UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE...
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I
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
EVALUACIÓN DE LA CALIDAD DEL CEMENTO EN
CEMENTACIONES FORZADAS, MEDIANTE EL ANÁLISIS DE
LOS REGISTROS CBL, VDL Y CET DEL POZO GUANTA 18D
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE:
TECNÓLOGA DE PETRÓLEOS
AUTORA:
LAURA ANGELA CORTEZ RODRÍGUEZ
DIRECTOR:
ING. JORGE DUEÑAS
Quito- Ecuador
Diciembre-2010
III
DECLARACIÓN
“Del contenido del presente trabajo se responsabiliza la autora”
---------------------------------------
Laura Angela Cortez Rodríguez
CI. 1714403977
IV
CERTIFICACIÓN
Certifico que bajo mi dirección el presente trabajo fue realizado en su totalidad por la
señorita Laura Angela Cortez Rodríguez
---------------------------
Ing. Jorge Dueñas
V
CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA
VI
AGRADECIMIENTO
Esta tesis, si bien ha requerido del esfuerzo y mucha dedicación por parte de la autora y
su director de tesis, no hubiese sido posible su finalización sin la cooperación
desinteresada de todas y cada una de las personas que a continuación citaré.
Primero y antes que nada, dar gracias a Dios, por estar conmigo en cada paso que doy,
por fortalecer mi corazón e iluminar mi mente y por haber puesto en mi camino a
aquellas personas que han sido mi soporte y compañía durante todo el periodo de
estudio.
Agradecer hoy y siempre a mi familia porque a pesar de no estar presentes físicamente,
se que procuran mi bienestar, y está claro que si no fuese por el esfuerzo realizado por
ellos, mis estudios no hubiesen sido posibles.
A mis padres Martha y Helí, mis hermanas y hermano, porque a pesar de la distancia, el
ánimo, apoyo y alegría que me brindan me dan la fortaleza necesaria para seguir
adelante.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial y a cada una de las personas que han vivido
conmigo la realización de esta tesis, con sus altos y bajos y que no necesito nombrar
porque tanto ellas como yo sabemos que desde los más profundo de mi corazón les
agradezco el haberme brindado todo el apoyo, colaboración, ánimo y sobre todo cariño
y amistad.
VII
DEDICATORIA
Me gustaría dedicar esta Tesis a toda mi familia.
Para mis padres Martha y Helí, por su comprensión y ayuda en todos los momentos.
Me han enseñado a encarar las adversidades sin perder nunca la dignidad ni desfallecer
en el intento. Me han dado todo lo que soy como persona, mis valores, mis principios,
mi perseverancia y mi empeño, y todo ello con una gran dosis de amor y sin pedir nunca
nada a cambio.
A todos ellos, muchas gracias de todo corazón.
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CARÁTULA .................................................................................................................... II
DECLARACIÓN ............................................................................................................ III
CERTIFICACIÓN .......................................................................................................... IV
CERTIFICACIÓN DE LA EMPRESA ........................................................................... V
AGRADECIMIENTO .................................................................................................... VI
DEDICATORIA ........................................................................................................... VII
ÍNDICE DE CONTENIDO.......................................................................................... VIII
ÍNDICE GENERAL........................................................................................................ IX
ÍNDICE DE FOTOS .................................................................................................... XIV
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................ XIV
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................. XV
RESUMEN ................................................................................................................... XVI
SUMMARY ............................................................................................................... XVII
IX
ÍNDICE GENERAL
CAPÍTULO I ..................................................................................................................... 1
1. GENERALIDADES ..................................................................................................... 1
1.1. Introducción ........................................................................................................... 1
1.2. Planteamiento del problema ................................................................................... 1
1.3. Formulación y sistematización del problema ......................................................... 2
1.3.1. Formulación .................................................................................................... 2
1.3.2. Sistematización ............................................................................................... 2
1.4. Objetivos ................................................................................................................ 3
1.4.1. Objetivo General ............................................................................................. 3
1.4.2. Objetivos Específicos ...................................................................................... 3
1.5. Justificación e importancia ..................................................................................... 3
1.5.1. Hipótesis .......................................................................................................... 4
1.6. Aspectos metodológicos ......................................................................................... 4
1.7. Variables ................................................................................................................ 4
1.7.1. Variable Independiente ................................................................................... 4
1.7.2. Variables Dependientes ................................................................................... 4
1.7.3. Variables Intervinientes .................................................................................. 5
1.8. Metodología de la Investigación ............................................................................ 5
1.8.1. Tipo y diseño de la investigación .................................................................... 5
1.8.2. Métodos de investigación a emplearse ............................................................ 5
1.8.3. Método General ............................................................................................... 5
1.8.4. Método Específico .......................................................................................... 5
X
1.9. Modalidad ............................................................................................................. 5
1.10. Técnicas ................................................................................................................ 6
1.11. Instrumentos ......................................................................................................... 6
1.12. Técnicas de investigación .................................................................................... 6
1.12.1. Revisión de literatura especializada .............................................................. 6
1.12.2. Charlas Técnicas Informales ......................................................................... 6
CAPÍTULO II ................................................................................................................... 7
2. CEMENTACIÓN FORZADA O REMEDIAL ............................................................ 7
2.1. Aplicaciones de la cementación forzada ................................................................ 7
2.2. Tipos de cementación forzada ................................................................................ 8
2.2.1. Squeeze a Baja Presión ................................................................................... 8
2.2.2. Squeeze a Alta Presión .................................................................................... 9
2.2.3. Squeeze a través de las perforaciones ........................................................... 10
2.2.4. Squeeze alrededor del Zapato ....................................................................... 10
2.2.5. Squeeze de una zona con pérdida de circulación .......................................... 11
2.2.6. Squeeze Bradenhead ..................................................................................... 11
2.2.7. Squeeze Usando Packer Perforable ............................................................... 11
2.2.8. Squeeze de Bloqueo (Block Squeeze) .......................................................... 12
2.2.9. Aislamiento de Zonas .................................................................................... 13
2.3. Equipos, Herramientas y Materiales .................................................................... 14
2.3.1. Equipos de superficie .................................................................................... 14
2.3.1.1. Unidad de cementación .......................................................................... 15
2.3.1.2. Unidad de generación de energía ........................................................... 16
2.3.1.3. Tanques de almacenamiento .................................................................. 17
XI
2.3.1.4. Líneas y tuberías especiales ................................................................... 18
2.3.1.5. Cabezal de cementación ......................................................................... 19
2.3.2. Laboratorios de cementación ........................................................................ 19
2.3.3. Cemento y aditivos químicos ........................................................................ 21
2.3.3.1. Tipos de cemento ................................................................................... 21
2.3.3.2. Aditivos químicos .................................................................................. 22
2.3.4. Herramientas de fondo .................................................................................. 23
2.3.4.1. Tapón Recuperable – RBP - ................................................................... 24
2.3.4.2. Retenedor de cemento ........................................................................... 25
2.3.4.3. Packer Retrievamatic - Empacadura recuperable para pruebas,
tratamientos y cementación forzada RTVC ........................................................ 26
2.3.4.4. Casing Irretrievable Brigde Plug – CIBP – ............................................ 27
2.3.4.5. Setting tool ............................................................................................ 28
2.3.4.6. Stinger .................................................................................................... 29
CAPÍTULO III ................................................................................................................ 30
3. PROGRAMACIÓN DE UNA CEMENTACIÓN REMEDIAL ................................ 30
3.1. Parámetros de control de un Squeeze ................................................................... 30
3.2. Información del Pozo ........................................................................................... 32
3.2.1. Estado mecánico del pozo ............................................................................. 33
3.2.2. Zonas de pago o interés ................................................................................. 34
3.3. Programa de Cementación Remedial ................................................................... 36
3.4. Procedimiento de Cementación Remedial ........................................................... 37
3.4.1. Resumen ........................................................................................................ 37
3.4.2. Objetivos ....................................................................................................... 38
XII
3.4.3. Diseño de la Cementación ............................................................................. 38
3.4.4. Recomendaciones Generales ......................................................................... 38
3.4.4.1. Presión disponible en superficie............................................................. 38
3.4.4.2. Consideraciones de Seguridad ............................................................... 39
3.4.4.3. Prueba de inyección ............................................................................... 39
3.4.4.4. Presión máx.en superficie durante el trabajo de cementación forzada .. 40
3.4.4.5. Presión en el Anular ............................................................................... 40
3.5. Procedimientos ................................................................................................. 40
3.5.1. Squeeze - Arena “T” Inferior .................................................................... 40
3.5.2. Squeeze - Arena “U” Inferior .................................................................... 43
3.6. Pruebas de Laboratorio ........................................................................................ 44
CAPÍTULO IV ................................................................................................................ 49
4. INTERPRETACIÓN Y ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE CEMENTACIÓN
DEL POZO GUANTA 18D ............................................................................................ 49
4.1. Herramientas para evaluación de cementación .................................................... 50
4.1.1. Control de calidad ......................................................................................... 51
4.2. Registros Acústicos .............................................................................................. 52
4.2.1. Cement Bond Log (CBL) .............................................................................. 52
4.2.1.1. Tiempo de tránsito ................................................................................. 53
4.2.1.2. Amplitud ................................................................................................ 53
4.2.1.3. Excentricidad.......................................................................................... 54
4.3. Variable Density Log (VDL) ........................................................................... 55
4.4. Análisis de diferentes condiciones de cemento .................................................... 55
4.4.1. Buena adherencia (bond) a la tubería y a la formación ................................. 56
XIII
4.4.1.1. Formaciones con rangos de velocidad de baja a media ......................... 56
4.4.1.2. Formaciones con rangos de velocidad altos ........................................... 58
4.4.2. Buena adherencia (bond) a la tubería solamente .......................................... 61
4.4.3. Tubería libre .................................................................................................. 64
4.4.4. Adherencia pobre o adherencia parcial ......................................................... 67
4.4.4.1. Canalización ........................................................................................... 68
4.4.4.2. Microanillo ............................................................................................. 69
4.4.4.2.1. Microanillo Térmico ....................................................................... 72
4.4.4.2.2. Microanillo producido ..................................................................... 72
4.4.4.2.3. Microanillo inducido ....................................................................... 73
4.4.4.2.4. Trabajos de cementación forzada .................................................... 73
4.5. Registro Cementación después del Squeeze ........................................................ 75
4.6. Interpretación y análisis de resultados ................................................................. 81
4.6.1. Análisis e interpretación en la Arenisca “T Inferior”.................................... 81
4.6.2. Análisis e interpretación en la Arenisca “U Inferior” ................................... 82
CAPÍTULO V ................................................................................................................. 84
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................................... 84
5.1. Conclusiones ........................................................................................................ 84
5.2. Recomendaciones ................................................................................................. 85
GLOSARIO DE TÉRMINOS ......................................................................................... 86
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................ 88
XIV
ÍNDICE DE FOTOS
Foto 2.1 Unidad de cementación Tucano Twin Cem Unit de la compañía BJ Services. 16
Foto 2.2 Unidad de generación eléctrica móvil .............................................................. 17
Foto 2.3 Tanque de mezcla y almacenamiento de cemento premezclado ...................... 18
Foto 2.4 Cabezales de cementación de la Compañía Halliburton ................................... 19
Foto 2.5 Secciones de un laboratorio de cementación .................................................... 20
Foto 2.6 Tapón puente recuperable ................................................................................. 24
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Retenedor de cemento, setting tool y stinger ................................................. 25
Figura 2.2 Empacadura recuperable para pruebas, tratamientos y cementación forzada
RTVC .............................................................................................................................. 27
Figura 2.3 CIBP .............................................................................................................. 28
Figura 3.1 Registro compuesto con las zonas de interés Hollín Superior – “T” Inferior y
“U” Inferior. .................................................................................................................... 35
Figura 3.2 Comportamiento de la presión vs. tiempo durante la cementación forzada .. 42
Figura 3.3 Pruebas de Laboratorio .................................................................................. 47
Figura 3.4 Pruebas de Laboratorio .................................................................................. 48
Figura 4.1 Excentricidad de la herramienta en pulgadas ................................................ 54
Figura 4.2 Comportamiento del tiempo de tránsito - VDL ............................................. 55
Figura 4.3 Buena adherencia al casing y formación ..................................................... 57
Figura 4.4 La energía acústica es transferida eficientemente cuando hay buena
adherencia al casing y formación .................................................................................... 58
XV
Figura 4.5 Señales de formación rápida .......................................................................... 59
Figura 4.6 Adherencia en formación rápida .................................................................... 60
Figura 4.7 Comportamiento de señal acústica y VDL cuando sólo existe buena
adherencia al casing. ....................................................................................................... 62
Figura 4.8 Condiciones de buena adherencia al casing y pobre adherencia a la formación
......................................................................................................................................... 63
Figura 4.9 Característica de señal y VDL en tubería libre ............................................. 65
Figura 4.10 Señales en tubería libre ................................................................................ 66
Figura 4.11 Características de señal y VDL cuando existen adherencias pobre o parcial
......................................................................................................................................... 67
Figura 4.12 Los canales en el cemento causan una variación en la respuesta de amplitud
......................................................................................................................................... 68
Figura 4.13 Eliminación del canal por trabajo de cementación – squeeze. .................... 69
Figura 4.14 Efecto de microanillo en la amplitud y VDL .............................................. 71
Figura 4.15 Registro de cementación CASTV – CBL – MSG – GR – CCL .................. 76
Figura 4.16 Representación gráfica del registro de cementación sección principal ....... 78
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1. Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “T” Inferior ................ 39
Tabla 3.2. Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “T” Inferior. ............... 42
Tabla 3.3 Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “U” Inferior ................. 44
Tabla 3.4 Pruebas de Laboratorio del cemento ............................................................... 45
Tabla 3.5 Propiedades físicas de la lechada de cemento ................................................. 46
Tabla 4.1 Resultados experimentales de laboratorio realizados por Baker Atlas ........... 74
XVI
RESUMEN
En el desarrollo del trabajo se estudia y analiza la calidad del cemento en trabajos de
cementación remedial o forzada.
