EVALUACIÓN TÉCNICO-FINANCIERA DE ALTERNATIVAS PARA...

EVALUACIÓN TÉCNICO-FINANCIERA DE ALTERNATIVAS PARA LA REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN LA SECCIÓN DE

PRODUCCIÓN (8 ½”) DEL CAMPO CASTILLA

DANIEL ALFREDO FORERO ROA ANDRÉS FELIPE TANGARIFE CAMACHO

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C

2018

EVALUACIÓN TÉCNICO-FINANCIERA DE ALTERNATIVAS PARA LA REDUCCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN LA SECCIÓN DE

PRODUCCIÓN (8 ½”) DEL CAMPO CASTILLA

DANIEL ALFREDO FORERO ROA ANDRÉS FELIPE TANGARIFE CAMACHO

Proyecto integral de grado para optar el título de: INGENIERO DE PETRÓLEOS

Director JOSÉ DAVID VELA PEÑA

Ingeniero Mecánico

Codirector FABIAN RICARDO CASTRO

Ingeniero de Petróleos

Orientador MIGUEL ANGEL RODRIGUEZ

Ingeniero de Petróleos

FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA FACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS BOGOTÁ D.C

2018

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NOTA DE ACEPTACIÓN

________________________________ ________________________________

________________________________ ________________________________ ________________________________ ________________________________

________________________________ Miguel Ángel Rodríguez

Orientador

________________________________ Jorge Andrés Tovar

Jurado Numero 1

________________________________ Diego Camilo Araque

Jurado Numero 2

Bogotá D.C., Octubre 2018.

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DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD

Presidente de la Universidad y Rector del Claustro

Dr. JAIME POSADA DÍAZ

Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos

Dr. LUIS JAIME POSADA GARCÍA

Vicerrectora Académica y de Posgrados

Ing. ANA JOSEFA HERRERA VARGAS

Decano Facultad de Ingenierías

Ing. JULIO CÉSAR FUENTES ARISMENDI

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Las directivas de la Universidad de América, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden únicamente a los autores.

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El esfuerzo y dedicación puestos en la realización

del presente trabajo, los días de lectura, de

revisión de información, de redacción de párrafos

y capítulos, y el resultado final que se consagra

en este documento, se los dedico a mi querida

familia, quienes son, y siempre serán, mi apoyo

en los momentos de alegría y de tristeza. A ellos

quienes han puesto todo de sí para brindarme las

cosas importantes de la vida, a ellos les ofrezco

esto, el fruto de su esfuerzo.

Quiero hacer un reconocimiento a todos esos valiosos maestros y profesores que, desde las aulas de clase, desde el colegio hasta los últimos semestres de universidad, han impreso lo mejor de sí para transmitir conocimientos, experiencias y consejos de vida, los cuales hoy me llevan a alcanzar esta meta. Al igual que muchos de ellos soy un convencido de que la educación es el motor de cambio que necesita esta sociedad. A ustedes maestros también dedico este logro.

Daniel Alfredo Forero Roa

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A mis padres, quienes han sido mi motor de vida, ejemplo, compañía y total apoyo en cada momento durante mi formación y desarrollo del presente trabajo. A mi familia por siempre darme aliento, creer en mis capacidades y siempre estar pendientes. A mi abuela por ayudar en mi formación personal y a afianzar mis valores.

Andrés Felipe Tangarife Camacho

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AGRADECIMIENTOS El proyecto de trabajo de grado ha sido una oportunidad única para poner en práctica todas las mejores cualidades forjadas y los conocimientos aprendidos durante nuestro paso por la universidad. Sin embargo, para llegar al punto de culminación de este proyecto, muchos esfuerzos y personas fueron esenciales durante el mismo. Por tal motivo, queremos agradecer en primer lugar, a Dios por ser nuestro guía durante este proceso, así como a nuestras familias por brindarnos el apoyo y la comprensión, además de darnos siempre una mano atenta para que nuestro trabajo de grado llegase a feliz término. Agradecemos también, a la Fundación Universidad de América por poner a nuestra disposición sus instalaciones, recursos académicos y su excelente personal docente. Principalmente, a todos aquellos quienes orientaron el proceso desde cada uno de los aspectos clave del proyecto, como la orientación técnica, por parte de los profesores Alberto Ríos y Miguel Rodríguez; orientación geológica, a cargo del profesor Yimy Parra, y finalmente, orientación financiera, en cabeza del profesor Vicente Cálad. A ECOPETROL S.A por darnos la gran oportunidad de realizar el proyecto de la mano de sus mejores ingenieros, por ofrecernos sus instalaciones, recursos técnicos e información necesaria para continuar con nuestra investigación. En especial, queremos agradecer al Ingeniero Edwin Sánchez por abrirnos el espacio y darnos la oportunidad de iniciar este proyecto. Al ingeniero Jose David Vela, quien, como director, siempre estuvo presto a recibirnos y asesorarnos ante cualquier duda y a la ingeniera Lilia Polanco por suministrarnos información valiosa para establecer el marco teórico de la investigación. A HALLIBURTON LATIN AMÉRICA SUCURSAL COLOMBIA, por brindarnos el soporte técnico y la asesoría necesaria sobre las alternativas tecnológicas que fueron objeto de estudio de este trabajo de investigación. Adicionalmente, por su apoyo con la disposición de sus laboratorios y oficinas que fueron lugar para la simulación y evaluación de las tecnologías estudiadas. En especial, queremos agradecer al Ingeniero Fabia Ricardo Castro quien, en su rol de Codirector del proyecto, brindo su tiempo, consejos y apoyo que llevaron a este trabajo a su culminación.

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CONTENIDO pág.

INTRODUCCIÓN 21 OBJETIVOS 23 1. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO CASTILLA 24 1.1 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO CASTILLA 24 1.2 HISTORIA DEL CAMPO CASTILLA 26 1.3 MARCO GEOLÓGICO 27 1.3.1 Columna estratigráfica. 27 1.3.2 Estratigrafía. 29 1.3.2.1 Basamento Precámbrico. 29 1.3.2.2 Formación Une. 29 1.3.2.3 Formación Gachetá. 29 1.3.2.4 Formación Guadalupe. 30 1.3.2.5 Formación Mirador. 30 1.3.2.6 Formación Carbonera. 31 1.3.2.7 Formación León. 32 1.3.2.8 Formación Guayabo. 33 1.3.3 Geología Estructural. 33 1.3.3 Geología del petróleo. 34 1.3.3.1 Roca Generadora. 34 1.3.3.2 Roca Almacén. 34 1.3.3.3 Roca Sello. 35 1.3.3.4 Sistema de entrampamiento. 36 1.3.3.5 Migración. 36 1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN 37 1.4.1 Mecanismos de producción. 37 1.4.2 Volúmenes de producción. 38 2. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS USADAS EN EL CAMPO CASTILLA 39 2.1 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN 41 2.2 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE CORRIDA DE CASING 44 2.3 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE CEMENTACIÓN 47 2.3.1 Cementación primaria. 47 2.3.2 Cementación remedial. 47 2.3.3 Operación de cementación realizada por Ecopetrol. 47 2.3.3.1 Pre-flujos. 48 2.3.3.2 Lechada. 49

3. DESCRIPCIÓN DE LOS PROBLEMAS DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN 51 3.1 PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN 51 3.1.1 Tipos de pérdidas de circulación. 51

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3.1.1.1 Pérdidas Naturales. 51 3.1.1.2 Pérdidas Inducidas. 52 3.1.2 Tipos de pérdidas de circulación basados en la severidad. 53 3.1.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. 53 3.2 PROBLEMAS DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN CASTILLA 53

4. DESCRIPCIÓN DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS 57 4.1 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM™ 57 4.1.1 Características del SentinelCem. 57 4.1.2 Beneficios y aplicaciones del SentinelCem. 61 4.2 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA SUPERFILL™ SYSTEM PARA CORRIDA DE CASING. 62 4.2.1 Beneficios del SuperFill para corrida de casing. 62 4.2.2 Equipos usados en el SupferFill System. 63 4.2.3 Procedimiento para usar el SuperFill System. 65 4.3 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA MPC/MPD 67 4.3.1 Beneficios del Sistema MPC/MPD. 68 4.3.2 Equipos y set up del MPC/MPD. 69

5. EVALUACIÓN TÉCNICA DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS 73 5.1 EVALUACIÓN DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM 73 5.1.1 Desarrollo del laboratorio. 73 5.1.2 Descripción de equipos y procedimiento usado en laboratorio. 73 5.1.3 Resultados del laboratorio y análisis. 77 5.2 SIMULACIÓN DE LA TECNOLOGÍA EQUIPO DE FLOTACIÓN DE AUTOLLENADO (SUPERFILL). 80 5.2.1 Descripción del software WellPlan. 80 5.2.2 Resultados y análisis de la simulación. 80 5.3 SIMULACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MPC 84 5.3.1 Simulador iCem de Halliburton. 84 5.3.2 Resultados y análisis de la simulación. 84

6. COMPARACIÓN DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS CON LAS PRÁCTICAS CONVENCIONALES 86 6.1 MATRIZ DE COMPARACIÓN SENTINELCEM 86 6.2 MATRIZ DE COMPARACIÓN SUPERFILL 86 6.3 MATRIZ DE COMPARACIÓN MPC/MPD 87

7. EVALUACIÓN FINANCIERA DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS 88 7.1 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM 88 7.2 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA SUPERFILL SYSTEM 90 7.3 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA MPC 92

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8. CONCLUSIONES 94

9. RECOMENDACIONES 95

BIBLIOGRAFÍA 96

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LISTA DE TABLAS pág.

Tabla 1. Características Petrofísicas de yacimiento del Clúster 94 35

Tabla 2. Valores de densidad de fluido según esfuerzos para la sección de 8 1/2" 42 Tabla 3. Densidad promedio del fluido de perforación por formación en el clúster 94. 42 Tabla 4. Propiedades del fluido de perforación usado en el Clúster 94. 43

Tabla 5. Resumen de parámetros para corrida de revestimiento 46 Tabla 6. Especificaciones de la lechada convencional de cemento para Liner de 7" 50

Tabla 7. Tipos de pérdidas de circulación basados en la severidad. 53 Tabla 8. Historial de pozos con pérdidas en el Campo Castilla 55 Tabla 9. Pérdidas de circulación en el Cluster 94 56

Tabla 10. Resultados reología a condiciones de superficie 77 Tabla 11. Resultados reología a condiciones de circulación 77 Tabla 12. Resultados Fuerza de geles a condiciones de circulación 77

Tabla 13. Matriz de comparación SentinelCem vs Convencional 86 Tabla 14. Matriz de comparación SuperFill vs Convencional 87

Tabla 15. Matriz de comparación MPC vs Convencional. 87 Tabla 16. Información para análisis económico SentinelCem en USD 88 Tabla 17. Análisis Económico SentinelCem en USD 89

Tabla 18. Costos asociados a personal sistema SentinelCem 90 Tabla 19. Información para análisis económico SuperFill System 91

Tabla 20. Análisis Económico SuperFill System en USD 91 Tabla 21. Información para análisis económico MPC en USD 92

Tabla 22. Análisis Económico MPC en USD 92

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LISTA DE FIGURAS pág.

Figura 1. Ubicación Campo Castilla 25 Figura 2. Columna estratigráfica de la Cuenca de los Llanos Orientales 28 Figura 3. Sección Transversal Esquemática de la Cuenca Llanos Orientales. 34 Figura 4. Mapa Estructural al tope de la Formación UNE en el Campo Castilla 36 Figura 5. Tipos de formaciones con pérdidas de circulación 52

Figura 6. Superfill Diverter 64 Figura 7. Tipos de Válvulas usadas en el SuperFill System 65 Figura 8. Corrida del casing con el equipo 66

Figura 9. Esquema operacional de las Válvulas SuperFill FV 67 Figura 10. Diferencia entre el peso del lodo convencional y el peso del lodo con MPD. 68

Figura 11. Rotating Control Device 70 Figura 12. Equipos usados en MPC/MPD 72 Figura 13. Viscosímetro Fann-35. 74

Figura 14. Viscosímetro FYSA. 74 Figura 15. Consistómetro Presurizado 76

Figura 16. Analizador Ultrasónico de Cemento 76 Figura 17. Comportamiento del SentileCem en laboratorio. 78

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LISTA DE GRAFICOS pág.

Gráfico 1. Ventana de densidades de fluido en un pozo tipo del Cluster 94. 54

Gráfico 2. Prueba de Tiempo de Bombeo 58 Gráfico 3. Prueba Fuerza de Compresibilidad. 59 Gráfico 4. Prueba ON/OFF 60 Gráfico 5. Prueba Fuerza de Gel Estático 61 Gráfico 6. Reducción de tiempos con el uso del SuperFill System 63

Gráfico 7. Prueba tiempo de bombeo 79 Gráfico 8. Prueba de fuerza de compresibilidad. 80 Gráfico 9. Comparación del ECD generado por la corrida de casing convencional vs SuperFill 81 Gráfico 10. Comparación de la presión de surgencia generada por la corrida de casing convencional vs SuperFill 82

Gráfico 11. Comparación de la velocidad de bajado de casing convencional vs SuperFill 83 Gráfico 12. ECD en fondo con MPC 85

Gráfico 13. Diseño de presiones para tecnología MPC 85

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LISTA DE ECUACIONES

pág.

Ecuación 1. Punto de Cedencia 75 Ecuación 2. Viscosidad Aparente 75 Ecuación 3. Viscosidad Plástica 75

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LISTA DE ANEXOS

pág.

Anexo A. Resultados de laboratorio sentinelcem 100 Anexo B. Resultados simulación superfill system 101

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ABREVIATURAS

ROP: tasa de perforación (Rate of perforation). ECD: densidad de circulación equivalente (Equivalent circulating density) BOPD: barriles de petróleo por día (Barrels of oil per day). PDC: compacto de diamante policristalino (Polycrystalline diamond compact). OH: hoyo abierto (Open hole) YP: punto límite de elasticidad (Yield Point). TVD: profundidad vertical verdadera (True vertical depth). RCD: dispositivo de control rotativo (Rotating control device). PPG: libras por galon (Pounds per gallon). NPT: tiempos no productivos (Not productive time). CCS: sistema de circulación continuo (Continued circulating sistema). UCA: analizador ultrasónico de cemento (Ultrasonic cement analyzer). BM: bombeo mecánico. BES: bombeo electro-sumergible. RIH: corrida en hueco (Run in Hole). MFS: superficie máxima de inundación (Maximum flooding surface). LSG: solidos de baja gravedad específica (Low solid gravity). BPM: barriles por minuto.

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GLOSARIO PRESIÓN DE PORO: es la presión a la cual el fluido contenido en el espacio poroso de la roca es mantenido a cierta profundidad. GRADIENTE DE FRACTURA: la presión requerida para inducir fracturas en una roca a una profundidad dada. PUNTO DE CEDENCIA: valor de la resistencia al flujo, debida a las fuerzas de atracción que existen entre las partículas o sólidos en suspensión. VISCOSIDAD APARENTE: es la resistencia al flujo de un fluido, causada por las fuerzas de atracción de sus partículas y en menor grado por la fricción creada entre ellas a una determinada velocidad de corte. VISCOSIDAD PLÁSTICA: es la resistencia al flujo originada por la fracción mecánica, generada por el rozamiento y concentración de los sólidos entre sí y la viscosidad de la fase líquida que los rodea. DIORITA: la diorita es una roca plutónica compuesta por dos tercios de feldespatos del grupo de las plagioclasas y un tercio de minerales oscuros. SIENITA: son un grupo de rocas ígneas, según su composición y textura pueden tener diferente aspecto, desde una roca de grano fino y color claro con aspecto similar al granito hasta rocas de grano grueso grisácea. FILITA: es una roca que representa una gradación en el grado de metamorfismo entre la pizarra y el esquisto. GLAUCONITA: es un mineral del grupo de los silicatos, subgrupo filosilicatos y dentro de ellos pertenece a las micas. PISTONEAR: reducir la presión en un pozo mediante el movimiento de la tubería, las herramientas operadas con cable o los sellos de caucho, en dirección hacia la superficie. PRESIÓN DE SURGENCIA: son presiones que se originan cuando se introduce la tubería en el pozo. PRESION DE RUPTURA: la presión a la cual la matriz de roca de una formación expuesta se fractura y permite que se inyecte el fluido.

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PRESIÓN DE COLAPSO: presión a la cual una tubería, o recipiente, se deformaría de manera catastrófica como resultado de la presión diferencial que actúa desde fuera hacia dentro del recipiente o tubería. PIPE RACKS o PLATAFORMA PARA TUBERIAS: en tierra firme, dos estructuras elevadas de tipo pértiga armada con secciones transversales triangulares. La plataforma para tubería soporta la columna de perforación, los portamechas o la tubería de revestimiento sobre el nivel del suelo. ZAPATO DE FLOTACIÓN: un componente de perfil redondeado fijado en el extremo de fondo de pozo de la una sarta de revestimiento. Una válvula de retención integral instalada en la zapata de flotación impide el flujo inverso, o formación de tubo en U, de la lechada de cemento desde el espacio anular hacia el interior de la tubería de revestimiento o el flujo de los fluidos del pozo hacia el interior de la sarta de revestimiento a medida que ésta se corre. CALIPER: es una representación del diámetro medido de un pozo a lo largo de su profundidad. Los registros calibradores suelen medirse mecánicamente y sólo unos pocos utilizan dispositivos sónicos. Las herramientas miden el diámetro en una cuerda específica a lo largo del pozo. PACKER: es un dispositivo que puede ser bajado en un pozo con un diámetro externo inicial más pequeño, que luego se expande externamente para sellar el pozo. Los empacadores emplean elementos elastoméricos flexibles que se expanden. Las dos formas más comunes son el empacador de producción o de prueba y el empacador inflable. TIXOTROPÍA: es la propiedad de algunos fluidos no newtonianos y pseudoplásticos que muestran un cambio de su viscosidad en el tiempo; cuanto más se someta el fluido a esfuerzos de cizalla, más disminuye su viscosidad.

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RESUMEN

En el país se presenta una situación compleja para la industria petrolera, donde el desarrollo de los campos maduros es un objetivo necesario para mantener una producción competente que permita el autoabastecimiento del país y la comercialización del excedente en los mercados internacionales. Por este motivo se hace necesario mitigar los problemas que se presentan al momento de perforar nuevos pozos en este tipo de campos, entre ellos, el más importante, las pérdidas de circulación de fluidos de perforación. El objetivo del presente proyecto es el análisis de tres nuevas tecnologías que permitan controlar las pérdidas de circulación que ocurren durante la perforación de nuevos pozos en el Campo Castilla, específicamente en el Cluster 94, de la empresa operadora más importante de Colombia, Ecopetrol S.A. Con el fin de determinar la viabilidad de las tecnologías en la solución del problema planteado, se realizó la evaluación técnica y financiera de cada una de las nuevas alternativas, comparándolas con las prácticas convencionales de la empresa operadora. La metodología usada para tal propósito fue la evaluación a través de simulaciones y pruebas de laboratorio que demostraron la eficiencia de las nuevas tecnologías en la solución del problema de pérdidas de circulación. Los resultados arrojados destacan una clara disminución en los volúmenes de fluido perdido, en los tiempos no productivos y en los tiempos de operación. Además, mostraron alta viabilidad económica para su implementación, ya que al ser evaluados con el indicador financiero de costo/beneficio las alternativas propuestas arrojaron valores de alta rentabilidad, superiores a 1. Gracias a los resultados, se hace esencial que la empresa haga uso de estas tecnologías y las ponga en práctica en proyectos piloto, que permitan reducir la brecha existente entre la teoría y la realidad. El éxito de la aplicación de estas tecnologías podrá ser generalizado a otros campos e incluso a otras empresas para mitigar uno de los problemas latentes en la mayoría de los campos maduros de Colombia y el mundo. PALABRAS CLAVE: Pérdidas circulación. Cuenca Llanos Orientales. Campo Castilla. Perforación. Cementación.

