La bomba alternante tiene un pistón que produce
acción recíproca en un cilindro, gracias a una válvula de entrada (succión) y
una de salida (descarga)
Bomba booster.
Bomba que incrementa la presión. Hidrostática en un recipiente, a valores
mayores, que son necesarios para la operación de una segunda bomba
colocada en serie.
130
Bombeo.
Acción de elevar o impulsar los hidrocarburos del yacimiento a la superficie
por medios artificiales. En transporte de hidrocarburos significa enviar por
oleoductos los fluidos impulsados por bombas.
BPPD o BPD.
Barriles de petróleo producidos por día.
Cementación.
Acción de colocar cemento en el espacio anular entre la tubería y la pared
del pozo, para prevenir el movimiento de fluidos entre zonas permeables y
para soportar el revestimiento.
Carbonatos de calcio.
Compuesto inorgánico producto de la reacción entre los bicarbonatos y el
calcio disuelto en las aguas de formación, cuando se presentan las
condiciones de presión y temperatura adecuadas; se conoce también como
“escala”.
Corrosión.
Proceso de reacciones químicas o electroquímicas que destruye el metal. El
conocido estrato de herrumbre que recubre el acero, es el producto más
común de corrosión.
Demulsificante.
Compuesto de varios productos que rompe la mezcla del agua salada y el
petróleo.
Diferencial de presión.
Diferencia de presión entre la entrada y salida de un 1uipo o proceso;
normalmente la presión de entrada es mayor a la salida.
131
Dispersantes.
Químico surfactante que disminuye la tensión superficial del agua y
mantiene ese estado de suspensión a los sólidos orgánicos o inorgánicos,
para evitar la precipitación de los mismos.
Emulsión.
Es una mezcla estable de dos o más líquidos inmiscibles, que se mantienen
en suspensión gracias a la presencia de pequeñas cantidades de
compuestos llamados emulsionantes.
Emulsión de agua en petróleo.
Emulsión de agua en petróleo, no separados.
Emulsión de petróleo en agua.
Emulsión de petróleo en agua, no separados.
Escala.
Sólidos formados por la mezcla de carbonatos de calcio y magnesio.
Filtración.
Es el proceso de separación de sólidos en suspensión mediante el uso de un
filtro. Se utiliza para preparar las aguas residuales para tratamientos
posteriores o para su reutilización directa. El medio filtrante retiene los
sólidos en suspensión y elimina el agua y reduce el volumen de lodos.
Floculación.
Es el proceso de tratamiento de aguas residuales, en el cual los sólidos en
suspensión son agrupados, por el uso de un agente químico en partículas
más grandes o floculas que pueden ser separados fácilmente por la acción
gravimétrica.
132
Floculantes.
Es una sustancia que induce la agrupación de partículas sólidas presentes
en un líquido, para formar un floculo.
Flóculos.
Pequeñas masas formadas en un líquido mediante coagulación,
aglomeración o acción química de partículas finas de sólidos en suspensión.
Grado API.
Universalmente utilizado para medir la gravedad o densidad relativa de los
crudos y productos de petróleo, cuyos valores se relacionan con la gravedad
específica mediante la siguiente ecuación: API = (141.5 / Gravedad
específica aceite) - 13 1.5
Gradiente de Fractura y Porales.
La presión de fractura de la formación que provocará la ruptura de
determinado estrato o formación a cierta profundidad, difiere de la poral en
que esta es la presión ejercida por los fluidos contenidos en la perforación.
Gravedad (SG)
Fuerza gravitacional de la tierra. La gravedad específica (peso específico) es
la relación entre el peso de una sustancia y el peso de un volumen igual de
agua, los dos a 60 grados de temperatura. La gravedad específica de un gas
se establece con relación al aire o al hidrógeno. La SG del petróleo indica en
términos de gravedad API.
Inhibidor.
Cualquier agente que, en operaciones de perforación o producción, previene
de la corrosión de equipo metálico expuesto a gas de hidrógeno sulfurado o
agua sajada. En algunos casos el inhibidor de corrosión se agrega al fluido
de perforación para proteger la Sarta de perforación.
133
Limpiador mecánico.
Conocido generalmente como lanzador de chancho o marraneador, es un
dispositivo de caucho que se introduce en una tubería o línea mediante un
mecanismo de válvulas, para raspar y limpiar las paredes internas
generalmente recubiertas de parafina u otros componentes.
Lechada.