Se presentan conceptos y principios sobre cementación remedial, sus aplicaciones, los
tipos de cementación, equipos, herramientas y materiales usados en su ejecución.
Además se encontrarán datos concernientes a la programación, parámetros de control,
procedimiento y pruebas de laboratorio.
Finalmente, se muestra el marco teórico básico sobre las herramientas y registros
típicamente corridos en un pozo para determinar la presencia o aislamiento producido
por el cemento en rangos adecuados para cumplir con los propósitos principales de una
cementación, incluyendo la presentación de registros de casos de campos reales, que
muestran las diversas condiciones del cemento y permiten realizar un análisis o
interpretación de los mismos. Se ilustran condiciones que van desde la ausencia total del
cemento (tubería libre), hasta una buena adherencia casing-cemento, y buena adherencia
cemento-formación.
XVII
SUMMARY
This work studies and analyzes the cement quality in process of bond or squeeze
cementing by means of their applications and forms.
It present concepts and principles about remedial cementing, applications, types of
cement, equipment, tools and materials used in its implementation and information
related to programming, control parameters, procedures and laboratory tests.
Finally, the present thesis work shows the basic theoretical method of the tools and
records typically run on a well to determine the presence or isolation produced by the
cement in appropriate ranges to meet the primary purposes of cementing, which
includes real records of cementing records in old fields that shows the various
conditions of cement and allows analysis or interpretation thereof. It demonstrates
certain conditions that go from total absence of the cement (free pipe) to a good bond
casing-cement and cement-formation.
---------------------------
Ing. Jorge Dueñas
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. GENERALIDADES
En este capítulo se detalla el sustento metodológico que se va a aplicar para evaluar la
calidad del cemento en cementaciones forzadas, mediante el análisis de los registros
CBL, VDL y CET del pozo Guanta 18D.
1.1. Introducción
La cementación primaria de pozos puede verse afectada por varias causas durante la
ejecución del trabajo. Esta afectación puede ocasionar que no exista cemento o la
cantidad sea insuficiente entre el hueco y la tubería de revestimiento, mala adherencia
de la tubería de revestimiento-cemento o, mala adherencia del cemento-formación, etc.
De ocurrir alguno o la combinación de estos problemas, es muy probable que no exista
el aislamiento necesario para evitar la comunicación de fluidos entre zonas de interés o
zonas de interés-acuíferos. Ventajosamente, existe la posibilidad de realizar una
cementación remedial o secundaria (cementaciones forzadas) que permitiría solucionar
los problemas antes mencionados. Este trabajo pretende describir los procedimientos
para ejecutar dichas operaciones y además, realizar un análisis mediante registros
especializados corridos en el pozo para confirmar el resultado del trabajo.
1.2. Planteamiento del problema
Durante las operaciones normales de perforación pueden ocurrir situaciones adversas
que compliquen el objeto de una cementación primaria. Esto consecuentemente, no
2
permitiría conseguir un aislamiento adecuado y de esta manera ocasionar una pérdida
parcial o total de la producción de petróleo del pozo. Ante esta situación se plantea,
realizar una evaluación del trabajo de cementación forzada mediante registros de
cementación especializados.
1.3. Formulación y sistematización del problema
A continuación se realiza la formulación y sistematización del problema.
1.3.1. Formulación
La evaluación de los trabajos de cementación forzada mediante registros especializados
de cementación permite conocer con gran precisión la calidad del trabajo realizado.
1.3.2. Sistematización
Se verificará si los procedimientos seguidos durante los trabajos de cementación forzada
cumplen los estándares requeridos.
Se determinará si en los trabajos de cementación forzada se están usando las lechadas y
aditivos correctos.
Se evaluará si los supervisores y ejecutores del trabajo tienen la experiencia y solvencia
técnica requerida.
Se comprobará si es después de terminado los trabajos se cumplen todas las
disposiciones establecidas.
3
1.4. Objetivos
Dentro de los objetivos tenemos:
1.4.1. Objetivo General
Analizar y proponer mejoras al proceso de cementación forzada en las operaciones de
cementación, teniendo en cuenta el análisis de los registros CBL, VDL y CET.
1.4.2. Objetivos Específicos
Analizar el proceso de cementación forzada.
Estudiar los tipos de adherencias que son investigadas por el CBL y VDL
Indicar factores que afectan la respuesta de la herramienta y la calidad del
cemento.
Evaluar las mezclas y determinar la bombeabilidad de una lechada de cemento.
Seguir un plan de implementación para mejorar propuestas.
1.5. Justificación e importancia
La cementación forzada es una operación muy común en los pozos de petróleo,
numerosos trabajos de este tipo son realizados continuamente ya que uno de los
principales problemas que se afronta es cuando el agua en cuestión de días llega a
representar un porcentaje considerable en la producción de petróleo de un pozo, por lo
que es necesario una cementación forzada.
4
1.5.1. Hipótesis
Después de realizar un trabajo de cementación forzada será necesario correr registros de
cementación que permitan evaluar dicho trabajo para conocer con muy buena precisión
los resultados.
1.6. Aspectos metodológicos
En base a información disponible del pozo GUANTA 18D, donde se realizó la
cementación primaria, la cual mediante el análisis de los registros de cementación, se
estableció que no tenía el aislamiento requerido. Luego se decide realizar un trabajo de
cementación forzada, se planifica y ejecuta. Finalmente se realiza el análisis de este
trabajo y se establecen los resultados obtenidos.
1.7. Variables
Las variables a utilizar en este trabajo son:
1.7.1. Variable Independiente
Método usado durante el trabajo de cementación forzada
1.7.2. Variables Dependientes
Cantidad de cemento en el lugar requerido
Adherencia del cemento- casing y cemento-formación
Producción de petróleo
5
Reducción de la producción de agua o gas
1.7.3. Variables Intervinientes
Tipo de lechada de cemento
Procedimiento de cementación durante el trabajo
Experiencia y destreza del personal ejecutor del trabajo
1.8. Metodología de la Investigación
Dentro de la metodología de la investigación tenemos:
1.8.1. Tipo y diseño de la investigación
La presente investigación se realizará basándose en estudios bibliográficos e
investigativos.
1.8.2. Métodos de investigación a emplearse
Se empleará los siguientes métodos:
1.8.3. Método General
Método Deductivo
1.8.4. Método Específico
Experimental
1.9. Modalidad
Descriptiva
6
1.10. Técnicas
Visitas al campo
1.11. Instrumentos
Herramientas
Libros
Manuales
Internet
1.12. Técnicas de investigación
Las técnicas a emplearse en el presente trabajo son:
1.12.1. Revisión de literatura especializada
Información recabada sobre las cementaciones remediales en las compañías de servicios
especializadas en estas técnicas, así como también en catálogos, revistas, manuales
técnicos y otros.
1.12.2. Charlas Técnicas Informales
Se realizaron entrevistas para aprovechar los conocimientos de expertos en los temas a
tratarse.
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II
2. CEMENTACIÓN FORZADA O REMEDIAL
La Cementación forzada o remedial, es el proceso en virtud del cual se introduce bajo
presión una lechada de cemento en una cavidad, orificio de cañoneo, fractura, canal o
hueco en el casing en un pozo de petróleo, gas o agua. También recibe el nombre de
cementación “reparadora”, “correctiva”, o “secundaria”.
Después de que el pozo se ha cementado y se encuentra en producción, es posible que
deba ser tratado para corregirle canales o fugas en la tubería y reducir la producción de
agua o gas. La técnica operativa más popular que se emplea para solucionar dichos
problemas es la cementación forzada.
2.1. Aplicaciones de la cementación forzada
La Cementación Forzada tiene numerosas aplicaciones en perforación, completación y
rehabilitación de pozos de petróleo, gas y agua, entre las más importantes se tienen:
Bloquear la entrada de gas dentro de una zona de petróleo
Bloquear la entrada de agua desde el fondo hacia una zona de petróleo
Sellar una zona depletada o de baja presión
Abandono permanente de una zona depletada
Cementar y reparar un liqueo del casing
Cementar y sellar el tope de liner
Reparar una mala cementación primaria
8
2.2. Tipos de cementación forzada
Existen varios tipos de procedimientos para realizar una cementación forzada o
remedial, a continuación se detalla algunos de estos medios.