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INTRODUCCIÓN Para la industria petrolera uno de los retos más grandes es el de lograr controlar las pérdidas de circulación en campos maduros, los cuales poseen fracturas naturas y una presión depletada complicando la perforación, corrida de revestimiento y cementación de pozos pueden ayudar a finalizar la explotación de este tipo de campos. Debido a esto, se realiza este proyecto que busca analizar nuevas alternativas tecnológicas para el control y mitigación de las pérdidas de circulación en el Campo Castilla. En primera instancia este trabajo busca abordar las características generales del Campo Castilla, mostrando su ubicación e historia además de exponer el marco geológico enfatizando en la columna estratigráfica y analizando las características principales de cada unidad geológica para cerrar esta sección explicando el historial de producción del campo. Posteriormente se realiza la descripción de la forma en que la compañía operadora efectúa la perforación de pozos nuevos, además de explicar los parámetros que se tienen en cuenta para la bajada del revestimiento y adicionalmente se da a conocer la manera en que se lleva a cabo la técnica de la cementación. Subsiguientemente, en el capítulo 4 se explica que es una pérdida de circulación, sus tipos y el historial de estas en el campo de interés. En el capítulo 5 se desarrolla la descripción de cada una de las nuevas tecnologías, comenzando por el SentinelCem™ donde se da a conocer la información dispuesta por Halliburton sobre el comportamiento de este fluido de forma teórica. La siguiente tecnología que se analiza, es el SuperFill™ donde se expresa los beneficios teóricos que ofrece esta herramienta. Finalmente se describe el MPC/MPD, su funcionamiento, los equipos que lo componen y ventajas que presenta. En el siguiente capítulo, se muestran los métodos de análisis y resultados obtenidos para cada una de las tecnologías, explicando primero los resultados de la prueba de laboratorio del SentinelCem, seguido por la simulación realizada para el Superfill en el software WellPlan y finalmente la simulación efectuada para analizar el MPC/MPD en el software ICem. Una vez expresados los resultados, se realizan matrices de comparación entre las nuevas tecnologías y los métodos convencionales que realiza la empresa operadora, comenzando por la comparación entre el SentinelCem y el método de perforación convencional. Luego se compara el SuperFill con la técnica de corrida de revestimiento practicada actualmente; y por último se contrasta la tecnología MPC/MPD con la técnica de cementación convencional. Al haber verificado las ventajas que tienen las nuevas tecnologías frente a los métodos convencionales por medio de la comparación técnica, se busca en el

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capítulo 7 analizar la viabilidad financiera de cada una de las tecnologías y evaluarlas con el indicador beneficio/costo. Consecutivamente se muestran las conclusiones obtenidas enfocadas a cada tecnología según los resultados obtenidos tanto técnica como financieramente, mostrando como estos son más eficientes que las técnicas que desempeña actualmente la empresa. Finalmente se generan recomendaciones para futuros proyectos donde se dan opciones que ayudarían a afianzar los resultados obtenidos en este trabajo y también permiten explorar nuevas opciones que puedan dar solución al problema descrito.

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OBJETIVOS OBJETIVO GENERAL: Evaluar técnico-financieramente alternativas de perforación y cementación para la reducción de las pérdidas de circulación en la sección de producción (8 ½“) en los pozos del Cluster 94 del Campo Castilla de Ecopetrol S.A. OBJETIVOS ESPECÍFICOS: 1. Especificar las características y geología del Campo Castilla. 2. Realizar la descripción de las técnicas usadas actualmente en la perforación y

cementación y las problemáticas por pérdidas de circulación en la sección de producción (8 ½”) en los pozos del Cluster 94.

3. Describir las alternativas tecnológicas que serán evaluadas para la reducción de las pérdidas de circulación en las operaciones de perforación y cementación.

4. Simular las alternativas de perforación y cementación según las condiciones del Campo Castilla.

5. Evaluar técnicamente las alternativas de perforación y cementación según los resultados obtenidos en la simulación y análisis.

6. Comparar técnicamente las alternativas de perforación y cementación con las prácticas actuales de la empresa.

7. Evaluar financieramente las alternativas a través de la comparación con las prácticas actuales de la empresa, usando el indicador financiero del Costo/Beneficio.

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1. CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO CASTILLA En el siguiente capítulo se presentarán las principales características generales y geológicas del Campo Castilla operado por la Empresa Ecopetrol S.A. Se empezará por la descripción de la localización del Campo, se continuará con su historia y las empresas que lo han operado, posteriormente se describirá la geología del campo y se detallaran las características de las formaciones presentes en su columna estratigráfica, para, por último, hacer una breve descripción de las características petrofísicas de los yacimientos presentes. 1.1 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO CASTILLA El Campo Castilla hace parte de la cuenca hidrográfica intermedia de los ríos Guamal y Orotoy correspondientes a La Cuenca de Los Llanos Orientales, está ubicado a 30 kilómetros al sur de la ciudad de Villavicencio, en la jurisdicción del municipio de Castilla la Nueva (departamento del Meta)1. En la Figura 1 se muestra la ubicación del Campo Castilla en la región suroeste de la Cuenca de los Llanos Orientales en Colombia.

1 MARTINEZ ENCIZO, Eliana Carolina, et al. Informe De Visita a La Estación Acacias De Ecopetrol Para Ver El Proceso De Recolección Y Tratamiento Del Crudo Superintendencia De Operaciones De Castilla – Chichimente Departamento Del Meta. Ecopetrol s.a. Villavicencio - Meta: 2013. p. 28

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Figura 1. Ubicación Campo Castilla

Fuente: INSTITUTO NACIONAL DE VIAS INVIAS. Mapa de Carreteras 2014. Modificado por: Álvarez Herrera, María Camila. Márquez Díaz, Edsson Giovany. Mayo 3 de 2016.

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1.2 HISTORIA DEL CAMPO CASTILLA El Campo Castilla fue, por primera vez, explorado en el año 1944, a razón de campañas exploratorias hechas por empresas como Shell, Intercol, Texaco y Chevron. Después de diferentes campañas de sísmica 2D, esta última obtuvo resultados positivos. Posteriormente, bajo el Contrato de Concesión Cubarral, que comprendía un área de 97.450 hectáreas, Chevron Petroleum Company descubrió el Campo Castilla en el año 1969 gracias a la perforación del pozo Castilla-1, con una profundidad final de 7.347 pies, con un crudo de 10º API proveniente de la Formación Mirador y 13.7º API de la Formación Guadalupe. No obstante, las características del crudo y la deficiente infraestructura dificultaban el transporte del petróleo, tal motivo fue suficiente para postergar la comercialización del activo hasta el año 1976. Para los años 70, se introduce en Colombia la modalidad de asociación para los contratos de interés petrolero y por tal motivo, Según relatan Álvarez, Márquez y Nucci2, la empresa Chevron otorga el área en concesión al Ministerio de Minas y Energía y firma el primer Contrato de Asociación del país con la Empresa Colombiana de Petróleos (Actualmente Ecopetrol S.A). Dicho contrato comprendió un periodo de evaluación de un año y un periodo de explotación de 25 años. Para ese entonces, en el año 1975, el crudo del Campo se comercializaba como combustible industrial y asfalto para carreteras, a través del Contrato de Asociación que otorgaba 50% de participación a cada una de las empresas involucradas. Bajo el amparo del contrato de concesión, Ecopetrol S.A realizó la perforación de dos pozos exploratorios conocidos como Castilla Norte-1 y Castilla Este-1, entre los años 1988 y 1989, donde se hallaron muestras de petróleo en la Formación Mirador a profundidades aproximadas de 6.660 y 7.150 pies respectivamente. Gracias a los descubrimientos realizados en el Campo Castilla, el mismo fue subdividido en tres áreas operativas llamadas Castilla, Castilla Este y Castilla Norte. Con la entrada en operación de las nuevas áreas operativas, el campo aumentó hasta los 17.000 barriles de petróleo por día (BOPD) su producción y con este aumento se llegó a satisfacer las demandas industriales presentes en el mercado, especialmente para el consumo en calderas de combustibles. No obstante, la entrada en vigor del Decreto 94 en el año 1995, prohibió el uso de calderas de combustible por motivos ambientales y subsecuentemente generó una disminución del consumo de petróleo. La anterior situación desembocó en el uso del crudo del

2.ALVAREZ HERRERA, MARIA CAMILA; MARQUEZ DIAZ, EDSSON GIOVANY y NUCCI RADA, GINO. Evaluación De Los Resultados De Cementación De La Sección Intermedia De Un Pozo Inyector De Un Campo En La Cuenca Llanos Orientales Por Medio De La Simulación Del Uso De La Tecnología Cabeza Rotativa De Cementación. Bogotá-Colombia: FUNDACIÓN UNIVERSIDAD DE AMÉRICA, 2016.

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Campo Castilla como materia prima para la producción de la mezcla conocida como Chichimene Blend, con la cual fue posible su transporte a la Estación Apiay para los respectivos procesos de refinación. Después de los 25 años de explotación del contrato, el Campo Castilla ya tenía perforados treinta y nueve pozos. Para el 30 de enero del año 2000, en cumplimiento con la cláusula 24 del contrato, Ecopetrol S.A asumió la operación directa del área, con una producción reportada de 29.000 BOPD. A pesar de eso, Ecopetrol S.A contrató a la empresa Chevron como prestador de servicios para operar el Campo durante seis meses más, razón por la cual solo hasta el 31 de Julio del año 2000 Ecopetrol S.A asumió la operación Desde el punto de vista de yacimientos, el Campo Castilla ha pasado por diferentes estudios Integrados de yacimientos, elaborados por Chevron en 1993, por la Gerencia de Yacimientos de Ecopetrol S.A en 1998 (con una reevaluación de geología y simulación) y en 2004 con la Evaluación Integrada de Yacimientos del Campo Castilla. Para los años comprendidos entre el 2008 y 2009 se adelantó otro Estudio Integrado de Yacimientos con la firma International Reservoir Technologies – IRT. Según el equipo técnico de la Gerencia de Estrategia de Yacimientos de Ecopetrol S.A3, Desde el 2010 hasta la fecha de realización del presente proyecto, se ha reevaluado la estrategia de explotación de los yacimientos K2 y K1 Inferior debido a información actualizada de la caracterización de los yacimientos, tanto a nivel estático como dinámico, que integra toda la información obtenida durante las campañas de perforación y de los trabajos de reacondicionamiento que se han realizado en el Campo. 1.3 MARCO GEOLÓGICO En esta sección, en primer lugar, se mostrará la columna estratigráfica del campo Castilla y se detallaran las características de cada una de las unidades litoestratigráficas que componen dicha columna, posteriormente, se mostrará la geología estructural de la cuenca, para finalizar con la geología del petróleo y el sistema de entrampamiento asociado. 1.3.1 Columna estratigráfica. La columna estratigráfica del campo castilla contiene una secuencia de unidades litoestratigráficas con edades que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario. Entre las unidades que forman la columna estratigráfica resaltan la Formación Gachetá, La Formación Mirador y La Formación Carbonera como formaciones con presencia de hidrocarburos. A continuación, en la Figura 2 se mostrará el detalle de las formaciones, su edad geológica, su litología y su relación con el sistema petrolífero.

3 RUGE,Yolima. Programa De Perforacion TIpo Cluster 94. Bogotá D.C: ECOPETROL S.A, 2017. p. 86

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Figura 2. Columna estratigráfica de la Cuenca de los Llanos Orientales

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. 2007.

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1.3.2 Estratigrafía. A continuación, se detallan las características generales y mineralógicas de las unidades que conforman la columna estratigráfica, mostrada en la Figura 2, en orden cronológico de depositación de la más antigua a la más reciente. No obstante, en las unidades litoestratigráficas de mayor importancia (y de aquellas con que se cuente de suficiente información) se detallaran, también, características petrofísicas. 1.3.2.1 Basamento Precámbrico. El basamento descubierto en la cuenca de los Llanos Orientales data del Periodo Precámbrico. Según Obando y Pérez4 en el área del Meta existe evidencia de dos tipos de basamento: el primero, de tipo ígneo- metamórfico de composición Diorítica – sienítica y filitas y cuarcitas. El segundo, rocas ígneas acidas e intermedias y metamórficas de edad precámbrica relacionadas con el Escudo de Guyana. 1.3.2.2 Formación Une. Según la Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)5, en la nomenclatura operacional de la región del Meta, a la Formación Une se le conoce como K2. Esta Unidad tiene una edad geológica que va de Cenomaniano a Turoniano temprano. Litológicamente consiste, principalmente, de areniscas cuarzosas con intercalaciones menores de lutitas y de limolitas carbonosas. Su espesor aumenta, en general, hacia el Noroeste. Presenta valor de cero en el límite de erosión o no deposición en el oriente y sureste; de 50 a 350 pies, en promedio, en área del Meta. Es productora de aceite en el sector de los campos Apiay – Suria. El ambiente sedimentario de la unidad K2 es fluvial de canales entrelazados de baja sinuosidad con dominio de carga de lecho. La unidad suprayace discordantemente al basamento precámbrico e infrayace transicionalmente a la unidad operacional K1. 1.3.2.3 Formación Gachetá. La nomenclatura operacional de esta formación corresponde a las subunidades K1 inferior y medio, del área del Meta. Esta unidad litoestratigráfica pertenece a la edad Cretácica superior. El espesor de esta formación varía entre 500 y 550 pies. Representa la máxima transgresión del Mar Cretáceo hacia el Oriente y Sureste, sobre el Escudo de Guyana. Su composición litológica se constituye por “una secuencia de lutitas, de color gris a gris oscuro, con desarrollos menores de areniscas, con contenido variable de glauconita; presenta a veces pequeños niveles calcáreos. Esta formación se acuña o no está presente por erosión en el oriente y suroriente de la cuenca. El espesor aumenta hacia el noroccidente.”6

4 INGRAIN Inc. y Carl Zeiss Llc. Cuenca Llanos Orientales: Integración Geológica De La Digitalización y Análisis De Núcleos. Colombia: 2012. p. 1-209 5.Ibíd., p. 1-209 6 Ibíd., p. 1-209

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Según Rojas, peña y otros7 en la unidad K1 inferior se presentan los mejores espesores y propiedades de roca almacén, que obedece a la depositación en un ambiente deltaico con influencia de mareas. La unidad K1 medio es principalmente arcillosa, en ella gracias a la presencia de un nivel continuo de arcilla se puede identificar la superficie de máxima inundación (MFS) como se mencionó anteriormente. Los ambientes deposicionales son: para los intervalos arenosos, en su mayoría rellenos de canal de marea y barras de desembocadura. Para las secciones arcillosas corresponden a depósitos de bahía restringida y planicies de marea. 1.3.2.4 Formación Guadalupe. La nomenclatura operacional de esta formación es la usada por Ecopetrol S.A para el área del Meta, conocida como K1 Superior. La edad de la formación Guadalupe es del Campaniano. Su litología consiste en “una secuencia de areniscas masivas, con pequeñas intercalaciones de lutitas, a veces con pequeñas capas de carbón.”8 El ambiente de depositación de esta unidad corresponde a depósitos de frente medio y bajo de playa, caracterizados por abundancia en variedad, tamaño y cantidad de ichnofósiles. La formación Guadalupe suprayace concordantemente a la formación Gachetá e infrayace discordantemente (discordancia del Eoceno) a las areniscas de la Unidad T2, esto ocurre en un proceso de caída relativa del nivel del mar. En cuanto a las propiedades petrofísicas de la unidad K1 se observa una rápida variación lateral y vertical de facies, así como la presencia constante de niveles arcillosos que hacen que la unidad sea fuertemente heterogénea al flujo. El anterior fenómeno tiene un efecto en los valores medidos de porosidad y permeabilidad, los cuales varían de 9 a 17 % y 10 - 900 md respectivamente. 1.3.2.5 Formación Mirador. Según la ANH9 La nomenclatura operacional usada para esta formación en el área del Meta es T2. La edad de la formación corresponde al Eoceno tardío. Posee un espesor que aumenta hacia el Occidente, que varía entre 295 y 411 pies, con 340 pies de promedio en el sector del Campo Castilla, sin embargo, su máximo se ubica en el pozo Floreña-1, donde alcanza los 950 pies. Se trata de un conjunto de areniscas masivas con diferentes granulometrías, generalmente granodecrecientes de base a techo, compuestas por cuarzo, algunas veces feldespato, materia orgánica leñosa y glauconita hacia la parte superior de la secuencia, y con conglomerados hacia la base, además de intercalaciones de capas delgadas de Shale. El ambiente deposicional es fluvial de tipo canales entrelazados. Según Ecopetrol S.A10 El límite de la unidad es formado por una discordancia

7 RUGE,Yolima. op. cit, p. 86 8 INGRAIN Inc. y Carl Zeiss Llc. op. cit. p. 1-209 9 INGRAIN Inc. y Carl Zeiss Llc. op. cit, p. 1-209 10 RUGE,Yolima. op. cit, p. 86

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regional de la edad Cretaceo-Terciario que separa las rocas de la Unidad K1 (Formación Guadalupe) en su límite inferior y en su límite superior existe un contacto bien definido entre shale y arenisca (y solo algunas veces un poco transicional entre shale, limolita y arenisca) con la Lutita E4. Por ser una de las formaciones más productivas de la cuenca, se tiene, de información de pozos, que la gravedad API del crudo oscila los 9 grados, caracterizándolo como un crudo Extrapesado. 1.3.2.6 Formación Carbonera. La Formación Carbonera es una unidad litoestratigráfica compleja que, según la ANH11 consiste en intercalaciones de rocas arcillosas, limosas y de arenisca, a veces con niveles de carbón, que se depositaron en ambientes que varían de marino transicional a continental con procesos transgresivos y regresivos. Debido a la complejidad de eventos, diversos autores han dividido esta unidad en 8 miembros o unidades operacionales (C1 a C8), de los cuales los niveles pares son transgresivos, fino granulares e importantes sellos regionales; mientras los impares son regresivos, arenosos, los cuales, desde C7 a C3, son productores de hidrocarburos en varios sectores de la cuenca de los llanos orientales. En línea a lo anterior, Ecopetrol S.A ha asignado la siguiente nomenclatura operacional para las subunidades de la Formación Carbonera (de la más antigua a la más reciente): Lutita E4, Unidad T1, Lutita E3, Conjunto C2, Areniscas de Carbonera, Conjunto C1, Lutita E (Unidad C2) y Areniscas Superiores de Carbonera (Unidad C1). La edad geológica de la formación es del Oligoceno Temprano al Mioceno Medio y su espesor alcanza incluso los 6000 pies en algunos puntos de la cuenca. El ambiente de sedimentación de la formación corresponde a depósitos transgresivos y regresivos de corta duración de un mar epicontinental de poca profundidad. A continuación, se detallarán de mejor manera las características litológicas de cada una de las subunidades que conforman la Formación Carbonera.

