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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DE POZOS CANDIDATOS PARA REALIZAR
CEMENTACIÓN FORZADA EN LOS POZOS DEL CAMPO
SHUSHUFINDI DE EP PETROECUADOR
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
TLGO. EDGAR ALEJANDRO CORREA SALGADO
DIRECTOR: ING. CARLOS JACOME
Quito, Marzo, 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial, 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo EDGAR ALEJANDRO CORREA SALGADO , declaro que el trabajo aquí
descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para
ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias
bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
Edgar Alejandro Correa salgado
1714264700.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de pozos
candidatos para realizar cementación forzada en los pozos del campo
Shushufindi de EP PETROECUADOR ”, que para aspirar al título de
Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Edgar Alejandro Correa
Salgado , bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de
Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
Ing. Carlos Eduardo Jácome Castro.
Director de Tesis
1700585456
DEDICATORIA
Esta tesis va dedicada a mi Padre Edgar Rodrigo Correa quien fue la
persona que me inspiro a seguir esta hermosa profesión además por ser el
estímulo más grande de superación, a mi Madre María de Lourdes Salgado
por ser el pilar principal de mi vida, y por su constante apoyo, quien siempre
me impulsó para seguir adelante en cualquier lugar de mi vida a mi hermana
María José por compartir, orientar mi anhelo y aconsejar; y a mi Familia
quienes estarán toda la vida conmigo a todos ellos muchas gracias
No puedo dejar de lado a mis amigos de la vida universitaria con los cuales
eh vivido grandes momentos y los cuales me han apoyado en las etapas
difíciles de mis estudios y de la vida.
La culminación del presente trabajo concreta un esfuerzo dedicado al
cumplimiento de los objetivos propuestos para mi superación profesional.
Edgar Alejandro Correa Salgado.
AGRADECIMIENTO
Quiero agradecer a todas las personas que hicieron posible poder terminar
este trabajo final antes de la obtención de mi título profesional, en primer
lugar, a la Universidad Tecnológica Equinoccial, a todos mis profesores
quienes me dieron la oportunidad de estudiar y forjar mi futuro profesional.
A todos los técnicos que me enseñaron todo en cuanto al trabajo petrolero,
en los momentos que necesitaba información para poder desarrollar ésta
tesis. Sin ustedes no habría podido realizar este trabajo.
Al Ing. Carlos Jácome director de mi tesis, quien me brindo su tiempo y
experiencia para terminar una de las etapas de mi vida profesional.
A todos ellos muchas gracias.
Edgar Alejandro Correa Salgado.
i
ÍNDICE
PÁGINA
RESUMEN .................................................................................................... xii
ABSTRACT ................................................................................................. xiv
CAPÍTULO I ................................................................................................... 1
1. INTRODUCCIÓN. ......................................................................... 1
1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN. ......................................... 1
1.1.1. OBJETIVO GENERAL. ................................................................. 1
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS. ........................................................ 1
1.2. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO. ............................................. 2
1.2.1. JUSTIFICACIÓN TEÓRICA. ......................................................... 2
1.2.2. JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA. ............................................ 2
1.2.3. JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA. ....................................................... 3
1.3. HIPÓTESIS DEL TRABAJO. ........................................................ 3
1.4. MARCO REFERENCIAL. .............................................................. 3
1.5. ASPECTOS METODOLÓGICOS. ................................................. 7
1.6. UNIVERSO DE LA INVESTIGACIÓN. .......................................... 8
CAPÍTULO II .................................................................................................. 9
2. MARCO TEÓRICO. ..................................................................... 9
2.1. DEFINICIÓN. .............................................................................. 10
2.2. PROPÓSITO. .............................................................................. 11
2.3. DESCRIPCIÓN. .......................................................................... 11
2.4. APLICACIONES.......................................................................... 12
2.5. TEORÍA DE LA CEMENTACIÓN FORZADA. ............................. 13
2.5.1. CONSIDERACIONES SOBRE SQUEEZE. ................................ 14
ii
2.5.1.1. La Lechada de cemento penetra en la formación. ...................... 15
2.5.1.2. Todos los punzonados están abiertos antes del squeeze. .......... 15
2.5.1.3. La lechada de cemento es usada para formar un “Pancake”
Horizontal. ................................................................................... 15
2.6. TÉCNICAS DE CEMENTACIÓN FORZADA. ............................. 16
2.6.1. CEMENTACIÓN FORZADA CON ALTA PRESIÓN. ................... 16
2.6.2. CEMENTACIÓN FORZADA CON BAJA PRESIÓN. ................... 19
2.7. MÉTODOS PARA REALIZAR UN SQUEEZE............................. 21
2.7.1. MÉTODO SIN USO DE PACKER. ............................................. 22
2.7.2. MÉTODO UTILIZANDO PACKER. ............................................. 22
2.8. DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO. .............................. 23
2.8.1. CEMENTO. ................................................................................. 23
2.8.2. CLASIFICACIÓN API. ................................................................. 24
2.8.3. ADITIVOS PARA LOS CEMENTOS. .......................................... 26
2.8.3.1. Aceleradores de cemento. .......................................................... 27
2.8.3.2. Aditivos de pérdida de circulación. .............................................. 28
2.8.3.3. Aditivos para disminuir la densidad. ............................................ 29
2.8.3.4. Aditivos para disminuir la pérdida de agua. ................................ 30
2.8.3.5. Retardadores. ............................................................................. 31
2.8.3.6. Aditivos densificantes. ................................................................. 32
2.8.3.7. Reductores de fricción. ............................................................... 32
2.8.4. REOLOGÍA. ................................................................................ 33
2.8.4.1. Determinación de las Propiedades Reológicas. .......................... 34
2.8.5. PROPIEDADES REQUERIDAS DE UNA LECHADA DE
CEMENTO. ................................................................................. 36
2.8.5.1. Influencia de la temperatura y presión del pozo. ......................... 36
iii
2.8.5.2. Viscosidad y contenido de agua de la lechada. .......................... 37
2.8.5.3. Tiempo de bombeabilidad. .......................................................... 38
2.8.5.4. Resistencia requerida del cemento. ............................................ 39
2.8.5.5. Calidad del agua de mezclado disponible. .................................. 40
2.8.5.6. Densidad de la lechada. .............................................................. 40
2.8.5.7. Control de filtración. .................................................................... 41
2.9. PRUEBAS DE INYECTABILIDAD............................................... 41
2.10. NUEVAS ALTERNATIVAS. ........................................................ 42
2.11. HERRAMIENTAS USADAS EN CEMENTACION FORZADA. ... 45
2.11.1. ZAPATOS. .................................................................................. 45
2.11.1.1.ZAPATO GUÍA. ........................................................................... 45
2.11.1.2.ZAPATO FLOTADOR. ................................................................ 46
2.11.2. CENTRALIZADORES. ................................................................ 46
2.11.3. COLLAR FLOTADOR. ................................................................ 47
2.11.4. CEMENTING PLUG “BOTTOM PLUG & TOP PLUG”. ............... 47
2.11.5. RASCADORES “SCRAPER”. ..................................................... 48
2.11.6. PACKERS O TAPONES. ............................................................ 49
2.11.7. TAPÓN RECUPERABLE RBP - (Retrievable Bridge Plug). ........ 49
2.11.7.1.Usos del tapón recuperable – RBP ............................................. 50
2.11.7.2.Reglas generales para la operación con el RBP. ....................... 50
2.11.7.3.CIBP (Casing Irretrievable Bridge Plug). .................................... 51
2.11.7.4.Packer Retrievamatic - Packer recuperable para pruebas,
tratamientos y cementación forzada “R- Matic”. .......................... 52
2.11.7.5.Reglas generales para el uso R-Matic. ....................................... 52
2.11.7.6.Retenedor de Cemento. ............................................................. 53
2.11.8. SETTING TOOL. ......................................................................... 54
iv
2.11.8.1.Setting Tool Mecánico. ............................................................... 55
2.11.8.2.Setting Tool LTD EZ DRILL. ....................................................... 55
2.11.9. STINGER. ................................................................................... 55
2.12. OPTIMIZACIÓN DE LA CEMENTACIÓN FORZADA. ................ 56
2.12.1. TIEMPO DE BOMBEO. ............................................................... 57
2.12.2. CANTIDAD DE CEMENTO. ........................................................ 57
2.12.3. VOLUMEN DE CEMENTO. ........................................................ 58
2.12.4. TIPO Y CANTIDAD DE AGUA UTILIZADA. ................................ 58
2.12.5. ESPECIFICAR EL MOTIVO POR EL CUAL SE REALIZA LA
CEMENTACIÓN FORZADA. ...................................................... 58
2.12.6. EFICIENCIA DE OPERACIÓN. .................................................. 59
2.12.7. PRUEBA DE EQUIPOS Y LÍNEAS DE PRESIÓN. ..................... 59
2.12.8. TIEMPO DE FRAGUADO. .......................................................... 59
2.12.9. UTILIZACIÓN DEL EQUIPO ADECUADO. ................................. 60
2.12.10. PERSONAL CALIFICADO. ......................................................... 60
2.13. CÁLCULOS PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL. ...................... 60
2.13.1. VOLUMEN DE CEMENTO (BBL). .............................................. 61
2.13.2. PRESIÓN PATA REVERSAR UN BARRIL DE LECHADA DEL
WORKSTRING. .......................................................................... 62
2.13.3. REQUERIMIENTOS MINIMOS DE AGUA. ................................. 63
2.13.4. VOLUMEN DESPLAZADO PARA UN BARRIL DE CEMENTO
SOBRE EL PACKER. ................................................................. 64
2.13.5. PRESION PARA REVERSAR CUANDO EL CEMENTO
SPOTTED. .................................................................................. 65
2.13.6. PRESION PARA REVERSAR EL CEMENTO DEL WORKSTRING
CUANDO EL CEMENTO ALCANZA EL TOPE DE LAS
PERFORACIONES. .................................................................... 66
v
2.13.7. CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCION. ...................................... 67
CAPÍTULO III ............................................................................................... 68
3. METODOLOGÍA. ........................................................................ 68
3.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI. ......... 68
3.2. UBICACIÓN. ............................................................................... 69
3.3. HISTORIA DEL CAMPO. ............................................................ 69
3.4. DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO
SHUSHUFINDI............................................................................ 70
3.4.1. FORMACIÓN HOLLÍN. ............................................................... 70
3.4.2. FORMACIÓN NAPO. .................................................................. 72
3.4.3. FORMACIÓN TENA. ................................................................... 73
3.5. TIPOS DE EMPUJE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI. ................ 73
3.6. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO
ARTIFICIAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI-AGUARICO. ............ 73
3.7. PRESELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS. ........................... 74
3.7.1. FACTORES A TOMARSE EN CUENTA. .................................... 76
3.7.1.1. Problema aparente del pozo. ...................................................... 76
3.7.1.2. Revisar el Historial del pozo. ....................................................... 76
3.7.1.3. Diagnostico del equipo de producción. ....................................... 77
3.7.1.4. Pozos Vecinos. ........................................................................... 77
3.7.1.5. Mapas estructurales de los yacimientos, pruebas y registros de
producción. ................................................................................. 77
3.8. ANALISIS DE LOS POZOS PRE-SELECCIONADOS DEL
CAMPO SHUSHUFINDI. ............................................................ 78
3.8.1. POZOS CANDIDATOS PARA REALIZAR CEMENTACIÓN
FORZADA. .................................................................................. 78
vi
CAPÍTULO IV .............................................................................................. 81
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS. .................................................... 81
4.1. PROGRAMA DEL POZOS CANDIDATO DRAGO 02 PARA
REALIZAR CEMENTACIÓN FORZADA EN EL CAMPO
SHUSHUFINDI DE EP PETROECUADOR. ................................ 81
4.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO DRAGO. .......................... 81
4.3. INFORMACIÓN DEL ÁREA DE INVESTIGACIÓN. .................... 82
4.3.1. DETALLE ESTRUCTURAL DEL CAMPO DRAGO..................... 83
4.3.1.1. Arenisca U Superior. ................................................................... 83
4.3.1.2. Arenisca U Inferior. ..................................................................... 84
4.3.1.3. Arenisca T Superior. ................................................................... 85
4.3.1.4. Arenisca T Inferior. ...................................................................... 86
4.3.2. EVALUACIÓN CON REGISTROS ELÉCTRICOS INICIALES. ... 87
4.3.3. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN INICIALES. ................................ 88
4.3.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN. ................................................. 90
4.3.5. INTERPRETACIÓN DE DATOS DE FORMACIONES
PRODUCTORAS. ....................................................................... 90
4.3.6. ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO DRAGO. .................................. 92
4.3.6.1. Arenisca U Inferior. ..................................................................... 92
4.3.7. ANÁLISIS DEL RESERVORIO. .................................................. 93
4.3.7.1. Cálculo del volumen de arcilla (vsh). ........................................... 93
4.3.7.2. Porosidad. ................................................................................... 94
4.3.7.3. Permeabilidades y Factor de Recobro. ....................................... 95
4.3.7.4. Propiedades de los fluidos. ......................................................... 97
4.4. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO. ................ 98
4.4.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO. ....... 99
vii
4.4.2. INFORMACIÓN TÉCNICA DE FACILIDADES DE PRODUCCIÓN
DEL CAMPO. ............................................................................ 102
4.4.2.1. Locación Drago 01. ................................................................... 102
4.4.2.2. Locación Condorazo. ................................................................ 103
4.4.2.3. Locación Drago Norte. .............................................................. 104
4.4.2.4. Locación Drago Este. ................................................................ 106
4.5. HISTORIAL DRAGRO-02 ......................................................... 107
4.5.1. HISTORIAL DE PERFORACIÓN DRAGO-02. .......................... 108
4.5.2. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DRAGO-02. ........ 109
4.5.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DRAGO-02. ........................... 111
4.5.4. PROCEDIMIENTO DE SQUEEZE DRAGO-02......................... 112
4.5.4.1. Pruebas de Inyectabilidad. ........................................................ 114
4.5.4.2. Procedimiento. .......................................................................... 115
4.5.5. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO. ........................................ 118
CAPÍTULO V ............................................................................................. 121
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. ........................... 121
5.1. CONCLUSIONES. .................................................................... 121
5.2. RECOMENDACIONES. ............................................................ 122
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................... 124
NOMENCLATURA .................................................................................... 127
GLOSARIO ................................................................................................ 129
viii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 01. Producción del campo Shushufindi-Aguarico 74
Tabla 02. Pre-selección de Pozos Candidatos 79
Tabla 03. Pozos Candidatos 80
Tabla 04. Resistividad referencial para Campo Drago 88
Tabla 05. Pruebas iníciales de producción de los pozos referenciales
Drago Norte 1 89
Tabla 06. Pruebas iníciales de producción de los pozos referenciales
Drago Norte 6D 89
Tabla 07. Pruebas iníciales de producción de los pozos referenciales
Drago Norte 89
Tabla 08. Pruebas iníciales de producción de los pozos referenciales
Drago Este 89
Tabla 09. Potencial Campo Drago 91
Tabla 10. Factores de Recobro por empuje por intrusión de agua 96
Tabla 11. Factores de Recobro por empuje por gas en solución 96
Tabla 12. Propiedades físicas de los fluidos del Campo Drago 98
Tabla 13. Proyecciones de producción Campo Drago 101
Tabla 14. Pruebas de Producción Arena NAPO 110
Tabla 15. Historial de Producción DRAGO-02. 111
Tabla 16. Intervalos de Interés para SQUEEZE. 116
Tabla 17. Costo de la Operación de Cementación SQUEEZE. 119
ix
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 01. Incompleta remoción del lodo por la lechada 11
Figura 02. Canal de flujo atrás de la tubería de revestimiento 12
Figura 03. Intrusión de agua y gas en una zona de aceite 13
Figura 04. Fracturamiento Horizontal y Vertical 17
Figura 05. Técnica de Alta Presión: Fractura vertical generada por
cementación forzada 18
Figura 06. Cementación con baja presión 20
Figura 07. Modelos Reológicos 34
Figura 08. Thermatek 44
Figura 09. Zapato Guía 45
Figura 10. Zapato Flotador 46
Figura 11. Centralizadores 46
Figura 12. Collar Flotador 47
Figura 13. Cementing Plug “Bottom plug & Top Plug 48
Figura 14. Raspadores “Scraper”. 48
Figura 15. Tapón RBP - (Retrievable Bridge Plug) 49
Figura 16. CIBP (Casing Irretrievable Bridge Plug). 52
Figura 17. Packer Retrievamatic ”R-Matic”. 52
Figura 18. Retenedor de Cemento ”Cement Retainer” 53
Figura 19. Setting Tool. 54
Figura 20. Stinger 56
Figura 21. Ubicación del campo Shushufindi-Aguarico. 69
Figura 22. Columna Estratigráfica del campo Shushufindi-Aguarico 71
Figura 23. Método de Producción del campo Shushufindi-Aguarico 74
Figura 24. Ubicación Campo Drago 82
Figura 25. Mapa Estructural “U” Superior 84
Figura 26. Mapa Estructural al tope “U” Inferior 85
Figura 27. Mapa Estructural al tope “T” Superior 86
Figura 28. Mapa Estructural al tope “T” Inferior 87
x
Figura 29. Corte Estructural estratigráfico 92
Figura 30. Distribución de la porosidad en el modelo geológico 95
Figura 31. Proyecciones de producción Campo Drago 100
Figura 32. Ubicación de los pozos del Campo Drago 102
Figura 33. Locación Drago 01 103
Figura 34. Locación Condorazo 104
Figura 35. Facilidades de producción tempranas de la Estación Drago
Norte 105
Figura 36. Locación Drago Este 106
Figura 37. Mapa Estructural campo Drago 108
Figura 38. Casing DATA 113
Figura 39. Pruebas de admisión Drago 02 114
Figura 40. Pruebas Multi-Rata Drago 02 115
xi
ÍNDICE DE ECUACIONES
PÁGINA
Ecuación 2.1. Viscosidad Newtoniana 34
Ecuación 2.2. Relación de Deformación 34
Ecuación 2.3. Índice de Comportamiento Reológico 35
Ecuación 2.4. Coeficiente de Consistencia 35
Ecuación 2.5. Índice de Comportamiento Reológico 35
Ecuación 2.6. Coeficiente de Consistencia 35
Ecuación 2.7. Volumen de cemento (bbl) 61
Ecuación 2.8. Volumen de cemento (bbl) 62
Ecuación 2.9. Presión Requerida para Reversar la Lechada 62
Ecuación 2.10. Presión Requerida para Reversar la Lechada 62
Ecuación 2.11. Requerimiento Mínimo de Fluido (Agua) 63
Ecuación 2.12. Requerimiento Mínimo de Fluido (Agua) 63
Ecuación 2.13. Requerimiento Mínimo de Fluido (Agua) 64
Ecuación 2.14. Requerimiento Mínimo de Fluido (Agua) 64
Ecuación 2.15. Requerimiento Mínimo de Fluido (Agua) 64
Ecuación 2.16. Presión para Reversar el Cemento 65
Ecuación 2.17. Volumen de Cemento Remanente en el Tubing 66
Ecuación 2.18. Volumen de Lechada Remanente en el Tubing 66
Ecuación 2.19. Presión para Reversar el Cemento del Workstring 67
Ecuación 2.20. Caída de presión por fricción 67
Ecuación 2.21. Flujo Turbulento 67
Ecuación 2.22. Flujo Laminar 67
Ecuación 2.23. Número de Reynolds 67
Ecuación 4.1. Cálculo de Volumen de arcilla Vsh 94
Ecuación 4.2. Cálculo de porosidad por registro 94
Ecuación 4.3. Cálculo de Porosidad Aparente 95
Ecuación 4.4. Cálculo de Tasa de Producción 99
xii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 01. 136
Historial de producción Condorazo Sur-Este 01.