2.2.1. Squeeze a Baja Presión
La diferencia entre cementación forzada a baja presión y cementación forzada a alta
presión es en si misma la línea divisoria: La presión de fractura de fondo de pozo de la
formación en cuestión. Si la presión está bajo la presión de fractura es llamada “baja
presión”, no fracturará la formación. La mayoría de los trabajos de squeeze deberían
caer en esta clasificación pero, desafortunadamente no es así. El propósito de un
squeeze es a menudo llenar el espacio vacío o canal en el espacio anular casing – hueco.
La aplicación de alta presión usualmente va en contra de alcanzar este objetivo.
El cemento no puede ser bombeado dentro de la matriz de una formación excepto en el
caso de permeabilidades extremadamente altas (sobre 130 darcys) debido a que las
partículas de cemento relativamente más grandes (alrededor de 60 micrones) puentearán
la entrada de la roca porosa. Además, cuando se realiza un squeeze normalmente, o se
fractura la formación, o se bombea muy lentamente mientras los vacíos (canales, etc.)
toman cemento.
Si realmente se quiere un squeeze a baja presión, es absolutamente necesario que
mantenga la presión de fondo de pozo bajo la presión de fractura de la formación. Para
conseguir esto es mejor mantener la presión de fondo de pozo 300 psi por debajo de la
9
presión de fractura de la formación. Esto es especialmente importante si se está tratando
de inyectar (squeezear) en un canal cercano a la zona de pago.
2.2.2. Squeeze a Alta Presión
Por la definición de arriba, si un squeeze excede la presión de fractura del fondo del
pozo esta es llamada de “alta presión”. Cuando esto ocurre, una fractura vertical es
creada, excepto a profundidades someras menores a 2.000 pies usualmente ocurren
fracturas horizontales.
La idea básica de usar la técnica del squeeze es crear un “pancake” de cemento para
separar una zona de petróleo de una zona de agua suena muy bien pero, es básicamente
falso. Si se bombea cemento dentro de la formación, se la ha fracturado a “alta presión”.
El squeeze a alta presión se usa para trabajos de abandono de pozos. También puede ser
útil, si se aplica cuidadosamente, para aislar rompimientos de agua o gas donde se
conoce que el rompimiento es causado por fracturas naturales.
Otra aplicación es un squeeze en el tope del liner, donde es necesario romper rocas no
permeables bajo el tope del liner a fin de ubicar cemento. La mayoría de las zonas
permeables se fracturan entre 0.5 psi/pie y 0.75 psi/pie, mientras que el gradiente de
fractura de las lutitas es aproximadamente 1 psi/pie.
10
2.2.3. Squeeze a través de las perforaciones
La mayoría de trabajos de squeeze en completaciones y reacondicionamiento
(workover) son hechos a través de las perforaciones. Las perforaciones pueden ser
huecos existentes o nuevos disparos hechos para realizar el trabajo. Las perforaciones
del squeeze usualmente están desfasadas 90° con densidad de 4 o 5 disparos por pie.
La presión requerida para establecer circulación a través de perforaciones frescas es casi
siempre más alta que la presión de fractura de la formación. Por esta razón el volumen
de fluido de fractura debería ser pequeño, especialmente si el propósito del trabajo es
realizar un squeeze a baja presión. Sin embargo, en perforaciones viejas previamente
tratadas no sería necesaria la fractura.
2.2.4. Squeeze alrededor del Zapato
Si es necesario perforar más profundo, hay que preocuparse de liqueos alrededor del
zapato, o cuando se va a completar a hueco abierto. Una prueba de leak-off (LOT) es
ordinariamente realizada cuando se perfora unos pocos pies después que se ha corrido y
cementado una sarta de casing. A partir de esta prueba se puede determinar la presión a
la cual la formación se fractura o la cementación primaria falla. Si la cementación
primaria ha fallado se podría realizar un squeeze combinado a baja y alta presión con la
parte final del trabajo reservada para alta presión a fin de asegurar que la fractura sea
llenada y sellada.
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2.2.5. Squeeze de una zona con pérdida de circulación
En una completación o workover, una pérdida de circulación usualmente es causada por
baja presión debido a depletación, formación fracturada, o una formación
extremadamente permeable. El diseño de completación usualmente considera sellar la
zona de pérdida de circulación y recompletar en una nueva zona. Usando un cemento
con alta pérdida de agua podría causar una rápida deshidratación en las perforaciones
solamente, resultando en una trabajo que no soportaría una prueba de presión. En
cementos comunes, que tienen alta pérdida de agua, ocurre un fraguado instantáneo en
áreas de alta presión diferencial como es el intervalo perforado.
2.2.6. Squeeze Bradenhead (Cabeza de Casing)
Este squeeze no involucra el uso de un packer. El Drill Pipe es bajado justo sobre las
perforaciones del casing. La lechada de cemento es bombeada dentro del Drill Pipe y
los preventores de Drill Pipe son cerrados. La lechada es bombeada a presión a través de
las perforaciones, teniendo cuidado de no sobrepasar la presión de fractura de la
formación, este método es preferido debido a su bajo costo.
2.2.7. Squeeze usando Packer Perforable
Un packer perforable, o retenedor, puede ser asentado con tubing o con cable eléctrico.
Este tiene cuñas arriba y abajo. Una herramienta estándar soporta una presión
diferencial sobre 5,000 psi. Contiene una válvula check para prevenir el contra flujo
(backflow). El retenedor puede ser dejado en el pozo como un tapón permanente, o
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puede ser perforado entre 2 y 4 horas. El retenedor es recomendado para los siguientes
tipos de trabajo:
Squeeze y abandono de una zona inferior. El retenedor y cemento (siempre se
deja al menos 10 pies de cemento sobre el tope del retenedor) es un tapón a
prueba de liqueo. En algunos casos la completación de una zona superior puede
ser iniciada inmediatamente.
Reparación de una cementación primaria. Tanto si el propósito es subir el tope
de cemento, o cementar un canal perforando entre el tope y fondo, el retenedor
perforable es una excelente herramienta. Su sistema de válvula contiene
cualquier contra flujo y previene de contaminación por excesiva presión durante
la circulación reversa.
Zonas de alta presión. Donde la contención de presión es un problema, el
retenedor es una excelente selección. Algunas aplicaciones son: zonas de H2S,
zonas de agua cargada con gas, zonas de pozos de inyección. En tales casos, el
retenedor es bajado con wire line y luego se corre el tubing y se inserta el stinger
después que la zona ha sido aislada.
2.2.8. Squeeze de Bloqueo (Block Squeeze)
Este método es usado para bloquear una zona de agua muy cercana a la zona de pago, o
para bloquear una capa de gas. Este sería usado cuando hay una indicación definitiva de
13
defecto en la cementación primaria tal como un canal mostrado en un CBL o
agrandamiento severo del hueco en una lutita que separa las zonas de agua y petróleo.
Por seguridad, es recomendable que la zona superior sea perforada después del squeeze
de la zona inferior.
Un squeeze de un canal es realizado perforando el fondo y el tope del canal,
estableciendo circulación a través del canal, luego se llena de cemento. Un retenedor
perforable puede ser usado para este trabajo. Después que el stinger es sacado del
retenedor, el cemento es espoteado sobre el tope de las perforaciones y un squeeze
Bradenhead es aplicado. Después de reversar y sacar una distancia segura, es mejor
liberar la presión en el casing hasta que el cemento fragüe, especialmente si el trabajo es
cercano a una zona de gas.
2.2.9. Aislamiento de Zonas
El squeeze de aislamiento es similar en naturaleza a un trabajo de remediación de una
cementación primaria, donde se perfora al tope de cemento y quizás unos cientos de
pies arriba del hueco, para llevar cemento detrás de la sarta de producción. Este tipo de
trabajo es usado para:
Aislar la presión de una zona de agua, o una zona porosa que no tiene cemento.
Si la formación a ser protegida es una de agua, el cemento debe ser formulado
con resistencia al sulfato a menos que un análisis de agua muestre que no hay
presencia de sulfatos.
14
Aislamiento de una zona de sal. Puesto que la sal es plástica bajo presión, puede
fluir y colapsar el casing. La ubicación de cemento a través de esta zona no sólo
evitará que la sal fluya, sino que dará resistencia mecánica adicional que puede
prevenir el colapso del casing.
Aislamiento del casing intermedio. Por protección adicional, en casos de alta
presión o presencia de sulfuro de hidrógeno, puede ser deseable rellenar el
espacio anular entre el casing de producción e intermedio con cemento. En tal
caso probablemente las perforaciones superiores no sean necesarias si la sección
“A” dispone de una válvula para establecer circulación. Un retenedor perforable
es necesario para este tipo de trabajo debido a sus atributos de contención.
2.3. Equipos, Herramientas y Materiales
Los equipos, herramientas y materiales usados en la ejecución de un squeeze se los
pueden clasificar de manera general en los siguientes:
Equipos de superficie
Laboratorios
Cementos y aditivos químicos
Herramientas de fondo
2.3.1. Equipos de superficie
Entre los equipos de superficie para realizar un trabajo de cementación en general se
requieren varios equipos típicos o básicos que podrían ser los siguientes:
15
Unidad de cementación
Unidad de generación eléctrica
Tanques
Líneas y tuberías especiales
Cabezal de cementación
2.3.1.1. Unidad de cementación
Una unidad de cementación es útil para casi todos los trabajos de cementación que se
realizan en un pozo de petróleo. Existen unidades fijas y móviles pero en general, todas
cumplen la función principal de mezclar la lechada de cemento, bombearla al pozo, y
finalmente desplazarla y ubicarla en el sitio planeado. Entre los componentes
principales de un camión de cementación, se pueden citar los siguientes:
Bombas centrífugas de alimentación
Tanque de mezcla de cemento
2 Bombas múltiples - alto caudal/alta presión
2 tanques de desplazamiento ( 10 bls de capacidad )
Instalaciones apropiadas (líneas, conexiones, válvulas, etc.)
Medidores de caudal
Manómetros
Densímetros
La foto 2.1 muestra la unidad de cementación conocida como Tucano Twin Cem Unit
de la compañía BJ Services con todos los componentes mencionados anteriormente.
16
Foto 2.1 Unidad de cementación Tucano Twin Cem Unit de la compañía BJ Services
Fuente: BJ Services
Fotografiado por: Laura Cortez
2.3.1.2. Unidad de generación de energía
Durante una operación de cementación existen equipos que requieren abastecimiento de
energía eléctrica para su funcionamiento como son: Bombas centrífugas, medidores
digitales, computadoras para el monitoreo de la operación, entre otros. Por este motivo,
es necesaria una unidad de generación eléctrica que permita abastecer todos estos
requerimientos. La foto 2.2 muestra una unidad de generación móvil.