Unidad C8 (Lutita E4): El carácter marino del tope de la Formación Mirador indica claramente un periodo de transgresión cuya continuación es la unidad C8 de la Formación Carbonera. Esta Unidad, presenta un espesor variable, desde 50 pies en el borde oriental de la cuenca hasta más de 400 pies a lo largo del frente de montaña. Su carácter litológico es de lutitas grises oscuras, pardas fisibles, moderadamente firmes.

Unidad C7 (Arenisca T1): Se compone, principalmente, de areniscas depositadas en un ambiente marino somero, deltaico y continental. Son de color crema a parduzco, de grano fino a medio, a veces conglomerático, separadas por niveles de arcillolita de color gris a verduzco. Espesor máximo puede alcanzar 250 a 280 pies en la parte central de la cuenca.

11 INGRAIN Inc. y Carl Zeiss Llc. op. cit, p. 1-209

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Unidad C6 (Lutita E3): La litología es de lutitas gris oscuro, fisibles, micromicáceas moderadamente firmes, con un espesor máximo de hasta 600 pies y que se reduce rápidamente en sentido Este llegando a un promedio de 100 a 150 pies.

Unidad C5 (Conjunto C2): está compuesta por arcillolitas, limolitas, lutitas y areniscas, en sucesivas intercalaciones, donde las arcillolitas son grises, laminares moderadamente firmes, las limolitas son pardas rojizas, blandas a moderadamente firmes, las lutitas son laminares, micro-micáceas, astillosas y moderadamente firmes y las areniscas son color gris claro, blanco lechosas, de grano fino a muy fino, subangulares, y en algunos casos calcáreas. Su espesor total varía desde 50 hasta 300 pies.

Unidad C4 (Areniscas de Carbonera): Está compuesta por una alternancia rápida de capas de areniscas, limolitas y lutitas. El espesor máximo reportado es superior a 700 pies en el Piedemonte Llanero, sin embargo, en promedio la Unidad C4 presenta un espesor comprendido entre 150 y 300 pies en la parte central de la cuenca.

Unidad C3 (Conjunto C1): Está compuesta por alternancia de niveles de arenisca fina a gruesa, blanca a translúcida y algunos pies de limolitas y arcillolitas, de color gris verdoso; a veces con niveles carbonosos en la secuencia localizada en la parte central de la cuenca. Esta unidad se encuentra poco desarrollada en la parte centro norte de la cuenca, donde presenta un espesor promedio de 150 pies y se desarrolla rápidamente hacia el suroeste alcanzando más de 700 pies en el frente de montaña

Unidad C2 (Lutita E): Está compuesta casi exclusivamente por un conjunto lutítico de color grisáceo, laminares, astillosas, silíceas, con delgados lentes de carbón y nódulos de siderita, con un espesor de 100 a 200 pies en la parte media de la cuenca, aumentando rápidamente hacia el borde suroccidental, donde alcanza más de 900 pies.

Unidad C1 (Areniscas Superiores de Carbonera): es la última de las secuencias arenosas de la Formación Carbonera y se encuentra sellada por las lutitas de la Formación León. Está compuesta por areniscas cuarzosas, hialinas, de grano fino a medio, subangulares a subredondeados, de buena selección, limpias, con intercalaciones de arcillolitas grises. En la parte inferior predominan arcillolitas con delgados lentes de arenisca. Su espesor aumenta de manera regular hacia el Occidente, y alcanza más de 2.000 pies antes del piedemonte.

1.3.2.7 Formación León. Esta unidad litoestratigráfica no tiene ninguna nomenclatura operacional para Ecopetrol S.A. ya que en la zona del Campo Castilla

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no se presenta. Es de la edad Mioceno Medio y su ambiente deposicional corresponde a la última invasión de los mares terciarios en la cuenca de los Llanos Orientales. Su litología, en términos generales, corresponde a capas gruesas de lutitas grisáceas, que alcanzan un espesor máximo de 2500 pies en la región de Chaparral (Cerca de Mapiripán, Meta). 1.3.2.8 Formación Guayabo. Esta unidad litoestratigráfica, al igual que la anterior, no posee nomenclatura operacional para Ecopetrol S.A y corresponde a la última sedimentación de la Cuenca de los Llanos Orientales. La formación guayabo data del Mioceno Tardío al Cuaternario, y se depositó en un ambiente marino, hacia la base, y en uno fluvial (marino a continental), hacia el tope de la misma formación. Es una unidad espesa de más de 13000 pies, en el piedemonte de la cordillera y de entre 2000 y 8000 pies en la parte central de la cuenca. Litológicamente se constituye por la alternancia de arcillolitas de colores grises a pardo rojizos, muy solubles, y areniscas mal seleccionadas, finas a muy gruesas, a veces con niveles de conglomerados, ocasionalmente, hacia el tope presentan niveles carbonosos. 1.3.3 Geología Estructural. La cuenca de los Llanos Orientales se ubica al Oriente Colombiano. Según la ANH12 los límites de la cuenca son: en el norte la frontera Colombo-venezolana, en el sur La Serranía de la Macarena, el arco del Vaupés y rocas metamórficas del Precámbrico, al occidente el sistema de fallas de La Cordillera Oriental de los Andes, y al oriente rocas plutónicas del Precámbrico que pertenecen al Escudo de Guyana. La evolución de la Cuenca empezó en el Paleozoico con una fase de rupturas (rifting) donde sedimentos siliclasticos fueron depositados sobre el basamento cristalino del Precámbrico, posteriormente, desde el Triásico al Cretácico tardío la Cuenca fue el tramo oriental de un sistema de rupturas aún mayor. Desde el Maastrichiano al Paleoceno, la cuenca se convirtió en un sistema Foreland y desde el Mioceno a los tiempos actuales la cuenca ha sido un repositorio de restos gruesos de Molasse. El Campo Castilla se encuentra en el sector del Meta, que es la parte suroeste de la cuenca y, según la ANH:

El estilo estructural que caracteriza esta parte de la cuenca (campos Castilla, Chichimene, Suria, Apiay, Gaván y Guatiquía) corresponde a sistemas transpresionales (sistema de fallas Castilla-Apiay) que dieron lugar a pliegues y fallas tanto inversas como normales y son los responsables de los entrampamientos de los campos enumerados. Estos sistemas estructurales tienen relación de origen con el frente de

12 BARRETO,Dario, et al. Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. Bogotá-Colombia: ANH and B&M Exploration Ltda., 2007.

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deformación andina.13 En la Figura 3 se puede observar una sección transversal esquemática de la cuenca en dirección Noroeste – Sureste, donde se evidencia el sistema de fallas mencionado anteriormente. Figura 3. Sección Transversal Esquemática de la Cuenca Llanos Orientales.

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. 2007

1.3.3 Geología del petróleo. La geología del petróleo hace referencia a los elementos necesarios desde el punto de vista litológico para poder tener presencia de hidrocarburos en una zona dada del subsuelo. Dichos elementos son una roca generadora (conocida como roca madre), una roca almacén, una roca sello, un sistema de entrampamiento y la migración de los fluidos, que en conjunto constituyen lo que se conoce como El Sistema Petrolero. La Cuenca de los Llanos Orientales ha sido la de mayor desarrollo y producción en Colombia gracias al descubrimiento de campos gigantes como Caño-Limón y Castilla, campos mayores como Rubiales y Apiay, y más de 80 campos menores. Según la información recopilada por la ANH14, esta Cuenca se rige por el siguiente Sistema Petrolero: 1.3.3.1 Roca Generadora. La roca generadora de esta cuenca son los Shales Marino-Continentales de la Formación Gachetá, que se encuentra por debajo del flanco oriental de la Cordillera Oriental de los Andes. En la Formación Gachetá se tiene evidencia de kerógeno tipo II y III, se tiene un TOC (Total Organic Carbon) que varía entre 1 y 3%, y un espesor efectivo de entre 50 y 100 metros. 1.3.3.2 Roca Almacén. Las rocas reservorio (como también son conocidas) de la cuenca, son las areniscas del Paleoceno de la Formación Carbonera (C3, C5 y C7)

13 INGRAIN Inc. y Carl Zeiss Llc. op. cit, p. 1-209 14 Agencia Nacional de Hidrocarburos. Open Round Colombia 2010: Llanos Orientales. Colombia: 2010.

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y la Formación Mirador. Estas formaciones aumentan su espesor en sentido Este – Oeste y su porosidad se reduce en la misma dirección de un 30% a un 10%. El espesor de aporte de hidrocarburos varía de entre un par de pies hasta los 180 pies dependiendo de la posición del pozo en la cuenca. La gravedad API de los crudos encontrados va de 12 a 42 grados. Adicional a las formaciones anteriores, desde el punto de vista de ingeniería de yacimientos, para el Campo Castilla otras formaciones de interés especial para la recuperación de hidrocarburos son las formaciones Une, Gachetá y Guadalupe, que, como se mencionó anteriormente, corresponden a las unidades operacionales K2 y K1. En este campo las formaciones cuentan con el mecanismo de producción de un acuífero activo parcial, no poseen presencia de capa de gas y los crudos producidos son pesados. En la Tabla 1 se presenta un resumen de las características petrofísicas de las formaciones objetivo para el Clúster 94, las cuales son la Unidad K1 y la Unidad K2. Tabla 1. Características Petrofísicas de yacimiento del Clúster 94 Campo Castilla Unidad K1 (Formación

Gachetá – Guadalupe) Unidad K2

(Formación Une)

Petróleo in situ (MBls) 1683 3832

Espesor neto promedio (ft) 70 500

Mecanismo de producción Acuífero activo parcial Acuífero activo parcial

Existencia de capas de gas No No

Temperatura del yacimiento (°F) 198 185

Porosidad promedio (%) 18 20

Permeabilidad promedio (mD) 500 2000

Saturación de agua (%) 15 20

Gravedad API 12,5 12,5

Viscosidad aceite (cP) @ temperatura de Yto

134 134

GOR (SCF/STB) 7/50 7/50

Presión Inicial (psia) @Datum – 5600 TVDSS

2830 3100

Presión actual (psia) @Datum – 5600 TVDSS

2450 3000

Fuente: Ecopetrol S.A, Programa De Perforación Tipo Clúster 94. 2017. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

1.3.3.3 Roca Sello. La roca sello por excelencia de toda la cuenca, es la Formación León, sin embargo, miembros de la Formación Carbonera (C2, C4, C6 y C8) son reconocidas como sellos locales en algunos campos (en el caso del Campo Castilla la unidad C2 o Lutita E). Adicionalmente, las lutitas del Cretáceo de las Formaciones Gachetá y Guadalupe pueden cumplir con la función de ser rocas

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sello además de rocas generadoras. 1.3.3.4 Sistema de entrampamiento. El sistema de trampas que más resultados ha demostrado, desde el punto de vista de presencia de hidrocarburos, es el de falla normal antitética. Sin embargo, hace falta mayor exploración en la cuenca en busca de otras formas de entrampamiento conocidas, como anticlinales asociados a fallas inversas, estructuras de bajo relieve y trampas estratigráficas. En el caso particular del Campo Castilla, el sistema petrolero que se tiene obedece a una estructura anticlinal con fallas antitéticas normales, con un contacto agua petróleo (OWC por sus siglas en inglés) hacia el noroccidente de la formación. Lo anterior se presenta en la Figura 4. Figura 4. Mapa Estructural al tope de la Formación UNE en el Campo Castilla

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos, Llanos Foreland Basin. 2005

1.3.3.5 Migración. La migración es el fenómeno físico por el cual los fluidos hidrocarburos presentes al interior de una roca generadora salen y se desplazan hacia otras formaciones, impulsados por el efecto de diferenciales de presión. Para que la migración se produzca son necesarios efectos de sobrepresión al interior de la roca generadora, como la maduración propia de los hidrocarburos, o factores externos, como movimientos tectónicos, fallas, pliegues, etc., que generan el

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rompimiento de la roca y permiten su movimiento fuera de la misma. En la cuenca de los Llanos Orientales se tienen documentados dos pulsos migracionales: uno desde el Eoceno tardío hasta el Oligoceno y otro que comenzó en el Mioceno y sigue presentándose hoy día. 1.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN En esta sección se hará una breve descripción de la historia de producción del Campo Castilla, enfatizando en los métodos de recobro y los volúmenes de producción. 1.4.1 Mecanismos de producción. El Campo Castilla es a la fecha, uno de los pocos en Colombia que, a pesar del tiempo que lleva en producción, se encuentra, en términos generales, en fase de recobro primario. La recuperación primaria ocurre cuando los fluidos de yacimiento llegan a los pozos petroleros gracias a la energía propia del yacimiento. En algunos casos la energía es suficiente, no solo para llevar los fluidos a la cara del pozo, sino también, para llevarlos hasta superficie y en caso de que este no sea el escenario, se utilizan sistemas de levantamiento artificial (ALS, por sus siglas en inglés) que llevan el petróleo, gas y/o agua, desde el fondo del pozo hasta la superficie. En el Campo Castilla los ALS más utilizados son: El Bombeo Mecánico (BM) y el Bombeo Electro-Sumergible (BES). En la fase de recobro primario, el aporte energético del yacimiento puede provenir de seis diferentes mecanismos, que actúan de manera individual o de manera combinada: La compresión de la roca, La expansión de los fluidos, El empuje generado por la expansión de una capa de gas, La aparición de gas en solución, El empuje generado por la presión de un acuífero activo y El drenaje gravitacional en formaciones con alto buzamiento. En el Campo Castilla, según la formación productora se tienen, y se han tenido, variaciones en los mecanismos de producción primaria. Para la Unidad operacional K1, desde 1978 hasta 1998 aproximadamente, los mecanismos de producción primaria que más incidencia tenían en el recobro eran: La Compresión de la roca, Expansión del petróleo e influjo de un acuífero activo, cada uno de los tres mecanismos proporcionaba cerca de un 33.3% del recobro total de dicha unidad. Sin embargo, en los años siguientes y hasta la actualidad, el porcentaje de recobro proporcionado por la Compresión de la roca y la Expansión de los fluidos ha disminuido al punto que sumados no representan más del 30% del recobro, mientras que el influjo del acuífero se ha convertido en el mecanismo o fuente de energía primordial del yacimiento K1. La unidad operacional K2, por otra parte, ha tenido un aporte energético considerable de un acuífero fuertemente activo, que genera un empuje tanto desde fondo como lateralmente, recargándose al suroccidente del campo. Por lo anterior,

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el mecanismo principal de producción primaria de esta Unidad es el influjo de un acuífero, que proporciona, y ha proporcionado a lo largo de la vida útil del mismo, cerca del 96% del recobro de esta Unidad. 1.4.2 Volúmenes de producción. El Campo Castilla fue descubierto en 1969 por Chevron Petroleum Company, y fue puesto en producción en 1977. Para el año 2014 el campo producía cerca de 126.000 Barriles de petróleo por día (BOPD) que provenían de 422 pozos, 182 pozos en el área de Castilla Norte y 240 en el área restante, y para el final de ese mismo año la producción total acumulada era de 447 millones de Barriles (MMBO). Para el mes de febrero de 2016 el Campo Castilla reporto una producción promedio de 129.538 BOPD y para el mismo mes en el 2017 la producción fue de 115.392 BOPD con un corte de agua del orden del 91.5%, por lo que se disponen cerca de 570.695 Barriles de agua en pozos Disposal.

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2. DESCRIPCIÓN DE LAS TÉCNICAS USADAS EN EL CAMPO CASTILLA En esta sección se describirán las técnicas actualmente usadas en las operaciones de perforación, bajada o corrida de revestimiento (Casing) y cementación, realizadas en el Campo Castilla por la empresa Ecopetrol S.A. Ecopetrol S.A subdivide el proceso de la perforación de un pozo en: la planeación, la ejecución y el cierre de la perforación. Sin embargo, el proceso de planeación es la fase más importante por ser aquella donde se consignan todos los procesos y actividades que se realizarán durante las fases posteriores. La fase de planeación comprende, desde la selección de la ubicación del pozo hasta el diseño del completamiento del mismo. La información de estos procesos y actividades es resumida en el programa de perforación. De acuerdo a lo anterior, para Ecopetrol S.A15 es esencial que todo programa de perforación de pozos, ya sean exploratorios o de desarrollo, considere los siguientes aspectos:

Aspectos Geográficos:

o Ubicación y localización con coordenadas o Elevación sobre el nivel del mar o Identificación del pozo o Vías de acceso e información meteorológica.

Aspectos Geológicos:

o Clasificación del pozo o Líneas sísmicas de referencia o Cuenca sedimentaria o Formaciones y litología para perforar con topes aproximados o Objetivo geológico y de producción o Reservas estimadas o Programa de muestreo y corazonamiento o Programa de registros eléctricos o Profundidad final o Anomalías esperadas tales como fallas, buzamientos locales, acuíferos y

posibles zonas gasíferas superficiales, presiones anormales, entre otras

Aspectos Técnicos de Ingeniería:

o Información sobre el perfil de presiones de fondo

15 ECOPETROL S.A, Gerencia Técnica y de Desarrollo E&P. Manual De Operaciones De Perforación. 1 ed. 2009. p. 1-850

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o Gradiente de presión de fractura o Evaluación de presiones anormales o Diseño de revestimientos y programa de cementación o Diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica o Diseño de sartas de perforación y programa de brocas o Programa para pruebas de integridad o Programa direccional o Especificaciones equipo de cabeza de pozo y otros materiales o Programa de pruebas equipos de control de pozo

Aspectos de Control Ambiental:

o Control y manejo del recurso hídrico o Protección de fuentes de agua cercanas o Tratamiento y control de desechos sólidos y líquidos o Monitoreo de condiciones de vertimiento o Restauración de áreas afectadas o Plan de manejo ambiental

Aspectos de Seguridad Industrial:

o Evaluación de equipos de control de pozo o Simulacros operaciones de control de pozo o Prácticas contraincendios o Protección áreas de riesgo o Registro y control de accidentalidad o Plan de contingencia

Aspectos Económicos y Presupuestales:

o Distribuciones de tiempo o Costos detallados presupuestados o Inversión total Todos y cada uno de los aspectos mencionados anteriormente son esenciales para llevar a feliz término la perforación y completamiento de un pozo petrolero en la Empresa, ya que comprenden toda la información necesaria para, entre otros: ubicar el pozo, determinar las características esenciales del subsuelo y los requerimientos ingenieriles, hacer la selección adecuada de los equipos y el personal, considerar el manejo ambiental del agua y los desechos, contemplar los riesgos de seguridad para los trabajadores, así como sus posibles planes de contingencia, y presupuestar los costos y tiempos que conlleva dicha inversión. Sin embargo, para efectos de este proyecto, se analizarán esencialmente los

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aspectos técnicos de ingeniería, debido a que se encuentran íntimamente ligados a las operaciones de perforación, corrida de revestimiento y cementación, donde el diseño y manejo de los fluidos que se usan en tales procesos, y los subsecuentes efectos en las presiones, son parámetros susceptibles de cambio por las tecnologías propuestas en este trabajo. 2.1 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE PERFORACIÓN La perforación de un pozo petrolero consiste en la penetración de diversas capas de roca para generar un conducto que sirva de conexión entre la superficie y el yacimiento. En tal sentido, “La operación de perforación, puede ser definida tan simple como el proceso de hacer un agujero. Sin embargo, es una tarea bastante compleja y delicada, que debe ser planeada y ejecutada de tal manera que se efectúe en forma segura, eficiente y produzca un pozo económico y útil.”16 Para lograr tal fin es fundamental hacer una buena selección de equipos, de manera que se garantice la perforación y completamiento del pozo de la forma más segura, técnica y económicamente posible. Entre los aspectos técnicos de ingeniería mencionados anteriormente, para la técnica de perforación, es fundamental: El diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica, es este parámetro el que mayor impacto genera en los problemas de pérdidas de circulación de fluidos. El programa de hidráulica comprende el análisis de las presiones de poro, fractura y colapso de las formaciones atravesadas por el taladro, entre otros factores. Mediante el análisis de presiones se establecen los valores de densidad que pueden tener los fluidos de perforación, de forma tal que no salga de los valores mínimos y máximos de densidad. Cabe recordar que, usando la profundidad (TVD) y la densidad del fluido es posible determinar la presión hidrostática que este ejercerá en fondo, contra las paredes de la formación. Los valores máximos y mínimos de densidad tales que no salen de la ventana generada por las presiones de poro, fractura y colapso de las formaciones atravesadas en la sección de producción del Campo Castilla, se resumen en la Tabla 2.