ANEXO 02. 138
Diagrama del Condorazo Sur-Este 01.
ANEXO 03. 139
Historial de producción Shushufindi 41.
ANEXO 04. 142
Diagrama del Shushufindi 41.
ANEXO 05. 143
Historial de producción Shushufindi 18.
ANEXO 06. 144
Diagrama Shushufindi 18 (WIW-09).
ANEXO 07. 145
Diagrama de perforación del pozo Drago-02.
ANEXO 08. 146
Diagrama del pozo Drago-02 WO #01.
ANEXO 09. 147
Diagrama del pozo Drago-02 WO Propuesto.
ANEXO 10. 148
Build Up del pozo Drago-02.
xiii
RESUMEN
La cementación forzada o squeeze es el tipo de cementación correctiva más
común en la industria petrolera y su objetivo principal es el de obtener un
sello entre el casing y la formación
El objetivo del siguiente estudio es de Pozos candidatos para realizar
cementación forzada en los pozos del campo Shushufindi de EP
PETROECUADOR, con lo cual se investigo y tuvo como resultado el realizar
un squeeze al pozo DRAGO - 02 a "T inf" y "U inf". Punzonar "Hollin".
Completar pozo para reinyectar agua de formación del Campo Drago.
El pozo Drago-02 presenta una variación en su flujo de producción, al revisar
las pruebas de producción del mismo, se observa que incremento el BSW en
un lapso de 6 días, luego de realizar los análisis de BSW (alto 96%) se
confirma que la cantidad de agua que está produciendo ha aumentado.
Realizando pruebas de laboratorio se determina que la salinidad del agua
que está produciendo ha cambiado, lo que nos lleva a pensar en algún
problema de aislamiento de la zona, esto se confirma luego de realizar
registros eléctricos para determinar las condiciones del cemento, por lo que
se decide retirar la completación y abandonar el pozo.
Esto hace que sea necesaria una cementación correctiva, que sellara los los
intervalos productores para después diseñar la completación que permita la
reinyección del agua.
Se ha recopilado la información necesaria para poder realizar el trabajo, y
también información del trabajo mismo los resultados se podrán apreciar en
las pruebas de producción.
xiv
ABSTRACT
Forced cementing or squeeze is the type of remedial cementing more
common in the oil industry and its main objective is to obtain a seal between
the casing and the formation
The purpose of this study is wells candidates for squeeze in the Shushufindi
field of EP PETROECUADOR, which was investigated and resulted in the
squeeze to make a well DRAGO - 02 "T inf" and "U inf ". Punching "Hollin".
Complete well to reinject produced water Drago Field.
Well Drago-02 presents a variation in the flow of production, review
production testing of the same, it is observed that increase in the BSW within
6 days after performing the analysis of BSW (high 96%) confirms the amount
of water that is produced has increased.
Performing laboratory tests determined that the salinity of water is occurring
has changed, which leads us to think of any problem of isolation of the area,
this is confirmed after performing electric logs to determine the conditions of
the cement, so the decision to withdraw the completion and abandon the
well.
This makes it necessary remedial cementing, to seal the producing intervals
for later completion design that allows water reinjection.
It has compiled the information needed to perform the work, and job
information same results can be seen in production testing.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN.
El problema que presenta ciertos pozos del campo Shushufindi de EP
PETROECUADOR son de: Zonas con problemas durante la perforación,
zonas no productivas, capas indeseada de agua o gas, zonas que no
admiten la inyección de agua de formación en pozos inyectores; aspectos
por los cuales causan la declinación en la producción del campo. Las
técnicas de cementación remedial “SQUEEZE” son recomendables para
controlar: la producción indeseada de agua o gas, corrección en la
cementación primaria, sellar arenas para abandono o cambio de zonas.
1.1. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN.
Se va a dividir la investigación en dos tipos de objetivos que son:
1.1.1. OBJETIVO GENERAL.
• El objetivo de este estudio es, Analizar la cementación remedial en los
pozos del campo Shushufindi, a fin de presentar pozos candidatos
para realizar un squeeze y de este modo mantener la producción.
1.1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS.
• Analizar los historiales de producción de campo e historiales de
trabajos de reacondicionamiento.
2
• Realizar una pre-selección de pozos candidatos para la cementación
remedial.
• Determinar el tipo de problema que presentan los pozos candidatos
preseleccionados.
• Proponer el diseño de la cementación remedial “squeeze”.
1.2. JUSTIFICACIÓN DEL PROYECTO.
Debido a que el petróleo se ha constituido desde hace mucho tiempo en una
de las principales fuentes de energía e ingresos económicos en el Ecuador,
se ha hecho indispensable desarrollar diferentes estudios destinados a
recuperar o mejorar la productividad de los pozos petroleros:
1.2.1. JUSTIFICACIÓN TEÓRICA.
Es necesario implementar un estudio técnico de pozos candidatos a una
cementación remedial para así proponer a la empresa una alternativa en
mantener la producción para que esta no decaiga sino mas bien siga siendo
fructífera y no fracase; para esto hemos tomado como punto de partida, la
situación actual, para luego analizar detalladamente la problemática que
tiene el Campo Shushufindi.
1.2.2. JUSTIFICACIÓN METODOLÓGICA.
Elaborar un estudio de pozos candidatos para realizar una cementación
remedial tomando en cuenta todos los datos de campo como: historiales de
pozos, completaciones, intervenciones de work-over y Files del campo.
Datos que nos permitan llevar a cabo una interpretación técnica para la
3
selección de pozos a ser intervenidos para la optimización de la producción
del Campo Shushufindi.
1.2.3. JUSTIFICACIÓN PRÁCTICA.
Los resultados de este estudio permitirán a la empresa operadora saber que
pozos de su campo necesitan realizar una cementación remedial para
mantener la tasa de producción e incrementar sus ganancias.
1.3. HIPÓTESIS DEL TRABAJO.
La producción del campo Shushufindi, declina su producción por la
presencia de agua de formación, capa de gas e intercomunicación de zonas,
zonas no productoras, tubería corroída y comunicación tubing-casing.
1.4. MARCO REFERENCIAL.
La cementación forzada es una operación muy común, numerosos trabajos
de este tipo son realizados continuamente en los pozos petroleros.
La cementación correctiva o forzada es definida como el proceso de forzar la
lechada de cemento, bajo presión, a través de huecos o ranuras en el casing
y espacio anular. Cuando la lechada es forzada contra una formación
permeable, las partículas sólidas son filtradas por la formación y entra a la
misma formación la fase líquida.
Una operación de cementación forzada o squeeze es exitosa, cuando toda la
lechada de cemento ingresa al espacio que queda entre el casing y la
formación, formando en el mencionado lugar una costra de cemento.
4
Las operaciones de cementación tienen muchas aplicaciones durante las
operaciones de perforación y completación de pozos. Las aplicaciones más
comunes son las siguientes:
• Eliminar el ingreso de agua de otros sectores hacia la zona
productora,
• Reparar roturas de casings corroídas,
• Sellar las zonas no productivas o repletadas, y
• Sellar zonas de pérdida de circulación.
La técnica usada en la cementación de un pozo depende de la combinación
controlada de cemento seco y agua. Esta combinación, se llama
comúnmente lechada de cemento o mezcla, el cemento pasa a través de un
proceso de deshidratación y recristalización. El endurecimiento total del
cemento ya mezclado tarda unos cuantos años pero el endurecimiento
primario tarda unas pocas horas después de ser colocada la mezcla en el
sitio deseado.
Antes que se endurezca la mezcla de cemento, esta se puede bombear; el
tiempo que tarda el bombeo es el que se aprovecha para ligar bien el
cemento y desplazarlo en el interior del pozo.
Cuando el cemento seco se mezcla con el agua, sin ningún aditivo, la
combinación se llama mezcla de cemento sin aditivos. Esta mezcla puede
dar resultados bastante satisfactorios y un producto relativamente duro, solo
cuando las proporciones de cemento y de agua se mantienen dentro de un
límite determinado. Al usar los límites especificados, el peso, viscosidad y
tiempo de fraguado puede variar usando una adición de agua. Si se usa
poca o demasiada agua, la mezcla no fraguara como es debido. Las
mezclas livianas de cemento contienen concentraciones altas de agua,
mientras que las mezclas pesadas contienen menos agua.
5
Las mezclas de cemento se miden comúnmente en libras por galón
(Lbs/gal.), Igual que se hace con los lodos de perforación. El peso del
cemento seco es tres veces mayor que la del agua, que es de 8.3 Lbs/gal.
El tiempo de fraguado o endurecimiento desde el momento en que se
mezcla el cemento hasta que se coloca en el pozo varia con la cantidad de
agua usada y los aditivos empleados.
La temperatura también afecta el tiempo de fraguado. A medida que la
temperatura aumenta, disminuye el tiempo de fraguado. El aumento de
temperatura por cada pie de profundidad, también disminuye el tiempo
necesario para colocar la mezcla en su lugar, para controlar esto también se
utilizan químico y aditivos que sirven para disminuir la perdida de agua, a
estos químicos y aditivos normalmente se le conoce como retardadores.
Para las operaciones de cementación que se realizan a alta presión se
utilizan herramientas que son conocidas como empacadoras, estas
herramientas pueden ser recuperables o permanentes, las recuperables
como su nombre lo indica se pueden recuperar luego del trabajo en cambio
las permanentes quedan dentro del pozo y generalmente son molidas con
una broca de perforación.
Uno de los motivos más frecuentes para realizar este trabajo es el aumento
de la producción de agua en los pozos por alguna fisura en las
cementaciones realizadas durante la perforación de los mismos.
• Cementación Primaria.
La cementación de un pozo petrolífero es el procedimiento que consiste en
mezclar una lechada de cemento con agua, por medio de equipos
especiales de mezclado, y bombearla a través del casing hacia puntos
críticos del anillo formado entre el pozo y la tubería, o también a pozo abierto
6
en una sección preestablecida.
Para trabajos de cementación se deben atender especialmente las
características de los cementos, aditivos, ensayos, planificación del trabajo y
la operación en sí de una cementación primaria, cementación de liners,
cementación a presión y tapones de abandono.
También deberán tenerse en cuenta los equipos de bombeo, mezcladores,
sistemas de transporte a granel (bulk), y varias herramientas y accesorios de
fondo de pozo utilizados en las cementaciones.
• Cementación Casing Superficial.
Se perfora el pozo hasta la profundidad deseada para la tubería de
superficie. Antes de cementar, se circula el pozo para romper la resistencia
del gel del lodo, se deberá usar también un espaciador para remover bien el
lodo.
El cemento para el casing superficial va a ser =, del tipo acelerado. Para
combatir perdida de circulación, si es necesario se puede utilizar otros
aditivos. Al bajar el casing superficial, se bajan también centralizadores,
zapato guía, collar flotante y otro equipo de fondo de los mismos que se
detallaran mas adelante.
En una operación convencional, se deberán bajar tapones superior e inferior,
a menos de que se este usando un aditivo de perdida de circulación en el
cemento. Algo importante para recordar: la presión necesaria para asentar el
tapón, una vez liberada, no debe ser suficiente como para colapsar el
casing. Cuando se usan técnicas de cementación por columna interior la
posibilidad de colapsar el casing se reduce agregando fluido densificado
entre las barras de perforación (columna inferior) y la tubería de
revestimiento.
7
Si hay problema de pérdida de circulación se puede bombear el cemento por
el espacio anular a través de una tubería de una pulgada, hasta que el
cemento llegue a superficie. Si hay problema que pudiera provocar rotura de
formaciones o colapso del casing se puede bombear el cemento en etapas,
usando una herramienta multi-etapa.
Normalmente se utiliza una lechada de relleno (una lechada más barata
como la clase H con bentonita), para rellenar el espacio anular hasta el nivel
de superficie. En cambio el cemento de mayor resistencia, llamado cola, se
bombea para que fragüe alrededor del fondo del casing superficial. Antes de
re-perforar, el cemento deberá tener una resistencia a la compresión no
menor de 500 psi.
• Cementación Casing de Producción.
En este caso es muy importante hacer una buena cementación. El pozo se
perfora a través de la formación productiva mas profunda, se lo circula y se
bombea un espaciador. Según las condiciones en que este el pozo, puede
usarse diversos tipos de equipos, para favorecer el éxito de la operación.
Las lechadas de cemento que se van a utilizar, dependerán de las
condiciones del pozo; al cementar se deberá bombear la lechada de flujo
turbulento, mientras se gira o se sube y baja la tubería. Luego de la
operación, pero antes de que el cemento fragüe, se debe soltar la presión
para determinar si la válvula flotante funciona. Si se mantiene la presión
hasta que el cemento fragüe, se puede provocar un micro anillo detrás de la
tubería.
1.5. ASPECTOS METODOLÓGICOS.
• Analizar la información técnica del campo, tal como historiales de
8
producción, completaciones, intervenciones de W.O.
• Determinar qué tipo de problemas intervienen en la declinación de la
producción.
• Realizar una pre-selección de los pozos candidatos para una
cementación remedial.
• Elaborar un diseño de trabajo de los pozos candidatos a ser
intervenidos para una cementación remedial
1.6. UNIVERSO DE LA INVESTIGACIÓN.
Al realizar un estudio de campo se pueden identificar los factores que
definen la toma de decisiones en operaciones de cementación remedial que
determinan el confinamiento adecuado bajo las realidades de dicha
actividad.
Para la realización de un estudio que permita comprender el análisis actual
de la situación, a través de la investigación de campo, condiciones actuales
de: producción del pozo, estado del pozo, completación de pozo facilidades
instaladas.
CAPÍTULO II
9
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO.
El proceso de cementación primaria ha sido usado por más de 70 años para
sellar y soportar las tuberías de revestimiento en un pozo.
La técnica usada en la cementación de un pozo depende de una
combinación controlada de cemento seco y agua. Esta combinación, llamada
comúnmente “lechada de cemento” o “mezcla”, pasa a través de un proceso
de deshidratación y re-cristalización. El endurecimiento total del cemento ya
mezclado tarda unos cuantos años, pero el endurecimiento primario ocurre a
unas pocas horas después de ser colocada la mezcla en el sitio deseado.
Cuando el cemento seco se combina con agua, sin ningún aditivo, la
combinación se llama “mezcla de cemento sin aditivos”. Esta mezcla puede
dar resultados bastante satisfactorios de un producto relativamente duro,
sólo cuando las proporciones de agua y cemento se mantienen dentro del
límite determinado.
Al usar los limites especificados, el peso, viscosidad y tiempo de fraguado
pueden variar usando una adición de agua. Si se usa poca o demasiada
agua, la mezcla no fraguará como es debido.