17
Foto 2.2 Unidad de generación eléctrica móvil
Fuente: BJ Services
Fotografiado por: Laura Cortez
2.3.1.3. Tanques de almacenamiento
Los tanques de almacenamiento son usados para almacenar agua, agua más aditivos
químicos, píldoras o espaciadores, lechadas de cemento, etc. Los tanques de agua son
tanques rectangulares de diferentes capacidades. Normalmente, en operaciones de
cementaciones remediales o squeeze, debido a las cantidades de cemento relativamente
pequeñas a ser usadas, el cemento puede ser premezclado y almacenado en tanques
especiales. La foto 2.3 muestra un arreglo de tanques para almacenar cemento.
18
Foto 2.3 Tanque de mezcla y almacenamiento de cemento premezclado
Fuente: BJ Services
Fotografiado: Laura Cortez
2.3.1.4. Líneas y tuberías especiales
Una unidad o camión de cementación está equipada con líneas y tuberías especiales. Las
líneas superficiales permiten conectar la unidad de cementación con el pozo a través del
cabezal de cementación y poder bombear la lechada de cemento a altas presiones. Estas
líneas de acero tienen especificaciones o cédula (Schedule) para varios tamaños y
rangos de presiones de trabajo. Para tener facilidad y flexibilidad en las instalaciones de
estas líneas existen los chicksan que son conexiones con uniones giratorias o swivel y
permiten trabajar a altas presiones. Además, se requieren tuberías de baja presión para
succionar agua, cemento, mezcla de aditivos, etc.
19
2.3.1.5. Cabezal de cementación
En ciertas operaciones especiales de remediación podría ser requerido un cabezal de
cementación que normalmente es usado en operaciones de cementación primaria. La
foto 2.4 muestra un cabezal típico de cementación.
Foto 2.4 Cabezales de cementación de la Compañía Halliburton
Fuente: Curso de campo I, Tecnología en Petróleos, UTE, abril 2009
Fotografiado por: Laura Cortez
2.3.2. Laboratorios de cementación
El éxito o fracaso de un trabajo de cementación en general dependerá en gran medida de
las pruebas de laboratorio realizadas sobre los componentes básicos, aditivos y lechadas
de cemento a ser usados en los diversos trabajos. Entre las pruebas que deben realizarse
se tienen:
20
Análisis de las características y propiedades del agua a ser usada para la
preparación de las lechadas de cemento
Pruebas del comportamiento de los diversos aditivos y químicos
Pruebas de propiedades y comportamiento de las lechadas de cemento
Pruebas de esfuerzos compresivos de muestras de cemento
El set de fotos 2.5 muestra varias secciones de un laboratorio de cementación para
realizar las pruebas listadas anteriormente.
Set de fotos 2.5 Secciones de un laboratorio de cementación
Fuente: BJ Services
Fotografiado por: Laura Cortez
21
2.3.3. Cemento y aditivos químicos
Los tipos de cementos y aditivos químicos que se utilizan en la industria petrolera para
realizar trabajos de cementación remedial son los siguientes:
2.3.3.1. Tipos de cemento
El cemento usado en la industria petrolera debe tener ciertas propiedades y
características para cumplir con las severas condiciones a las que estará sometido como
temperatura, presión y contacto con fluidos de formación. A continuación se presenta la
clasificación API para cementación de pozos de petróleo.
CLASE A
Usado desde superficie hasta 6000 pies de profundidad cuando no se requieren
propiedades especiales. Es un cemento portland similar al cemento ordinario de
construcción tipo I, ASTM C 150.
CLASE B
Usado desde superficie hasta 6000 pies de profundidad cuando las condiciones
requieren una resistencia en el rango de moderada a alta a la presencia de sulfato, tipo
II.
CLASE C
Usado desde superficie hasta 6000 pies de profundidad cuando las condiciones
requieren alta resistencia en corto tiempo, tipo III.
22
CLASE D
Usado desde 6000 hasta 10000 pies de profundidad, bajo condiciones moderadamente
altas de presión y temperatura.
CLASE E
Usado desde 10000 hasta 14000 pies de profundidad bajo condiciones altas presión y
temperatura.
CLASE F
Usado desde 10000 hasta 16000 pies de profundidad bajo condiciones extremadamente
altas de presión y temperatura.
CLASE G y H
Usados desde superficie hasta 8000 pies de profundidad como un cemento básico de
fábrica, o puede ser usado con acelerantes o retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades de pozos y temperaturas. No adicionar más que sulfato de calcio o agua.
Disponible en tipos resistente al contenido de sulfato en un rango de moderado a alto.
2.3.3.2. Aditivos químicos
Los materiales y aditivos químicos que normalmente se usan para preparar las lechadas
de cemento se los puede subclasificar en los siguientes grupos funcionales :
23
Aditivos de control de densidad
Aditivos de control de tiempo de fraguado
Aditivos de pérdidas de circulación
Aditivos de control de filtración
Aditivos de control de viscosidad
Aditivos especiales para problemas inusuales
Las dos primeras categorías son quizás las más importantes debido a que reciben mayor
consideración en la mayoría de trabajos de cementación, algunos aditivos sirven para
más de un propósito y, además, se ajustan a más de una de las categorías citadas arriba.
2.3.4. Herramientas de fondo
Parte fundamental para realizar los trabajos de cementación remedial o squeeze son las
herramientas de fondo. Éstas operadas adecuadamente permiten confinar los fluidos y
lechadas de cemento hacia el sitio donde han sido programados. Existen algunas
herramientas básicas o típicas usadas para realizar gran parte de los trabajos descritos
anteriormente entre las que se pueden citar las siguientes :
Tapón Puente Recuperable – RBP-
Retenedor de cemento
Casing Irretriable Bridge Plug – CIBP-
Setting tool
Stinger
24
2.3.4.1. Tapón Recuperable – RBP -
Este packer se corre en la tubería al mismo tiempo junto con otros packers, cuando se
llega a la profundidad de trabajo, debajo de la zona de interés, se fija el RBP y es
soltado de la tubería, el packer es levantado hacia arriba y es colocado sobre la zona de
interés.
Los tapones puente, son utilizados para aislar el revestimiento debajo de la zona a ser
tratada, actúa como barrera sólida para prevenir el flujo y resistir la presión de encima y
de abajo, el tapón es colocado a la profundidad deseada y luego es liberado de la tubería
de trabajo, permitiendo que se realice la remediación por encima del tapón (foto. 2.6)
Foto 2.6 Tapón puente recuperable
Fuente: Baker
Fotografiado por: Laura Cortez
25
2.3.4.2. Retenedor de cemento
Se utiliza cuando la herramienta se debe colocar cerca de la zona de interés y hay la
posibilidad de cementar la herramienta dentro del pozo, también si debe ser colocada
entre las perforaciones o si la cantidad de cemento que se va ha utilizar en el squeeze es
desconocido, el retenedor de cemento puede ser colocado por cable, sarta de perforación
o tubería de producción, su diseño es compacto con la finalidad de minimizar el tiempo
de perforación, como la herramienta es perforable, se puede trabajar sin temor de que la
herramienta quede atrapada. La figura 2.1 muestra un retenedor de cemento asentado
con wire line y con tubería de producción. Además, se observa la herramienta de
asentamiento – setting tool – y el stinger.
Figura 2.1 Retenedor de cemento, setting tool y stinger
Fuente: Baker
Elaborado por: Baker
26
2.3.4.3. Packer Retrievamatic - Empacadura recuperable para pruebas,
tratamientos y cementación forzada RTVC
Debido a que es una herramienta que soporta condiciones severas de pozos, se la usa
casi en todo tipo de tratamientos y cementaciones forzadas de reacondicionamiento, la
operación de bajado de la herramienta se lo hace de la siguiente manera: Enroscar y
apretar el packer con el tubing, usando la llave de la mesa rotatoria, cuando la
herramienta está colgada del tubing, verificar sus partes; el sistema de mordazas
mecánicas deben bajar en posición de candado y verificar una o dos veces este
mecanismo antes de bajar al pozo, tener en cuenta que el pozo esté lleno de fluido. Una
vez bajada la herramienta, se procede a asentarla, esto es, llegando a la profundidad de
asentamiento, subimos el tubing de 4 a 5 pies., giramos una o dos vueltas a la derecha y
se aplica peso, de esta manera la herramienta se asienta. Si se requiere liberar la tubería,
se debe levantar hasta quitar el peso colocado sobre la herramienta, tensionando 1,000
lbs. Se espera unos minutos para ecualizar presiones, se rota a la izquierda, una o dos
vueltas, con el propósito de colocar candado a las mordazas mecánicas y se saca la
tubería (fig.2.2)
27
Figura 2.2 Empacadura recuperable para pruebas, tratamientos y cementación forzada
RTVC
Fuente: Baker
Elaborado por: Baker
2.3.4.4. Casing Irretrievable Brigde Plug – CIBP –
Es un retenedor de cemento, que puede servir como tapón mientras no sea perturbado
con el stinger, se lo usa como retenedor para la operación temporal de la cementación
forzada y luego es perforado, un tapón puente propiamente dicho, a más de diferir en su
mecanismo retenedor, tiene el propósito de aislar un intervalo inferior indeseable,
28
generalmente productor de agua, aunque puede ser colocado en el pozo perennemente,
en un determinado momento puede ser perforado con el propósito de hacer
reacondicionamientos en zonas inferiores (fig. 2.3)
Figura 2.3 CIBP
Fuente: BJ Services
Elaborado por: BJ Services
2.3.4.5. Setting tool
Es una herramienta de funcionamiento mecánico, que permite asentar mecánicamente
un retenedor de cemento o un tapón puente, maniobrando la tubería en la superficie con
la rotación, tensión y aplicación del peso, hasta lograr que se asiente a la profundidad
deseada, siempre baja acoplado inferiormente por el stinger y este último introducido en
la herramienta que se quiere asentar, en la parte superior se acopla con una unidad de
control o centralizador. La figura 2.1 muestra esta configuración.
29
2.3.4.6. Stinger
Se introduce dentro de un retenedor de cemento, cuando este último ya ha sido colocado
a profundidad mediante cable o se lo introduce en el retenedor de cemento en superficie
para bajarlos en conjunto y asentar a la profundidad requerida. Cuando se lo utiliza en
un retenedor previamente asentado con cable, baja desprovisto del mecanismo mecánico
que caracteriza al Setting Tool y únicamente baja acoplado a un centralizador que hace
fácil su entrada en el retenedor y ejecutar la operación de cementación. Para este caso el
Setting Tool, puede ser convertido en Stinger, quitándole los accesorios convenientes.
Cuando se lo utiliza con un retenedor que va ha ser asentado mecánicamente, se lo baja
introduciendo en el retenedor y necesariamente requiere el mecanismo del Setting Tool
que le permite fijarse a la profundidad requerida. La parte inferior de la figura 2.1
corresponde al stinger.
CAPÍTULO III
30
CAPÍTULO III
3. PROGRAMACIÓN DE UNA CEMENTACIÓN REMEDIAL
El objetivo de este capítulo es presentar la condición inicial del pozo GUANTA 18D y
su diagnóstico, el programa del trabajo de cementación forzada ( squeeze ) propuesto
sobre el liner de producción en intervalos de las arenas “T” inferior, y “U” inferior
debido a que no se realizó la cementación de dicho liner por problemas operacionales;
Aunque Hollín superior es parte de las zonas de interés no será considerada dentro de
este trabajo; finalmente se presenta la ejecución y de los trabajos de squeeze
programados.