Mezcla de cemento que se bombea en el pozo y que al endurecerse o
fraguarse proporciona sustentación a la tubería de revestimiento.
Lodo de perforación
Material fluido de composición química variable, que se hace circular en el
agujero durante la perforación rotatoria y que sirve para enfriar la broca,
mantener el peso de la columna hidrostática para controlar la presión de las
formaciones perforadas, limpiar el pozo y arrastrar el material cortado por la
broca a la superficie.
Línea de flujo.
Tubería que va desde el cabezal de un pozo hasta la estación de colección.
Su objetivo es transportar el fluido que sale del pozo hasta los separadores
de la estación de recolección.
Nafténicos.
Hidrocarburos cíclicos también llamado ciclo parafina y ciclo alcano.
Se encuentran también miembros poli cíclicos en las fracciones de petróleo
de altos puntos de ebullición. La fórmula general de los naftenos es CnH2n.
Overhaul.
Mantenimiento programado de un equipo o maquinaria cada cierto tiempo,
generalmente recomendado por el fabricante; luego de este mantenimiento
el equipo adquiere un tiempo de vida mayor.
Parafina.
134
Cualquiera de las substancias blancas, inodoras, insípidas e inertes,
compuestas de hidrocarburos saturados obtenidos del petróleo; producen
depósitos microcristalinos a temperaturas menores a 150 F y se disuelven
fácilmente en solventes como gasolinas o jet fuel.
Permeabilidad.
Facilidad de flujo de los líquidos o gases para transportarse a través de los
canales de las rocas o yacimientos.
Petróleo.
Mezcla predominante de hidrocarburos que existe en la naturaleza en las
fases gaseosa, líquida o sólida. Sustancia natural existente en la corteza
terrestre. Se compone de mezclas de compuestos químicos de carbono e
hidrógeno con o sin otros elementos no metálicos tales como azufre,
oxígeno, nitrógeno, etc.
Porosidad.
Porcentaje del volumen total de una roca, constituido por espacios vacíos
que representa su porosidad absoluta. La porosidad efectiva es el volumen
total de los espacios porosos, interconectados de manera que permiten el
paso de fluidos a través de ellos.
PPM.
Partes por millón, forma de expresar pequeñas concentraciones, equivalente
a microgramos de una sustancia en un litro de disolvente; ejemplo: 100 ppm
de Biocida es equivalente a 100 litros de Biocida en un millón de litros de
agua.
Sedimentación.
Es la separación por gravedad de partículas suspendidas más pesadas que
el agua en el seno de la misma. Es una de las operaciones unitarias de
amplia aplicación en el tratamiento de aguas residuales. Los tanques de
135
sedimentación se diseñan para producir un efluente clarificado y un lodo
concentrado.
Separación sólido-liquido.
Es un grupo simple y relativamente barato de procesos de tratamiento de
flujo residuales, diseñados para separar físicamente los componentes
sólidos y líquidos de los flujos residuales. Estas técnicas son usadas para
eliminar los sólidos suspendidos y sedimentables de los líquidos de desecho
previo a su descarga o para su tratamiento posterior. El proceso no separará
sólidos disueltos á menos que vaya precedido de un proceso de
precipitación. Los principales tipos de separación Sólidos-líquido son:
sedimentación, flotación, filtración y centrifugación.
Sólidos disueltos.
Son los materiales que permanecen en el agua disueltos en forma iónica.
Estos materiales quedan como residuo luego de la evaporación del agua.
Son el resultado de la acción solvente de agua sobre los sólidos. Son de
naturaleza orgánica o inorgánica.
Sólidos suspendidos.
Son partículas finas no sedimentables de algún sólido contenido en un
líquido o gas. Las partículas son la fase dispersa mientras que el medio es la
fase continua. En la industria el medio de suspensión es, usualmente, el
agua residual de la planta y los sólidos suspendidos son una medida de la
cantidad total de los sólidos separados por filtración de una muestra de agua
residual. Son sustancias de naturaleza orgánica o inorgánica.
Tubería de revestimiento superficial
La primera columna de tubería para entubar un pozo. Su principal función es
la de proteger las arenas de agua dulce y proporcionar una ancla para el
equipo Preventor de reventones. La longitud varía en diferentes zonas, de
unas pocas decenas de metros hasta más de mil metros.
ANEXOS
136
ANEXO 1
DIMENSIONES Y CAPACIDADES DE TUBERIAS
137
138
ANEXO 2
CALCULO DE BOMBEABILIDAD DE PISTONES