Desafortunadamente, los resultados no son siempre exitosos y durante la
vida de muchos pozos se han requerido de ciertos trabajos de corrección. La
técnica, comúnmente llamada cementación forzada, es más difícil y más
amplia en su aplicación que la cementación primaria. Las operaciones de la
cementación forzada pueden ser desarrolladas durante la perforación o la
terminación de un pozo o para su reparación o intervención posterior.
10
La cementación forzada es necesaria por muchas razones, pero
probablemente el uso más importante es el de aislar la producción de
hidrocarburos de aquellas formaciones que producen otros líquidos (agua).
El elemento clave de una cementación forzada es la colocación del cemento
en el punto deseado o en puntos necesarios para lograr el propósito. Puede
ser descrita como el proceso de forzar la lechada de cemento dentro de los
agujeros en la tubería de revestimiento y las cavidades detrás del mismo.
Los problemas que soluciona una cementación forzada se relacionan con el
objetivo de aislar las zonas productoras.
A menudo es difícil determinar por qué algunos pozos pueden ser forzados
exitosamente con una sola operación, mientras que otros en el mismo
campo, requieren varias operaciones. Existen ciertos fundamentos para la
apropiada comprensión y aplicación de los principios de cementación
forzada.
La literatura técnica contiene varios documentos que se refieren a este tipo
de cementación. Sin embargo, quedan aún muchas preguntas sin
respuestas. ¿Hacia dónde va el cemento durante un trabajo de cementación
forzada? ¿Qué significa un rompimiento de la formación? Y ¿Es realmente
necesaria?, ¿Debe usarse agua o lodo para romper la formación?, ¿La
lechada de cemento se distribuye uniformemente alrededor del pozo?
¿Pueden taparse los agujeros con el cemento?
La cementación secundaria se utiliza cuando el proceso de cementación
primaria no resulto exitoso, debido a que el volumen de cemento fue
calculado erróneamente, el cemento ha sido contaminado con fluidos de
perforación o hay una pérdida de cemento dentro de la formación.
2.1. DEFINICIÓN.
La cementación forzada o squeeze es el tipo de cementación correctiva más
11
común en la industria petrolera y su objetivo principal es el de obtener un
sello entre el casing y la formación.
2.2. PROPÓSITO.
Corregir por medio de la inyección de cemento a presión, posibles fallas de
cementaciones primarias, rupturas de tuberías de revestimiento, abandono
de intervalos explotados, etcétera.
Figura 01. Incompleta remoción del lodo por la lechada.
Halliburton Energy Institute, (2003) Cementing 1 Student Workbook.
2.3. DESCRIPCIÓN.
Cuando la lechada es forzada contra una área permeable, las partículas
solidas filtradas sobre las caras de la formación, así como la fase acuosa,
entran a la matriz de ésta.
Un trabajo de cementación forzada, diseñada apropiadamente, tiene como
resultado la construcción de un enjarre sobre los agujeros abiertos entre la
formación y la tubería de revestimiento; dicho enjarre forma un sólido casi
impermeable. En los casos en que la lechada es colocada dentro de un
intervalo fracturado, los sólidos del cemento deben desarrollar un enjarre
sobre las caras de la fractura y/o puntear la fractura.
12
Para llevar a cabo los trabajos de cementación a presión casi siempre se
requiere del empleo de un empacador recuperable o permanente, según el
caso, para aislar el espacio anular del pozo. Así se deja directamente
comunicada la zona en donde se desea hacer la inyección de cemento, con
la sarta de trabajo. Con esto se obtiene un mayor rango de presión de
operación y mayor seguridad de confinamiento de la lechada.
2.4. APLICACIONES.
La cementación forzada tiene muchas aplicaciones durante las fases de
perforación y terminación.
• Reparar un trabajo de cementación primaria que falló debido a que el
cemento dejo un canal de lodo originando una canalización o cuando una
insuficiente altura fue cubierta con cemento en el anular.
•
Figura 02. Canal de flujo atrás de la tubería de revestimiento.
Halliburton Energy Institute, (2003) Cementing 1 Student Workbook.
• Eliminar la entrada de agua de ambas zonas, inferior y superior, dentro
de una zona productora de hidrocarburos.
• Reducir la Relación de Gas-Petróleo por aislamiento de la zona de gas,
de un intervalo adyacente al intervalo de petróleo.
• Reparar una fuga en la tubería de revestimiento debido a la corrosión de
13
la misma en zonas expuestas.
Figura 03. Intrusión de agua y gas en una zona de aceite.
Halliburton Energy Institute, (2003) Cementing 1 Student Workbook.
• Abandonar una zona despresionada o no productora.
• Taponar todo o parte de una o más zonas de un pozo inyector con zonas
múltiples, de tal forma que la dirección de los fluidos inyectados dentro de
la zona sea la deseada.
• Sellar zonas de pérdida de circulación.
• Evitar la migración de fluidos entre zonas productora y no productora de
hidrocarburos.
2.5. TEORÍA DE LA CEMENTACIÓN FORZADA.
No obstante la técnica usada durante un trabajo de cementación forzada, la
lechada de cemento se sujeta a presión diferencial contra una roca
permeable. Los fenómenos resultantes son la filtración, que se haga un
enjarre y, en algunos casos, el fracturamiento de la formación. La lechada
que se sujeta a presión diferencial pierde parte de su agua en el medio
poroso y se forma el enjarre de cemento parcialmente deshidratado.
El enjarre de cemento formado contra una formación permeable tiene una
14
permeabilidad inicial alta, pero a medida que las partículas de cemento se
acumulan, el espesor del enjarre y la resistencia hidráulica se incrementan.
Como resultado, la velocidad de filtración decrece y la presión requerida
para deshidratar la lechada de cemento se incrementa.
La velocidad de construcción del enjarre es una función de cuatro
parámetros: permeabilidad de la formación, diferente presión aplicada, el
tiempo y la capacidad de la lechada para perder fluido a condiciones de
fondo.
Cuando se forza cemento contra una formación de permeabilidad dada, la
velocidad a la que decrece la deshidratación de la lechada está directamente
relacionada con la velocidad de pérdida de agua.
Cuando es inyectada contra una formación de baja permeabilidad, la
lechada con baja velocidad de filtrado se deshidrata lentamente, y la
duración de la operación puede ser excesiva. Contra una formación de alta
permeabilidad una lechada con alto valor de filtrado se deshidratará
rápidamente; consecuentemente, el pozo puede bloquearse por enjarre y los
canales a través de los cuales acepta cemento deberán estar punteados.
La lechada ideal para una cementación forzada deberá ser diseñada
entonces para controlar la velocidad de construcción del enjarre y permitir la
construcción de un enjarre uniforme con un filtrado proporcional sobre toda
la superficie permeable. Las bases teóricas y prácticas relativas a los
fundamentos de la formación del enjarre se localizan en las publicaciones de
Binkley, Dumbauld y Hook.
2.5.1. CONSIDERACIONES SOBRE SQUEEZE.
Existen ideas equivocadas generalizadas al respecto de la cementación
forzada “squeeze”, las mismas que son necesarias de aclararlas:
15
2.5.1.1. La Lechada de cemento penetra en la formac ión.
Algo erróneo e inconcebible sobre la cementación forzada, es creer que la
lechada de cemento entra en la permeabilidad de la formación o matriz, ya
que esto no ocurre.
Una vez que la lechada de cemento es forzada y filtrada de los sólidos de
cemento, se torna inmóvil comenzando a deshidratarse y resistir el
movimiento, causado un incremento de presión.
2.5.1.2. Todos los punzonados están abiertos antes del squeeze.
Otra equivocación es pensar que todos los orificios causados por los
disparos están abiertos y que aceptaron la lechada de cemento durante la
operación de squeeze o que todos los punzonados serán forzados a abrir
para fracturar la formación.
Las técnicas de disparos sugieren afirmativamente que no siempre quedan
abiertos todos los punzonados y que no aceptaran fluido, a menos que se
aplique un esfuerzo considerable para abrirlos.
2.5.1.3. La lechada de cemento es usada para formar un “Pancake”
Horizontal.
Una tercera equivocación es admitir que durante el squeeze se formara un
“pancake” horizontal de cemento alrededor del pozo, que en la realidad no
ocurre.
El cemento sólido o lechada no entra en la formación permeable porque las
partículas son demasiado grandes para orientarse por sí mismas contra la
formación a ser cementadas.
16
2.6. TÉCNICAS DE CEMENTACIÓN FORZADA.
Durante la cementación presurizada los poros en la roca rara vez permiten al
cemento entrar dentro de la formación y se requeriría una permeabilidad de
aproximadamente 500 Darcies para que esto suceda.
Existen varias técnicas para realizar el trabajo de cementación a presión. La
técnica empleada sirve para darle nombre:
• Cementación forzada con alta presión.
Esta técnica requiere que la formación sea fracturada, los cuales permite
que la lechada de cemento se bombee dentro de la zona fracturada.
• Cementación forzada con baja presión.
La aplicación de esta técnica requiere no exceder el gradiente de fractura
de la formación. La lechada de cemento es colocada frente a la
formación y entonces se aplica presión para que la fase fluida de la
lechada (filtrado) sea forzada dentro de la roca, mientras que el material
sólido del cemento (revoque) sea depositado en las paredes de la
formación.
2.6.1. CEMENTACIÓN FORZADA CON ALTA PRESIÓN.
En una operación de cementación forzada con alta presión, la formación es
inicialmente fracturada por un fluido libre de sólidos (salmuera o agua) para
determinar la presión de admisión de la formación. Nunca se debe usar lodo
de perforación para realizar esta prueba, porque se puede dañar la
formación o el revoque formado evita la inyección del fluido.
La dirección de las fracturas depende de la resistencia de la roca presente
17
en la formación. La fractura ocurre a lo largo de un plano perpendicular a la
dirección de menor resistencia compresiva. En general, la resistencia
vertical, depende del esfuerzo de sobrecarga, el cual es más grande que la
resistencia horizontal. Entonces es más fácil que se produzca una fractura
vertical.
Figura 04. Fracturamiento Horizontal y Vertical.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
En la práctica es difícil predecir la dirección de la fractura debido a que la
tendencia será seguir la dirección de las fracturas naturales de la formación.
Después de que la formación es fracturada, la lechada de cemento es
colocada frente a la formación y luego es bombeada dentro de la zona a un
caudal de bombeo bajo. La presión de inyección debe crecer gradualmente
mientras el cemento llena la zona fracturada. Después de que la lechada ha
sido forzada se debe desfogar la presión y chequear si existe retorno.
Las desventajas de esta técnica son:
• No existe control sobre la orientación de las fracturas.
• Pueden ser necesarios grandes volúmenes de cemento para llenar la
18
fractura.
• El lodo remanente dentro de los disparos (cañoneo) es atrapado
dentro de las fracturas, lo que puede ocasionar que el sello no sea
efectivo.
Figura 05. Técnica de Alta Presión: Fractura vertical generada por
cementación forzada.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
Otra consideración de cuidado en el “squeeze” de alta presión es el posible
colapso del casing; esto concierne a casing viejos que puedan haberse
debilitado por corrosión.
Excesiva presión debajo de las herramientas de squeeze puede colapsar el
casing; mientras que una presión por encima de la herramienta puede
atraparla teniendo un pescado nada deseable en el trabajo de cementación
remedial, por esta razón la presión debe ser controlada en el anular (casing-
tubing) durante la cementación forzada ya sea con la ayuda de otras
empacaduras o manteniendo cierta presión permitida en el anular que
refuerce al casing.
Además, la cementación primaria detrás del casing deberá soportar la
presión de prueba, antes de la cementación forzada, mediante unas pruebas
de presión para verificar las condiciones de calidad del casing.
19
2.6.2. CEMENTACIÓN FORZADA CON BAJA PRESIÓN.
Conocido generalmente como cementación forzada a baja presión es uno de
los métodos más eficientes de sellado de zonas perforadas. En una
operación de cementación a baja presión la formación no es fracturada, en
cambio la lechada de cemento es forzada suavemente sobre la formación.
La lechada de cemento consiste de sólidos finos dispersos en un medio
liquido; estos sólidos son demasiado grandes para ser desplazados dentro
de la formación como se aplica presión al sistema, la fase liquida es forzada
dentro de los poros, generando un deposito de material solido o revoque
detrás. Este revoque (costra) de cemento deshidratado que se genera sirve
de barrera impermeable que previene la invasión de filtrado a futuro, en este
sentido esta técnica crea un sello impermeable alrededor de la zona
perforada.
Algunos factores claves que afectan la construcción del revoque de cemento
son:
• Perdida de fluido (generalmente 50-200 cc)
• Relación agua/solidos (0,4 por peso)
• Características de la formación (permeabilidad, presión de poro)
• Presión de esfuerzo.
Solo se requiere un volumen pequeño de cemento para realizar una
cementación forzada a baja presión. Los disparos deben encontrarse libres
de lodo u otro material que sirva de punteo o bache. Si el pozo ha estado
produciendo por un tiempo, sus disparos deben ser lavados a veces con
solución acida.
El procedimiento general para realizar una cementación forzada a baja
presión es:
20
• Se bombea agua dentro de la zona para establecer si la formación
puede ser forzada (Prueba de Inyectabilidad). Si el agua no puede ser
inyectada quiere decir que no se podrá realizar el trabajo de
cementación forzada sin fracturar la formación.
• Colocar la lechada de cemento en la profundidad requerida.
• Aplicar presión moderada.
• Para el bombeo y chequear si existe retorno.
• Continuar bombeando hasta que el retorno cese por cerca de 30
minutos.
• Para el desplazamiento de cemento y mantener la presión.
• Circular por inversa el exceso de cemento que quedo en la tubería de
revestimiento.
Una lechada de cemento apropiadamente diseñada dejara solo un pequeño
nodo de cemento dentro de la tubería después de remover el exceso de
cemento. Todo el procedimiento de cementación forzada es llevado por
debajo de la presión de fractura
Figura 06. Cementación con baja presión.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación.
Uno de los trabajos más comunes que se realizan a baja presión es el
taponamiento de punzonados con cemento, dando lugar a los tapones de
cemento para:
21
• Aislamiento de zona.
En un pozo con dos o más zonas de producción, a veces es beneficioso
aislar una zona no lucrativa colocando un tapón permanente para evitar la
posible pérdida de producción.
• Control de pérdida de circulación.
Durante la operación de perforación cuando se aprecia una severa perdida
de circulación, frecuentemente es posible restaurar la circulación colocando
un tapón de cemento a través y encima de la zona ladrona.
• Desvío lateral o perforación direccional.
Para desviar lateralmente la perforación de un pozo con “pescado” no
recuperable, para que ayude con la orientación de la broca dentro del área
deseada.
• Abandono.
Un pozo que ya no tiene posibilidades de producir puede ser abandonado
sellando los punzonados de una zona seca, zona depletada o zona de
fluidos indeseables; colocando un tapón de cemento a la profundidad
requerida que ayudara a evitar la comunicación zonal y cualquier migración
de fluido que pueda infiltrar fuentes de agua subterránea o causar fuga en la
superficie.
2.7. MÉTODOS PARA REALIZAR UN SQUEEZE.
Existen dos métodos para realizar un squeeze los mismos que son:
• Método sin uso de packer.
• Método utilizando packer.
22
2.7.1. MÉTODO SIN USO DE PACKER.
Fue el primer método utilizado y se realiza a través del tubing sin el uso de
packer. Para presurizar el pozo se debe cerrar la valvula de control del
casing en la superficie, después que el cemento ha sido bombeado hasta la
zona a tratar.
Un cierto volumen de lechada se bombea hasta una cierta altura por fuera
del tubing o en el espacio anular que se forma entre el casing y el tubing.
Luego el tubing es levantado hasta que este fuera de la lechada y se cierra
las válvulas del casing de la superficie. A continuación se bombea el fluido
de desplazamiento por el interior del tubing, hasta que se llegue a la presión
necesaria. Este método se usa especialmente en pozos de poca
profundidad, en zonas de obturación y zonas de perdida de circulación
durante la perforación.
Las restricciones en el uso de este método es que se presuriza el casing, lo
cual limita la presión de trabajo a la presión que indica las especificaciones
de la tubería.
Otra restricción es la falta de precisión en la ubicación de la lechada, ya que
en este método no se utiliza ninguna herramienta para retener el cemento.
2.7.2. MÉTODO UTILIZANDO PACKER.
Este método utiliza las herramientas que se las conocen como packers o
tapones recuperables. Este método es considerado de mayor precisión que
el anterior debido a que el cemento y la presión son aplicados en zonas
definidas por las herramientas.
Antes de bombear el cemento es necesario hacer una prueba de presión o
de inyectividad, que consiste en conocer el caudal de fluido que puede
23
recibir la zona de perforaciones en la que se va realizar la cementación.
Luego es necesario colocar el cemento en la posición deseada, algunas
veces se puede colocar un tapón puente o un retenedor para aislar otra
zona.
Cuando la presión deseada ha sido alcanzada, el remanente de la lechada
debe ser reversada. Los objetivos que se deseen alcanzar estarán
determinados por el método que se escoja de alta o baja presión.