3.1. Parámetros de control de un Squeeze
Independientemente de que se trate de una cementación primaria o secundaria, no existe
un solo diseño de lechada que se desempeñe correctamente en todos los pozos. La
cementación forzada comprende seis parámetros básicos de diseño, de los cuales el
primero controla el resto en mayor o menor medida. Entre los parámetros mencionados
se tienen:
1. Aplicación
2. Tiempo de espesamiento
3. Resistencia de gel
4. Resistencia a la compresión
5. Pérdida de fluido
6. Compatibilidad
31
La aplicación específica de la cementación forzada normalmente determinará el tipo de
diseño de lechada, cuando se toma debidamente en cuenta dos factores acompañantes:
condiciones del pozo y litología de la formación. Por ejemplo, cuando se efectúa una
cementación forzada para abandonar una zona agotada que por naturaleza está
altamente fracturada y ha experimentado numerosos tratamientos de estimulación para
que pueda completarse una zona inferior, el diseño de la lechada debe permitir que el
cemento se deshidrate en la zona de pozo inmediata. También podría incorporarse un
agente obturante, tal como gilsonita, con el propósito de bloquear la alta permeabilidad
natural e inducida de la zona. Por otra parte, cuando se inyecta lechada a presión en un
canal o un espacio anular que no haya sido suficientemente llenado durante una
cementación primaria y donde la temperatura y la profundidad sean elevadas, lo que se
requiere es un cemento de larga duración y baja pérdida de fluido que no frague
rápidamente ni se deshidrate sino hasta que el canal o espacio anular se haya llenado
completamente. Por consiguiente, el diseño de la lechada debe incorporar un retardador
y/o un agente para pérdida de fluido. Una tercera aplicación podría ser una cementación
forzada para aislar una zona productora de agua de una formación que es densa, pero
sensible al agua dulce. En este caso, no se necesitaría una lechada para reducir la
pérdida de fluido debido a la permeabilidad natural de la formación, que prácticamente
es nula. Sin embargo, sí debería emplearse cierta concentración de sal en la lechada de
la inyección, a fin de garantizar una adhesión y un aislamiento permanentes.
Dado que son numerosas las cementaciones forzadas que se efectúan en profundidades
donde se necesita utilizar un retardador y variar la técnica de aplicación intermitente, es
fundamental conocer de antemano el tiempo exacto de espesamiento para que la
planificación de la cementación forzada sea exitosa. El diseño de la lechada
32
normalmente debería incorporar una hora adicional al tiempo de espesamiento calculado
como margen de seguridad.
El tiempo de espesamiento ha de planificarse conociendo el propósito específico de la
cementación, el tiempo que se requiere para colocar la lechada en el pozo y sacarla por
circulación inversa, si así se desease. Se recomienda, pues, incluir un factor de
seguridad de una hora adicional.
La lechada diseñada para la cementación forzada debe revisarse en el laboratorio, a fin
de determinar su resistencia gel. Esta propiedad tixotrópica de algunos diseños de
lechada hace que ésta se resista al movimiento cuando se le permite permanecer en
reposo, tal como sucede cuando se aplica de acuerdo con la técnica de colocación
intermitente empleada en la cementación forzada. La magnitud de esta resistencia en
fracturas, intervalos cañoneados o canales puede ser suficiente para simular las
condiciones de fraguado rápido y, por ende, hacer fracasar la inyección. Por lo general,
una lechada de cemento tiene una pérdida de fluido sumamente elevada, superior a 1000
cc por 30 minutos. Una lechada de cementación forzada que haya sido diseñada sin un
aditivo para control de pérdida de fluidos está sujeta a la misma deshidratación rápida al
pasar por orificios de cañoneo y fracturas. Por consiguiente, sólo queda en los orificios
y/o la formación una pequeña cantidad de la lechada. Los controladores de pérdida de
fluidos, previenen eficazmente esta deshidratación rápida.
3.2. Información del Pozo
En el programa del pozo GUANTA 18D originalmente estaba programado correr y
cementar el liner de producción de 7 pulgadas pero debido a problemas de pérdida de
33
circulación previo a realizar la cementación del liner se decidió asentarlo y
posteriormente realizar la cementación de las zonas de interés usando técnicas de
cementación remedial.
3.2.1. Estado mecánico del pozo
En el pozo GUANTA 18D se corrió y cementó la tubería de revestimiento superficial
hasta 4,382 pies, en la siguiente etapa se perforó el hueco intermedio y se corrió tubería
de revestimiento de 9 5/8 pulgadas hasta 6,253 pies. Finalmente, se perforó el hueco de
producción con broca de 8 ½” y se corrió liner de 7 pulgadas hasta 10,513 pies. Sin
embargo, el liner no pudo ser cementado debido a pérdidas de circulación durante las
etapas previas a la cementación. Obviamente, debido a la ausencia de cemento para el
aislamiento de las zonas de interés se decidió realizar la cementación de las mismas
usando técnicas de cementación remedial. A continuación se presenta la información del
estado mecánico del pozo con las profundidades de asentamiento y las características de
las tuberías de revestimiento.
Casing Superficial 13 3/8 pulgadas,
K-55,54.5 lpp
Zapato a 4,382 pies
Casing 9 5/8 pulgadas, N-80, 47 lpp Zapato a 6,253 pies
Liner de 7 pulgadas Zapato a 10,513 pies
Diámetro de la broca 8 ½ pulgadas
34
3.2.2. Zonas de pago o interés
Las zonas de interés establecidas en este pozo corresponden a la arena Hollín Superior
de la formación Hollín, y las arenas “T” Inferior y “U” Inferior de la formación Napo.
Debido a la no disponibilidad de información de la calidad del cemento a la profundidad
de la arena Hollín superior no será considerada en este trabajo. La figura 3.1 presenta un
registro compuesto del pozo GUANTA 18D donde se muestran las zonas de interés
antes mencionadas.
35
Figura 3.1 Registro compuesto con las zonas de interés Hollín Superior – “T” Inferior y
“U” Inferior.
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Halliburton
36
3.3. Programa de Cementación Remedial
El programa de la cementación remedial es la etapa más importante de la operación,
deben estudiarse las condiciones de pozo y los objetivos cuidadosamente establecidos
por cuanto la cementación a presión puede ser complicada y costosa, como parte del
planteamiento debe tomarse en cuenta los siguientes cuestionamientos:
¿Porqué una cementación a presión? ¿Se requiere aislar una zona? ¿Se requiere reparar
el casing? ¿Se requiere llenar un anillo?
Si no se utilizará el método de Bradenhead, ¿qué herramienta se utilizará?
¿Packer perforable o recuperable?
¿A qué distancia se debe fijar el packer de la zona de interés?
¿Se usará el método de alta o baja presión?
¿Cómo se debe bombear? ¿En etapas de hesitación?, ligero?, despacio?
¿Qué clase de fluidos hay en el pozo?
¿Qué tipo de lechada se usará? Cuánta? ¿Con que características?
¿Qué equipo mecánico y otras restricciones deben ser satisfechos?
¿Cuáles son las condiciones de pozo? ¿Temperatura y presión de fondo?
¿Se fracturará la formación? ¿Cuál es el gradiente de fractura?
¿Cuál es el tiempo de cierre?
¿Cómo se debe ensayar el trabajo?
Debe esforzarse por mejorar las condiciones del pozo antes y durante la operación. El
casing y tubing deben estar limpios tanto como sea posible (libres de incrustaciones,
37
parafinas, residuos y rebabas de punzonados). Las válvulas se cabeza de pozo o BOP
deben ser probadas a las presiones que se espera ejercer.
Si la cementación a presión se efectúa a través del casing es necesario calcular la
presión interna y la resistencia de las uniones, a menos que el casing esté cementado
hasta la superficie. Si el casing no está cementado hasta la superficie deben ser
calculados los esfuerzos críticos en el punto donde se hará la cementación a presión. Si
la operación se hace a través de tubing, los cálculos deben ser hechos para tubing y
casing, evitando la resistencia al colapso del tubing.
3.4. Procedimiento de Cementación Remedial
A continuación se detalla el procedimiento de la cementación remedial para el pozo
Guanta 18D.
3.4.1. Resumen
El taladro de reacondicionamiento de la compañía Triboilgas 5 inició operaciones en el
pozo GUANTA 18D el 24 de Junio del 2008 para realizar el trabajo de reparación,
completación y pruebas iniciales de producción. Las arenas o zonas de interés y los
intervalos considerados en este trabajo para realizar los squeeze son los siguientes:
“T” Inferior 10,230 pies – 10,234 pies ( 4 pies )
“U” Inferior 10,008 pies – 10,012 pies ( 4 pies )
38
3.4.2. Objetivos
El objetivo del trabajo es, usando el método de cementación forzada aislar las arenas
“T” Inferior y “U” Inferior de la formación Napo en los intervalos antes señalados. Las
cementaciones forzadas fueron realizadas debido a que por problemas operacionales no
se pudo cementar el liner de producción.
3.4.3. Diseño de la Cementación
Como primera consideración del diseño será necesario cañonear los intervalos de las
arenas que van a ser sometido a cementación forzada. Luego, bajar herramientas de
prueba para verificar admisión, y de tener resultados positivos asentar los retenedores de
cemento y; finalmente proceder a ejecutar las cementaciones forzadas en cada una de
las arenas seleccionadas.
3.4.4. Recomendaciones Generales
Se recomienda tener en cuenta los siguientes aspectos.
3.4.4.1. Presión disponible en superficie:
La presión de bomba máxima: 3,500 psi. Los datos y propiedades del liner de
producción son las siguientes:
39
DIMENSIONES Y ESFUERZOS DEL LINER
Tabla 3.1. Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “T” Inferior
Diam.Ext. Peso Diam. Int. Grado P.Colapso P.Estallido Esf. Tension
Pulg Lb/Pie Pulg Psi Psi K lbs
7.0 26 6.276 P-110 6,210 9,960 830
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Laura Cortez
3.4.4.2. Consideraciones de Seguridad
Considerar un factor de seguridad de 70% para presión de colapso y 90% de factor de
seguridad para gradiente de fractura.
3.4.4.3. Prueba de inyección
Se realizará una prueba de inyección con fluido de control. Observando el
comportamiento de la presión en superficie a diferentes caudales iniciando con 0.5 bpm
1.0 bpm, 1.5 bpm, 2.0 bpm, 2.5 bpm hasta estabilizar la presión con cada uno de los
caudales sin exceder la presión máxima en superficie.
40
3.4.4.4. Presión máxima en superficie durante el trabajo de cementación forzada:
Considerando gradiente de fractura y presión limite de colapso, es requerido realizar un
gráfico entre volumen de cemento (dependiendo de resultados de inyectividad)
bombeado y presión máxima permitida para encontrar la mejor relación acorde a la
presión obtenida durante la prueba de inyección y el volumen de mezcla a bombear.