16. PEREZ, Mario Alberto. Diseño del Programa de Perforación de Pozos Petroleros. Proyecto final: Especialista en Ingeniería Petrolera. México D. F: UNIVERSIDAD NACIONAL AUTONOMA DE MEXICO, 2005. 7p.

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Tabla 2. Valores de densidad de fluido según esfuerzos para la sección de 8 1/2" FORMACIÓN MD TVD MW PRESIÓN DE

PORO (PPG) ESFUERZO

MÍNIMO (PPG)

GRADIENTE DE FRACTURA

(PPG)

COLAPSO BREAK OUT

0% (PPG)

MIN MAX MIN MAX MIN MAX MIN MAX

SAN FERNANDO

7563 6498 8.8 7.8 8.6 11.9 12.4 14.4 18.3 5.0 9.1

K1 SUPERIOR

7615 6529 8.8 5.6 8.5 10.4 12.3 12.8 15.1 8.5 11.8

K1 INFERIOR 7982 6748 8.8 5.4 8.5 10.3 12.3 12.6 15.1 8.5 10.8

K2 8381 6985 8.8 6.2 8.5 10.9 11.9 14.0 16.5 8.5 7.3

TD 8550 8550 8.9 6.2 8.5 10.9 11.9 14.0 16.5 8.5 7.3

Fuente: ECOPETROL S.A, Programa De Perforación Tipo Clúster 94. 2017. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 26 de marzo de 2018.

Una vez se tienen los rangos de densidad entre los cuales el fluido de perforación puede trabajar (se determina la ventana de densidad del fluido), se calcula el mejor valor para el diseño del lodo. Los valores de densidad de fluido de perforación que se deben tener para la perforación de cada una de las formaciones que conforman la sección de 8 ½” se presentan en la Tabla 3, donde se puede observar un aumento paulatino en la densidad del lodo a medida que se acerca a la profundidad del Target (TD). Tabla 3. Densidad promedio del fluido de perforación por formación en el clúster 94.

FASE CURVA DE MW

MD DENSIDAD LODO (PPG)

8 1/2"

Unidad T2 7563 8.7

K1 Superior 7615 8.8

K1 Inferior 7982 8.8

K2 8381 8.9

TD 8289 8.9

Viaje 8294 8.9


Para Ecopetrol S.A17, aunque el tipo de lodo no tiene una influencia directa en las pérdidas de circulación, cuando ellas son un problema potencial, se debe manejar con precaución las propiedades del lodo en el pozo, principalmente su facilidad de aceptar materiales para control de pérdidas de circulación. Y en caso de contar con información anticipada sobre este problema (como en el presente estudio), se aconseja la utilización de un fluido de formulación simple y económica. Cuando el problema es crítico, hay necesidad de balancear tapones de cemento o perforar sin retorno hasta poder revestir la zona. En áreas con intervalos de presión subnormal,

17 ECOPETROL S.A, op. cit, p. 1-850

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tiene mérito considerar la utilización de aire o espumas. Por lo anterior, la empresa inicia con el uso, en la sección de 8½”, de un lodo de 8,7 ppg, lo que le permite (como se ve en la Tabla 2) variar su densidad, aumentándola según la necesidad de material de puenteo, sin exceder el esfuerzo mínimo de las formaciones y el gradiente de fractura. Otras propiedades del fluido de perforación usado por Ecopetrol S.A en la sección de producción, referidas a su composición, movilidad y reología, entre otras, se presentan en la Tabla 4. Tabla 4. Propiedades del fluido de perforación usado en el Clúster 94.

DIÁMETRO HUECO (PULG)

INTERVALO (PIES) MD

TIPO DE LODO

PROPIEDADES UNIDAD RANGO

8 ½” T2 -TD Polimérico Densidad ppg 8.7 – 8.9

V. Embudo seg/qt 45 – 60

V. Plástica Cp 15 – 25

Punto de cedencia lb/100 pies2

25 – 32

Filtrado API ml/30min <5

pH 9 – 10

LGS % 5 – 10

MBT lb/bbl eq < 15

Máximo Contenido de arena

% 1

Inhibidor tipo poliamina Lb/bl 2 – 3

Factor de lubricidad N/A

Fann 3/6 rpm 9 /- 10


Ecopetrol S.A considera que lo más aconsejable para el diseño de un fluido de perforación en la zona de producción, cuando ocurren perdidas de circulación, es formular un fluido que no ocasione daño a la formación, pero que solucione el problema con la misma eficiencia que los otros métodos. Por tanto, los materiales de control de perdida deberán ser degradables o solubles en soluciones débiles de ácidos para no causar daño. Por ejemplo, carbonato de calcio en diferentes granulometrías. La Tabla 4 muestra parámetros de un fluido amable con la formación, de bajo contenido de arenas y solidos de baja gravedad especifica (LGS), con presencia de inhibidores y con película de filtrado delgada, que tiene el fin de proporcionar un fluido que no afecte las propiedades de la formación y permita fácil limpieza al

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momento de la puesta en producción del pozo. Una práctica recurrente en las operaciones de perforación que la empresa realiza en el Campo Castilla es la de trabajar sin esperar retornos de fluido en superficie cuando las pérdidas son totales. Esta medida que se ha tomado en los últimos años, se basa en la idea de que es mejor alcanzar la profundidad objetivo, hacer la corrida de revestimiento y su posterior cementación, de la forma más rápida posible, en vez de suspender la perforación cada vez que se encontrara una formación con pérdidas, pues los costos asociados a los materiales de control de pérdidas y el aumento en los tiempos de taladro son más altos que el costo de los barriles perdidos. Adicionalmente, cuando se tratan las pérdidas de circulación durante la perforación se usan materiales de control de pérdidas, donde los más comunes son:

Bridgemaker

Losseal

Fibras de Polyvinil

Fibras de Vidrio 2.2 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE CORRIDA DE CASING La corrida o bajada de revestimiento consiste en llevar el revestimiento de acero desde superficie hasta la profundidad deseada. Se busca, sin importar la sección a la cual está dirigida el revestimiento, que se cumplan las funciones de proporcionar aislamiento hidráulico para evitar el paso de fluidos a través de él y brindar una superficie robusta que evite el derrumbe del pozo. Como parte de la última sección del pozo, el revestimiento de producción tiene como función aislar fluidos indeseables en el yacimiento y permitir probar y producir los hidrocarburos. Se corre también para proteger el pozo de derrumbes, filtraciones o cualquier otro problema generado por la perforación. El último tramo de la tubería de revestimiento se llama "Liner de producción" y se fija con cemento al fondo del pozo. El Liner es una porción de tubería de revestimiento que no llega hasta la superficie, generalmente solo cubre la parte profunda productiva del pozo y utiliza un colgador en el último tubo que lo une al revestimiento intermedio. Esta sección dentro del revestimiento intermedio es conocida como el traslape, su longitud es de 150 a 450 pies, dependiendo del objetivo de producción y de la longitud del liner. En pozos de gas es recomendable utilizar un empaque al tope del liner para aislar el anular.

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Uno de los mayores desafíos de la industria petrolera y de gas al hacer la corrida del revestimiento, es hacerlo a una velocidad eficiente sin dañar la formación, debido a las presiones de surgencia o pistoneo que ocurren durante el proceso. Para ello la velocidad de corrida del revestimiento debe ser calculada de acuerdo a variables tales como: las propiedades del lodo, el diámetro del hoyo y el espaciamiento, ya que este actúa como un pistón empujando los fluidos dentro de las formaciones débiles, a menos que los fluidos puedan pasar libremente dentro y fuera del casing durante su bajada. Por lo general, la corrida de revestimiento convencional implica un tiempo considerable de uso de taladro, ya sea por llenar el casing o por correrlo a velocidades bajas. Para la corrida de casing en la sección de 8½” Ecopetrol S.A ha diseñado un procedimiento en el cual, al momento de bajar el liner de 7”, se debe realizar un estricto seguimiento a los esfuerzos de torque y arrastre, que permiten la construcción de mapas de camino, identificando el mejor factor de fricción, y así poder detectar anomalías durante la bajada de los revestimientos. Es importante reconocer que para Ecopetrol S.A, el cuidado del revestimiento empieza tan pronto llega éste a la localización. Debe inventariarse y almacenarse adecuadamente, para que sea inspeccionado y medido, o por la compañía contratada, o por el personal del equipo, según el caso. Además, el almacenamiento se hace en bases metálicas bien soportadas en el piso o Pipe Racks. Todos los tubos deben tener los protectores colocados al llegar a la localización, luego se remueven para inspeccionar y limpiar las roscas, calibrar el tubo y volver a colocar los protectores. Para movilizar el tubo hacía la mesa rotaria, debe colocarse el protector de caucho indicado. Los tubos que entran primero al pozo se colocan en la capa superior y se les anota en el centro del cuerpo un número legible y claro que indica su posición de bajada en el pozo. Algunas recomendaciones operacionales generales que toma la empresa al momento de correr el revestimiento son:

Durante toda la corrida del Liner mantener el ECD por debajo del máximo ECD presentado durante la perforación de la fase 8 ½”. Para el caso del Cluster 94 del Campo Castilla no se puede exceder un ECD de 9.15 ppg.

La velocidad simulada de bajada es la velocidad efectiva sin conexiones, en condiciones ideales.

Los resultados de la velocidad son los máximos que se podrían alcanzar en el intervalo.

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La velocidad de bajada en pozo dependerá hasta donde operativamente se puede bajar a la mayor velocidad sin sobre pasar el máximo límite de la simulación.

Otras recomendaciones específicas para la corrida de revestimiento en el Campo Castilla, según Ecopetrol S.A, son:

Con el fin de asegurar la limpieza en la fase de 8 ½” una vez culminada la perforación, antes del viaje a superficie, se sugiere realizar el bombeo de píldoras que permitan una óptima limpieza en el pozo con una velocidad de rotación de sarta de 70 a 80 rpms. Por lo anterior, se recomienda para pozos desviados menores a 55° el bombeo en tandem de una píldora de 40-50 bls de baja reología, seguida de una píldora de 70-80 bls de alta viscosidad (YP> 40 lbf/100ft2). Para pozos desviados mayores a 55°, se recomienda el bombeo de una píldora de alta viscosidad (YP> 40 lbf/100ft2).

Una vez el liner en fondo, mover la tubería, rotar el revestimiento de 30 a 40 RPM y asegurar un caudal que garantice la velocidad anular > 175 ft/min sin sobrepasar la máxima velocidad anular observada durante la perforación de la fase (5 bpm con revestimiento en fondo). Si no se puede rotar, reciprocar un intervalo no mayor de 5-10 ft.

Al circular el liner en fondo, si se observan condiciones de torque y presión normal y estable, circular mínimo 2 fondos arriba. Si se observan condiciones de torque y presión anormal, circular mínimo 3 fondos arriba y/o hasta verificar condiciones de torque y presión estables similares a las reportadas por la simulación de las compañías de Cementación, Liner Hanger y Lodos. Luego iniciar acondicionamiento del lodo.

Todos los anteriores parámetros y recomendaciones se resumen en la Tabla 5: Tabla 5. Resumen de parámetros para corrida de revestimiento

Parámetro Rango

Presión (Psi) 5410-7240

Torque (lbf/ft) 8110-9910

Velocidad de bajada (ft/min) 4-7

ECD (ppg) Mantener por debajo del máximo en la perforación durante la fase de 8½” (8.7-8.9)

Máximo RPM 30 - 40 Fuente: ECOPETROL S.A, Programa De Perforación Tipo Clúster 94. 2017. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 26 de marzo de 2018.

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2.3 DESCRIPCIÓN DE LA TÉCNICA DE CEMENTACIÓN La cementación es la operación que se lleva acabo para sellar el espacio anular entre la pared del pozo y el revestimiento, justo después de bajar la sarta de revestimiento, también se realiza para sellar una zona de pérdida de circulación, para solucionar problemas de cementación previos o para generar un tapón en un pozo existente. Las operaciones de cementación se pueden dividir en primaria y secundaria o remedial, las cuales se detallarán a continuación. 2.3.1 Cementación primaria. La cementación primaria es una de las operaciones más importantes de la industria, según Erick B Nelson18, la cementación primaria es el proceso de poner cemento en el espacio anular formado entre el casing y la pared de las formaciones expuestas al pozo. Desde su aparición en 1903, el principal objetivo de la cementación primaria ha sido, brindar aislamiento zonal en pozos de gas, petróleo y agua, con el fin de aislar el agua o gas de una zona, con el petróleo de otra. Para lograr el objetivo anterior, se debe crear un sello hidráulico entre la formación y el cemento, y entre el cemento y el casing, mientras que se evita que se formen canales al interior del cemento. Este requerimiento hace de la cementación primaria la operación más importante desarrollada en un pozo. Sin un completo aislamiento de la pared del pozo, puede que éste nunca alcance su potencial productor. 2.3.2 Cementación remedial. La cementación remedial es el paso posterior y necesario por realizar, cuando un trabajo de cementación primaria no cumple con su propósito. Erick B Nelson19 define que la cementación remedial consiste en dos categorías principales, “Squeeze” y Tapones de cemento. El “Squeeze” es el proceso de ubicar una lechada de cemento en la pared del pozo bajo suficiente presión hidráulica como para deshidratar parcialmente (expulsar el agua de la lechada), dejando un cemento competente que fortalecerá y sellará todos los vacíos. La cementación de tapones consiste en la ubicación de un limitado volumen de cemento en un punto específico dentro del pozo para crear un sello solido o tapón. Las principales funciones de los trabajos de cementación remedial son las de reparar problemas en el casing, alterar las propiedades de la formación, reparar fallas en la cementación primaria, aislar una zona y abandonar un pozo. 2.3.3 Operación de cementación realizada por Ecopetrol. Este inciso contempla las operaciones y recomendaciones que realiza la empresa desde el momento de finalizar la corrida de revestimiento hasta el momento de finalización de la operación de cementación.

18 NELSON, Erik B. y GUILLOT, Dominique. Well Cementing. 2 ed. Sugar Land, Texas, 2006, p. 1. 19 Ibid., p. 2.

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En ese orden de ideas el primer procedimiento a realizar es el acondicionamiento del lodo y el hueco para, posteriormente, realizar el desplazamiento de la lechada. Para tal fin, se debe contar con el dato del Equipo Fann-70, el cual da la información sobre el punto al que se puede acondicionar el lodo antes de cementar y verificar datos de geles planos. Si el lodo es polimérico se debe acondicionar a un YP<20-22 lb/100ft2 a condiciones de superficie antes de iniciar la operación de cementación. Otros aspectos fundamentales para asegurar buen aislamiento en el zapato y un buen resultado de la cementación previo al bombeo de la lechada son para la empresa20:

Rotar durante la cementación todo el tiempo que sea posible y que el pozo lo permita. Adicionalmente, se debe reducir el caudal de bombeo (desplazamiento) en el momento en que la lechada de cemento inicie su salida por el zapato flotador, esto con el fin de inducir un mayor flujo tipo tapón (2 bpm).

Con el fin de garantizar buen aislamiento e integridad en el zapato, se necesita un espesor anular mínimo de ¾” para asegurar que la herramienta de registros entregue información sin interferencia.

Asegurar la integridad del zapato y sello hidráulico, la mínima longitud entre zapato y landing collar debe ser de 80 pies como factor de seguridad para no lavar el zapato durante el desplazamiento.

2.3.3.1 Pre-flujos. El paso siguiente es verificar las características de los fluidos que hacen parte del tren de pre-flujos, es decir la serie de fluidos que se bombearan previo al cemento con el fin de acondicionar el pozo, limpiar el fluido de perforación y generar un cambio de densidades óptimo entre el fluido de perforación y el cemento. Para Ecopetrol S.A21 es de vital importancia seguir los lineamientos que se exponen a continuación:

El tren de pre-flujos debe tener un tiempo de contacto mínimo de 10 minutos y debe contener como mínimo un porcentaje de remoción del 100% en la prueba del Fann-35 y en la prueba de remoción del revoque. El tren de preflujos debe estar compuesto por un lavador químico (60-70 bbls volumen) y por espaciador mecánico (40-50 bbls en volumen y 1 ppg por encima del peso del lodo).

El lavador químico debe tener la suficiente concentración de surfactante y solvente para cumplir con los porcentajes de remoción exigidos.

20 ECOPETROL S. A. Bases De Diseño Campo Castilla. p. 4-7 21 Ibíd., p. 4-7

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Lavador químico y espaciador mecánico deben estar debidamente inhibidos con el 2% a 3% en peso de inhibidor (KCl).

Todos los fluidos deben tener jerarquía reológica de acuerdo a los simuladores y modelos de cada compañía.

2.3.3.2 Lechada. A continuación, se presentarán una serie de recomendaciones que la empresa22 hace usualmente en el Campo Castilla, con el fin de obtener buenos resultados en el bombeo de la lechada de cemento:

Se utilizará una lechada de cemento 14.5 ppg para todos los pozos excepto en pozos con pérdidas, para los cuales se aplicará una lechada única de 13.0 ppg.

Calcular volumen con Open Hole (OH) para broca de 8 ½” con hueco de 8.9” + 70% de exceso en volumen, en caso de caliper se considera el 70% de exceso.

Pérdidas Parciales (<30 bph): Calcular volumen con OH para broca de 8 ½” con hueco de 8.9” + 100% de exceso en volumen.