2.8. DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO.
El diseño de la lechada varía en función de la técnica que se emplea para la
ejecución del trabajo. De tal forma que la lechada se puede diseñar con alto
valor de filtrado más de 100 cm3/30 min, moderado de 50 a 100 cm3/30 min,
bajo valor de filtrado de 20 a 50 cm3/30 min.
La viscosidad juega un papel importante y debe controlarse para tener
oportunidad de inyectar apropiadamente la lechada dentro de los espacios
vacios. El tiempo de fraguado debe ser suficiente para preparar la lechada,
bombearla al pozo por circulación hasta dejarla en el extremo inferior de la
sarta de trabajo. Luego se debe empacar y efectuar la inyección hasta
alcanzar la presión deseada acorde a la técnica empleada, y descargar
presión, desempacar y circular inverso hasta eliminar la lechada sobrante,
procediendo a desanclar y sacar la herramienta del pozo.
2.8.1. CEMENTO.
El uso de cemento en operaciones de reacondicionamiento, también es
considerable. Existen cementos de diferentes clases, cada uno con
propiedades particulares de acuerdo a la profundidad, resistencia y tiempo
24
de fraguado siendo los mas usados los de la clase A, H y G sobre todo en la
cementación forzada (squeeze).
El cemento mezclado con el agua en diferentes proporciones forma la
lechada de cemento, en la cual también están incorporadas pequeñas
cantidades de aditivos parra modificar sus características. El volumen de
cemento, la densidad de la lechada, los aditivos y sus propósitos; son
programados de acuerdo a las condiciones y necesidades de trabajo.
2.8.2. CLASIFICACIÓN API.
El Instituto Americano del Petróleo API ha identificado nueve tipos de
cemento, de acuerdo a la composición química y a las propiedades físicas.
Estos tipos van desde los cementos normales de construcción hasta los
cementos desenados para ser utilizados a miles de pies bajo tierra.
Los nueve tipos de cementos clasificados por el API dependen de la
proporción de los cuatro componentes químicos fundamentales (C3, C2S,
C3A, C4AF siendo C = calcio, S =silicato, A = aluminato y F = fluoruro).:
• CLASE A.
Apropiado para ser usado desde superficie hasta 6000 pies de
profundidad, cuando no se requieren propiedades especiales. Disponible
sólo en el tipo ordinario de resistencia a los sulfatos.
• CLASE B.
Apropiado para ser usado desde superficie hasta 6000 pies de
profundidad, cuando las condiciones requieren moderada a alta
resistencia a los sulfatos. Disponible en ambas características de
moderada y alta resistencia a los sulfatos.
25
• CLASE C.
Apropiado para ser usado desde superficie hasta 6000 pies de
profundidad, cuando las condiciones requieren alta resistencia del
cemento. Disponible en los tipos de ordinario, de moderada y de alta
resistencia a los sulfatos.
• CLASE D.
Apropiado para ser usado desde 6000 pies hasta 10000 pies de
profundidad, bajo condiciones moderadamente altas de presión y
temperatura. Disponible en los tipos de moderada y alta resistencia a los
sulfatos.
• CLASE E.
Apropiado para ser usado desde 10000 pies hasta 14000 pies de
profundidad, bajo condiciones de alta presión y temperatura. Disponible
en los tipos de moderada y alta resistencia a los sulfatos.
• CLASE F.
Apropiado para ser usado desde 10000 pies hasta 16000 pies de
profundidad, bajo condiciones extremas de alta presión y temperatura.
Disponible en los tipos de moderada y alta resistencia a los sulfatos.
• CLASE G.
Apropiado para ser usado como un cemento básico desde superficie
hasta los 8000 pies de profundidad como está elaborado, o puede ser
usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades y temperaturas de pozos. No se agregan otros aditivos
más que el sulfato de calcio o agua, o ambos, que se deberán ser
molidos o mezclados con el Clinker durante la fabricación del cemento
clase G. Disponible en los tipos de moderada y alta resistencia a los
sulfatos.
26
• CLASE H.
Apropiado para ser usado como un cemento básico desde superficie
hasta los 8000 pies de profundidad, tal como está elaborado, o puede ser
usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de
profundidades y temperaturas de pozos. No se agregan otros aditivos
más que el sulfato de calcio o agua, o ambos, que se deberán ser
molidos o mezclados con el Clinker durante la fabricación del cemento
clase H. Disponible en los tipos de moderada y alta resistencia a los
sulfatos.
• CLASE J.
Apropiado para usarse tal como está elaborado desde 12000 pies hasta
16000 pies de profundidad, bajo condiciones extremadamente altas de
presión y temperatura, o puede usarse con aceleradores o retardadores,
para cumplir un amplio rango de profundidades y temperaturas de pozo.
No deben agregarse retardadores que no sean el sulfato de calcio o
agua, o ambos, que deberán ser molidos o mezclados con el Clinker
durante la fabricación del cemento clase J.
2.8.3. ADITIVOS PARA LOS CEMENTOS.
A partir del desarrollo de los cementos básicos (Cases G y H API) y del
equipo de mezcla a granel, comenzaron a usarse aditivos con más
frecuencia y con más facilidad. Hoy en día las lechadas cementadoras
pueden diseñarse para requerimientos específicos de cada pozo, en todo el
mundo. La mayoría de los aditivos están en forma de polvos que pueden fluir
libremente y ser mezclados en plantas a granel, la mayoría de los aditivos
podrá mezclarse junto con el agua de mezcla.
La función de los aditivos es:
• Modificar la densidad del cemento, desde 10,8 a 20 lb/gal.
27
• Aumentar o disminuir la resistencia a la compresión.
• Acelerar o retardar el tiempo de fraguado.
• Controlar la pérdida de fluido.
• Reducir la viscosidad de la lechada.
• Aumentar la resistencia frente a los fluidos corrosivos.
• Formación de puentes para el control de pérdida de circulación.
Los tipos más comunes de aditivos, su uso y los beneficios que aportan al
conjunto del proceso de terminación son:
• Aceleradores de cemento.
• Aditivos de pérdida de circulación.
• Aditivos para disminuir la densidad.
• Aditivos para disminuir la pérdida de agua.
• Retardadores.
• Aditivos para aumentar la densidad.
• Reductores de fricción.
2.8.3.1. Aceleradores de cemento.
Los aceleradores de cemento reducen el tiempo de fraguado del cemento en
pozos de baja temperatura. Cementos con aceleradores pueden llegar a
desarrollar una resistencia a la compresión de 500 psi en tiempo tan breve
como cuatro horas. Esto ahorra tiempo de equipo.
• Compuesto Base.
Cloruro de calcio (CaCl2)
Cloruro de sodio (NaCl2)
Cloruro de potasio (KCl)
Silicatos y metasilicatos de sodio.
Yeso.
28
• Aplicaciones
Reducir tiempo de espesamiento.
Reducir el tiempo de fraguado del cemento.
Incrementar el rápido desarrollo de la resistencia a la compresión.
En pozos poco profundos, bajas temperaturas y tapones de cemento.
Mejorar el efecto de otros aditivos agregados a las mezclas.
2.8.3.2. Aditivos de pérdida de circulación.
Perdida de circulación se refiere a una situación que puede producirse
durante el proceso de perforación o de terminación cuando el fluido no
retorna a la superficie, a pesar de que esta bombeando fluido adicional a
través de la tubería de revestimiento o de las barras de perforación. El
problema implica perdida del fluido de perforación o de la lechada
cementadora, que se deriva hacia zonas de pérdida de circulación. Esta
situación no debe confundirse con la perdida de filtrado, en donde
únicamente la parte fluida (filtrado) de pierde hacia la formación.
Hay tres tipos de formaciones que normalmente crean necesidad de usar un
aditivo de pérdida de circulación: formaciones muy permeables, formaciones
fracturadas y formaciones cavernosas.
• Compuesto Base.
En granos: Gilsonita.
Perlita.
Cáscara de Nuez.
Carbón.
En láminas: Celofán.
Nylon.
29
2.8.3.3. Aditivos para disminuir la densidad.
Cuando se los prepara con la cantidad recomendada de agua, los cementos
API (clase A, B, G y H) tendrán densidades de lechada superiores a los 15,6
lb/gal. Puesto que muchas formaciones no van a soportar columnas tan
largas de cemento con esta densidad se deberá agregar aditivos que
disminuyen el peso de la lechada.
Aparte de funcionar como agentes reductores de peso, los aditivos de
disminución de densidad también aumentan el rendimiento de la lechada y a
veces disminuye la perdida de filtrado.
El peso de la lechada de cemento se reduce agregando materiales que
aumenten el requerimiento de agua y/o agregando sólidos de baja gravedad
específica.
• Compuesto Base.
Bentonita.
Atapulgita.
Tierras de diatomea
Porcelanas naturales y artificiales.
Gilsonita y Carbón.
Silicatos y metasilicatos de sodio.
Perlita expandida.
Micro-esferas.
Nitrógeno.
• Aplicaciones
Reducir la densidad de la mezcla.
Aumentar el rendimiento (volumen)
Reducir costos.
30
Controlar perdidas por filtrado.
2.8.3.4. Aditivos para disminuir la pérdida de agua .
Los aditivos para disminuir la pérdida de agua se agregan a la lechada
cementadora para evitar filtraciones o pérdidas de fluido, según las
condiciones de fondo de pozo.
Su función:
a. Disminuye las posibilidades de deshidratación del cemento o pérdida
del fluido en el espacio anular y, por consiguiente, facilitan el
mantenimiento de la bombeabilidad.
b. Colaboran en la protección de formaciones sensibles, de la
contaminación.
c. Minimizar la perdida de fluidos hacia formaciones porosas o
permeables de fondo de pozo.
d. Optimizan la cementación a presión al reducir las perdidas por filtrado
y la deshidratación prematura de la lechada.
• Compuesto Base.
Halad 9.
Halad 22A.
Halad 322.
Latex (LA-2).
CFR-2.
• Aplicaciones
Se los usa para controlar las pérdidas de fluido de las lechadas.
Se usa para controlar las pérdidas de fluido en lechadas de agua dulce y
lechada de agua salada hasta un 18% (en peso de agua) de sal.
Se usa a temperaturas de circulación de fondo de pozo hasta 140F.
31
Proporciona buenas propiedades de adherencia y punzamiento.
Reduce la perdida de fluidos en las lechadas densificadas.
2.8.3.5. Retardadores.
Son aditivos que demoran o impiden que el cemento fragüe demasiado
rápido, puesto que al aumentar la temperatura disminuye el tiempo de
bombeabilidad más que por el aumento de presión o de profundidad, el
aumento de temperatura de circulación deberá compensarse con un
aumento en la concentración del retardador.
La mayoría de los retardadores son compatibles con los cementos Clase A,
B, C, D, E, G, o H; pero también deben ser compatibles con otros aditivos
que puedan estar presentes en la lechada cementadora.
Los aditivos que requieren mayores relaciones de agua también requerirán
mayor cantidad de retardadores, puesto que absorben parte del mismo y
además la mayor cantidad de agua diluye al retardador.
• Compuesto Base.
Lignosulfonato de sodio.
Lignosulfonato de calcio.
CMHEC.
Mezclas de lignosulfatos con Borax.
Sal
Mezclas de retardadores.
• Aplicaciones
Prolonga el tiempo de espesamiento.
Retardar el fragüe.
En pozos profundos, altas temperaturas, liners.
32
2.8.3.6. Aditivos densificantes.
Al trabajar en pozos con altas presiones, suele ser necesario agregar un
material densificante a la lechada cementadora para aumentar su densidad,
conteniendo así las altas presiones de formación y mejorando el
desplazamiento del lodo. Ese material densificante debería tener
preferiblemente todas las características siguientes:
• Gravedad especifica en el rango de 4,5 a 5,0
• Bajo requerimiento de agua.
• No reducir significativamente la resistencia del cemento.
• Afectar en grado mínimo de tiempo de bombeo de la lechada.
• Mantener un tamaño uniforme de partículas.
• No ser químicamente reactivo y ser compatible con otros aditivos.
• No interferir con el perfilaje de pozos.
• Compuesto Base.
Baritina.
Hematita.
Ilmenita.
Arena.
Óxidos metálicos.
• Aplicaciones
Aumentar la densidad de la mezcla.
Controlar altas presiones porales.
Mejorar el desplazamiento de lodo.
2.8.3.7. Reductores de fricción.
A la lechada cementadora se le agregan reductores de fricción para
33
disminuir la potencia necesaria para llevar a cabo una cementación.
Permiten estos reductores poner una lechada en flujo turbulento con menor
requerimiento de potencia, con eso se logra: Mejor remoción de lodo;
Menores cementaciones, cuando se deben cementar formaciones con bajos
gradientes de fractura, o cuando el espacio anular es pequeño.
• Compuesto Base.
CFR-2.
• Aplicaciones
Reduce la viscosidad de las lechadas cementadoras.
Mejora las propiedades de flujo.
Reduce la viscosidad aparente y dispersa a la lechada, de manera tal que
pueda alcanzarse el régimen turbulento con bajo caudal de bombeo.
2.8.4. REOLOGÍA.
La reología es la ciencia de la deformación de los materiales (si son sólidos)
o de su flujo (si son líquidos) bajo un esfuerzo aplicado.
En caso de fluidos de perforación la reología es el estudio de las
características que definen el flujo y las propiedades gelatinizantes del
mismo.
La reología de cementación es determinada utilizando un reómetro de seis
velocidades equipado con la manga de rotor apropiada y el muelle de torsión
y “bob”. Después de grabar las lecturasde dial correspondientes a las seis
velocidades rotarias preseleccionadas (600, 300, 200, 100, 6y 3rpm), los
diferentes parámetros reológicos pueden ser calculados – valores PV, YP, n
y K
La reología de la lechada determina el régimen de flujo
34
La reología de los fluidos tiene un mayor efecto sobre:
• asentamiento de sólidos
• agua libre
• pérdidas de presión por fricción y ECD
Figura 07. Modelos Reológicos.
Halliburton Energy Institute, (2011) Book 2- Formation Evaluation and
Cement.
2.8.4.1. Determinación de las Propiedades Reológica s.
La lechada de cemento a temperatura de circulación (BHCT) colocamos en
el viscosímetro FANN y realizamos la lectura de la siguiente manera:
Método de “dos puntos”
• Bingham
�� = 1,50 ∗ (� �� − ����) [2.1]
�� = (� �� − ��) [2.2]
35
• Power Law
� = 2,096 ∗ log��(� ��/����) [2.3]
� = ( ∗ � ��) ∗ (100 ∗ 511") [2.4]
VELOCIDAD (RPM) TIEMPO (SEG)
600 60
300 20
200 20
100 20
6 20
3 20
Obtenemos valores de n’ y k’ los mismos que deben tender a 1 y 0
respectivamente para que la lechada reúna los requisitos de flujo necesarios
de flujo y bombeabilidad
Los cálculos se realiza con las siguientes formulas:
�� = 3,32 log !"# $�� !"# �� [2.5]
�� = �,�$$ × !"# ����� (&��)'( [2.6]
La utilización de los parámetros reológicos de la lechada de cemento y del
fluido de inyección permite el cómputo de los siguientes factores:
• Velocidad anular y caudal de bombeo necesario para establecer un
régimen de flujo tapón, laminar o turbulento.
• Velocidad en el interior del casing.
36
• Fricción en el casing causado por la inyección de la lechada y demás
fluidos.
• Potencia hidráulica necesaria.
• Volumen de lechada, colchones lavadores, etc. Para un determinado
tiempo de contacto.
• Tiempo necesario para realizar la operación.
2.8.5. PROPIEDADES REQUERIDAS DE UNA LECHADA DE CEM ENTO.
Los factores que afectan el diseño de una lechada de cemento son los
siguientes:
• Influencia de la temperatura y presión del pozo
• Presión hidrostática de la columna de lodo
• Viscosidad y contenido de agua de la lechada
• Tiempo de bombeabilidad
• Resistencia requerida del cemento
• Calidad del agua de mezclado disponible
• Tipo de fluido de perforación y aditivos del fluido
• Densidad de la lechada
• Calor de hidratación o de reacción
• Permeabilidad del cemento fraguado
• Control de filtración
2.8.5.1. Influencia de la temperatura y presión del pozo.
La presión y la temperatura afectan el tiempo de bombeabilidad y la
resistencia a la compresión de las lechadas de cemento. La temperatura
tiene mayor influencia; a medida que la temperatura aumenta, la lechada de
cemento se deshidrata y fragua más rápidamente. Ocasionando que el
tiempo de bombeabilidad disminuya.
37
El tiempo que se ocupa para que una lechada de cemento alcance el fondo
dependerá de la medida del casing y del caudal de desplazamiento.
El diseño de las lechadas de cemento para condiciones específicas del pozo
y velocidad de desplazamiento de la lechada por cada 1000 pies de
profundidad, así como la potencia hidráulica requerida, caudal de
desplazamiento, volumen de lechada, y relación entre el diámetro del pozo y
tuberías, se utilizan como bases para la determinación del tiempo de
bombeo que resultará a partir de una composición determinada de la
lechada. Los datos de resistencia del cemento están basados en las
temperaturas y presiones a que está expuesta la lechada en el fondo del
pozo, e indican el tiempo requerido para que el cemento resulte
suficientemente fuerte para soportar la tubería de revestimiento.