Considerar un máximo de 3300 psi a partir del gradiente de fractura de 0.76 psi/pies.
3.4.4.5. Presión en el Anular
Durante el bombeo de fluidos mantener una contrapresión en el anular de 700 psi, si es
posible; en caso contrario mantener el anular lleno todo el tiempo.
3.5. Procedimientos
A continuación se detalla los procedimientos realizados en el pozo Guanta 18D.
3.5.1. Squeeze - Arena “T” Inferior
Intervalo: 10,230 pies – 10,234 pies
1) Efectuar reunión de seguridad con miembros de la cuadrilla de trabajo, representantes
de PETROPRODUCCIÓN y HALLIBURTON.
2) Probar líneas superficiales de cementación y tubería de perforación con 4,000 psi en
el punto neutro del retenedor.
41
3) Insertar Stinger y realizar prueba de inyectividad a 0.5, 1.0, 2.0, y 3.0 bpm, con 20
bbls de Mud Flush verificando presiones de admisión y verificando mantenerse por
debajo del gradiente de fractura.
4) Una vez finalizado la prueba de inyectividad, liberar presión. Definir con el
Company Man el volumen de cemento a utilizar.
5) Mezclar y bombear el volumen de cemento sugerido (180 sxs) con stinger
desconectado controlando caída libre de la lechada de cemento con una contra presión
en el anular de 700 psi.
6) Iniciar desplazamiento con fluido del pozo, debido a que el tratamiento será
bombeado con stinger desconectado, se requerirá conectarlo, una vez que el tratamiento
esté a un barril de la punta conectar stinger y continuar con procedimiento de squeeze.
7) Continuar desplazando los fluidos (subdesplazar por 1 bbl) hasta alcanzar una
presión final de cierre satisfactoria, para ello se usara el método de hescitation squeeze.
Desconectar stinger dejando la última presión de desplazamiento por debajo del
retenedor; ecualizar presiones en directa y anular, abrir preventor y proceder a sacar
tubería. La tabla 3.2 muestra los fluidos a ser usados durante la cementación forzada.
42
Tabla 3.2. Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “T” Inferior.
Fluido
Tipo de
Fluido
Nombre del
Fluido
Densidad
lb/gal
Rata
estimada
promedio
bbl/min
Volumen
1 Fluido Mud Flush 8.4 5.0 5 bbl
2 Fluido Cemento 15.8 5.0 180 sxs
3 Fluido Agua 8.4 5.0 A calcular
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Laura Cortez
La figura 3.2 muestra la evolución de la presión de superficie en función del tiempo
planeada durante toda la operación de cementación forzada.
Figura 3.2 Comportamiento de la presión vs. tiempo durante la cementación forzada
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Laura Cortez
43
3.5.2. Squeeze - Arena “U” Inferior
Intervalo: 10,008 pie –10,012 pie (4 pies)
1) Efectuar reunión de seguridad con miembros de la cuadrilla de trabajo, representantes
de PETROPRODUCCIÓN y HALLIBURTON.
2) Probar líneas superficiales de cementación y tubería de perforación con 4,000 psi en
el punto neutro del retenedor.
3) Insertar Stinger y realizar prueba de inyección a 0.5, 1.0, 2.0, y 3.0 bpm, con 20 bbls
de Mud Flush verificando presiones de admisión y verificando mantenerse por debajo
del gradiente de fractura.
4) Una vez finalizado la prueba de inyectividad, liberar presión. Definir con el
Company Man el volumen de cemento a utilizar.
5) Mezclar y bombear el volumen de cemento sugerido (150 sxs) con stinger
desconectado controlando caída libre de la lechada de cemento con una contra presión
en el anular de 700 psi.
6) Iniciar desplazamiento con fluido del pozo, debido a que el tratamiento será
bombeado con stinger desconectado, se requerirá conectarlo, una vez que el tratamiento
este a un barril de la punta conectar stinger y continuar con procedimiento de squeeze.
44
7) Continuar desplazando los fluidos (subdesplazar por 1 bbl) hasta alcanzar una
presión final de cierre satisfactoria, para ello se usara el método de hescitation squeeze.
Desconectar stinger dejando la última presión de desplazamiento por debajo del
retenedor; ecualizar presiones en directa y anular, abrir preventor y proceder a sacar
tubería, la tabla 3.3 muestra los fluidos a ser usados durante la cementación forzada.
Tabla 3.3 Fluidos usados en la cementación forzada a la arena “U” Inferior
Fluido
Tipo de
Fluido
Nombre del
Fluido
Densidad
lbm/gal
Rata
estimada
Avg
bbl/min
Volumen
1 Fluido Mud Flush 8.4 5.0 5 bbl
2 Fluido Cemento 15.8 5.0 150 sxs
3 Fluido Agua 8.4 5.0 A calcular
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Laura Cortez
3.6. Pruebas de Laboratorio
Las pruebas de laboratorio de la lechada de cemento a ser usadas en los dos trabajos de
cementación se presentan a continuación en las figuras 3.3 y 3.4.
45
Tabla 3.4 Pruebas de Laboratorio del cemento
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Halliburton
46
Tabla 3.5 Propiedades físicas de la lechada de cemento
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Halliburton
47
Figura 3.3 Pruebas de Laboratorio
Pág. 1 de 2
48
Pág. 2 de 2
Figura 3.4 Pruebas de Laboratorio
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Halliburton
CAPÍTULO IV
49
CAPÍTULO IV
4. INTERPRETACIÓN Y ANÁLISIS DE LOS REGISTROS DE
CEMENTACIÓN DEL POZO GUANTA 18D
Todos los trabajos de cementación del casing o liner de producción de un pozo son
evaluados mediante la corrida de un set de registros de cementación para determinar la
adherencia casing – cemento y cemento – formación. Normalmente, estos registros son
corridos durante las operaciones de completación del pozo como paso indispensable y
previo al punzonado o cañoneo de intervalo productor. Si los registros de cementación
muestran no presencia de cemento o no existe aislamiento apropiado en el intervalo de
interés será necesario realizar un trabajo de cementación secundario o remedial para
producir el sello o aislamiento requerido.
Este capítulo presenta un marco teórico básico sobre las herramientas y registros
típicamente corridos en un pozo para determinar la presencia o aislamiento producido
por el cemento en rangos adecuados para cumplir con los propósitos principales de una
cementación. Además, se presentan registros de cementación de casos de campo reales
que muestran las diversas condiciones del cemento y permiten realizar un análisis o
interpretación de los mismos. Se ilustran condiciones que van desde la ausencia total de
cemento (tubería libre) hasta una buena adherencia casing – cemento y buena
adherencia cemento – formación. Para el caso del Pozo GUANTA 18D no se dispone de
registros de cementación puesto que por problemas operativos no se pudo realizar la
cementación del liner.
50
4.1. Herramientas para evaluación de cementación
Los registros acústicos sin lugar a dudas son los métodos más usados y eficientes para
evaluar la calidad del cemento. La interpretación de los mismos da una relación entre la
respuesta de la herramienta y la calidad del trabajo de cementación, en otras palabras se
relacionan las respuestas acústicas con las propiedades acústicas del medio circundante
(casing, cemento, formación), determinando así el acoplamiento acústico entre el
cemento, casing y formación. Una buena adherencia indica un buen acoplamiento
acústico pero no necesariamente un buen aislamiento zonal.
El análisis de los registros debe ser cuidadosamente realizado para determinar el origen
de la respuesta del registro, a más del tiempo, hay que detallar la información
observando la geometría del pozo, características de la formación y que trabajo de
cementación es requerido.
Una interpretación justa de un registro puede ser hecha cuando es posible anticipar la
respuesta del registro, analizando las diferencias entre la respuesta de los registros
esperados y los reales.
Los siguientes pre-requisitos deben ser observados para una interpretación correcta.
Buena calidad de procesos de control de los registros de campo
Conocimiento de datos del pozo y del casing
Conocimiento de los eventos del trabajo de cementación
Conocimiento o una buena estimación de las propiedades del cemento
Conocimiento de la historia pre-post trabajo del pozo
51
4.1.1. Control de calidad
Para el registro Cement Bond Log (CBL), se realiza a través de la curva TT3 (Travel
Time), que se calibra de acuerdo con el diámetro del casing. Para uno de 7 pulgadas el
valor es de 289 μseg y para la amplitud de la curva de CBL el valor de calibración sería
de 62.5mV. Todas estas calibraciones se realizan en tubería libre durante el perfilaje del
pozo. Los valores de TT3 no deben variar más de 4 μseg para que el registro sea
correcto, salvo en los casos en que la amplitud del CBL sea muy baja (menor a 3.5 mV
aproximadamente) y se presente un salto cνclico y la seρal del TT3 desaparezca. Para el
Variable Density Log (VDL) los arribos de casing deben ser claros y rectos para tubería
libre. Entonces estará calibrada o comprobada su buena operación.
A continuación se resume algunos de los factores que causan interpretaciones erróneas y
sus posibles soluciones:
Microanillos Incrementar presión en el casing
Canalizaciones Usar CASTV
Efectos de formación Revisar registros a hueco abierto
Baja resistencia a la compresión Pruebas de laboratorio/tipo de cemento
Excentricidad del casing Revisar desviación del pozo
Excentricidad de la herramienta Revisar TT3 del CBL
Espesor del casing Revisar información del pozo
Corona de cemento delgada Chequear tamaño del pozo
52
4.2. Registros Acústicos
Entre los factores que influencian las propiedades acústicas de una cementación de
casing está la calidad de adherencia del cemento al casing, cuando la adherencia es
buena las ondas viajan a lo largo del casing, se atenúan cuando la energía se pierde en
medio del cemento.
En la herramienta sónica empleada, un transmisor emite trenes de ondas acústicas de
corta duración. Las señales viajan a través del casing, cemento y formación, más
adelante estas llegan a dos receptores a 3 y 5 pies del transmisor.
4.2.1. Cement Bond Log (CBL)
El CBL registra la amplitud del primer arribo de energía en el receptor a 3 pies. Los tres
pies fueron determinados experimentalmente para dar un registro del rango total de las
condiciones del cemento. Los tres primeros picos de la señal en llegar al receptor son
leídos como E1, E2 y E3.
Estas amplitudes de E1, E2 y E3 son proporcionales a la tasa de atenuación para un
nivel dado de señal de transmisión. En un CBL se miden dos cantidades.
El tiempo de transmisión ∆t: Este es el tiempo que se toma E1 en llegar al
receptor.
La amplitud de E.
53
4.2.1.1. Tiempo de tránsito
En el momento que el pulso de sonido es transmitido de la herramienta, se activa un
reloj electrónico (biassetting), que es ajustado para cuando llegue al receptor, sea
detectado y el reloj pare, registrando así el ∆t.
Este método de medición exhibe características distintivas cuando la amplitud de E1
decrece debido a una buena adherencia del casing al cemento. Alargamiento y Salto de
Ciclo. Un decrecimiento en la amplitud de E1 aparece como un alargamiento del tiempo
de tránsito, desde entonces el nivel de detección es constante.