Pérdidas Parciales (>30 bph): Calcular volumen con OH para broca de 8 ½” con hueco de 8.9” + 140% de exceso en volumen.

Considerar de 150 a 200 ft de traslape.

Considerar 200 ft de altura de lechada de cemento sobre el colgador para colgadores convencionales con top packer o expandibles.

Utilizar 5 bbl de espaciador mecánico al inicio del desplazamiento.

La lechada debe ser premezclada en el batch mixer.

Reología del cemento con YP > 40 lb/100ft2 liviana de 14.5 ppg o 13,0 ppg (cemento clase “G”).

Tiempo de bombeabilidad de 2 hrs de seguridad más tiempo operacional. Se debe correr la prueba de TT con un shut down de 1 hora, simulando el asentamiento del colgador expandible, para representar realmente la operación. Últimos 30 bbls de lechada con Schedule convencional y con adición de fibra hidrofilica de 2 lb/bbl (esta lechada no tiene en cuenta el tiempo para sting out, sacar las paradas fuera del tapón de cemento sobre el TOL, no tiene en cuenta los fondos arriba y descarta el uso de tiempo extraordinario para el shut down de seguridad para liner expandibles).

22 Ibíd., p. 4-7

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Las especificaciones del cemento que usa Ecopetrol para la sección de 8 ½” se resumen en la Tabla 6, que se presenta a continuación. Tabla 6. Especificaciones de la lechada convencional de cemento para Liner de 7"

CASING COLUMNA

TEÓRICA DE CEMENTO (PIES)

TIPO DE LECHADA

PESO DE LA

LECHADA (PPG)

DIÁMETRO DEL HUECO

PERFORADO (PULG)

DIÁMETRO DEL

HUECO ASUMIDO (PULG)

% EXCESO DE

CEMENTO

7" 200 por encima del

tope del liner Única 14,5 8,5 8,9 70


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3. DESCRIPCIÓN DE LOS PROBLEMAS DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN En el presente capítulo se explicará que es una pérdida de circulación, los tipos de pérdidas que hay y a continuación se mostrará cómo estas ocurren en las operaciones de perforación, corrida de casing y cementación en el Cluster 94 del Campo Castilla operado por Ecopetrol S.A. Adicionalmente se indicaran las cantidades de pérdidas que se han tenido en este campo y el aumento en costos que esto ha representado. 3.1 PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN Las pérdidas de circulación son la disminución gradual, parcial o total de volumen de fluido de perforación o lechada de cemento hacia formaciones cavernosas, vugulares, fracturadas, y/o no consolidadas, que poseen una alta permeabilidad. Las pérdidas pueden variar desde leves disminuciones en el nivel de los tanques hasta pérdidas totales del fluido. La causa principal de las pérdidas de circulación se debe a las formaciones fracturadas, vugulares y altamente permeables; teniendo grandes aperturas permitiendo el aporte de grandes volúmenes de fluido. Si son lo suficientemente grandes, estos vacíos no se pueden taponar con los sólidos presentes en los fluidos. Las pérdidas también pueden aparecer si la densidad de circulación equivalente (ECD) excede el gradiente de fractura de la formación. Otro momento donde pueden ocurrir pérdidas es durante los “viajes”, donde las presiones de surgencia aparecen como consecuencia del bajado de la tubería de perforación o el casing dentro del pozo 3.1.1 Tipos de pérdidas de circulación. Las pérdidas de circulación pueden ser originadas de diferentes formas y se pueden clasificar en dos grandes grupos: Naturales e inducidas. 3.1.1.1 Pérdidas Naturales. Este tipo de pérdida se da por fracturas que se crean por esfuerzos tectónicos y de los diferentes eventos geológicos ocurridos en una determinada zona, estos pueden dividirse en:

Perdidas por poro o matriz. Las arenas altamente permeables, gravas y reservorios depletados, son el entorno favorable para este tipo de pérdidas. Si la apertura de los poros en formaciones altamente permeables supera el tamaño de las partículas del fluido puede generar pérdidas de circulación.

Pérdidas por fracturas naturalmente permeables. Formaciones que poseen fracturas naturales y fallas las cuales pueden ocurrir en cualquier tipo de

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formación y pueden causar algunas de las mayores problemáticas en las pérdidas de circulación.

Pérdidas por formaciones cavernosas. Las cavernas pueden ser normalmente encontradas en calizas que se disuelve continuamente a través del tiempo geológico por el contacto con las aguas subterráneas. Cuando se encuentra con este tipo de formaciones las pérdidas de circulación son abruptas y completas.

3.1.1.2 Pérdidas Inducidas. Estas pérdidas aparecen como resultado de las fracturas inducidas. Cuando la densidad de circulación equivalente (ECD) sobrepasa el gradiente de fractura de la formación, iniciando las fracturas inducidas. Un movimiento en forma descendente de la sarta de perforación puede generar presión de surgencia contribuyendo a este problema. La Figura 5 muestra los tipos de formaciones con pérdidas de circulación.

Figura 5. Tipos de formaciones con pérdidas de circulación

Fuente. RAHMAN, Hidayatur. En: Detection, Mechanism and Control of Lost Circulation in Drilling. Halifax, Nova Scotia: Dalhousie University, 2010, p. 21. Nota. a) Formación altamente permeable no consolidada b) Formación cavernosa y vugular c) Formación fallada y fisurada d) Formación con fallas y fisuras inducidas.

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3.1.2 Tipos de pérdidas de circulación basados en la severidad. Los tipos de pérdidas de circulación basados en la severidad están organizados en la Tabla 7. Tabla 7. Tipos de pérdidas de circulación basados en la severidad.

Tipos de pérdidas basados en la severidad

Pérdidas por filtrado La severidad de las pérdidas del fluido oscila entre 0.018 y 0.18 bls / min.

Pérdidas parciales Estas pérdidas oscilan entre 0.18 y 0.95 bls / min y ocurren frecuentemente en formaciones altamente

permeables, pequeñas fracturas naturales o fracturas inducidas.

Pérdidas severas Estas pérdidas ocurren en grandes fracturas naturales y formaciones cavernosas que tienen un rango de 0.95 a

9.5 bls / min.

Pérdidas totales o masivas

Estas pérdidas generalmente se encuentran en fracturas naturales, cuando la severidad de la pérdida de lodo es

más de 9.5 bls / min.

Fuente. RAHMAN, Hidayatur. En: Detection, Mechanism and Control of Lost Circulation in Drilling.

Halifax, Nova Scotia: Dalhousie University, 2010, p. 23

3.1.3 Consecuencias de las pérdidas de circulación. Durante las pérdidas de circulación en la perforación, los fluidos se pierden en la formación en vez de retornar a superficie para poder ser recirculados dentro del pozo. Cuando la tasa de pérdidas no es alta y se puede mantener parcialmente los retornos a superficie, la perforación puede continuar y las pérdidas se consideran aceptables. Pero este no es siempre el caso, ya que si la tasa de pérdidas es muy alta (no se obtienen retornos aun usando la máxima tasa de bombeo), las operaciones de perforación se deben suspender hasta que las pérdidas sean curadas. 3.2 PROBLEMAS DE PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN EN CASTILLA En las secciones anteriores del presente capítulo se hizo mención de los problemas de pérdidas y los tipos de estos, ahora bien, teniendo en cuenta esa información y lo mencionado en capítulos anteriores, el Campo Castilla ha tenido una gran producción a lo largo de su historia que ha generado que las presiones asociadas a la formación disminuyan, lo que significa que en el campo se tienen pérdidas de tipo natural, relacionadas con pérdidas por poro o matriz y con pérdidas por formaciones naturalmente fracturadas principalmente.

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Lo anterior significa que la ventana de presiones se reduce drásticamente, ya que tanto la presión de poro como la de fractura disminuyen, generando que los pozos presenten pérdidas de fluido, durante la perforación, corrida de casing y cementación, a ECD’s menores. El anterior comportamiento se puede evidenciar en el Gráfico 1 que se muestra a continuación, donde es claro que al acercarse a la zona depletada del yacimiento los gradientes y presiones medidos en ppg disminuyen drásticamente, complejizando el manejo y versatilidad de los fluidos de perforación. Gráfico 1. Ventana de densidades de fluido en un pozo tipo del Cluster 94.

Fuente. ECOPETROL S.A. En: Curva Densidad de Lodo Castilla. Colombia, 2017

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Según lo expuesto anteriormente, una reducción tan abrupta en las presiones genera pérdidas de circulación no deseadas, debido a las limitantes físicas que el uso de fluidos de perforación y cementación convencionales genera, pues no es posible reducir su densidad a valores menores sin comprometer la calidad y funcionalidad de dichos fluidos. En la Tabla 8 se muestran datos de los pozos que han tenido pérdidas de circulación en los últimos 7 años, en el campo castilla, producto de las razones expuestas previamente en esta sección. Se puede evidenciar que en este periodo de tiempo en promedio el 40% de los pozos perforados en el Campo son susceptibles de pérdidas de circulación, reafirmando la grave situación que este problema representa para la operadora. Tabla 8. Historial de pozos con pérdidas en el Campo Castilla

AÑO TOTAL POZOS PERFORADOS

TOTAL POZOS CON PÉRDIDAS

PORCENTAJE POZOS CON PÉRDIDAS

2010 62 14 23%

2011 75 28 37%

2012 74 26 35%

2013 59 26 44%

2014 46 31 67%

2015 82 44 50%

2016 42 14 30%

2017 - Agosto

39 10 25%

Total 479 193 Av 40% Fuente. ECOPETROL S.A, Pérdidas de circulación en el Campo Castilla. Septiembre 2017. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

La evidencia que se tiene de los pozos perforados en el Cluster 94, reafirma la idea de que el depletamiento del yacimiento en la zona productora es la causante de las pérdidas de circulación, pues como se puede observar en la Tabla 9 las pérdidas se generan principalmente en las unidades geológicas T2, K1 inferior y K2, es decir las formaciones que se han producido en mayor medida históricamente en el Campo. La Tabla 9 ratifica la gravedad del problema de las pérdidas de circulación en el campo, al mostrar datos cuantificables de los volúmenes de fluidos de perforación que se han inyectado a la formación, además de un aproximado de las horas no productivas causadas por esta situación en varios pozos del Cluster 94 a finales del mes de agosto del 2017.

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Tabla 9. Pérdidas de circulación en el Cluster 94 CLUSTER MD

SECCIÓN (ft)

DENSIDAD (ppg)

FORMACIÓN DONDE

OCURREN LAS

PERDIDAS

VOLUMEN PERDIDO EN

PERFORACIÓN (bbls)

HORAS NO PRODUCTIVAS A CAUSA DE

LAS PÉRDIDAS

94 7247 8.7 T2 5023 122.5

94 7385 8.9 K1 Inf, K2 8993 63

94 8043 8.7 Unidad K2 22791 120

94 8268 8.9 T2 170 49.5

94 7538 8.9 Unidad K2 53 -

94 7650 8.9 Unidad K2 467 -

94 7680 8.9 Unidad K2 1020 -

94 7650 8.8 Unidad K2 2057 33

94 7587 8.8 Unidad K2 152 - Fuente. ECOPETROL S.A, Pérdidas de circulación en el Cluster 94. septiembre 2017. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

Las mediciones de los barriles de fluido perdido mencionados en la Tabla 9 son el total de barriles perdidos durante la perforación, corrida de revestimiento y cementación de cada pozo mencionado. Sin embargo, Ecopetrol asume que el 85% de las perdidas ocurren durante la perforación, el 10% durante la corrida de revestimiento y el 5% en la cementación. Por tal motivo, el promedio de pérdidas totales durante las tres fases, en los pozos del Cluster 94, es igual a 4525 bbls, de los cuales 3846 ocurren en la perforación, 452 bbls durante la corrida de revestimiento y 226 durante la cementación.

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4. DESCRIPCIÓN DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS En este capítulo se presentarán las tecnologías que la operadora contempla para la solución del problema de las pérdidas de circulación en el Cluster 94 del Campo Castilla, las cuales serán objeto de estudio del presente proyecto, las tecnologías son: SentinelCem, SuperFill y MPC/MPD. 4.1 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM™ EL sistema SentinelCem es un fluido diseñado y patentado por Halliburton S.A para curar las pérdidas de circulación, realizar una mejor perforación y lograr un aislamiento zonal que permita alcanzar el tope de cemento deseado. Esta solución puede ser aplicada a diferentes tipos de pérdidas, desde filtraciones hasta pérdidas totales sin retornos. Sin embargo, suele aplicarse con más frecuencia entre pérdidas parciales y totales que no pueden ser curadas con material de control de pérdidas. Las formaciones fracturadas, vugulares, cavernosas y altamente porosas, generalmente tienen alta permeabilidad o largas grietas que pueden aceptar grandes cantidades de fluido de perforación. Si estas fracturas son muy extensas no pueden ser selladas con material de pérdida convencional. Cuando esto ocurre, puede ser necesario colocar una sección de casing adicional, lo que genera sobrecostos para la empresa. En este sentido, el diseño de Halliburton, de un cemento ligero, es especial para situaciones en las ocurran pérdidas de circulación. Este cemento contiene componentes selectos que generan las características reológicas y mecánicas óptimas para curar las pérdidas. Además de esto el sistema SentinelCem puede crearse de forma que sea soluble en acido, lo que permite su uso en las zonas de producción. El SentinelCem es de fácil mezcla, tiene una baja viscosidad la cual ayuda a que su cobertura sea total durante el bombeo, y genera resistencia de gel y fuerza de compresibilidad tempranamente, estas propiedades ayudan a curar las pérdidas cuando la lechada del fluido entra en las fracturas. Mientras la lechada entra en las zonas de pérdidas su velocidad se reduce y empieza a gelificarse debido a la disminución de la tasa de corte. Las características de tixotropía, unión a la formación y tiempo de bombeo, independientemente de la temperatura, aumentan la probabilidad de curar las pérdidas con este sistema de cemento. 4.1.1 Características del SentinelCem. Este sistema antes de ser probado en campo debe ser sujeto a varias pruebas de laboratorio con el fin de determinar sus principales características como cemento y su potencial en la solución de las pérdidas de circulación. En esta sección se describirá el comportamiento esperado

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del SentinelCem y en secciones posteriores se describirán a detalle los procedimientos realizados en cada una de las pruebas de laboratorio. La primera característica de interés en el SentinelCem es el “Thickening Time” (tiempo de fragüe), la cual se determina a través de una prueba que, en términos generales, consiste en mover el fluido a una tasa constante por un periodo de tiempo con el fin de verificar la consistencia que se genera. Los resultados de una prueba tipo se pueden observar en el Gráfico 2, en donde se observa que el fluido no logra su fragüe mientras se mantenga en movimiento y la temperatura permanezca a 190°F (87.8°C), lo que permite al fluido mantenerse en estado móvil hasta ser posicionado sobre la zona de las pérdidas. Gráfico 2. Prueba de Tiempo de Bombeo

Fuente. HALLIBURTON, SentinelSeal Cement, 2012. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

La segunda característica es la fuerza de compresibilidad (“Compressive Strength”), que se determina mediante una prueba en la que se verifica la fuerza compresiva de la lechada a través del tiempo, una vez que alcanza la temperatura de asentamiento. El comportamiento de una lechada de SentinelCem se muestra en el Gráfico 3, donde se evidencia que en aproximadamente una hora de fragüe, a la temperatura de formación, se logra una fuerza de compresibilidad de 100 psi, a las 24 horas se tiene una fuerza de compresión de 120 psi, a 48 horas de 210 psi y al cabo de 72 horas una fuerza de aproximadamente 250 psi. El anterior comportamiento lo hace un fluido ideal para curar perdidas ya que al ser bombeado hacia las fallas y poros de las formaciones depletadas, con solo 1 hora de fragüe,

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adquirirá suficiente fuerza compresiva como para evitar nuevas pérdidas. Por tal motivo, la operación de perforación puede ser retomada y al bombearse nuevamente fluido de perforación, hará que el SentinelCem remanente en el espacio anular adquiera movilidad y pueda ser bombeado a superficie. Gráfico 3. Prueba Fuerza de Compresibilidad.


La tercera característica se determina a través de una prueba ON/OFF (encendido y apagado) donde se mide la capacidad de gelificación del fluido y la velocidad con la que alcanza el estado de gel una vez deja de estar en movimiento. En el Gráfico 4, en tres apagados y encendidos, el fluido muestra una alta resistencia dinámica cuando se suspende el bombeo, pero una vez se reactiva el bombeo, recupera su movilidad.

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Gráfico 4. Prueba ON/OFF


La última característica importante en el SentinelCem es la fuerza de gel estático (Static Gel Strength), la cual se determina manteniendo el fluido en agitación por una hora, para a continuación, dejarlo en reposo. Al hacer esto se puede comprobar si la lechada adquiere suficiente fuerza de gel, en el caso de una lechada tipo se

pasa de 100 a 500𝑙𝑏/100𝑓𝑡2, como se observa en el Gráfico 5

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Gráfico 5. Prueba Fuerza de Gel Estático


4.1.2 Beneficios y aplicaciones del SentinelCem. Los principales beneficios y aplicaciones que aporta este sistema son:

La resistencia estática temprana de gel junto con la resistencia temprana a la compresión, ayudan a sellar las zonas ladronas y mitigar la pérdida de circulación adicional.

Disminuye la necesidad de operaciones de cementación remedial.

Minimiza la cantidad de fluido de perforación perdido y mantiene la eficiencia de perforación, ayudando a mantener los costos operacionales.

Ayuda a preservar un adecuado control de pozo.

Se generan reologías más bajas durante el bombeo que pueden mejorar la calidad de la colocación del producto y la eficiencia de desplazamiento, ya que permite tasas más altas de bombeo al tiempo que reduce las presiones por fricción y el ECD.

La solubilidad en acido, permite perforaciones orientadas de manera óptima y tratamientos de estimulación.

62

4.2 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA SUPERFILL™ SYSTEM PARA CORRIDA DE CASING El SuperFill System es un equipo de auto-llenado que provee una forma confiable para que el fluido del pozo entre en el casing o liner mientras el casing es bajando dentro del hoyo. Este equipo puede ser utilizado en diferentes aplicaciones como:

Bajada de casing convencional.

Asentamiento de casing en un proceso de Tie-back string, en el cual se completan las juntas de casing necesarias para llegar hasta superficie desde el colgador del liner.

Completamientos bajo el mar.

Cuando un liner es bajado y cementado en el pozo. El ensamble de este equipo consiste en una caja exterior o collar con hoyos que permite que los fluidos del pozo pasen libremente a través de él, y así reducir las presiones de surgencia o pistoneo. Una manga deslizante interna hecha de acero u otro material perforable es sostenido en posición que asegure que las compuertas en el collar permanecen abiertas. Después que el casing ha sido puesto en el pozo, la manga deslizante puede desplazarse y bloquearse para cubrir las compuertas del collar exterior. 4.2.1 Beneficios del SuperFill para corrida de casing. Los beneficios que proporciona este sistema son:

Equipo confiable de auto-llenado que no puede ser desactivado inadvertidamente.

Permite el incremento de la velocidad de bajado de tubería.