2.8.5.2. Viscosidad y contenido de agua de la lecha da.
En las cementaciones, las lechadas de cemento deben tener una viscosidad
o consistencia que permita una buena adherencia del cemento con la
formación y la tubería.
Para lograr estos objetivos, las lechadas son mezcladas con una cantidad de
agua que proveerá un volumen de cemento fraguado igual al volumen de
lechada sin separación de agua libre. El tamaño de la partícula, el área
superficial, y los aditivos, todos influyen en la cantidad de agua de mezclado
requerida para lograr una viscosidad particular de la lechada.
Si bien el incremento en el contenido de agua nos permitirá mayores tiempos
de bombeo y retardo en el fragüe, nunca debemos incrementar el agua del
cemento, a menos que agreguemos bentonita o un material similar, las
cuales tienen la propiedad de retener el agua. El exceso de agua siempre
nos producirá un cemento de poca resistencia al esfuerzo y a la corrosión.
38
2.8.5.3. Tiempo de bombeabilidad.
El tiempo mínimo de bombeabilidad es el tiempo requerido para mezclar y
bombear la lechada dentro del pozo y hacia el anillo entre la casing y el
pozo.
Mientras se aplica calor y presión a la lechada de cemento colocada en el
consistómetro, continuamente se lee y registra en un gráfico la consistencia
de la misma. El límite de la bombeabilidad ha sido establecido cuando la
lechada requiere 100 uc (unidades de consistencia).
Las recomendaciones específicas del tiempo de bombeabilidad dependen
del tipo de trabajo, condiciones del pozo y del volumen de cemento que se
desea bombear.
Cuando la profundidad a cementar sea de 6000 a 10000 pies, el tiempo de
bombeabilidad comúnmente previsto en el diseño de lechada será de ± 3 a 3
½ horas. Este período nos permite un factor de seguridad adecuado ya que
algunas cementaciones de gran volumen requieren más de 90 minutos para
ubicar la lechada.
Para colocar un tapón de cemento, el tiempo de bombeabilidad no deberá
exceder 1 hora, debido a que la mayoría de los trabajos se terminan en
menos de una hora. En cementaciones varían según las distintas técnicas.
Los cortes o interrupciones del bombeo en las cementaciones a presión con
hesitación reducen significativamente el tiempo de bombeabilidad de una
lechada. Aunque normalmente estas interrupciones no se consideran en los
ensayos de laboratorio, éstas pueden influir para dejar el cemento fraguado
en el tubing antes de finalizar la cementación a presión.
39
2.8.5.4. Resistencia requerida del cemento.
El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para
soportar una sarta de casings o tuberías de revestimiento.
Al decidir cuanto tiempo deberá esperarse para que el cemento fragüe; es
decir el tiempo WOC, es importante lo siguiente:
• Conocer la resistencia del cemento antes de que la re-perforación
pueda continuar, y
• Conocer las características del desarrollo de la resistencia de los
cementos en uso.
Las siguientes observaciones que muestran la resistencia a la compresión
de los cementos para soportar la tubería de revestimiento están basadas en
experiencias de campo:
• Las resistencias elevadas del cemento no son siempre requeridas
para soportar el casing durante la perforación y mediante el aumento
de la densidad de la lechada, el tiempo requerido para desarrollar la
resistencia a la compresión adecuada que se ve disminuido.
• La densificación incrementa la resistencia y el calor de hidratación del
cemento.
• Las lechadas de cemento son excesiva relación de agua, dan por
resultado cementos débiles y por consiguiente deberán evitarse en los
extremos de cañería.
40
2.8.5.5. Calidad del agua de mezclado disponible.
Idealmente, el agua para mezclar el cemento debe ser razonablemente
limpia y libre de productos químicos solubles, materia orgánica, álcalis, y
otros materiales contaminantes. Esto no siempre es práctico, pero donde
sea posible debe considerarse la mejor fuente de agua. El agua más
utilizada en la cementación se obtiene del yacimiento, o de un río.
Esta agua es satisfactoria para la mezcla con el cemento para los pozos,
particularmente cuando es relativamente clara y posee un contenido de
sólidos menor a 500 ppm.
Los materiales inorgánicos (cloruros, sulfatos, hidróxidos, carbonatos y
bicarbonatos) aceleran el fragüe del cemento, dependiendo de la
concentración en que están presentes. Estos productos cuando están
mezclados con el agua en pequeñas concentraciones, tienen un efecto
dañino en los pozos no profundos. Esta misma agua si se utiliza en pozos
profundos con alta temperatura, causara un fragüe prematuro de la lechada
del cemento, particularmente si el agua contiene ciertas cantidades de
carbonatos y bicarbonatos.
2.8.5.6. Densidad de la lechada.
La densidad de una lechada en todos los trabajos de cementación, excepto
en las cementaciones a presión, debe ser lo suficientemente elevada para
controlar el pozo.
En las operaciones de campo, la densidad se controla con equipos
electrónicos, los cuales en tiempo real y en forma continúa monitorean este
parámetro durante la operación.
41
2.8.5.7. Control de filtración.
El control de la filtración de las lechadas de cemento es muy importante en
cementaciones de pozos y cementaciones a presión (Squeeze).
La pérdida por filtrado a través de un medio permeable puede causar un
aumento de la viscosidad de la lechada y una rápida deposición de revoque
del filtrado, restringiendo el flujo.
Los factores que influyen en la pérdida por filtrado de las lechadas son: el
tiempo, la presión, la temperatura y la permeabilidad. El API ha especificado
un ensayo para medir la filtración en 30 minutos con 100 a 1000 psi de
presión en un aparato llamado filtro prensa.
La capacidad actual de las Compañías de Servicios para diseñar una
lechada de cemento adecuada, es el resultado de haber estandarizado los
equipos de laboratorio y procedimientos de ensayos; además, las
Compañías de Servicios cuentan con laboratorios especializados para
realizar los ensayos simulando las condiciones de fondo de pozo.
2.9. PRUEBAS DE INYECTABILIDAD.
Las pruebas de inyección son pruebas rutinarias de bombeo que permiten
evaluar la capacidad de una formación para aceptar un volumen de fluido
bombeado desde la superficie con presiones de hasta 2500 Psi. las
operaciones son realizadas con agua de formación o con agua de rio tratada
y filtrada.
Se considera a una formación buena receptora de fluido cuando acepta
como mínimo una rata de inyección de 2 BPM o 2880 BFPD.
42
Las actividades se inician cuando la compañía de servicios arma líneas de
prueba y son revisadas con 4000 Psi y a continuación, con la sarta
reinyectora se realiza la prueba de admisión con 15 Bls de agua en la
formación en dos fases: En la primera, con una rata de 2 BPM y una presión
de 2000 Psi y en la segunda fase con ratas de inyección de 2.5 BPM a una
presión de 2000 Psi. en las dos fases la inyección es considerada aceptable.
Estos resultados reflejan la capacidad de la formación del pozo para aceptar
un fluido.
2.10. NUEVAS ALTERNATIVAS.
Thermatek
Constituye la nueva generación de soluciones a problemas durante la
perforación, zonas fracturadas o influjos de agua. A diferencia de la lechada
convencional, esta lechada puede entrar a la formación e incluso en squeeze
se puede alcanzar presión de cierre.
• Esta lechada tiene cero SGS (<100 lb/100 ft2).
• No permite el paso del gas en el proceso de frague.
• Desarrolla hasta 3500 psi en dos horas.
• Tolera hasta en un 50% la contaminación de los fluidos del pozo
(incluye crudo).
• Excelente adherencia al casing y formación.
• Se diluye facilmente con HCL 15%.
• Se la puede densificar si es requerido.
COMPOSICION TIPICA:
Agua + 2% KCL +0.4 lb/bbl Barazan D (gel) + 252 lb/bbl C-Tek (activador) +
252 lb/bbl (Thermatek) + 0.48 gal/bbl S-Tek (impermeabilizante) + R-Tek +
43
0.012 gal/sk D air-3000L.
Densidad: 14.7 ppg, Rqto agua: 13.1 gal/bbl, FL: 84 cc, FW: 0 cc
APLICACIONES:
Se recomienda el uso del sistema Thermatek™, el cual es un sistema
activado por temperatura de consistencia rígida después de fragüe similar al
cemento, con mayor penetración al cemento micromatrix y mayor resistencia
a la compresión, lo cual lo hace el fluido sea ideal para squeeze en
formaciones con baja inyectividad.
Dentro de las ventajas del uso de este sistema se tiene:
• Tiempo de Fragüe predecible y consistente.
• Rápido desarrollo de esfuerzo a la compresión.
• Expansión en el fraguado (1 - 2%).
• No invade la formación.
• 100% de Retorno de Permeabilidad.
• Tolera hasta 50% contaminación.
• Excelente adherencia a casing y formación.
• Tamaño de partícula de 5–10 micrón.
• Mas pequeño que cementos microfinos.
• Reologías extremadamente bajas.
Pruebas de Laboratorio:
Las pruebas realizadas en el laboratorio son iguales a las usadas para los
cementos.
Reologías Viscosímetro Fann 35
Tiempo Bombeable Consistometro HPHT @ BHCT
Resistencia a la Compresión Ultrasonic Cement Analizar @ BHST
44
Compuestos del Thermatek:
C - Tek Componente Reactivo
Thermatek HT Componente Activo
S - Tek Estabilizador
R - Tek Retardador
A continuación se muestra un ejemplo de el desarrollo de resistencia a la
compresión de un thermatek de densidad de 14.4 ppg y la curva de tiempo
bombeable del mismo (ángulo recto de fragüe).
Figura 08. Thermatek.
Gonzales Mario (2011) Reporte de Cementación Remedial Drago 10D.
45
2.11. HERRAMIENTAS USADAS EN CEMENTACION
FORZADA.
Existen diversas herramientas para las operaciones de cementacion forzada,
las funciones principales de estas herramientas en el subsuelo es para
colocar la lechada de cemento de una manera eficiente.
Las herramientas usadas en los trabajos correctivos, son utilizadas en el
interior del pozo para lograr la colocación selectiva de la lechada de cemento
durante la realización de una cementación forzada “squeeze”; estas se
utilizan generalmente para aislar áreas de revestimiento y que son colocadas
mecánica o hidráulicamente en diseños retirables y perforables.
2.11.1. ZAPATOS .
Son tapones de un material fácilmente destructible. En la cementación
usamos dos tipos de zapatos: Zapato Guía y el Zapato Flotador.
2.11.1.1. ZAPATO GUÍA.
Es un dispositivo que se coloca en el extremo del primer tubo y cuya función
es guiar a la tubería de revestimiento a través de las irregularidades del pozo
al mismo tiempo que protege el extremo de la tubería y sirve como tope de la
cementación. Está construido de acero con un revestimiento interior de
cemento que es perforable.
Figura 09. Zapato Guía.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación.
46
2.11.1.2. ZAPATO FLOTADOR.
Tiene la misma finalidad que el anterior con el agregado de una válvula
instalada en la parte revestida con cemento. Esta válvula evita la entra de
fluido del pozo al casing.
Figura 10. Zapato Flotador.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación
2.11.2. CENTRALIZADORES.
Su función es centrar el casing en el pozo a fin de obtener un anillo de
cemento de espesor uniforme y deben tener suficiente resistencia y
superficie de rozamiento. Permite presiones hidrostáticas uniformes en el
anular alrededor de la tubería, tienden a evitar que el casing se acuñe y por
lo tanto permanezca colgado y mejora la circulación y evita la canalización
de la lechada de cemento.
Figura 11. Centralizadores.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación
47
2.11.3. COLLAR FLOTADOR.
Son dispositivos que se colocan en el casing a una distancia del zapato que
está dada por 1, 2 o 3 tubos y tiene como finalidad evitar el retorno de la
lechada por el casing. Están construidos en acero con el interior de cemento
u otro material perforable. Tiene roscas en ambos extremos que permite su
conexión al casing en ambas direcciones.
Figura 12. Collar Flotador.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación
2.11.4. CEMENTING PLUG “BOTTOM PLUG & TOP PLUG”.
El tapón de caucho utilizado para separar la lechada de cemento de otros
fluidos. Hay dos tipos de tapones de cementación se utilizan normalmente
en la operación de cementación. El tapón inferior “Bottom Plug” se lanza por
delante de la lechada de cemento para minimizar la contaminación por los
fluidos dentro de la casing antes de la cementación. La rotura de la
membrana en el cuerpo de la clavija para permitir que la lechada de cemento
pase a través del tapón después alcanza el collar flotador. El enchufe de la
parte superior “Top Plug” tiene un cuerpo sólido que proporciona una
indicación de contacto positivo con el tapón de fondo y el collar flotador a
través de un aumento de la presión de la bomba.
48
Figura 13. Cementing Plug “Bottom plug & Top Plug”.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
2.11.5. RASCADORES “SCRAPER”.
Son elementos de limpieza, su propósito es eliminar restos de material
extraños adheridos a las paredes del pozo o casing, con esta limpieza se
pretende conseguir una buena adherencia del cemento con las paredes de
la formación o del casing.
Figura 14. Raspadores “Scraper”.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”
49
2.11.6. PACKERS O TAPONES.
Estos dispositivos se usan para cementaciones a presión, como tapones de
abandono o en cementaciones de reparación y se los pueden asentar
hidráulica, eléctrica y mecánicamente. Los packers pueden ser recuperables
o perforables mientras que los tapones pueden ser ciegos o retenedores de
cemento
2.11.7. TAPÓN RECUPERABLE RBP - (Retrievable Bridge Plug).
Su nombre original es (Balance Valve Retrievable Bridge Plug) y ha sido
traducido como: Tapón Puente Recuperable. El RBP constituye un tapón
positivo, pero fácilmente removible, en pozos con tubería revestidora y para
aguantar presión de arriba o de abajo.
En este caso se utilizan herramientas por encima y por debajo de la zona,
para aislar de las presiones de trabajo las demás zonas. El packer o tapón
puente recuperable (RBP) 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 trabajo se
fija el RBP y es soltado de la tubería. El packer es levantado hacia arriba y
colocado sobre la zona de interés.
Figura 15. Tapón RBP - (Retrievable Bridge Plug.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
50
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 debajo. El tapón es colocado a la profundidad
deseada y luego es liberado de la tubería de trabajo permitiendo que se
realice la remediación encima del tapón.
Los RBP pueden ser fijados y soltados cuantas veces sea necesario. A
menudo son corridos en tandem con un packer recuperable de agarre por
compresión.
2.11.7.1. Usos del tapón recuperable – RBP
Sus aplicaciones en pruebas, reacondicionamientos de zonas como:
Tratamientos, ensayos fracturas, cementos forzados entre otros, hacen de él
una herramienta confiable y no compleja para su manejo desde superficie.
2.11.7.2. Reglas generales para la operación con el RBP.
a. Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse.
b. La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del
casing de revestimiento.
c. Si se realizan disparos en zonas por encima del tapón los residuos
pueden perjudicar a la herramienta el momento de realizar su
enganche, por tanto es aconsejable circular el pozo aunque por un
corto periodo de tiempo, con el fin de limpiar la herramienta de
cualquier residuo que se hubiese depositado en la parte superior de la
misma.
51
d. Tratar en lo posible que el tapón nunca tope el fondo del pozo, pues
eso perjudicaría en algunos casos al momento de enganchar, ya sea
por acumulamiento de residuos o por daños en su estructura.
e. Al realizarse operaciones de fractura o cementación es indispensable
que la herramienta se encuentre lejos de los punzados, colocando
sobre el 30 ft de colchón de arena con el fin de evitar cualquier tipo de
contacto con los fluidos en operación, ello podría ocasionar la pesca
de la herramienta imposible quizá de recuperar.
f. No olvidar circular el pozo luego de la operación para limpiar la
herramienta y proceder a enganchar.
g. Antes de empezar a correr la herramienta, fijarse que el pozo se
encuentre lleno de fluido.
2.11.7.3. CIBP (Casing Irretrievable Bridge Plug).
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 cementación forzada y luego es perforado, un tapón puente
propiamente dicho, a más de diferir en su mecanismo con el retenedor tiene
el propósito de aislar un intervalo inferior indeseable, generalmente
productor de agua, aunque puede ser colocado en el pozo eternamente, en
un determinado momento puede ser perforado con propósitos de hacer
reacondicionamientos en zonas inferiores.
52
Figura 16. CIBP (Casing Irretrievable Bridge Plug).
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación.
2.11.7.4. Packer Retrievamatic - Packer recuperable para pruebas,
tratamientos y cementación forzada “R- Matic”.
Por ser una herramienta que soporta condiciones severas de pozo se la usa
casi en todo tipo de tratamientos y cementaciones forzadas de
reacondicionamiento.
Figura 17. Packer Retrievamatic ”R-Matic”.
BJ Services, (1997) Curso de Fundamentos de Cementación.
2.11.7.5. Reglas generales para el uso R-Matic.
a. Analizar las condiciones de pozo y tipo de trabajo a realizarse.
b. La herramienta debe estar armada de acuerdo al diámetro y peso del
casing.
c. Puede ser usado con cualquier tipo de tapón recuperable convencional.