El incremento en el tiempo de tránsito debido a una reducción en la amplitud o un
decrecimiento en la frecuencia de la señal acústica debido a la adherencia, es definida
como un alargamiento. Si la amplitud es reducida más allá de cierto valor (3.5 mV) es
posible que las mediciones del tiempo de tránsito salten de un ciclo a otro.
4.2.1.2. Amplitud
Para medir E1, una compuerta electrónica se abre por corto tiempo y el valor máximo
de las señales recibidas en la compuerta es registrada. Dos sistemas de compuertas
pueden ser usadas en las herramientas de CBL:
Compuerta flotante
Compuerta fija
54
4.2.1.3. Excentricidad
La excentricidad de la herramienta es muy crítica para la respuesta del CBL. Los efectos
de la excentricidad sobre un registro CBL son los siguientes:
El tiempo de tránsito decrece
La amplitud de E1 decrece (0.5 pulg. de excentricidad reduce E1 en más del
50%).
La figura 4.1 muestra la excentricidad de la herramienta medida en pulgadas y su efecto
sobre la amplitud.
Figura 4.1 Excentricidad de la herramienta en pulgadas
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
55
4.3. Variable Density Log (VDL)
Es opcional y suplementa la información dada por el CBL, es una exposición total de la
onda de la señal del receptor a 5 pies. El tren total de ondas es expuesto sobre la película
como líneas brillantes y oscuras, el contraste depende de la amplitud de los picos
positivos.
Las diferentes partes del tren de ondas puede ser identificado en el registro VDL; los
arribos de casing se muestran como líneas regulares (figura 4.2).
Figura 4.2 Comportamiento del tiempo de tránsito - VDL
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
4.4. Análisis de diferentes condiciones de cemento
Como apoyo para el análisis e interpretación del trabajo de cementación forzada
realizado al pozo GUANTA 18D se presentan una serie de situaciones generales que
ocurren en ejemplos de campo reales que muestran el comportamiento de los registros
de adherencia del cemento en determinadas condiciones.
56
4.4.1. Buena adherencia (bond) a la tubería y a la formación
Existen formaciones con rangos de velocidad baja a media, así como formaciones con
rangos de velocidad altos.
4.4.1.1. Formaciones con rangos de velocidad de baja a media
Para este análisis se consideran formaciones con rango de velocidad de baja a media.
Una buena adherencia tanto al casing como a la formación crea una condición de
acoplamiento acústico favorable entre casing, cemento, y formación como se muestra en
la figura 4.3. Un acoplamiento efectivo a la interface casing-cemento permite que la
mayoría de la energía acústica recibida en el casing sea absorbida por el cemento. La
energía es efectivamente transmitida a través del cemento a la formación con
acoplamiento tanto compresional como de corte debido a las condiciones de impedancia
acústica favorable entre los materiales. Como un resultado, la máxima energía es
transferida a la formación. La figura 4.4 presenta un CBL registrado bajo estas
condiciones ideales.
57
Figura 4.3 Buena adherencia al casing y formación
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
58
Figura 4.4 La energía acústica es transferida eficientemente cuando hay buena
adherencia al casing y formación
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
4.4.1.2. Formaciones con rangos de velocidad altos
Este análisis considera formaciones de alta velocidad como calizas, dolomitas,
anhidritas y yeso, especialmente aquellas con bajas porosidades, exhibirán tiempos de
transito en hueco abierto menores a 57 μseg/pie. A tales formaciones se las conoce
como rápidas debido a que la señal de la formación arriba al receptor más temprano que
la señal del casing, como se ilustra en la figura 4.5.
59
Figura 4.5 Señales de formación rápida
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
60
Las señales de formación pueden arribar antes que la señal de la tubería sólo si el
cemento tiene buena adherencia al casing y a la formación. La figura 4.6 muestra estas
características del registro de adherencia bajo estas condiciones.
Figura 4.6 Adherencia en formación rápida
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
61
4.4.2. Buena adherencia (bond) a la tubería solamente
Esta condición del cemento es acentuada en la figura 4.7, muestra la periferia del casing
totalmente rodeada por una capa de cemento duro que no está en contacto con la
formación. Tal condición puede ocurrir cuando la costra de lodo no fue removida.
Como el lodo se disipa detrás del cemento endurecido, este deja un espacio vacío entre
el cemento y la formación, que es muy desfavorable para el acoplamiento acústico. Si la
cobertura de cemento adherida a la tubería es suficientemente gruesa, muy poca energía
se mantendrá en el casing y el cemento atenuará la energía transmitida.
62
Figura 4.7 Comportamiento de señal acústica y VDL cuando sólo existe buena
adherencia al casing.
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
63
Un ejemplo de esta condición se muestra en la figura 4.8. Los arribos de formación
están ausentes, y los arribos de tubería son atenuados, resultando en una amplitud de
tubería baja. Las lecturas del tiempo de viaje son más grandes que el tiempo de tubería
previsto.
Figura 4.8 Condiciones de buena adherencia al casing y pobre adherencia a la formación
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
64
4.4.3. Tubería libre
Si el casing está libre y sin apoyo, y no está en contacto con la pared del pozo
(figura 4.9) vibrará y transmitirá señales de casing fuerte al receptor. Muy poco
acoplamiento acústico puede ocurrir entre el casing y el anular líquido debido a que sus
impedancias acústicas son completamente diferentes. La impedancia acústica está dada
por ρ*v o ρb x 1,000,000 /Δt . Para el acero ρb = 7.8 g/cc y Δt = 57 μseg/pie. Para el
agua ρb = 1.0 g/cc y Δt = 189 μseg/pie. La mayoría de la energía acústica por lo tanto
queda en el casing.
65
Figura 4.9 Característica de señal y VDL en tubería libre
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
66
Un CBL corrido en tubería libre (figura 4.10) muestra un VDL fuerte debido a la tubería
(anillo) y efecto de eco.
Figura 4.10 Señales en tubería libre
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
67
4.4.4. Adherencia pobre o adherencia parcial
El set de condiciones ilustradas en la figura 4.11 representa la zona gris de la toma de
decisiones que afecta a numerosas operaciones. Las señales y VDL muestran distintos
periodos de energía. Los primeros arribos de energía acústica son evidentes porque
algún porcentaje de la periferia del casing está libre para vibrar. Arribos tardíos de
energía también son posibles, porque la porción del casing cementada proporciona buen
acoplamiento acústico a la formación.
Figura 4.11 Características de señal y VDL cuando existen adherencias pobre o parcial
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
68
4.4.4.1. Canalización
Cuando la canalización está presente dentro de la cobertura de cemento, la presurización
del casing producirá un pequeño o no cambio en la amplitud o respuesta de la forma de
onda. Cuando ocurre una canalización continua, no habrá aislamiento vertical. La
canalización es localizada, es decir no ocurre sobre un largo intervalo.
La canalización en la cobertura de cemento no permanece uniforme en tamaño y forma,
por lo tanto causa alguna variación en la respuesta de amplitud (figura 4.12).
Figura 4.12 Los canales en el cemento causan una variación en la respuesta de amplitud
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
69
Un ejemplo de VDL antes y después de un trabajo de squeeze exitoso es mostrado en la
figura 4.13
Figura 4.13 Eliminación del canal por trabajo de cementación – squeeze.
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
4.4.4.2. Microanillo
Un microanillo se define como un espacio anular muy pequeño, entre 5-10 mils en
tamaño, situado entre el casing y la cubierta de cemento. El cemento no está adherido a
la tubería, pero el espacio anular entre el casing y la formación está bien cementado. El
cemento en condiciones normales de producción, es suficiente para formar un sello
hidráulico y evitar la migración de líquido detrás de la tubería. Un microanillo puede ser
causado por varios factores, tales como:
70
• Mantener la presión en el casing hasta que el cemento se fragüe, y después se
permite que la tubería se contraiga después de liberar la presión.
• Expansión térmica de la tubería, mientras el cemento se está curando.
• Contracción térmica de la tubería como consecuencia de llenar el pozo con
líquidos más fríos previo al registro.
• Contaminantes como el barniz o la grasa en la superficie externa del casing.
• Trabajos de squeeze.
• Reducción de la densidad del fluido durante el registro.
Un método para determinar si un microanillo está presente o no es volver a ejecutar el
registro con presión adicional aplicada sobre el casing. En algunos casos, esto se logra
llenando completamente el pozo con líquido, pero con frecuencia se requiere subir la
presión del pozo empleando otros medios. Dos corridas de registro bajo diferentes
presiones (0 psi y 1500 psi) se muestran en la figura 4.14.
71
Figura 4.14 Efecto de microanillo en la amplitud y VDL
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
El registro a 1500 psi muestra mucho mejor adherencia, por tanto, indicando que hay un
microanillo en la corrida a 0 psi. El valor de 1500 psi fue elegido por la operadora para
la determinación del microanillo en este pozo en particular, y no debe interpretarse
como un valor recomendado para todas las aplicaciones. Muchos operadores utilizan
actualmente un valor de 1000 psi como "referencia" para la presurizar el casing.
Pilkington ha descrito cuatro tipos de microanillos que podrían perjudicar los registros
CBL o BAL convencionales:
• Microanillo térmico
• Microanillo producido
72
• Microanillo inducido
• Trabajo de cementación forzada
4.4.4.2.1. Microanillo Térmico
Es causado por la producción de calor alrededor de la periferia del casing durante el
fraguado de cemento. La cantidad de calor varía con el volumen anular, el tipo de
cemento y sus aditivos. El calor de hidratación puede provocar aumentos de temperatura
de 50° a 60° F por encima de la temperatura normal del pozo. Este calor hace que la
tubería se expanda, pero a medida que el calor de hidratación se disipa, la tubería se
contrae y pequeños espacios entre el casing y el cemento, conocidos como microanillo
aparecen. Se dice que el microanillo térmico se ha observado en más del 90% de los
pozos analizados con registros en cuanto a su adherencia. Normalmente, presurizar el
casing a 1,000 psi en la superficie durante el registro, ha eliminado el efecto de
microanillo térmico.
4.4.4.2.2. Microanillo producido
Es creado mediante la aplicación de presión en la superficie sobre el casing. Esta
condición podría ser requerida en diversas situaciones como por ejemplo,
mantenimiento de la presión final durante el desplazamiento de cemento cuando la
válvula de flotación no funciona. Pruebas de tope de liner, o pruebas leak off.
73
El microanillo producido puede provocar interpretaciones erróneas de los registros de
adherencia y conducir a costosos e innecesarios trabajos de cementación forzada.
4.4.4.2.3. Microanillo inducido
Puede ser creado por la reducción de la presión hidrostática del fluido en el interior del
casing. El lodo utilizado para asentar el tapón es a menudo desplazado con un fluido de
completación de menor densidad, y la reducción de la presión resultante puede ser tanto
como 3,500 a 4,000 psi. Un CBL registrado con la regla del dedo de 1,000 psi de
presión de superficie, probablemente sería insuficiente para evaluar adecuadamente la
integridad del cemento.