Reduce las presiones de surgencia en formaciones débiles.

Minimiza las pérdidas de lodo al pasar tubería a través de pozos con espacios reducidos.

Tiene diferentes diseños de configuración que permiten múltiples circulaciones de fluidos.

Compatible con sistemas que tengan fluidos con alto material de pérdida.

Es perforable con brocas PDC.

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Como se evidencia en el Gráfico 6 se reducen los tiempos durante la corrida del casing.

Gráfico 6. Reducción de tiempos con el uso del SuperFill System

Fuente. HALLIBURTON, Superfill System, 2012. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

4.2.2 Equipos usados en el SupferFill System. Este tipo de sistema está compuesto por diferentes equipos que permiten realizar una corrida de casing más ágil y disminuir las presiones de surgencia. El primer equipo, mostrado en la Figura 6, es el SuperFill Diverter el cual tiene como función permitir que el fluido salga tanto por el anular, como por la tubería durante la corrida del casing (RIH) para reducir las presiones, este paso de fluido de la tubería al anular se puede cerrar las veces que sea necesario durante este proceso. Una vez se llegue a la zona donde se desea colocar el casing se cierra permanentemente para que al realizar la cementación no se desvíen los fluidos por zonas no deseadas. Una vez terminado este procedimiento se puede retirar este equipo haciéndolo reutilizable para varias operaciones.

0

5

10

15

20

Without SuperFill System SuperFill System

Ho

urs

Casing Running Time

64

Figura 6. Superfill Diverter

Fuente. HALLIBURTON, SuperFill System, 2012. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

Otro equipo esencial en el SuperFill System son las válvulas FV (Flapper Valve) que tiene como finalidad permitir que el fluido ingrese por el casing durante el RIH, y se pueda ser adaptado para que el cemento fluya en el sentido contrario sin ninguna obstrucción y de forma uniforme, al momento de bombear el cemento. Como se puede apreciar en la Figura 7 existen 3 diferentes tipos de válvulas usadas entre las cuales destaca la SuperFill FVB Pluss, que brinda una mayor seguridad ya que esta permite una circulación de 1-2 bpm hasta un máximo de dos horas y permite ser desactivada con una tasa entre 5-7 bpm.

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Figura 7. Tipos de Válvulas usadas en el SuperFill System


4.2.3 Procedimiento para usar el SuperFill System. El uso de este equipo está definido por el siguiente paso a paso desde la corrida del casing hasta la cementación del mismo:

Se baja el casing con el equipo, evitando generar las presiones de surgencia como se ve en la Figura 8.

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Figura 8. Corrida del casing con el equipo


A continuación, se cierra el paso del Diverter para poder circular fluido antes de cementar como se ve en la Figura 6.

Una vez realizado el cierre del Diverter, se comienza la circulación del fluido para acondicionar el pozo previo a la cementación y se destapan las válvulas usadas como se ve en la Figura 9.

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Figura 9. Esquema operacional de las Válvulas SuperFill FV


Se envía la lechada de cemento hasta que el tapón se ajuste en fondo y se asegura el casing. Posterior a esto se retira el Diverter permitiendo que este pueda ser usado en otros pozos.

4.3 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA MPC/MPD Los sistemas “Managed Pressure Drilling” (MPD) y “Managed Pressure Cementing” (MPC) son tecnologías con mucha versatilidad, ya que consisten en un proceso de perforación adaptable utilizado para controlar con mayor precisión el perfil de presión anular a lo largo de todo el pozo. Además de esto, el sistema se enfoca en determinar los límites ambientales de presión de fondo de pozo y gestionar el perfil de presión hidráulica en el anular como corresponde. De manera más simple, se puede afirmar que el MPD/MPC es una herramienta para el manejo del ECD. Los beneficios del uso del MPD incluyen poner el pozo en un ciclo cerrado, mejorar la tasa de penetración (ROP), reducir potencialmente el daño a la formación, detectar rápidamente situaciones de pérdidas de circulación, atravesar ambientes con ventanas de presión estrechas, y da la posibilidad de reducir el número de secciones de “casing”. Una parte esencial en la selección del equipo y tipo de servicio de MPD/MPC es la comprensión de cómo será construido

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el pozo. Este entendimiento permite tomar decisiones como la de añadir un equipo de control rotativo (RCD) para mejorar la seguridad en la plataforma o automatizar completamente el sistema para atravesar zonas de presiones muy estrechas. Cuando hay yacimientos depletados, la ventana de perforación se ve altamente reducida, y en casos extremos puede llegar a ser negativa. Por medio del cierre del anular y aplicando una contra presión (back pressure), es posible reducir la presión estática generada por el lodo (MW), incluso por debajo de la presión de poro, como se evidencia en la Figura 10. Figura 10. Diferencia entre el peso del lodo convencional y el peso del lodo con MPD.

Fuente. MÆLAND, Marlen. Managed Pressure Drilling the Solaris Prospect - HPHT Exploration Well. US: Norwegian University of Science and Technology, 2013. p. 1-108

Además de esto el MPC/MPD puede ser separado en dos categorías: la Reactiva y la Proactiva. El sistema Reactivo hace referencia a la tenencia de equipo adicional montado en el diseño convencional para reaccionar rápidamente a cambios de presión inesperados, mientras que el MPD Proactivo es diseñado para alterar el perfil de presión anular. El sistema Proactivo o “Walk the line”, proporciona los mayores beneficios tanto en operaciones Onshore como en Offshore, pero su planeación es más compleja. 4.3.1 Beneficios del Sistema MPC/MPD. Es un sistema de circulación cerrado y presurizado, que facilita el manejo preciso del perfil de presiones del pozo. El beneficio principal al usar MPD es la habilidad de controlar la presión dinámica con la manipulación de una contra presión en vez del control del peso del lodo. Esto permite optimizar los procesos de perforación reduciendo los tiempos no productivos (NPT), mitigando los riesgos de perforación y habilitando perforar en

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áreas más complejas. Mediante el ajuste del choke se consigue un control ágil de los cambios de la presión de fondo (en cuestión de minutos comparado a las horas que se requieren para un cambio convencional de peso de lodo), y de este modo proveer una forma más segura de controlar los influjos. Los principales beneficios y situaciones en las cuales el MPD/MPC es usado, según Rehm y otros23, son:

Es un proceso adaptable: Este sistema permite tener flexibilidad en el momento que algún problema ocurre, incluso si este no era esperado durante la etapa de planeación, esto brinda al sistema la facilidad de adaptarse a diferentes situaciones que puedan presentarse.

Extender los puntos de casing: En la industria offshore es normal que se comience con una sección de Casing de 36” de diámetro y terminar en una sección de 6” de diámetro. Gracias al MPC/MPD se pueden extender los puntos de los casings, ya que se puede trabajar el mismo peso de lodo por mayores distancias sin sobrepasar el gradiente de fractura de la formación.

Pérdidas de circulación: Esta es una de las principales causas de los tiempos no productivos. Con el MPC/MPD se mantiene la misma densidad de lodo por debajo de la presión de fractura y usando una contrapresión variable en el anular que permite en superficie al operador mantener la presión del pozo entre la presión de poro y la presión de fractura.

Patadas de pozo: El MPC/MPD busca evadir el problema de las patadas de pozo mediante el monitoreo cuidadoso del ECD en el hoyo y controlando los flujos de salida y entrada o los cambios de presión en el pozo con la presión de superficie.

Pegas diferenciales de la tubería: Estas pegas se forman por el diferencial de presión entre el pozo y una zona permeable. Aquí, el mudcake retarda el flujo de líquido en la zona permeable de menor presión y la tubería se pega diferencialmente contra la pared. Para evitar esta situación el MPD/MPC mantiene bajo el diferencial de presión entre el pozo y la formación.

4.3.2 Equipos y set up del MPC/MPD. Las operaciones con este sistema requieren más equipos que una perforación convencional. Si el pozo requiere un sistema cerrado de circulación es necesario tener un Rotating Control Device (RCD), el cuál es el elemento que permite sellar el anular y controlar las presiones en este durante la perforación, los viajes de tubería y al hacer conexiones. Además, se requiere de un estrangulador para ajustar la contra presión, un sello anular para

23 REHM,Bill, et al. Managed Pressure Drilling. US: Gulf Publishing Company, 2008.

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generar la contra presión y un sistema de control para ajustar el choke. Adicionalmente se usa una bomba de contra presión sin circulación, un medidor de flujo para detectar los influjos o las pérdidas y un sistema de circulación continuo (CCS). A continuación, se hará la descripción detallada de cada uno de los equipos usados en esta tecnología según Mæland24:

Rotating Control Device (RCD): Es un sello en el anular del pozo que proporciona una contrapresión al sistema de circulación. Es una pieza esencial del equipo de control de pozo ya que es la primera defensa contra los influjos, consiste en un empaque giratorio que empuja un elemento sellante contra la tubería móvil formando un sello a condiciones de presión cero sobre el sello, una vista transversal del equipo se muestra en la Figura 11. El RCD opera típicamente con una presión estática de hasta 5000 psi y una presión dinámica de 2500 psi. La mayoría de RCD opera con aceites lubricantes que disminuyen la fricción y el calor producido por el sistema de rotación presurizado. Adicionalmente, el uso de RCD genera una disminución en el WOB real de entre 2 y 5 toneladas, lo que solo significa un problema cuando se usan brocas muy livianas o cuando se necesitan pesos suficientes para moler tapones, por ejemplo.

Figura 11. Rotating Control Device

Fuente. REHM,Bill, et al. Managed Pressure Drilling. Gulf Publishing Company, 9781-399762241

24 MÆLAND,Marlen. Managed Pressure Drilling the Solaris Prospect - HPHT Exploration Well. US: Norwegian University of Science and Technology, 2013. p. 1-108

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Chokes: Estos dispositivos se usan constantemente con el fin de aplicar una técnica de estrangulamiento diferente al sistema convencional de control de pozo, debido a que las presiones esperadas pueden ser mayores a las que se tienen en un sistema convencional, además de que deben estar preparados para cierres y aperturas constantes en los momentos que sean necesarios. Los chokes usados en el MPC/MPD pueden ser divididos en tres grandes categorías: Choke gates, Sliding Plates y Shuttles. Cada una de las anteriores categorías es especial para diferentes condiciones y configuraciones de pozo, y difieren únicamente en el sistema de sello y los materiales de los que se componen los chokes. Normalmente sus rangos presión operativa son de 10K y 15K psi para los tres sistemas y de 20k psi para los sistemas de Choke Gates y Sliding Plates. Los tamaños a los que generalmente trabajan los sistemas son de 2” y 3”.

Válvulas sin retorno: Es parte esencial de la operación del MPC/MPD debido a que esta válvula asegura que el fluido se dirige en la dirección correcta a pesar de que las condiciones de presión puedan causar un flujo en el sentido opuesto.

Válvulas anulares de fondo: Estos equipos son usados para manejar las presiones en los viajes de tubería, ya que los procesos convencionales pueden causar problemas y tiempos no productivos. Estos equipos permiten hacer estos viajes sin tener que matar el pozo.

Herramienta para la reducción del ECD: Esta herramienta es diseñada con el fin de ajustar la cabeza hidrostática de modo que se pueda obtener la presión de pozo deseada. Su objetivo es reducir la pérdida de presión debido a la fricción, en esencia minimiza la diferencia entre la presión estática y dinámica en el fondo del pozo. Básicamente es una bomba-turbina de fondo que reduce el ECD al crear un doble gradiente en el anular. La herramienta reduce la presión del anular en vez de imponerle presión. Adicionalmente, el efecto de tubo en U es evitado por el mismo sistema de doble gradiente.

Coriolis Flow Meter: El Coriolis Flow Meter provee información complementaria mientras usa un sistema automático de control de presión, el cual juega un rol importante en la medición del flujo en algunas operaciones con MPD. El principio de medición está basado en el efecto Coriolis, es decir: “la desviación de objetos en movimiento cuando son vistos en marcos de rotación de referencia”. El flow meter mide la desviación generada en un flujo másico dentro de una tubería. La ventaja del Coriolis Flow Meter sobre Flow meters convencionales es su alta precisión debido a que puede medir fluidos de perforación que contengan cortes.

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Sistema Continuo de Circulación (CCS): Su objetivo es mantener el ECD a un nivel constante, de forma que se eviten cambios en la presión de fondo y se puedan minimizar los picos de presión asociados con las conexiones. El CCS permite la circulación continua durante las conexiones, lo que potencialmente incrementa la eficiencia de la perforación para operaciones donde mantener constante la presión es esencial, como los yacimientos depletados. Esta reducción en los tiempos de conexión también genera una mayor estabilidad en el pozo y mejora la limpieza del hoyo, además de no requerir equipo adicional.

La Figura 12 compila todos los equipos y accesorios de superficie que son utilizados en la aplicación del sistema de MPC/MPD.

Figura 12. Equipos usados en MPC/MPD

Fuente. HALLIBURTON, GeoBalance Services, 2013. Modificado por: Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 25 de marzo de 2018.

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5. EVALUACIÓN TÉCNICA DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS Teniendo en cuenta que cada tecnología posee características diferentes, de forma individual se buscaron herramientas para comprobar su calidad técnica en el control de las pérdidas de circulación, por este motivo el software que se utilizó para analizar el MPC/MPD fue el iCem, el cual es un software especial de Halliburton para el análisis de esta tecnología. Para el análisis de la tecnología SENTINELCEM, al ser un fluido, la mejor forma de evidenciar su comportamiento fue realizando un laboratorio donde se pudieran evidenciar sus principales características; y finamente para el análisis del equipo de auto-llenado se utilizó el simulador WellPlan de Halliburton para observar la diferencia al utilizar este equipo y la bajada de casing convencional. 5.1 EVALUACIÓN DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM Para realizar la evaluación de este fluido, se decidió llevar a cabo un laboratorio donde se pudiese corroborar el comportamiento del fluido con respecto al obtenido de forma teórica durante la investigación, además de lograr conseguir los valores de reología para poder evidenciar el comportamiento del fluido. 5.1.1 Desarrollo del laboratorio. En las instalaciones de Halliburton en la vía Cota-Siberia, se hizo parte del desarrollo de las pruebas: reología a temperatura de superficie (80°F), reología a temperatura circulante (136°F) y la resistencia de los Geles, todos usando el viscosímetro FYSA, adicionalmente se realizaron las pruebas de Thickening Time y de Compresibility strength. 5.1.2 Descripción de equipos y procedimiento usado en laboratorio. Una vez preparado el fluido SentinelCem, se procedió a realizar la prueba de reología con un viscosímetro Fann-35(Figura 13), donde se busca ver el comportamiento del fluido en condición dinámica, específicamente, de cómo este fluye y se deforma al aplicarle esfuerzos.

74

Figura 13. Viscosímetro Fann-35.

Fuente. Presentación laboratorio cementación, Depto. Perforación y completamiento, Ecopetrol S.A, 2018

A este viscosímetro se le realizó una modificación llamada FYSA el cual permite detectar de una forma más eficiente los cambios en las propiedades de lechadas altamente viscosas como se evidencia en la Figura 14, siendo este una adaptación a su camisa y cuerpo.

Figura 14. Viscosímetro FYSA.

Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 29 de mayo de 2018.

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Adicionalmente los datos obtenidos de las lecturas de este viscosímetro permiten calcular características del fluido que serán explicados a continuación:

Punto de cedencia: es el valor que se alcanza de un esfuerzo, mayor del límite elástico, al cual el material continúa deformándose sin que haya incremento de la carga y se haya por medio de la Ecuación (1).

Ecuación 1. Punto de Cedencia

𝜏𝑂 = 𝐿300 − 𝜇𝑃 (1)

Viscosidad aparente: La viscosidad de un fluido medida a una determinada velocidad de corte y a una temperatura fija. Para que una medición de la viscosidad sea significativa, la velocidad de corte debe ser expresada o definida y se haya por medio de la Ecuación (2).

Ecuación 2. Viscosidad Aparente

𝜇𝑎 = 𝐿600

2 (2)

Viscosidad plástica: representa la viscosidad de un fluido cuando se extrapola a una velocidad de corte infinita sobre la base de las matemáticas del modelo de Bingham y se haya por medio de la Ecuación (3).

Ecuación 3. Viscosidad Plástica 𝜇𝑝 = 𝐿600 − 𝐿300 (3)

Para la prueba de tiempo de bombeo (Thickening Time) se utilizó un consistómetro Presurizado, que determina la consistencia del fluido a condiciones de presión de fondo de pozo. Como resultado se genera una gráfica de la consistencia a través del tiempo, que permite saber si el valor de consistencia, medido en Bc, es menor a 70, lo que significa que el fluido no podrá ser desplazado en una tubería a presiones normales de trabajo. Para saber que el cemento fraguo se debe alcanzar una resistencia entre 15 y 20 psi. De igual forma este equipo permite tener un control automático de temperatura y revoluciones por minuto. Un consistómetro presurizado se puede observar en la Figura 15.

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Figura 15. Consistómetro Presurizado


Para realizar la prueba de Fuerza de Compresibilidad (Compresibilty Stength) se utilizó un Analizador Ultrasónico de Cemento (UCA), como el mostrado en la Figura 16, el cual permite obtener una gráfica donde se muestra como a medida del tiempo el fluido adquiere resistencia a la compresión y de esta forma poder predecir si el fluido de estudio será eficiente para el trabajo que sea requerido.

Figura 16. Analizador Ultrasónico de Cemento


77

5.1.3 Resultados del laboratorio y análisis. A continuación, se mostrarán los resultados de las pruebas anteriormente expuestas. Primero se realizó la prueba de viscosidad del fluido a condiciones de superficie y se obtuvieron los datos que se muestran en la Tabla 10, evidenciando de esta manera que el fluido tiene una viscosidad baja y mientras se mantiene en movimiento permite su circulación sencilla. Tabla 10. Resultados reología a condiciones de superficie

FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Historical Data

Test Temp (degF)

Test pressure

(psi)

300 200 100 6 3 3D - 3 rpm Decay

6D - 6 rpm Decay

Foam Quality

80 14 22 20 18 17 15 18 20 0


Posteriormente se efectuó la misma prueba, pero a temperatura de circulación para saber cómo se comporta el fluido a la temperatura a la que se bombearía, y se obtuvo los resultados mostrados en la Tabla 11, donde a pesar de que cambia la temperatura, los resultados no difieren en gran medida, en comparación con los anteriores. Lo anterior demuestra que, en condiciones de bombeo, el fluido mantiene sus propiedades de fácil circulación. Tabla 11. Resultados reología a condiciones de circulación

FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Historical Data

Test Temp (degF)

Test pressure

(psi)

300 200 100 6 3 3D - 3 rpm Decay

6D - 6 rpm Decay

Foam Quality

136 14 31 28 27 24 22 21 24 0


La última prueba que fue realizada con el viscosímetro fue la prueba de fuerza de geles que se tomó a los 10 segundos, 10 minutos y 30 minutos, donde se obtuvieron los resultados que se muestran en la Tabla 12, que evidencia que, en un corto tiempo, el fluido desarrolla rápidamente una buena resistencia de gel, confirmando las cualidades descritas en el capítulo 4. Tabla 12. Resultados Fuerza de geles a condiciones de circulación

API Static Gel Strength, Historical Data

Temp (degF)

10 sec. gel

10 min.gel

Final gel Time final gel (hh:mm)

Cond Time (min)

Conditioning temp (degF)

136 26 52 74 00:30 30 136


Adicionalmente se demostró las cualidades tixotrópicas del fluido que, al dejarlo en reposo durante 15 minutos, mostró una estabilidad prácticamente total como se muestra en la Figura 17 confirmando también los resultados que se obtuvieron en

78

la prueba de fuerza de geles anteriormente descrita. Al volver a agitar el fluido recupera su capacidad de fluir fácilmente, permitiendo que no se tengan dificultades durante su bombeo y no genere taponamiento en las boquillas de la broca, pero asegurando su capacidad de formación de geles eficientes para sellar las zonas donde ocurren las pérdidas de circulación.