53
2.11.7.6. Retenedor de Cemento.
Los retenedores de cemento (Cement Retainer) son considerados como
empacaduras no recuperables y por consiguiente solo pueden ser removidas
cuando se perforan si es necesario.
Se los 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 perforaciones o si la cantidad de
cemento que se va a utilizar en el squeeze se desconoce.
Un retenedor de cemento es generalmente utilizado para realizar una
cementación forzada en un intervalo inferior a donde se quiere asentarlo,
insertando en él una herramienta apropiada llamada “stinger”, la cual es
bajada con la tubería e introducida en el retenedor, cuando este ha sido
previamente asentado con cable, para efectuar el trabajo de cementación.
Figura 18. Retenedor de Cemento ”Cement Retainer”.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
Como es perforable, se puede trabajar sin temor de que la herramienta
quede atrapada y también es posible dejar presurizada la zona donde se
realice el trabajo, con esto se elimina los problemas de retorno de flujo.
54
Para colocar el retenedor, se levanta dos pies sobre la profundidad. Esto
suelta los resortes o cojines de fricción del mandril de colocación. La
herramienta debe ser girada entonces diez veces a la derecha y luego
descendida a la profundidad de colocación. Esto suelta las cuñas superiores.
Tensión sobre la herramienta coloca entonces las cuñas superiores,
comprime los elementos y coloca las cuñas inferiores.
2.11.8. 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 rotación, tensión y aplicación de peso, de
acuerdo a las características de marca de la herramienta utilizada, hasta
lograr que se asiente la profundidad deseada, siempre baja acoplado
inferiormente por el stinger y este último introducido en la herramienta que
se quiere asentar, y superiormente se acopla con una unidad de control o
centralizador.
Figura 19. Setting Tool.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
Dentro de estas herramientas se distinguen el Setting Tool mecánico y el
Setting Tool LTD EZ DRILL.
55
2.11.8.1. Setting Tool Mecánico.
Es usado para asentar un retenedor de cemento o un tapón puente debajo
de una empacadura recuperable. El Setting tool mecánico tiene un pasadizo
abierto para cementación forzada, tratamientos o cañoneo, abajo o sobre el
retenedor de cemento después que este ha sido asentado. Este permite
flexibilidad en el tratamiento de zonas múltiples.
2.11.8.2. Setting Tool LTD EZ DRILL.
Es usado para asentar un retenedor de cemento con tubería de producción o
tubería de perforación, permite que la tubería se llene con el fluido del pozo
cuando el retenedor está bajando.
El retenedor de cemento es asentado con una combinación de rotación y
tensión de la tubería. Normalmente cuando se usa para asentar un retenedor
de cemento EZ DRILL SV, este Setting tool permite probar la tubería con
presión antes de realizar un trabajo de cementación forzada.
Después de que el retenedor se cemento es asentado, el stinger del Setting
Tool abre y cierra la camisa deslizante del retenedor.
2.11.9. 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
56
desprovisto del mecanismo mecánico que caracteriza al Setting tool y
únicamente baja acoplado con un centralizador que hacen más fácil su
entrada en el retenedor y ejecutar la operación de cementación.
Cuando se lo utiliza con un retenedor que va ha ser asentado
mecánicamente, se lo baja introduciendo en el retenedor y necesariamente
requiere del mecanismo del Setting Tool que le permita fijarse a la
profundidad requerida.
Figura 20. Stinger.
BJ Services, (1998) Cementación Forzada “SQUEEZE”.
Puede decirse que el Stinger es parte de un Setting Tool desprovisto de los
accesorios que le permiten el accionar mecánico mediante el cual por las
maniobras de la tubería puede asentar un retenedor de cemento o un tapón
en el pozo.
2.12. OPTIMIZACIÓN DE LA CEMENTACIÓN FORZADA.
Para la optimización de la cementación forzada se analizara tres parámetros
muy importantes que son:
• Sistemas de cementación forzada que ahorren tiempo de taladro.
• Mecanismos que ayuden a disminuir el tiempo de operación.
• Mecanismos que ayuden a disminuir costos.
57
Estos tres parametros se pueden considerer como los mas importantes para
llegar a una optimizacion de la cementacion forzada ya que se considera
tiempo y costos que influyen directamente en este analisis. Se los analiza
conjuntamente debido a que un factor influye en el otro, es decir, que el
tiempo de operación influye en el tiempo del taladro y estos dos factores
repercuten directamente en los costos de operación del pozo. Citaremos
algunas alternativas que ayuden a lograr los objetivos antes propuestos.
2.12.1. TIEMPO DE BOMBEO.
El tiempo de bombeo o de la realización de la cementación forzada debe
consistir exclusivamente en: mezclar, desplazar, forzar la lechada de
cemento a presión (squeeze) y reversar el exceso de cemento, esta
operación no debe exceder de una hora y media por cuanto la demora
repercute en el tiempo del taladro y por ende en los costos. La mezcla se
debe realizar con 30 minutos de anticipación.
2.12.2. CANTIDAD DE CEMENTO.
El utilizar la cantidad adecuada de cemento ayuda a disminuir el tiempo de
operación y, por tanto, influye en los costos, aparte de que por disminución
de la cantidad y por su precio mismo se reduce el costo, existen algunas
reglas que pueden ayudar a determinar la cantidad de cemento, estas son:
• Usar dos sacos de cemento por cada pie de perforaciones, tomando
en consideración un mínimo de 50 sacos.
• Las más utilizadas en nuestro medio, es la experiencia de campo
basándose en comparaciones con otros trabajos similares realizados
en la misma zona o en la misma área.
• Un factor preponderante que se deberá utilizar es basándose en la
58
prueba de Inyectabilidad (BPM) y a la presión utilizada para realizar
tal inyección. Esta relación se realiza basándose en promedios de
pruebas de inyección, presiones y cantidades de barriles de lechada
de cemento que han quedado bajo el retenedor en comparación con
los barriles que se ha reversado.
2.12.3. VOLUMEN DE CEMENTO.
El volumen de cemento depende de algunos factores.
• Método de bombeo.
• Normalmente el volumen requerido es inversamente proporcional a la
presión de fractura.
• Influye la permeabilidad de la formación, una buena permeabilidad
permite rápida deshidratación, la permeabilidad mantiene a la lechada
bombeable.
• Longitud y profundidad en donde se requiere realizar la cementación
forzada.
• Influye las condiciones en que haya quedado la cementación primaria.
• Clase, tipo de cemento y tiempo de fraguado.
2.12.4. TIPO Y CANTIDAD DE AGUA UTILIZADA.
Se puede disminuir el tiempo de la operación cuando al realizar la prueba de
Inyectabilidad se utiliza no más de 10 barriles de agua salada o agua del
tanque de lavado.
2.12.5. ESPECIFICAR EL MOTIVO POR EL CUAL SE REALIZ A LA
CEMENTACIÓN FORZADA.
Definir claramente el motivo por el cual se realiza la cementación forzada es
59
muy importante, lo cual evitara repetir cualquiera de los procedimientos e
incluso toda la cementación forzada.
2.12.6. EFICIENCIA DE OPERACIÓN.
La eficiencia de operación en la realización del trabajo es un factor
preponderante para que los costos disminuyan, ya que con esto se evitara la
repetición de los mismos trabajos. Ciertas operaciones que con frecuencia
tienden a fallar es el asentamiento de los tapones, con lo que se incrementa
el tiempo de operación, tiempo de taladro y por ende los costos; ya que este
error supone la repetición de la operación para lo cual hay que sacar la
tubería de producción, introducir con broca y moler el retenedor y/o tapón
CIBP y realizar nuevamente la cementación forzada con lo que se perdió
tiempo, lo cual nos lleva a utilizar un mayor número de herramientas
programadas.
2.12.7. PRUEBA DE EQUIPOS Y LÍNEAS DE PRESIÓN.
Especial cuidado hay que poner al realizar el chequeo con presión tanto de
la tubería de revestimiento como la de producción, para lo cual hay que
cumplir las normas establecidas para estos tipos de trabajo como son:
tubería de revestimiento probar con 1500 psi, y tubería de producción con
500 psi, con lo cual se garantiza la seguridad e integridad del trabajo a
realizar.
2.12.8. TIEMPO DE FRAGUADO.
El tiempo de fraguado es uno de los factores mas influyentes en el tiempo de
taladro que este repercute en costos; en la actualidad el tiempo de espera
del frague del cemento es de 24 horas pero algunas experiencias se puede
decir que no es necesario más de 8 a 12 horas con lo cual se disminuirá
60
considerablemente el tiempo de espera de fraguado y como con secuencia
se obtendría una reducción considerable de los costos. La decisión del
tiempo de fraguado se basa en factores tales como: presión, temperatura,
permeabilidad de la formación, perdidas de filtrado, profundidad, etc.
2.12.9. UTILIZACIÓN DEL EQUIPO ADECUADO.
No es lo mismo, ni da la misma seguridad realizar la cementación forzada
con tina y tolva que realizar con los camiones de cementación RCM que
aparte de seguridad, eficiencia en el mezclado disminuye también el tiempo
de operación.
2.12.10. PERSONAL CALIFICADO.
Es de vital importancia que el personal que realiza este tipo de trabajos sean
lo suficientemente competentes y que den muestra de responsabilidad y
conocimiento cabal del trabajo para lo cual han sido encomendados.
Además, debe haber la permanente supervisión del jefe de pozo sobre el
cual recaerá la responsabilidad de tomar decisiones que ayuden a la
realización de una eficiente operación.
2.13. CÁLCULOS PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL.
Antes de empezar un trabajo de cementación remedial, muchos cálculos
deben ser realizados. El tipo de cálculos a realizar depende en las
características del trabajo. Los siguientes son los problemas básicos de
squeeze:
• Volumen de cemento (bbl).
61
• Presión para reversar un barril de lechada de cemento por el
workstring.
• Requerimientos de agua mínimos.
• Desplazamiento del un barril de cemento sobre el packer.
• Presión de reversa del cemento.
• Presión para reversar el cemento del workstring cuando el cemento
alcanza las perforaciones.
• Presión para reversar fuera de la completación.
• Cantidad de cemento bombeado a través de las perforaciones.
Lo siguiente son los parámetros del pozo que se necesitan para los cálculos:
• Diámetro de la tubería.
• Profundidad del Packer.
• Tope de las perforaciones.
• Profundidad de las perforaciones.
• Diámetro del Caising.
2.13.1. VOLUMEN DE CEMENTO (BBL).
Para convertir el volumen de cemento de sacos a barriles se debe
determinar la cantidad de lechada.
Primero usando la tabla “Technical Data” del Red Book, determine la
cantidad neta de “Class G” lechada, dado este peso de 15.8 lb/gal. La tabla
en (extracted from the Class G section of the Red Book) muestra que es1.15
cu.ft/sk.
Luego, multiplique el volumen de cemento en sacos para la cantidad de
lechada determinada en pies cúbicos.
75 sk × 1.15 cu.ft/sk = 86.25 cu.ft [2.7]
62
Ahora, convierta pies cúbicos a barriles usando la conversión en la
“Technical Data” sección of the Red Book:
86.25 cu.ft × 0.1781 bbl/cu.ft = 15.36 bbl [2.8]
2.13.2. PRESIÓN PATA REVERSAR UN BARRIL DE LECHADA DEL
WORKSTRING.
Lo siguiente es una manera rápida para calcular la presión requerida para
reversar la lechada. Estos cálculos serán basados en una columna igual del
alto a un barril de fluido en el workstring. Los resultados serán en (psi/bbl).
Refiriéndose a los cálculos de “Calculations and Formulae” section of the
Red Book, mire el psi/ft (gradient de presión hidrostático) de 15.8 lb/gal
cemento y 8.33 lb/gal agua. Luego encuentre la diferencia entre estos dos
valore: 0.8208 psi/ft and 0.4330 psi/ft:
0.8208 psi/ft – 0.4330 psi/ft = 0.3878 psi/ft [2.9]
Luego, usando la “Capacity” sección (Tabla 211) para 2 7/8 in., 6.5 lb/ft EUE
tubing, encuentre:
El numero de pies que un barril llenara en el tubing, el cual es 172.76 ft/bbl.
Multiplique la diferencia de presiones encontrado en el (paso 1) por el valor
encontrado en el (paso 2) para obtener la presión requerida para reversar un
barril.
0.3878 psi/ft × 172.76 ft/bbl = 67.00 psi/bbl [2.10]
Luego, calcular diferentes valores de cemento en el tubing. Luego usara el
valor determinado en el paso anterior para calcular el total de presión
requerida para reversar el cemento.
63
2.13.3. REQUERIMIENTOS MINIMOS DE AGUA.
El requerimiento mínimo de fluido (agua) para un trabajo de squeeze
requiere de volúmenes necesarios para:
• Mezcla del cemento con agua (100pre agua dulce a menos que la
composición de la lechada sea otra)
• Fluido desplazante (depende de la capacidad del tubing y del casing)
• Fluido de reversa.
Aunque cada uno de estos volúmenes necesita ser calculado y luego
adjuntado.
Note que este volumen no incluye el volumen total ni el de lavado que deben
ser calculados para:
1. Con la ayuda de “Technical Data” sección of the Red Book, se puede
calcular cuánta agua para mezclar se necesita. Porque se está usando
cemento Class G con un peso de 15.8 lb/gal, el requerimiento de agua es de
5.0 gal/sk. Multiplicando la cantidad de cemento requerido, en sacos por el
requerimiento dado de agua, la total mezcla de agua es:
5.0 gal/sk × 75 sk = 375 gal [2.11]
Para convertir a barriles:
375 gal ÷ 42 gal/bbl = 8.93 bbl [2.12]
2. Para el fluido requerido de desplazamiento se necesita calcular la
capacidad de las partes apropiadas de ambas de la tubería y el casing. Ya
que no hay manera de saber si la presión baja, se debe tener suficiente
fluido para remplazar la lechada que se esté filtrando.
64
5000 ft × 0.00579 bbl/ft = 28.95 bbl [2.13]
3. Luego calcule la capacidad de 7 in., 20 lb/ft casing (Tabla 214) del packer
para la perforación más baja (5136 ft – 5000 ft = 136 ft).
136 ft × 0.0404 bbl/ft = 5.49 bbl [2.14]
4. Tal vez se deba reversar el exceso de cemento remanente en el tubing
(después de desasentar el packer) Esta circulación de reversa ocurre cerca
de la profundidad de asentamiento del packer (5000 ft). Así que el volumen
de reversa en el tubing es el mismo que el volumen desplazado que ya se
calculo en el (paso 2) el cual es 28.95 bbl.
Tenga en mente que debe utilizar el tipo y peso de fluido en el anular.
Ahora, la cantidad mínima de fluido requerido para este trabajo puede ser
calculada añadiendo la mezcla de cemento con agua (paso 1), los 2
volúmenes de desplazamiento (tubing y casing paso 2 y 3), y el volumen de
reversa (paso 4):
bbl + 28.95 bbl + 5.49 bbl + 28.95 bbl = 72.32 bbl [2.15]
NOTE: Como una Buena práctica se recomienda duplicar los volúmenes de
reversa necesitados.
2.13.4. VOLUMEN DESPLAZADO PARA UN BARRIL DE CEMENT O
SOBRE EL PACKER.
Para evitar dañar la formación que puede ser causada por bombear fluido
del pozo por delante del cemento dentro de las perforaciones. Se asienta el
65
packer mientras que un barril de cemento se bombea sobre este. Esto
permite que el fluido del pozo circule fuera del pozo.
Para determinar el volumen de desplazamiento a ser bombeado detrás de la
lechada a un barril del packer. Se sustrae el volumen total de cemento más
un barril de la capacidad del tubing (determinado durante el cálculo 3):
Tubing Capacity 28.95 bbl
Cement Volume - 15.36 bbl
Volume Above Packer - 1.00 bbl
Displacement Volume 12.59 bbl
2.13.5. PRESION PARA REVERSAR CUANDO EL CEMENTO SPO TTED.
Después de que el cemento se haya fraguado un barril sobre el packer el
packer será asentado para evitar que circule algo de cemento detrás del
packer. Una vez asentado el packer y se empieza a bombear fluido en las
perforaciones, probablemente experimente problemas para estabilizar la rata
de inyección en ese caso hay que desasentar el packer y reversar todo el
cemente por el anular- Es por esto que se necesita calcular cuanta presión
se necesita para realizar esto.
La presión que se necesita para reversar el cemento puede ser calculada
multiplicando los barriles de cemento en el tubing, el cual en este caso es el
volumen de cemento total por el diferencial de presión por barril de fluido
(como se calculo 2 , 67.00 psi/bbl):
15.36 bbl × 67.00 psi/bbl = 1029 psi [2.16]
66
2.13.6. PRESION PARA REVERSAR EL CEMENTO DEL WORKST RING
CUANDO EL CEMENTO ALCANZA EL TOPE DE LAS
PERFORACIONES.
Problemas con ratas de inyección pueden ocurrir cuando el cemento alcanza
el tope de las perforaciones. En este caso solo se puede reversar el cemento
que está dentro del tubing y no el cemento que ya ha salido sobre el packer
y está ahora dentro del casing.