4.4.4.2.4. Trabajos de cementación forzada
Los trabajos de cementación típicamente emplean una presión de cementación sobre
una porción aislada de la sarta de casing. La presión de cementación durante un squeeze
es incrementada hasta la presión necesaria para forzar el cemento a través de las
perforaciones en la porción de espacio anular pobremente cementado. La presión podría
ser mantenida durante la circulación reversa. En caso de que el registro de cemento sea
corrido con 1,000 psi de acuerdo a la regla de dedo. La respuesta es que probablemente
sea necesario subir la presión de superficie hasta la presión de squeeze alcanzada para
que un registro interpretable sobre la zona aislada del casing sea obtenido. Los
intervalos sobre y bajo el intervalo la zona del squeeze pueden mostrar pobre adherencia
a la presión de superficie usada.
74
A continuación la tabla 4.1 resume los resultados obtenidos en trabajos experimentales
de laboratorio realizados por Baker Atlas sobre amplitudes de tubería libre para un
instrumento receptor dual de la serie 1456.
Tabla 4.1 Resultados experimentales de laboratorio realizados por Baker Atlas
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
75
4.5. Registro Cementación después del Squeeze
Una vez ejecutadas las dos cementaciones remediales presentadas en el capítulo
anterior, se realizó la corrida de registros de cementación para verificar la adherencia de
cemento tanto al casing como a la formación así como la presencia de un intervalo
apropiado para sellar o aislar dichas zonas de interés. La figura 4.15 muestra el set de
registros de cementación obtenido después de realizado el trabajo de cementación.
76
Pág. 1 de 2
Figura 4.15 Registro de cementación CASTV – CBL – MSG – GR – CCL
Baker Hughes
18D
77
Pág. 2 de 2
Fuente: Baker Hughes
Elaborado por: Baker Hughes
18D
78
Pág. 1 de 3
Figura 4.16 Representación gráfica del registro de cementación sección principal
79
Continuación del registro Pág. 2 de 3
80
Continuación del registro Pág. 3 de 3
Fuente: Petroproducción
Elaborado por: Baker Hughes
81
4.6. Interpretación y análisis de resultados
Como ya se mencionó anteriormente debido a problemas operativos en este pozo no se
pudo realizar la cementación del liner de producción, lo cual convierte en un caso muy
especial y por tal motivo no es posible hacer la comparación antes y después del
squeeze, se realizará el análisis e interpretación del registro de cementación después de
la cementación que en última instancia es lo más importante.
4.6.1. Análisis e interpretación en la Arenisca “T Inferior”
El primer trabajo de cementación remedial fue realizado sobre la Arenisca “T Inferior”
en el intervalo: 10,230 pies – 10,234 pies. Es decir, sobre un intervalo de cuatro pies se
forzó la lechada de cemento dentro de las perforaciones. Si se ubica el intervalo anterior
en el registro de la figura 4.15 y se observa sobre la pista derecha correspondiente al
(CASTV) o registro de impedancia que cubre los 360° de la periferia del casing aparece
una zona obscura continua que significa presencia masiva de cemento desde 10,226 pies
hasta 10,262 pies lo cual cubre y sobrepasa el intervalo analizado. Consecuentemente,
se estaría garantizando un sello apropiado en dicho intervalo de la arenisca “T Inferior”.
Bajo 10,262 pies hay presencia de cemento aunque existen ciertos espacios que podrían
contener un pequeño volumen de líquido probablemente residuos de lodo de
perforación. Sobre 10,226 pies aunque existe cemento podría haber canalización.
Por otra parte, analizando el CBL y VDL ubicados en la primera y segunda pistas
respectivamente confirman la interpretación anterior. En lo que respecta al CBL, el
tiempo de transito en el intervalo de análisis corresponde a un promedio de 250 μseg,
mientras que la amplitud tiene un promedio de 2 mV. Si se revisa la tabla 4.1 que
contiene valores referenciales para la evaluación de la adherencia del cemento para un
82
liner de 7 pulgadas de 26 lb/pie considera necesario un valor de 255 μseg como tiempo
de transito y 1.8 mv para la amplitud comparando los valores obtenidos del registro se
podría considerar valores altamente satisfactorios. Por lo tanto, el aislamiento estaría
asegurado.
En lo referente al VDL, este registro que se encuentra a la derecha de pista intermedia
presenta buen acoplamiento acústico entre el liner, el cemento y la formación lo cual
significa una buena adherencia del cemento al liner y a la formación. Con estos
resultados se estaría ratificando los resultados positivos obtenidos en los registros
CASTV, CBL.
4.6.2. Análisis e interpretación en la Arenisca “U Inferior”
El segundo trabajo de cementación remedial fue realizado sobre la Arenisca “U
Inferior” en el intervalo: 10,008 pies – 10,012 pies. Es decir, sobre un intervalo de
cuatro pies se forzó la lechada de cemento dentro de las perforaciones. Si se ubica el
intervalo anterior en el registro de la figura 4.14 y se observa sobre la pista derecha
correspondiente al (CASTV) o registro de impedancia que cubre los 360° de la periferia
del casing aparece una zona notoriamente clara con escasas manchas color café que
significa ausencia o poca cantidad de cemento desde 10,004 pies hasta 10,016 pies lo
cual cubre y sobrepasa el intervalo analizado. Consecuentemente, esta condición no
asegura un sello apropiado en dicho intervalo de la arenisca “U Inferior”. Bajo y sobre
el intervalo que se está analizando mejora la presencia de cemento aunque existen
espacios continuos de fluido que probablemente sea lodo de perforación que se
83
mantienen con la variación de profundidad. Estos espacios así manifestados
posiblemente correspondan a una canalización.
Por otra parte, analizando el CBL y VDL ubicados en la primera y segunda pistas
respectivamente confirman la interpretación anterior. En lo que respecta al CBL, el
tiempo de transito en el intervalo de análisis corresponde a un promedio de 235 μseg,
mientras que la amplitud está en un rango de 12 mV a 18 mV. En cuanto al tiempo de
transito, de acuerdo al comentario presentado en el registro, el valor de 235 μseg
corresponde al tiempo de viaje sobre la tubería. Si se revisa la tabla 4.1 que contiene
valores referenciales para la evaluación de la adherencia del cemento en un liner de 7
pulgadas de 26 lb/pie considera necesario un valor de 1.8 mV. Si se comparan estos
valores con los obtenidos del registro se podría considerar que existe una gran
diferencia y serían valores no satisfactorios. Por lo tanto, el aislamiento no estaría
asegurado y posiblemente no exista.
En lo referente al VDL, este registro que se encuentra en la pista intermedia no presenta
buen acoplamiento acústico entre el liner, el cemento y la formación lo cual significa
ausencia, poca cantidad de cemento, o una pobre adherencia del cemento al liner y a la
formación. Con estos resultados se estaría ratificando los resultados negativos obtenidos
en los registros CASTV y CBL.
CAPÍTULO V
84
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
De manera general, aún con la existencia de un microanillo, existiría sello
hidráulico del casing, sin embargo, en la lectura del registro aparecería como
una mala adherencia del cemento a la tubería.
De los resultados obtenidos en los registros de cementación, se concluye que los
valores para la Arena T inferior son altamente satisfactorios, por lo tanto el
aislamiento estaría asegurado.
Del análisis de la arena U inferior, se establece que los valores obtenidos en los
registros no son satisfactorios, por lo tanto el aislamiento no estaría asegurado y
posiblemente no exista.
Utilizando los aditivos a las concentraciones recomendadas, se puede garantizar
que las pruebas cumplan con los requisitos para realizar con éxito los trabajos
mencionados.
De acuerdo a la Tabla 4.1 se requieren 11 pies de cemento para asegurar
aislamiento en un casing de 7 pulgadas.
85
5.2. Recomendaciones
Verificar si el trabajo de cementación primaria es adecuado, ya que esta es la
base para determinar si son necesarias las operaciones de cementación remedial.
Seguir buenas prácticas de perforación, previo a la corrida del casing o liner en
el pozo, esto evitaría tener pozos en los cuales no se pudo realizar la
cementación primaria., como ocurrió en el pozo Guanta 18D.
Aplicar buenas prácticas de cementación primaria, como son una adecuada
limpieza del hueco y acondicionamiento del lodo, centralización apropiada de la
sarta, caudales de bombeo de lavadores y lechada de cemento apropiadas,
volúmenes de desplazamiento de cemento correctos.
Evitar la generación de microanillo, debido a la contracción térmica de la
tubería, como consecuencia de llenar el pozo con fluidos más fríos, previo al
registro de cementación.
Cuando la calidad de adherencia del cemento no sea la requerida debido a la
presencia de microanillos, se procede a correr el registro de cementación con
presión de 1000 psi en superficie.
86
GLOSARIO DE TÉRMINOS
1. Cementación a Presión. (Squeeze Pressure). Generalmente está definida por la
presión utilizada. La técnica de alta presión involucra la rotura de la formación de
bombeo de la lechada o el filtrado del cemento en la formación hasta alcanzar en
superficie un valor determinado de presión que debe ser mantenida sin retorno. La
técnica de baja presión involucra colocar la lechada en el intervalo a tratar y en la
aplicación de una presión suficiente para formar un revoque (torta de filtrado) de
cemento deshidratado en perforaciones, canales o fracturas que pueda estar abiertas.
2. Bloqueo a presión. Consiste en perforar arriba y abajo la zona productora e inyectar
el cemento a través de las perforaciones. Es usado para aislar las zonas productoras
antes de la terminación del pozo. La técnica normalmente consiste en dos etapas de
perforaciones, dos etapas de cementaciones y luego rotado del cemento.
3. Presión de Fractura. Es la presión necesaria para fracturar la formación. En la
operación de alta presión es el valor que hay que alcanzar antes de inyectar el cemento.
Si la formación es permeable, el filtrado ingresará a cualquier valor por arriba de la
presión poral de la formación. Con la técnica de baja presión, puede obtenerse una
operación satisfactoria sin rotura de la formación.
4. Microanillo. Generalmente definido como la presión por pie de profundidad
requerida para que se inicie la fractura. Se requiere menor presión para extender una
fractura que para crearla.
87
5. Presión de fondo de pozo en tratamiento. Es la presión ejercida sobre la formación
en el fondo durante la operación. Es la presión de superficie más la presión hidrostática
de los fluidos del pozo, menos la presión de fricción. Para fracturar debe excederse ese
valor.
6. Microanillo. Un microanillo se define como un espacio anular muy pequeño, entre 5-
10 mils en tamaño, situado entre el casing y la cubierta de cemento. El cemento no está
adherido a la tubería, pero el espacio anular entre el casing y la formación está bien
cementado. El cemento en condiciones normales de producción, es suficiente para
formar un sello hidráulico y evitar la migración de líquido detrás de la tubería.
7. Canalización. Cuando la canalización está presente dentro de la cobertura de
cemento, la presurización del casing producirá un pequeño o no cambio en la amplitud o
respuesta de la forma de onda. Cuando ocurre una canalización continua, no habrá
aislamiento vertical. La canalización es localizada, es decir no ocurre sobre un largo
intervalo.
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BIBLIOGRAFÍA
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