Figura 17. Comportamiento del SentileCem en laboratorio.


Para terminar de corroborar los resultados anteriores se sometió el fluido a la prueba de tiempo de bombeo donde se realizaron paradas de 20 minutos para demostrar que a pesar de que se forman rápidamente los geles es posible romperlos y mantener un bombeo continuo logrando posicionar correctamente el fluido en la zona del problema, adicionalmente se evidencia que después de 7 horas de bombeo el fluido mantiene condiciones por debajo de los 70 Bc haciéndolo totalmente factible para seguir bombeándolo como se ve en el Gráfico 7. .

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Gráfico 7. Prueba tiempo de bombeo


La última prueba que se le realizó al fluido fue la de fuerza de compresibilidad, donde en un lapso de 25 horas se evidenció como el fluido genera una resistencia que llega hasta los 225 PSI como se ve en el Gráfico 8 asegurando que al momento de generar el sello será lo suficientemente fuerte soportar las presiones de la formación y del fluido de perforación que pasará después del trabajo con este fluido.

80

Gráfico 8. Prueba de fuerza de compresibilidad.


5.2 SIMULACIÓN DE LA TECNOLOGÍA EQUIPO DE FLOTACIÓN DE AUTOLLENADO (SUPERFILL) Para la evaluación del sistema SuperFill, se utilizó el software de simulación WellPlan de Halliburton con el cuál se buscó mostrar el comportamiento y las ventajas que refleja el uso de este equipo frente al uso de la tecnología convencional. 5.2.1 Descripción del software WellPlan. La elección del software WellPlan se hizo debido a que el SuperFill, es un equipo que pertenece a Halliburton al igual que dicho software, lo anterior permite generar una simulación más precisa de este equipo. Adicionalmente es un software que permite generar gráficos que comparan el funcionamiento de este equipo contra las técnicas convencionales en relación con las densidades equivalentes que genera cada tecnología, las presiones por viaje y los tiempos de corrida de cada equipo. 5.2.2 Resultados y análisis de la simulación. Para obtener estos resultados se ingresó la información de un pozo tipo de Castilla, con un lodo de 8.8ppg, terminado en una sección de 8½”, con una profundidad en TVD de 7059.2ft y demás datos que pueden evidenciarse en el ANEXO B.

81

Una vez introducidos estos datos se comparó en una primera instancia los valores mínimos y máximos de ECD que se puede alcanzar durante el viaje con cada tecnología donde se muestra que con la técnica convencional se puede llegar hasta un ECD máximo de 9.2ppg y con el SuperFill no se superan los 8.8ppg, dejando en evidencia, la efectividad del equipo para evitar sobrepasar las presiones de fractura y de esta forma evitar generar pérdidas de circulación durante la bajada del casing. Gráfico 9. Comparación del ECD generado por la corrida de casing convencional vs SuperFill

Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de Julio de 2018.

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Adicionalmente se realizó la comparación de las presiones que pueden llegar a generar cada técnica, teniendo en cuenta su ventana de operación, donde los resultados muestran nuevamente que, por el método convencional, la presión máxima que se puede presentar es de 3280 psi, siendo un valor mayor a la que presenta el SuperFill que es 3210 psi donde se tiene una diferencia de aproximadamente 70 psi que permite dejar en evidencia que este equipo mejora de una forma efectiva la generación de presiones hacia la formación. Gráfico 10. Comparación de la presión de surgencia generada por la corrida de casing convencional vs SuperFill


83

Por último, la comparación más significativa que se realizo es la velocidad con la que se pueden bajar las herramientas en donde se evidencia que con el SuperFill se puede trabajar con una velocidad promedio de 14ft/min mientras que con el método convencional la velocidad promedio que se permite para no generar problemas de pérdidas es de 5ft/min, lo cual a la profundidad de esta simulación puede significar una diferencia de 15 horas, haciendo del SuperFill mucho más eficiente y ahorrativo en tema de tiempo vs costo. Gráfico 11. Comparación de la velocidad de bajado de casing convencional vs SuperFill


84

5.3 SIMULACIÓN DE LA TECNOLOGÍA MPC Como se dijo en la introducción del capítulo 5, para la evaluación técnica de la tecnología MPC se utilizó el software iCem de Halliburton el cual permite evidenciar como va a ser el bombeo del cemento y como esta mejora al utilizar esta tecnología. 5.3.1 Simulador iCem de Halliburton. Este es un software que solo es utilizado en Halliburton, el cual permite evaluar el efecto en el cambio de variables incluyendo desplazamiento de lodo, volúmenes de fluidos, tasas de bombeo, y diferenciales de presión/temperatura para optimizar la colocación del cemento y el diseño del revestimiento para la vida del pozo. Los modelos de pronóstico simulan la interacción fluido-flujo, el fenómeno de desplazamiento y esfuerzos en el cemento colocado mejorando el diseño para la cementación primaria, un trabajo de circulación inversa, un trabajo de tapón balanceado, o una evaluación de un trabajo posterior a la cementación. También valora el efecto acumulado de esfuerzos sobre la cubierta de cemento de eventos como pruebas de presión y de pozo, tratamientos de inyección o estimulación y del ciclo de producción. Diferentes resultados pueden ser comparados simultáneamente para una evaluación de diseño completa en tiempo real durante las operaciones, permitiendo una mejora continua desde el trabajo previo a la planeación hasta el análisis después del trabajo. 5.3.2 Resultados y análisis de la simulación. Para la realización de la simulación se tomó como base un caso realizado en Castilla, ya que este simulador solo puede ser manipulado por los ingenieros de Halliburton, de esta forma se pudo evidenciar que para la cementación esta tecnología resultó beneficiosa ya que logró disminuir el ECD del cemento en fondo a un valor de 10.15 ppg (Como se ve en el Gráfico 12) ya que en la cementación convencional se obtiene un ECD de 11.5 y 12 ppg. Junto a esta reducción también se puede evidenciar que el ECD todo el tiempo se encuentra en la ventana de operación entre las presiones de poro y de fractura, permitiendo asegurar que se reduzcan las pérdidas y la lechada de cemento se ubique de la mejor forma a lo largo de todo el anular reduciendo de esta forma futuros trabajos de cementación remedial y así poder reducir costos de operación.

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Gráfico 12. ECD en fondo con MPC

Fuente. Resultados del simulador iCem

Otro resultado que se obtuvo mediante la simulación fue la del diseño de presiones donde se muestra las presiones a las cuales deben trabajar la bomba del cemento y la bomba de contra presión como se ve en el Gráfico 13 para de esta forma obtener el ECD mostrado anteriormente. Gráfico 13. Diseño de presiones para tecnología MPC

Fuente. Resultados del simulador iCem

Adicionalmente esta tecnología ya fue probada en Castilla y los resultados que se obtuvieron fue que se redujo las pérdidas de circulación, pero a pesar de eso los resultados de la cementación mostraron que para obtener un buen sello se debe esperar un tiempo aproximado de 15 días ya que además de usar la tecnología MPC usan nitrógeno para alivianar aún más la columna hidrostática pero aparentemente el nitrógeno está entrando en la formación retardando la expansión del cemento, lo cual hace más lento el fragüe del cemento.

86

6. COMPARACIÓN DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS CON LAS PRÁCTICAS CONVENCIONALES

Para realizar la comparación, se tendrá en cuenta los resultados analizados en el capítulo 5 respecto a cada una de las tecnologías contrastándola con las técnicas descritas en el capítulo 2 donde se describió el procedimiento que realiza Ecopetrol en las etapas de perforación, corrida de casing y cementación. Dicha comparación se realizará de forma individual para cada tecnología. Adicionalmente, se tendrá en cuenta el promedio de barriles de fluido perdido descritos en el capítulo 3. 6.1 MATRIZ DE COMPARACIÓN SENTINELCEM Teniendo en cuenta los resultados obtenidos en el laboratorio realizado al SentileCem y la descripción de la perforación entregada por la empresa, se realiza una matriz que como se evidencia en la Tabla 13, donde por medio de los parámetros establecidos en la columna de la izquierda se comparan ambos procedimientos enfocándose solo en aspectos técnicos. Tabla 13. Matriz de comparación SentinelCem vs Convencional

SentinelCem Convencional

Tiempos Requiere de 12 horas para ser ubicado y que controle las pérdidas.

Debido a las pérdidas se pierden en promedio 72

horas

Personal y Equipos

Exige usar más personal para este procedimiento, pero el equipo a usar es

el mismo durante la perforación convencional.

Se usa solo el personal establecido inicialmente.

Pérdidas Controla las pérdidas al momento que el product llega a la zona de pérdidas, perdiendo en promedio solo 240 bbl.

Genera pérdidas en promedio del 3846 bbl.

Trabajos Adicionales

Evita la realización de cementación remedial.

En zonas con altas pérdidas se requieren trabajos de cementación remedial.

Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018. 6.2 MATRIZ DE COMPARACIÓN SUPERFILL Por medio de la simulación que se realizó al equipo SuperFill fue posible descubrir aspectos técnicos esenciales donde se evidencian los beneficios al usar este equipo frente a la técnica convencional para realizar la corrida de revestimiento por la empresa, en la Tabla 14 se resume la comparación de dichos parámetros técnicos.

87

Tabla 14. Matriz de comparación SuperFill vs Convencional

SuperFill Convencional

Tiempo En promedio un trabajo dura 9 horas. Debido a la ventana de operación un trabajo tiene una duración de 24 horas.

Personal y Equipos

Se usa el mismo número de personas solo se cambia el equipo a usar.

Se usa el mismo personal establecido inicialmente.

Pérdidas A pesar de que trabaja a una velocidad mucho mayor no genera presiones suficientes para inducir pérdidas.

Genera un promedio de 452 bbl de fluido perdido.


Al no tapar las zonas de pérdidas no asegura que se vayan a evitar trabajos adicionales después de la cementación.


Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018. 6.3 MATRIZ DE COMPARACIÓN MPC/MPD Como último equipo a comparar técnicamente, se encuentra el MPC/MPD, que por medio de la simulación realizada se encontraron aspectos importantes que se usan para comparar con la técnica convencional de cementación como se evidencia en la Tabla 15. Tabla 15. Matriz de comparación MPC vs Convencional.

MPC Convencional

Tiempo Se utiliza el mismo tiempo ya que lo único que se cambia son los equipos

en superficie

La cementación convencional tiene un tiempo promedio de

tres días incluyendo las corridas de registros.

Personal y Equipo

Se usa el mismo número de personas, pero se adiciona un juego de choques

y bombas en superficie.

Se usa el mismo personal establecido inicialmente.

Pérdidas Por medio del control de presiones permite trabajar en una ventana de

operación óptima sin generar pérdidas.

Se presenta un promedio de 226 bbl de fluido perdido en

la cementación.


Ya que permite un trabajo sin perdidas el cemento logra una buena

consistencia evitando trabajos remediales.


Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018.

88

7. EVALUACIÓN FINANCIERA DE LAS NUEVAS TECNOLOGÍAS Según lo visto en el capítulo anterior, las nuevas tecnologías representan beneficios importantes desde el punto de vista técnico para la solución de los problemas planteados. Pese a lo anterior, los beneficios técnicos no son el único factor a tener en cuenta al momento de decidir si se toma o no una alternativa que genera un cambio en la forma en la que la empresa operadora realiza sus procedimientos. En este capítulo se hará un análisis económico que permita determinar la viabilidad de las nuevas tecnologías para el cambio de los procedimientos tradicionales, haciendo uso del indicador financiero Beneficio / Costo. 7.1 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA SENTINELCEM Como se mencionó en el capítulo 3, el 85% de las pérdidas de fluido suceden durante la fase de perforación, sin embargo, con el uso del SentinelCem se pierden en promedio 240 bbls de fluido mientras que este es bombeado hacia las zonas de pérdidas. En la Tabla 16 se evidencia el volumen total de fluido perdido, la diferencia entre el volumen perdido en la fase de perforación y el volumen perdido con el uso del SentileCem, las horas de NPT promedio causadas por los problemas de pérdidas en el cluster de estudio y los costos asociados al uso de esta tecnología, que en el Campo Castilla corresponden a:

Un barril de SentinelCem

El costo de la operación

Los costos de movilización, desde la base de Halliburton hasta el Clúster.

Tabla 16. Información para análisis económico SentinelCem en USD

Volumen de Lodo Perdido Total (Barriles) 4525.11

Diferencia en Volumen Perdido Fase Perforación vs Volumen Perdido Usando SentinelCem (Barriles) 3606.34

Horas de NPT 72

Costo por barril de Producto USD $ 700

Costo Operación USD $ 20,000

Costo Movilización en Campo USD $ 5,000 Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018.

89

Con base en lo anterior, se procede a realizar el análisis económico, teniendo en cuenta que la duración del proyecto es de un solo periodo, pues la inversión, ingresos y gastos ocurren en un solo momento durante la perforación de los pozos con pérdidas. Es importante aclarar que en la Tabla 17 los ahorros que se generan al utilizar las nuevas tecnologías y los gastos se refieren a los egresos adicionales que las nuevas tecnologías representan en comparación con las tradicionales.

Tabla 17. Análisis Económico SentinelCem en USD

Ingresos / Ahorros $ 441,544

Promedio barriles de Lodo de $40/bbl Ahorrado $ 28,848


Horas de taladro Ahorradas US$50.000 DÍA $ 125,000

Trabajos de Cementación Remedial Ahorrados


Trabajo Cementación $ 30,000

Registros $ 20,000

Empaques $ 20,000

Otros $ 10,000

Gastos / Costos Adicionales $ 95,000

Costos SentinelCem $ 70,000

Costos Operación (Equipos y Personal)

Costos Equipos $ 16,437

Costos Personal $ 3,563

Costos Movilización $ 5,000

Flujo caja libre $ 346,544

Indicador Beneficio / Costo 4.65 Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018.

Como se observa en la tabla anterior, los ingresos o ahorros del proyecto hacen referencia a los barriles de lodo que se dejan de perder, las horas de taladro ahorradas por la solución de las pérdidas y los posteriores trabajos de cementación remedial. Es importante aclarar que, al momento de perforar, cuando la operadora encuentra formaciones con pérdidas decide bombear lodo de una calidad menor con el fin de evitar sobrecostos. La operadora normalmente usa un lodo de 40 USD/ Barril y al encontrar perdidas cambia a un lodo de 20 USD/ Barril, sin embargo, según la empresa el 20% de las perdidas ocurren con el lodo inicial y el restante

90

80% ocurren con el lodo de menor calidad. Los trabajos de cementación remedial que normalmente se requieren cuando las pérdidas de circulación no son manejadas apropiadamente, generan sobrecostos al proyecto. No obstante, si las pérdidas de circulación son controladas desde el momento de la perforación con el uso de la tecnología SentinelCem, se podrán evitar los trabajos adicionales después de la operación de cementación. En la tabla anterior se desglosan los costos asociados a los trabajos de cementación remedial. En la sección de costos adicionales, se tiene que el costo de un barril del producto SentinelCem es de 700 USD y, según los datos suministrados por Halliburton S.A, en otros trabajos realizados con esta tecnología en unos cuantos pozos del Campo Castilla, en promedio son requeridos 100 Barriles de producto para curar las pérdidas. La Tabla 18 desglosa los costos de operación relacionados con el personal requerido para realizar el trabajo, en donde se requieren aproximadamente 7 personas. Los valores de la tabla son asumidos por los investigadores, con base en la información suministrada por la compañía de servicios. Tabla 18. Costos asociados a personal sistema SentinelCem

Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018. Como resultado del análisis económico se evidencia que el flujo de caja libre es positivo y significa un ahorro de 352.312 USD para la compañía operadora el uso de la tecnología SentinelCem en sus operaciones de perforación. Según el indicador B/C se obtiene un factor de 4,71, lo que representa beneficios mucho mayores a los costos asociados a su implementación. 7.2 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA SUPERFILL SYSTEM Según Ecopetrol S.A, el 10% del total de las pérdidas de circulación ocurridas hasta el momento de entrega del pozo al personal de completamiento, suceden durante la fase de corrida de revestimiento. Con base en lo anterior, en la Tabla 19 se compila la información pertinente para la realización del análisis económico de la tecnología SuperFill System.

Personal Necesario Mes Promedio Operación

Ingeniero Senior en COP 6,000,000$ 3,000,000$

Ingeniero Junior en COP 3,500,000$ 1,750,000$

Patieros 5 en COP 12,500,000$ 6,250,000$

Equivalencia en USD (Cambio 1 USD = 3087 COP) $ 7,127 3,563$

*Al cambio de 11/09/2018

91

Tabla 19. Información para análisis económico SuperFill System Volumen de Lodo Perdido Total (Barriles) 4525.11

Volumen Perdido Fase Corrida Revestimiento (Barriles) 452.51

Profundidad de Simulación (Pies) 7059

Reducción de horas por aumento vel. Bajada (horas) 15.13

Tiempo Taladro bajando sistema SuperFill (horas) 8.40

Tiempo Taladro bajando sistema Convencional 23.5

Inversión Equipo SUPERFILL™ SYSTEM $ 20,000

Costo Movilización en Campo $ 5,000 Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018.

En la tabla anterior se observan las pérdidas de circulación ocurridas durante la fase de corrida del revestimiento, del 10% del promedio de pérdidas presentadas en otros pozos del cluster 94 del Campo Castilla. También se encuentra la comparación de las velocidades de corrida del sistema convencional versus el sistema SuperFill, y como se traducen dichas velocidades en tiempo de uso de taladro. Por otro lado, se observan los costos asociados tanto de inversión, como de movilización del equipo. A continuación, en la Tabla 20 se presenta el respectivo análisis económico, evaluado en un único periodo de tiempo, asumiendo ingresos como ahorros y gastos como costos adicionales ocasionados por la aplicación de la nueva tecnología, de igual manera que en la sección anterior.