El primer calculo que se necesita realizar es el volumen de cemento
remanente en el tubing.
1. Para hacer esto se debe calcular el volumen de cemento en el casing
restando del volumen total de cemento. Determinado el volumen de cemento
en el casing, profundidad del packer packer (5000 ft) del tope de las
perforaciones (5049 ft).
Use el Red Book para encontrar el factor de capacidad (bbl/ft) de los 7 in.,
20 lb/ft casing, luego multiplique este valor por la longitud del caising entre
el packer y el tope d las perforaciones (5094 ft – 5000 ft = 94 ft).
94 ft × 0.0404 bbl/ft = 3.80 bbl [2.17]
2. Ahora reste este volumen del total del volumen de cemento para
determinar cuanto de lechada remanente hay en el tubing.
15.36 bbl – 3.80 bbl = 11.56 bbl [2.18]
3. El paso final en este cálculo es multiplicar el volumen de cemento
remanente en el tubing por el diferencial de presión por barril de fluido como
se calculo en 2 , 67.00 psi/bbl):
67
11.56 bbl × 67.00 psi/bbl = 775 psi [2.19]
2.13.7. CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCION.
La caída de presión de las lechadas en la tubería generalmente está dada
por:
∆*+ = 0,039 , - ./0 [2.20]
Donde:
∆Pf Perdida por friccion, Psi.
L Longitud de tubería, pie.
ρ Densidad de cemento, lb/gal.
v velocidad, pie/seg.
f factor de friccion, Adimensional.
El factor de fricción es
Para lechadas en general, no viscosas en el flujo turbulento:
0 = �,� � 1234,5657 [2.21]
Para flujo laminar,
0 = �$123
[2.22]
Número de Reynolds
89! = �.;$ <7=>∙@A(BC6
D E> [2.23]
CAPÍTULO III
68
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA.
A continuación se presentan el estudio de un análisis detallado de la
información técnica del Campo Shushufindi de EP PETROECUADOR. Esta
información incluye la descripción del campo, ubicación, revisión de los
archivos de historiales de producción, historiales de reacondicionamiento,
diagramas de completaciones, más un análisis de las últimas pruebas de
restauración de presión o Build up de los pozos.
3.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DEL CAMPO SHUSHUFINDI.
Shushufindi es una de las más importantes aéreas del Distrito Amazónico,
tanto por la producción de crudo liviano y gas como por las reservas
existentes; teniendo una producción diaria alrededor de 52,450 BPPD, la
misma que está conformada por el Campo Shushufindi-Aguarico-Drago, el
cual se subdivide en seis estaciones de producción que son: Aguarico,
Shushufindi Sur, Shushufindi Sur-Oeste, Shushufindi Central, Shushufindi
Norte, Drago; adicional los pozos Cobra y Condorazo producen con sistema
tanque y bota
El área Shushufindi está constituida por tres areniscas productoras de la
formación Napo de la Edad Cretácica, Siendo G2, U y T; que se encuentran
a más de 9000 pies bajo el nivel del mar, cuyas profundidades promedias
son 9250 pies, 9300 pies y 9600 pies respectivamente, con espesores
aproximados entre 50 - 70 pies cada uno, separados por lutitas y calizas las
cuales impiden su comunicación entre si y permite que se comporten
independientemente una de otra.
69
El reservorio Basal Tena de la formación Tena, se presenta en determinadas
áreas del campo en forma lenticular, por lo que es considerado productor en
menor escala.
3.2. UBICACIÓN.
El área de Shushufindi es de 209.600 hectáreas, queda ubicada en el Centro
Norte de la Cuenca Oriental en la Provincia de Sucumbios, como se muestra
en la Figura 21.
Situándose a 250 km al Este de la cuidad de Quito, y 35 km al Sur de la
frontera con Colombia. Teniendo al Norte el Campo Libertador, al Sur
Limoncocha, al Oeste Tarapoa y al Este el campo Sacha.
Figura 21. Ubicación del campo Shushufindi-Aguarico.
EP Petroecuador, (2009) Atlas Petróleo Ecuatoriano
3.3. HISTORIA DEL CAMPO.
El campo Shushufindi fue descubierto por el consorcio Texaco-Gulf en 1968,
70
con la perforación del pozo Shushufindi 01 en el año de 1969, el que llego a
la profundidad de 9772 pies. Las pruebas efectuadas a partir del 10 de
Enero de 1969 arrojaron 2621 BPPD (barriles de petróleo por dia) de 32,5°
API y 2496 BPPD de 26,6° API provenientes de los reservorios “T” y “U”
respectivamente.
Fue considerado al inicio únicamente como Shushufindi, por la presencia de
un bajo estructural entre Shushufindi y Aguarico, se creyó que eran dos
campos diferentes, pero con la continuidad de los yacimientos y la
aproximada similitud de los cierres determino que es un solo campo.
3.4. DESCRIPCIÓN DE LOS YACIMIENTOS DEL CAMPO
SHUSHUFINDI.
La estratigrafía, la estructura, los tipos de yacimientos y las reservas del
Campo Shushufindi, son tomados del informe de Geologia y Geofísica de EP
PETROECUADOR.
En este campo encontramos principalmente las siguientes formaciones: La
formación Hollín, los reservorios Napo T, Napo U y G2 en la formación Napo;
el reservorio Basal Tena en la formación Tena, Figura 22.
3.4.1. FORMACIÓN HOLLÍN.
Esta formación descansa sobre la formación Misahuallí y en contacto bajo la
formación Napo. Ubicada aproximadamente a 8975 pies de profundidad, y
una potencia estimada de 390 pies. Es una arenisca cuarzosa blanca,
porosa y de grano medio a grueso, con una matriz silícea, el potencial
hidrocarburífero la define como un buen reservorio.
Tiene un acuífero de fondo por lo que posee un mecanismo de empuje
71
hidráulico. Debido a la distribución petrofísica, de los fluidos que la saturan y
una capa de lutita de pequeño espesor, esta formación se la subdivide en:
• Hollín Inferior. Es una arenisca de tipo cuarzosa, con una coloración
clara a blanco, un tamaño de grano entre medio y grueso, con
contenidos limosos y arcillosos. Su espesor está entre 30 - 110 pies
de potencia.
• Hollín Superior. Presenta varias capas de lutitas negras calcáreas
intercaladas con areniscas de tipo cuarzosa glauconítica con cemento
silicio, de grano fino a medio y pocas capas de caliza café. Su
espesor varía de 30 - 70 pies de potencia.
Figura 22. Columna Estratigráfica del campo Shushufindi-Aguarico.
EP Petroecuador, (2009) Columna Estratigráfica Campo Shushufindi.
72
3.4.2. FORMACIÓN NAPO.
Está ubicada en concordancia sobre la formación Hollín e infrayace con una
ligera discordancia erosional a la formación Tena. Posee una serie de
calizas fosilíferas intercaladas con areniscas calcáreas y lutitas negras, ha
sido depositada en un ambiente marino, lo que es una excelente roca madre.
Su espesor aproximado es de 1080 pies de potencia.
Basándose en las características petrofísicas, en los horizontes calcáreos y
en las características de los fluidos que la saturan, se la subdivide para su
estudio en 3 partes:
• Napo Inferior. Es una sucesión de areniscas cuarzosas que presenta
estratificación cruzada e incrustaciones de lutitas de color variable y
glauconita. Las areniscas son de grano fino a medio, con forma
subangulares y subredondeadas, su espesor varía entre 490 - 788
pies de potencia.
• Napo Medio. Está constituida principalmente por una serie de calizas
masivas o en capas muy gruesas con una coloración gris claro. El
espesor estimado es de 263 - 295 pies de potencia.
• Napo Superior. Está constituida principalmente por lutitas de
coloración gris a negro, intercaladas por calizas de coloración gris
oscura parcialmente fosilíferas. Su espesor aproximado es de 720
pies de potencia.
Los reservorios productores de la formación Napo tienen un empuje parcial
de agua y estos son: Arenisca ”U”, Arenisca “T”, Arenisca “M1” y Arenisca
“G2”.
73
3.4.3. FORMACIÓN TENA.
Está ubicada sobre la formación Napo en todo el Oriente ecuatoriano,
definida por areniscas que marcan la formación Napo, está constituida por
limolita de coloración rojo o café, areniscas cuarzosas de coloración clara y
un tamaño de grano entre medio a fino, la matriz es arcillosa. La formación
en forma general alcanza un espesor entre 1640 - 3280 pies de potencia.
3.5. TIPOS DE EMPUJE EN EL CAMPO SHUSHUFINDI.
El yacimiento del campo Shushufindi tiene un empuje volumétrico en las
arenas Basal Tena y “G2”, mientras que presentan empujes volumétricos e
hidráulicos en las arenas “U” y “T”, predominando el empuje volumétrico
hacia la parte Este del yacimiento, y el empuje hidráulico lateral, desde la
zona Norte y zona Sur hacia el centro del yacimiento, por lo que es mejor el
empuje para “T” ya que presenta características sísmicas mas homogéneas,
provocando que el flujo de agua encuentre menos barreras horizontales a su
desplazamiento.
3.6. DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE
LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DEL CAMPO
SHUSHUFINDI-AGUARICO.
En la Tabla 01, se describe la producción del Campo Shushufindi que lleva
produciendo desde el 10 de Enero de 1969. Actualmente se encuentra con
una producción diaria de todo el campo de acuerdo a los métodos de
levantamiento artificial, así como el número de pozos, los barriles de petróleo
y agua por día y la producción total.
MÉTODO
Gas Lift
Hidráulico
Electrosumergible
TOTAL
Tabla 01
Como se observa en el Figura 06. El 84% de la producción total del cam
es por Bombeo Electrosumergible, 15% por Bombeo Hidráulico tipo Jet y tan
solo el 1% por Gas Lift.
Figura 23. Método de Producción
3.7. PRESELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Se identificaran los pozos candidatos a ser
cementación forzada
presentan límites predeterminados.
CAMPO SHUSHUFINDI
#
POZOS
PRODUCCIÓN
BPPD
PRODUCCIÓN
BAPD
1 973,28 132,72
17 6999,37 3695,63
94 45610,54 84720,46
112 53583,19 88548,81
1. Producción del campo Shushufindi-Aguarico.
Como se observa en el Figura 06. El 84% de la producción total del cam
es por Bombeo Electrosumergible, 15% por Bombeo Hidráulico tipo Jet y tan
solo el 1% por Gas Lift.
Método de Producción del campo Shushufindi
PRESELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS
Se identificaran los pozos candidatos a ser reacondicionados por una
cementación forzada, aquellos que dentro de un marco económico particular
presentan límites predeterminados.
1%
15%
84%
Método de Producción de Petróleo
Gas Lift
Hidráulico
Electrosumergible
74
PRODUCCIÓN
PRODUCCIÓN
BFPD
,72 1106
3695,63 10695
84720,46 130331
88548,81 142132
Aguarico.
Como se observa en el Figura 06. El 84% de la producción total del campo
es por Bombeo Electrosumergible, 15% por Bombeo Hidráulico tipo Jet y tan
del campo Shushufindi-Aguarico.
PRESELECCIÓN DE POZOS CANDIDATOS .
dicionados por una
marco económico particular
Electrosumergible
75
Durante la vida productiva de los pozos de petróleo ocurren diferentes
situaciones que reducen su capacidad de producción, tales como: alta
relación gas–petróleo (RGP), alta producción de agua, pérdida de
producción, las cuales obligan en un momento determinado a clasificar al
pozo como no económico.
Cuando los pozos llegan a la categoría de pozos problema, se debe llevar a
cabo un análisis a fondo con las recomendaciones necesarias para cumplir
con:
• Reparar el pozo/reacondicionamiento.
• Continuar produciendo hasta su límite económico.
• Mantener presión con inyección.
• Operaciones de recuperación mejorada.
• Abandono del pozo.
El analizar un pozo candidato puede incluir un estudio de yacimientos y en
algunos casos tomar registros de producción, limpiezas u otros trabajos
pequeños, para obtener datos ya sea para el estudio del pozo o del
yacimiento.
Es por esto que surge la necesidad de mantener una constante planificación
sobre los pozos por reparar, para lo cual se deben analizar los problemas
específicos en cada pozo e identificar el pozo candidato y el tipo de
reparación que se ha de realizar para el mantenimiento o generación del
potencial.
76
3.7.1. FACTORES A TOMARSE EN CUENTA.
Los factores que se deben considerar para identificar un pozo candidato son:
3.7.1.1. Problema aparente del pozo.
Se analiza basándose en su comportamiento durante la vida productiva del
pozo.
3.7.1.2. Revisar el Historial del pozo.
Es la base principal para el diagnóstico del problema y la recomendación del
trabajo a realizar y se debe tomar en cuenta los siguientes puntos:
• Completación Original: Se deben considerar los procedimientos
utilizados en las perforaciones de las zonas productoras, incluyendo
los fluidos utilizados, trabajos de cementación, fecha de completación
e intervalos cañoneados y detalle de la Completación final.
• Trabajos Posteriores: Se analizan con detalle todos los trabajos
efectuados en el pozo, motivo por el cual fue efectuado, fluidos
utilizados, estimulaciones previas, detalles de tubería de producción y
resultados del trabajo.
• Historial de Producción: Presenta el comportamiento de producción
del pozo, pruebas de producción del pozo, pruebas de producción
actual del petróleo, agua y RGP. Se reportan métodos de producción
77
y acumulados de petróleo, agua y gas.
• Presión del Yacimiento: Se estudia el comportamiento de presión del
yacimiento, los cambios de producción en conjunto con los de presión
del yacimiento. Se compara la historia de presión del pozo con otros
pozos del mismo yacimiento.
3.7.1.3. Diagnostico del equipo de producción.
Conocer las condiciones de operación de un equipo de producción, ya que
muchas veces el bajo rendimiento de determinados pozos se debe a un mal
funcionamiento de dicho equipo, lo cual se corrige sin que se requiera la
intervención de un método de reacondicionamiento.
3.7.1.4. Pozos Vecinos.
Se debe revisar los problemas presentes en los pozos vecinos, los trabajos
realizados anteriormente y su comportamiento de producción después de
cada trabajo. Su posición estructural, zonas abiertas a producción y
correlación con la del pozo estudiado, zonas aisladas por problemas de agua
y/o gas.
3.7.1.5. Mapas estructurales de los yacimientos, pr uebas y registros
de producción.
Se analizan mapas estructurales, porcentaje de agua y sedimento, se
analizan los historiales de producción, pruebas de restauración de presión,
caída de presión, pruebas de Inyectabilidad, análisis de agua, pruebas de
comunicación y chequeos de fondo.
78
3.8. ANALISIS DE LOS POZOS PRE-SELECCIONADOS DEL
CAMPO SHUSHUFINDI.
Una vez analizados estos parámetros previamente mencionados se presenta
la Tabla 02 que contiene los pozos preseleccionados como posibles
candidatos para ser intervenidos basándose primordialmente en su
declinación de producción.
3.8.1. POZOS CANDIDATOS PARA REALIZAR CEMENTACIÓN
FORZADA.
La selección de los pozos se lo realiza porque Petroproducción E.P. desea
realizar pozos Reinyectores, Repunzonar zonas de interés; en la siguiente
Tabla 03 se presenta los pozos candidatos con una serie de datos a tomar
en cuenta para su diseño de cementación forzada que serán introducidos en
el siguiente capítulo de estudio:
El pozo candidato para realizar una cementación remedial es Drago-02; la
elección de este pozo se ha considerado el porcentaje alto de corte de agua,
y como resultado este pozo tuvo un bajo aporte también el cierre del pozo,
además la producción del campo Drago iba incrementándose y cambio el
sistema de Tanque y Bota de los primeros pozos a una Estación de
producción teniendo a la actualidad un volumen de 9238,35 BPPD 3861,65
BAPD por lo que es necesario considerar realizar un pozo reinyector dentro
de las facilidades del Campo Drago
.
79
AREA SHUSHUFINDI
CAMPO SHUSHUFINDI - AGUARICO – DRAGO
POZOS QUE ESPERAN REACONDICIONAMIENTO PARA REALIZAR CEMENTACIONES
FORZADAS
POZO ARENA METODO FECHA BFPD BPPD BSW API
SSF-6B Us. PPS 24-ene-09 942 367 61 29
SSF-15ª U+ G2 PPG 17-feb-07 154 62 60 29
SSF-18 (WIW-9) T CPH 18-nov-08 1171 59 95 29.5
SSF-22ª U+T PPG 11-ago-04 542 190 65 22
SSF-41 T CPS 19-jun-09 258 28 89 28,9
SSF-48 G2 PPS 29-ago-02 1106 553 50 28
CDZ- SE01 HS PPS 8-mar-09 1029 31 97 27
DRG-02 TI PPS 16-ago-09 1340 54 96 29,4
Tabla 02. Pre-selección de Pozos Candidatos.
EP Petroecuador, (2009) Historial de Producción Campo Shushufindi.