Tabla 20. Análisis Económico SuperFill System en USD




Horas de taladro Ahorradas $ 31,513

Gastos / Costos $ 25,000

Inversión SuperFill $ 20,000

Costos Movilización $ 5,000

Costos Operación (Equipos y Personal) $ 0



92

Se evidencia en el análisis económico que el flujo de caja libre que la inversión en el sistema SuperFill representa es positivo y por un valor de 17.374 USD, con un factor de B/C de 1,69, el cual ratifica que el proyecto es económicamente viable. 7.3 EVALUACIÓN COSTO/BENEFICIO DE LA TECNOLOGÍA MPC Para el análisis económico del sistema MPC es fundamental aclarar que, en el momento de la cementación el uso de este sistema no genera ningún costo adicional, es decir que la operación realizada por la compañía de servicios se mantiene igual y el único costo adicional que se presenta para la compañía operadora es el alquiler diario de los equipos de superficie, mencionados en capítulos anteriores (bombas, chokes y sistemas de control, entre otros). Las pérdidas de circulación ocurridas en la fase de cementación son de aproximadamente 5% del total, según la empresa operadora. La información necesaria para la realización del análisis económico se resume en la Tabla 21

Tabla 21. Información para análisis económico MPC en USD

Volumen de Lodo Perdido Total (Barriles) 4525.11

Volumen Perdido Fase Cementación (Barriles) 226.25

Inversión de Equipos Superficie/dia $ 20,000

Costo Operación $ 0 Fuente. Forero Roa, Daniel Alfredo. Tangarife Camacho, Andrés Felipe. 12 de septiembre de 2018.

A continuación, en la Tabla 22 se presenta el análisis económico de la tecnología de MPC para la realización de la cementación, donde, al igual que para las anteriores tecnologías, solo se analiza un periodo de tiempo.

Tabla 22. Análisis Económico MPC en USD




Trabajos de Cementación Remedial Ahorrados


Trabajo Cementación $ 30,000

Registros $ 20,000

Empaques $ 20,000

Otros $ 10,000

93

Tabla 22. (Continuación)

Gastos / Costos Adicionales $ 60,000

Costos Equipos superficie MPD/MPC $ 60,000

Costos Operación (Equipos y Personal) $ 0



Los resultados anteriores muestran un panorama positivo para la empresa, en el supuesto de realizar la inversión en el alquiler de los equipos de superficie por aproximadamente 3 días, que comprenden el tiempo desde que se bombea la lechada de cemento, se espera su fragüe y se corren los registros. El flujo de caja libre obtenido es de 175.430 USD con un factor B/C de 3.92 positivo, que indica una alta viabilidad económica.

94

8. CONCLUSIONES

Se determinó mediante las pruebas de laboratorio que el comportamiento del SentinelCem permite el control de las pérdidas de circulación en la zona de producción de los pozos (formaciones K1, K2 y T2) durante la perforación en el Cluster 94 del Campo Castilla, reduciendo los volúmenes de fluido perdido en un 94% y los tiempos de operación en 83%.

Se determinó mediante la simulación en el software WellPlan que el comportamiento del SupeFill System permite el control de las pérdidas de circulación en la zona de producción los pozos (formaciones K1, K2 y T2) durante la corrida de revestimiento en el Cluster 94 del Campo Castilla, reduciendo los volúmenes de fluido perdido en un 100% y aumentando la velocidad de corrida del revestimiento en un 180%.

Se determinó mediante la simulación en el software ICem que el comportamiento de la técnica MPC permite el control de las pérdidas de circulación en la zona de producción los pozos (formaciones K1, K2 y T2) durante la cementación en el Cluster 94 del Campo Castilla, reduciendo los volúmenes de fluido perdido en un 100% y evitando trabajos de cementación remedial o secundaria.

El fluido SentinelCem es una alternativa económicamente viable, para que la compañía operadora mitigue pérdidas de circulación durante la perforación, ya que según el indicador financiero de costo/beneficio es altamente rentable pues tiene un factor de 4.65.

La tecnología SuperFill System es una alternativa económicamente viable, para que la compañía operadora mitigue pérdidas de circulación durante la corrida de revestimiento, ya que según el indicador financiero de costo/beneficio es rentable pues tiene un factor de 1.69.

La técnica MPC es una alternativa económicamente viable, para que la compañía operadora mitigue pérdidas de circulación durante la cementación, ya que según el indicador financiero de costo/beneficio es altamente rentable pues tiene un factor de 3.92.

95

9. RECOMENDACIONES

Debido a que durante el desarrollo del trabajo se encontró la limitante de la carencia de un modelo matemático capaz de simular la complejidad de un régimen de flujo bifásico en combinación con un sistema de contrapresión de la técnica MPC, se recomienda la búsqueda o creación de dicho modelo matemático para llevar a cabo una simulación más precisa.

Ecopetrol S.A efectuó una prueba piloto de la técnica MPC, donde se obtuvo un resultado poco favorable al momento de realizar los registros eléctricos los cuales mostraron una mala calidad del cemento, pero, que después de una semana estos mostraban una buena consistencia. Por esta razón es recomendable realizar un análisis de porque se retarda el fragüe del cemento usando la técnica MPC.

Gracias a los resultados obtenidos por las pruebas de laboratorio se cree que sería favorable que la empresa retome el uso del fluido SentinelCem en el Campo Castilla para probar su efectividad con el control de pérdidas durante la operación de perforación.

Día a día se generan nuevas tecnologías que permiten tratar las pérfidas de circulación y que son probadas en diferentes campos del mundo, las cuales serían opciones interesantes por estudiar, para poder ofrecer nuevas alternativas tecnológicas para el control de pérdidas de circulación a la empresa y al país.

96

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97

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https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/c/caliper_log.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/p/pipe_rack.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/c/collapse_pressure.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/b/breakdown_pressure.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/s/swab.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/a/apparent_viscosity.aspx

https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/plastic_viscosity.aspx

98

Schlumberger Oilfield Glossary. Definición Zapato. [0]. [Consultado el 20 de septiembre del2018]. Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/Terms/f/float_shoe.aspx Schlumberger Oilfield Glossary. Definición de Packer. [0]. [Consultado el 20 de septiembre del2018]. Disponible en: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/p/packer.aspx VERA CALLAO, Raysha P. Definición Punto Cedencia. [0]. lunes, 2 de julio de.

[Consultado el 20 septiembre del2018]. Disponible

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http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com/2012/07/limite-elastico-y-punto-de-cedencia-iv.html

http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com/2012/07/limite-elastico-y-punto-de-cedencia-iv.html

99

ANEXOS

100

ANEXO A. RESULTADOS DE LABORATORIO SENTINELCEM

Lab Results- Tail

Colombia, Bogotá

Job Information Job Type Lost Circulation Squeeze Location Los llanos Well Castilla

Well Information Casing/Liner Size Depth MD 7769 ft BHST 73°C / 163°F

Hole Size 8.5 in Depth TVD 7171 ft BHCT 58°C / 136°F

Pressure 4155 psi

Project Test Results Request

FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Historical Data 29/MAY/20

18

Test Temp

(degF)

Test

pressure

(psi)

300 200 100 6 3 3D - 3 rpm

Decay

6D - 6 rpm

Decay

Foam

Quality

80 14 22 20 18 17 15 18 20 0

FYSA Viscosity Profile & Gel Strength, Historical Data 29/MAY/20

18

Test Temp

(degF)

Test

pressure

(psi)

300 200 100 6 3 3D - 3 rpm

Decay

6D - 6 rpm

Decay

Foam

Quality

136 14 31 28 27 24 22 21 24 0

SentinelCem bottle gel test, Historical Data 29/MAY/20

18

Cond. Temp (degF) Cond. Pressure (psi) Curing Temp (degF) Time to last flowable

(min)

Time to first gelled

(min

Time to firm gel

(min)

136 14 136 15 5 15

API Static Gel Strength, Historical Data 29/MAY/20

18

Temp (degF) 10 sec. gel 10 min.gel Final gel Time final gel

(hh:mm)

Cond Time (min) Conditioning

temp (degF)

136 26 52 74 00:30 30 136

101

ANEXO B. RESULTADOS SIMULACIÓN SUPERFILL SYSTEM

WellPlanTM Report

ECOPETROL Well Name: Castilla Wellbore: Seccion 8.5 in Design: Design 1

Case: Case #1

Date: 12 de Julio del 2018

Created By: edm

102

General Information

General Case Information

Company ECOPETROL

Project Castilla Site Meta

Well Castilla Wellbore Seccion 8.5 in

Design Design 1 Case Case #1

Hole MD 7315.0 ft Hole TVD 7059.2 ft

Air Gap 32.5 ft Ground Elevation 0.0 ft

Reference Point

Datum #1 @ ft Well Type SubSea

Active Fluid Fluid Data

Fluid Lodo Castilla Type Mud

Mud Base Type Water Base Fluid Water

Rheology Model Bingham Plastic Foamed Rheology Data

Temperature (°F)

Pressure (psi)

Base Density (ppg)

Ref Fluid Properties

PV (Mulnf) (cp)

YP (Tau0) (lbf/100ft²)

Fann Data

Speed (rpm)

Dial (°)

70 14.7 8.8 Yes 24 12

Hole Section

Section Type

Section Depth (ft)

Section Length (ft)

Shoe Depth (ft)

ID (in)

Drift (in)

Eff. Hole Diameter (in)

Coefficient of Friction

Linear Capacity (bbl/ft)

Volume Excess (%)

Casing 3644 3644 3644 8.755 8.625 12.25 0.25 0.0745

Casing 6234 2590 6234 8.681 8.625 12.25 0.25 0.0732

Open Hole

7315 1081 8.5 8.5 0.3 0.0702 0

String Details

Type Length (ft)

Depth (ft)

Body Stabilizer / Tool Joint Weight

Material Grade Class

OD (in)

ID (in)

Avg Joint Length (ft)

Length (ft)

OD (in)

ID (in)

Drill Pipe

6072 6072 5.5 4.67 30 1.5 7.5 3 28.87 CS_API 5D/7

S 1

Hangers

15 6087 8.31 6.184 15 29 CS_API 5CT

P-110

Casing 1226 7313 7 6.184 40 7.656 29 CS_API 5CT

P-110

Casing Shoe

2 7315 7.875 6.433 2 29 CS_API 5CT

Q-125

103

Grade in Use Grade Minimum Yield Stress (psi)

P-110 110,000

Q-125 125,000

S 135,000

Float Information

Description MD (ft)

Float Option Float ID (in)

% Area Open TFA (in²)

Excentrico 7 in 7315.0 Y 3.011 100.00 7.120

Wellpath - Calculation Method: Minimum Curvature

MD (ft)

INC (°)

AZ (°)

TVD (ft)

DLS (°/100ft)

AbsTort (°/100ft)

RelTort (°/100ft)

VSect (ft)

NS (ft)

EW (ft)

Build (°/100ft)

Walk (°/100ft)

0.0 0.00 0.00 0.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

100.0 0.00 0.00 100.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

200.0 0.00 0.00 200.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

300.0 0.00 0.00 300.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

400.0 0.00 0.00 400.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

500.0 0.00 0.00 500.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

600.0 0.00 0.00 600.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

700.0 0.00 0.00 700.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

800.0 0.00 0.00 800.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

900.0 0.00 0.00 900.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1000.0 0.00 0.00 1000.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1100.0 0.00 0.00 1100.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1133.2 0.00 0.00 1133.2 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1200.0 0.00 0.00 1200.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1300.0 0.00 0.00 1300.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1400.0 0.00 0.00 1400.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1453.2 0.00 0.00 1453.2 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1500.0 0.00 0.00 1500.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1600.0 0.00 0.00 1600.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1700.0 0.00 0.00 1700.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1800.0 0.00 0.00 1800.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

1900.0 0.00 0.00 1900.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2000.0 0.00 0.00 2000.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2100.0 0.00 0.00 2100.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2153.2 0.00 0.00 2153.2 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2200.0 0.00 0.00 2200.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2300.0 0.00 0.00 2300.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2400.0 0.00 0.00 2400.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2500.0 0.00 0.00 2500.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2600.0 0.00 0.00 2600.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2700.0 0.00 0.00 2700.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2800.0 0.00 0.00 2800.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

2900.0 0.00 0.00 2900.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3000.0 0.00 0.00 3000.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3013.2 0.00 0.00 3013.2 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3100.0 0.00 0.00 3100.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3200.0 0.00 0.00 3200.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3268.2 0.00 0.00 3268.2 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3300.0 0.00 0.00 3300.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3400.0 0.00 0.00 3400.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3500.0 0.00 0.00 3500.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3600.0 0.00 0.00 3600.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3700.0 0.00 0.00 3700.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3800.0 0.00 0.00 3800.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

3900.0 0.00 0.00 3900.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4000.0 0.00 0.00 4000.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4100.0 0.00 0.00 4100.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4200.0 0.00 0.00 4200.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4300.0 0.00 0.00 4300.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

104

MD (ft)

INC (°)

AZ (°)

TVD (ft)

DLS (°/100ft)

AbsTort (°/100ft)

RelTort (°/100ft)

VSect (ft)

NS (ft)

EW (ft)

Build (°/100ft)

Walk (°/100ft)

4400.0 0.00 0.00 4400.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4500.0 0.00 0.00 4500.0 0.00 0.00 0.00 0.0 0.0 0.0 0.00 0.00

4600.0 1.81 129.74 4600.0 1.81 0.04 0.00 -1.0 -1.0 1.2 1.81 0.00

4700.0 3.62 129.74 4699.9 1.81 0.08 0.00 -4.0 -4.0 4.9 1.81 0.00

4800.0 5.44 129.74 4799.6 1.82 0.11 0.00 -9.1 -9.1 10.9 1.82 0.00

4900.0 7.25 129.74 4898.9 1.81 0.15 0.00 -16.2 -16.2 19.4 1.81 0.00

5000.0 9.06 129.74 4997.9 1.81 0.18 0.00 -25.2 -25.2 30.3 1.81 0.00

5076.4 10.44 129.74 5073.2 1.81 0.21 0.00 -33.5 -33.5 40.3 1.81 0.00

5100.0 10.87 129.74 5096.4 1.82 0.21 0.00 -36.3 -36.3 43.6 1.82 0.00

5200.0 12.68 129.74 5194.3 1.81 0.24 0.00 -49.3 -49.3 59.3 1.81 0.00

5300.0 14.50 129.74 5291.5 1.82 0.27 0.00 -64.3 -64.3 77.4 1.82 0.00

5400.0 16.31 129.74 5387.9 1.81 0.30 0.00 -81.3 -81.3 97.8 1.81 0.00

5500.0 18.12 129.74 5483.4 1.81 0.33 0.00 -100.2 -100.2 120.6 1.81 0.00

5510.3 18.31 129.74 5493.2 1.84 0.33 0.00 -102.3 -102.3 123.1 1.84 0.00

5600.0 19.93 129.74 5577.9 1.81 0.36 0.00 -121.1 -121.1 145.6 1.81 0.00

5696.6 21.68 129.74 5668.2 1.81 0.38 0.00 -143.0 -143.0 172.0 1.81 0.00

5700.0 21.74 129.74 5671.4 1.76 0.38 0.00 -143.8 -143.8 173.0 1.76 0.00

5800.0 23.56 129.74 5763.7 1.82 0.41 0.00 -168.4 -168.4 202.6 1.82 0.00

5900.0 25.37 129.74 5854.7 1.81 0.43 0.00 -194.9 -194.9 234.5 1.81 0.00

6000.0 25.37 129.74 5945.1 0.00 0.42 0.00 -222.3 -222.3 267.4 0.00 0.00

6100.0 25.37 129.74 6035.4 0.00 0.42 0.00 -249.7 -249.7 300.3 0.00 0.00

6200.0 27.18 129.74 6125.1 1.81 0.44 0.00 -278.0 -278.0 334.4 1.81 0.00

6231.7 27.75 129.74 6153.2 1.80 0.45 0.00 -287.4 -287.4 345.6 1.80 0.00

6300.0 28.43 129.74 6213.5 1.00 0.45 0.00 -307.9 -307.9 370.4 1.00 0.00

6356.7 28.98 129.74 6263.2 0.97 0.46 0.00 -325.3 -325.3 391.3 0.97 0.00

6400.0 29.41 129.74 6301.0 0.99 0.46 0.00 -338.8 -338.8 407.5 0.99 0.00

6500.0 30.40 129.74 6387.7 0.99 0.47 0.00 -370.7 -370.7 445.9 0.99 0.00

6576.3 31.15 129.74 6453.2 0.98 0.47 0.00 -395.7 -395.7 475.9 0.98 0.00

6600.0 31.38 129.74 6473.5 0.97 0.48 0.00 -403.5 -403.5 485.4 0.97 0.00

6700.0 32.37 129.74 6558.4 0.99 0.48 0.00 -437.3 -437.3 526.0 0.99 0.00

6729.4 32.66 129.74 6583.2 0.99 0.49 0.00 -447.4 -447.4 538.1 0.99 0.00

6800.0 33.37 129.74 6642.4 1.01 0.49 0.00 -472.0 -472.0 567.7 1.01 0.00

6900.0 34.37 129.74 6725.4 1.00 0.50 0.00 -507.6 -507.6 610.5 1.00 0.00

7000.0 35.37 129.74 6807.5 1.00 0.51 0.00 -544.2 -544.2 654.5 1.00 0.00

7100.0 36.37 129.74 6888.5 1.00 0.51 0.00 -581.6 -581.6 699.6 1.00 0.00

7200.0 37.37 129.74 6968.5 1.00 0.52 0.00 -620.0 -620.0 745.7 1.00 0.00

7218.5 37.55 129.74 6983.2 0.97 0.52 0.00 -627.2 -627.2 754.4 0.97 0.00

7300.0 38.37 129.74 7047.4 1.01 0.53 0.00 -659.2 -659.2 792.9 1.01 0.00

7338.5 38.75 129.74 7077.6 0.99 0.53 0.00 -674.6 -674.6 811.4 0.99 0.00

Pore Pressure

True Vertical Depth (TVD) (ft)

Pore Pressure (psi)

Equivalent Mud Weight (EMW) (ppg)

32.5 14.06 8.33

7315.0 2546.00 6.70

Fracture Gradient

True Vertical Depth (TVD) (ft)

Fracture Pressure (psi)

Equivalent Mud Weight (EMW) (ppg)

32.5 14.86 8.80

7315.0 3344.00 8.80

Geothermal Gradient Data

Ambient Temperature

80.00 °F Mudline Temperature

°F

Temperature @ Depth

161.18 °F @ 7059.2 ft Gradient 1.15 °F/100ft

105

Formation Properties Total Vertical Depth (ft)

Measured Depth (ft)

6153.5 6232.0

6259.1 6352.0

6453.0 6576.0

6582.9 6729.0

106

Schematics Well:

Castilla 209 Wellbore: Seccion 8.5 in Case: Case #1 String Name:

Assembly

107

Swab & Surge Setup Data Calculation Options

Pump Rate 0.0 gpm Include Mud Temperature Effects

Yes

Length of Stand Pipe 90.00 ft Moving Pipe Speed NA

Use Low Clearance Calculations

No String Depth NA

Depth of Interest NA

Top Plug Used NA

Circulating Fluid

Circulating Fluid Flow Rate (gpm)

Lodo C209 0.0

Swab & Surge Operational Parameters

Operations Pipe Acceleration Pipe Deceleration

Swab NA NA

Surge 2.000 ft/sec² 2.000 ft/sec²

Run Parameters

Start MD 5000.0 ft End MD 7315.0 ft

Step Size 50.0 ft

EVALUACIÓN TÉCNICO-FINANCIERA DE ALTERNATIVAS PARA...

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