80
AREA SHUSHUFINDI
CAMPO SHUSHUFINDI - AGUARICO - DRAGO
POZOS QUE ESPERAN REACONDICIONAMIENTO PARA REALIZAR CEMENTACIONES FORZADAS
CAMPO POZO TASA
DNH ESTADO
FORECAST DICIEMBRE 2009
FECHA ARENA BFP
D
BPP
D BSW API SAL
FECHA
B'UP Pr Pwf IP DAÑO
SSF 18
(WIW-9) 200 PPH
18-nov-
08 T 1171 59 95 29.5 4800 16-ago-08 2519 1792 1,05 21
SSF 41 400 PPS 19-jun-
09 T (T Inf.) 258 28 89 28,9 45700 11-feb-09 2768 1576 0,22 14,3
CDZ SE-01
PPS 08-mar-
09 HS 1029 31 97 27 1200 08-nov-08 4102 1956 0,96 1,8
DRG 2 PPS 16-ago-
09 TI 1340 54 96 29,4 9000 31-jul-09 2936 2298 1,73 11,6
Tabla 03. Pozos Candidatos.
EP Petroecuador, (2009) Historial de Producción Campo Shushufindi.
CAPÍTULO IV
81
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS.
4.1. PROGRAMA DEL POZOS CANDIDATO DRAGO 02 PARA
REALIZAR CEMENTACIÓN FORZADA EN EL CAMPO
SHUSHUFINDI DE EP PETROECUADOR.
Del listado antes mencionado se toma en cuenta el campo Drago para
realizar una cementación forzada. La opción DRAGO_02, debido a que el
desarrollo del campo está en plena exploración y explotación y por
necesidades operacionales ya que cuenta con una Estación de Producción.
Antes de iniciar las operaciones de cementación forzada para los pozos
candidatos del Campo Shushufindi, es necesaria conocer su ubicación,
detalle de su estratigrafía, la elaboración de un programa de cementación,
en el cual se indiquen todos los pasos y procedimientos que se deben
realizar antes, durante y después de las operaciones de cementación
remedial.
4.2. UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO DRAGO.
El campo Drago se localiza en el eje de la Cuenca Oriente, al suroeste del
campo sacha y al este del Campo Shushifindi (Figura 24), formando parte
del corredor Sacha-Shushufindi. En superficie se localiza en la provincia de
Sucumbios a 240 km al este de la cuidad de Quito.
Su estructura fue definida con las campanas de sísmica 3D, obtenida en los
años 2002, 2003.
82
Figura 24. Ubicación Campo Drago.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3. INFORMACIÓN DEL ÁREA DE INVESTIGACIÓN.
Geológicamente el Campo Drago indica la estructura inicial en la formación
caliza A, por lo que al tope de la caliza A, el alto estructural Drago se
observa una parte de la estructura Vista, se divisa como un alargamiento
anticlinal con una dirección norte sur, como se indicó anteriormente está
localizado al oeste de la gran estructura Shushufindi.
Un cuerpo ígneo ocupa verticalmente un espacio desde la superficie de
discordancia pre cretácica hasta parte del ciclo depositacional U, con
distribución en la parte alta de la estructura Vista. Este cuerpo Ígneo de
condiciones físico químicas distintas a los estratos sedimentarios que lo
rodean en el momento de su intrusión y depositación altera las propiedades
petrofísicas de los estratos en contacto formando una zona impermeable, lo
que permite la formación de un entrampamiento hidrocarburífero en el alto
estructural Drago.
83
El campo Drago inicia la perforación del pozo exploratorio Drago-01 el 30-
junio-2007, con una duración de 58 días, a un costo de 2.782.887,94 USD.
Luego de la completación y pruebas iníciales del pozo se reporta la prueba
de producción oficial el día 02 de noviembre del 2011: 879 BPPD, BSW 1%,
API 27,9 y continua su desarrollo del campo Drago que a la actualidad
cuenta con 15 pozos productores con una producción diaria de 9238,35
BPPD dato que se toma del potencial del campo Tabla 4.1 data tomada en
fecha de Febrero 2012.
4.3.1. DETALLE ESTRUCTURAL DEL CAMPO DRAGO.
Los mapas estructurales a la base de la Caliza A y al tope de la Caliza B,
muestran el alto estructural Drago, sobre el cual se encuentran el pozo
DG-1. Esta estructura forma parte de la estructura vista, la cual se presenta
como un anticlinal alargado con una dirección preferencial norte sur,
localizado al oeste de la gran estructura Shushufindi.
4.3.1.1. Arenisca U Superior.
Se presenta un cierre estructural a nivel de este reservorio que está ubicado
a una profundidad de -8595 pies, representado por un pequeño anticlinal que
tiene una orientación noroeste sureste con dos altos estructurales que están
localizados en los extremos de esta estructura, uno de ellos confirmado en el
pozo Drago 1.
Las dimensiones aproximadas de la estructura son de 3.2 Kilómetros de
largo y 1 kilómetro de ancho. Se aprecia en el siguiente grafico el mapa
estructural de la Arena U superior.
84
Figura 25. Mapa estructural “U” Superior.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3.1.2. Arenisca U Inferior.
El cierre estructural a nivel del reservorio U inferior está ubicado en la
profundidad de -8700 pies para la parte sur, este y oeste de la estructura, en
la parte norte cierra con la zona influenciada por el cuerpo ígneo identificado
en el pozo Vista 1, esta zona no considerada como roca reservorio actúa
como una barrera impermeable, permitiendo un entrampamiento de
hidrocarburos en la estructura Drago, representada como un anticlinal
orientado noroeste sureste de aproximadamente 4.5 Km de largo y 1.9 Km
de ancho, como ya se indica en el corte estratigráfico.
Para el cálculo de reservas probadas se utilizó el límite inferior probado de
hidrocarburos ubicado en la profundidad de -8695’. Se puede observar
gráficamente:
85
Figura 26. Mapa estructural al tope “U” Inferior.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3.1.3. Arenisca T Superior.
En las características del reservorio T superior, el cierre estructural es muy
parecido al reservorio anterior, ubicado en la profundidad de -8860 pies para
la parte sur, este y oeste de la estructura y en la parte norte cierra con la
zona influenciada por el cuerpo ígneo, esta zona no es considerada como
roca reservorio actúa como una barrera impermeable, permitiendo un
entrampamiento de hidrocarburos en la estructura Drago de características
estructurales iguales que el reservorio anterior, siendo su tamaño de 4.4 km
de largo y 2.1 Km de ancho aproximadamente. Para el cálculo de reservas
probadas se utilizó el límite inferior probado de hidrocarburos ubicado en la
profundidad de -8845’ (Drago1).
86
Figura 27. Mapa estructural al tope “T” Superior.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3.1.4. Arenisca T Inferior.
El cierre estructural está ubicado en -8880 pies de profundidad, al igual que
el anterior reservorio, cierra con la zona impermeable influenciada por el
cuerpo ígneo. Este anticlinal tiene 3.7Km de largo y 1.3Km de ancho. Como
se observa en el siguiente gráfico. Para el cálculo de reservas probadas se
utilizó el límite inferior probado de hidrocarburos ubicado en la profundidad
de -8877’.
87
Figura 28. Mapa estructural al tope “T” Inferior.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3.2. EVALUACIÓN CON REGISTROS ELÉCTRICOS INICIALE S.
Para la evaluación de los perfiles eléctricos se determinó primeramente el
volumen de arcilla presente en la formación (Vsh), tomando en cuenta dos
indicadores de arcillosidad: el registro Gamma Ray y la combinación
densidad de formación - Neutrónico.
La porosidad fue derivada principalmente de los registros de densidad y
neutrónico. Se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc (densidad de
arenisca) y la del fluido de 1 g/cc.
Los valores de Resistividad del agua (Rw) fueron los determinados a partir
de las salinidades del agua de formación de los pozos ubicados en la parte
88
norte del campo Sacha y del pozo Condorazo SE-01, valores que se indican
en la siguiente tabla.
Arena Temperatura (°F) Rw (phm-metro)
Basal Tena 185 0.053
Napo U 199 0.062
Napo T 202 0.093
Hollin Superior 204 0.579
Tabla 04. Resistividad referencial para el Campo Drago.
Para el cálculo de la saturación de agua Sw se utilizó la ecuación de
Indonesia, con un exponente de cementación m = 1.7, exponente de
saturación n = 2 y factor de saturación a = 1.
Los cutoff utilizados fueron de 7% para la porosidad, 50% para la saturación
de agua y 50% para el volumen de arcilla.
La interpretación petrofísica del pozo exploratorio DRG-01, de los
reservorios: arenisca U Inferior y Superior, arenisca T Inferior y Superior se
presenta gráficamente a continuación en registros compuestos para cada
zona.
4.3.3. PRUEBAS DE PRODUCCIÓN INICIALES.
Las siguientes tablas indican los resultados de las pruebas iniciales de
producción de los pozos referenciales Drago Norte 1 y Drago Norte 6D.
89
Tabla 05. Pruebas iníciales de producción de los
pozos referenciales Drago Norte 1
Tabla 06. Pruebas iníciales de producción de los
pozos referenciales Drago Norte 6D.
Tabla 07. Pruebas iníciales de producción de los
pozos referenciales Drago Norte.
Tabla 08. Pruebas iníciales de producción de los
pozos referenciales Drago Este.
90
4.3.4. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN.
En la actualidad se encuentran produciendo los pozos, Drago Norte, Drago
Este, Drago 1, Los reservorios que aportaron exitosamente en las pruebas
de producción como se puede observar en los cuadros anteriores, son las
areniscas U inferior, U superior y T superior + inferior, actualmente está
aportando de (U inferior+ T inferior), ver Tabla 09. Potencial Campo Drago.
4.3.5. INTERPRETACIÓN DE DATOS DE FORMACIONES
PRODUCTORAS.
Estructuralmente el área Drago constituido por el Drago Este, Drago Norte,
Condorazo SE y Vista, se diferencian dos trenes estructurales:
• El Alto Estructural Sur, Drago-Condorazo SE, es un alto angosto, de
orientación NO-SE, denominado así porque se ubican los Altos
Dragos y Condorazo SE en los que se perforaron los pozos Drago 1 Y
Condorazo SE1, el resultado fue positivo.
• El Central Drago Este – Drago Norte- Vista- Ron es de mayores
dimensiones. Contiene de SE a NO, los altos Drago Este, Drago
Norte, Vista y Ron, donde se perforaron los pozos Drago Norte 1 y
Drago Este 1, con resultados positivos.
Según la sección sísmica indicada anteriormente se observa la deflexión
estructural que separa las estructuras Drago, Condorazo SE, Drago Norte y
Drago Este.
La estructura Shushufindi gana relieve al Este y el Pre-Hollín muestra una
alta disturbación tectónica, con un plegamiento de fuerte relieve, que podría
ser resultado de una tectónica salina o arcillosa o de un sobre corrimiento.
91
POTENCIAL CAMPO DRAGO
Pozo Arena BFPD BS&W Tasa BPPD BAPD API Gas de
Formación Tipo
bomba GPM Hz
GOR Método
DRA_001UI UI 319 32,0% 900 216,92 102,08 26,10 0,00 TD-1200 49 0,00 ESP DRE_001UI UI 751 42,0% 900 435,58 315,42 22,10 96,00 DN-1100 55 220,40 ESP DRE_005DUI UI 738 65,0% 600 258,30 479,7 26,10 56,00 P12XH6 53 216,80 ESP DRE_008DTI TI 1085 70,0% 1.000 325,50 759,5 30,70 131,00 GN-1600 52 402,46 ESP DRE_009DTI TI 1927 16,0% 1618,68 308,32 31,20 456,00 DN2150 53 281,71 ESP DRE_012DTI TI 1722 36,0% 1.800 1102,08 619,92 28,30 410,00 GN-1600 63 372,02 ESP DRE_036HUI UI 1877 50,0% 600 938,50 938,5 24,90 210,00 SN2600 51 223,76 ESP DRN_001UI UI 916 1,0% 1.500 906,84 9,16 26,00 227,00 DN-1100 56 250,32 ESP DRN_002UI UI 433 52,0% 207,84 225,16 26,80 0,00 P-8X 51 0,00 ESP DRN_006DUI UI 539 0,1% 900 538,46 0,539 26,70 143,00 P-18X 56 265,57 ESP DRN_011DUI UI 737 0,1% 1.000 736,26 0,737 24,90 159,00 DN-1100 60 215,96 ESP DRN_015DUI UI 638 0,5% 1.100 634,81 3,19 26,80 154,00 P-12X 57 242,59 ESP DRN_016DUI UI 1226 8,0% 1127,92 98,08 26,60 0,00 P12X 51 0,00 ESP DRN_031DUI UI 192 0,7% 350 190,66 1,344 27,20 0,00 D725N 48 0,00 ESP
TOTAL CAMPO DRAGO 13100 29,5%
9238,35 3861,65 2042 2691,59
Tabla 09. Potencial Campo Drago.
EP Petroecuador, (2011) Historial de Producción Campo Drago.
92
Las dos hipótesis se sustentan en que bajo el plegamiento se observa un
paquete de deflexiones no plegadas.
4.3.6. ESTRATIGRAFIA DEL CAMPO DRAGO.
4.3.6.1. Arenisca U Inferior.
El cierre estructural a nivel del reservorio U inferior está ubicado a la
profundidad de -8700 pies para la parte sur, este y oeste de la estructura, en
la parte norte cierra con la zona influenciada por un cuerpo ígneo, esta zona
no considerada como roca reservorio actúa como una barrera impermeable,
permitiendo un entrampamiento de hidrocarburos en la estructura Drago,
representada como un anticlinal orientado noroeste sureste de 4.5 Km de
largo y 1.9 Km de ancho aproximadamente.
Se aprecia en el siguiente grafico el corte estructural estratigráfico.
Figura 29. Corte estructural estratigráfico.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
93
4.3.7. ANÁLISIS DEL RESERVORIO.
La distribución de los parámetros petrofísicos en cada uno de los reservorios
está restringida a la distribución de las facies litológicas, partiendo de la
evaluación petrofísica del pozo exploratorio Drago 01. Las reservas
probables del Campo Drago bordean aproximadamente los treinta millones
de barriles de petróleo, a la fecha de este proyecto la producción diaria
promedio del campo es de 9238,35 BPPD, proveniente de 14 pozos.
Sus arenas productivas son T Inferior, U Inferior. La arena de la que produce
cada pozo, así como la producción de petróleo y agua del campo se detalla
en la tabla 4.6. La producción de gas del campo Drago bordea los 2’042
MPCD.
A la fecha de este proyecto el campo Drago produce sus 14 pozos por medio
de levantamiento artificial con el sistema de Bombeo Electro Sumergible.
Según el Plan de Desarrollo aprobado por la Agencia de Regulación y
Control de hidrocarburos para los Campos Drago, Drago Norte y Drago Este,
tiene una expectativa de extracción máxima aproximada de fluido de 16.000
BFPD para el año 2014 y la extracción máxima aproximada de petróleo de
12.500 BPPD para el año 2013.
4.3.7.1. Cálculo del volumen de arcilla (vsh).
El volumen de arcilla presente en la formación afecta negativamente la
porosidad, por tanto resulta necesario determinar su valor para obtener la
porosidad efectiva.
En la evaluación se tomó en cuenta dos indicadores de arcillosidad: el
94
registro Gamma Ray (GR) y la combinación Densidad – Neutrónico.
Inicialmente se identifica una línea base de las lutitas en el registro GR, con
lo cual se obtiene el valor máximo de Gamma Ray (GRmax) y en la zona de
arenisca se señala el valor mínimo de Gamma Ray (GRmin), el cual es un
indicador de la arenisca limpia, es decir libre de partículas de arcilla. Con
estos valores se aplica la siguiente fórmula para obtener el volumen de
arcilla.
FGℎI = B J9KJ9LMNJ9LOPKJ9LMNE [4.1]
4.3.7.2. Porosidad.
La porosidad fue derivada principalmente de los registros de Densidad y
Neutrónico, para lo cual se asumió una densidad de la matriz de 2.65 g/cc
(densidad de arenisca) y la del fluido de 1 g/cc.
A continuación se presentan las fórmulas utilizadas para el cálculo de la
porosidad aparente y porosidad efectiva.
Porosidad del registro de Densidad ΦD:
QR = @LK@S @LK@+ T [4.2]
ΦD Porosidad de Densidad
ρb Densidad del registro
ρm Densidad de la matriz
ρfld Densidad del fluido
Porosidad Aparente ΦA.
95
QU = VW X BY>544E
/ [4.3]
Porosidad Efectiva ΦE:
QZ = QU + (1 − FGℎI) [4.4]
Figura 30. Distribución de la porosidad en el modelo geológico.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.3.7.3. Permeabilidades y Factor de Recobro.
Los reservorios productivos (“U”, “T” y Hollín Superior) encontrados en el
campo Drago, son reservorios subsaturados, es decir que se encuentran por
encima del punto de burbuja, aspecto de gran importancia para calcular la
recuperación de hidrocarburos en el yacimiento.
Tomando en consideración los mecanismos de producción dominantes, se
utilizó correlaciones empíricas para recuperaciones de yacimientos con
empuje por gas en solución en los reservorios de las estructuras DRG 1,
DRG Norte y DRG Este.
96
Para esta última, en la arena “U” se aplicó la correlación de empuje
hidrostático.
La correlación utilizada se basa en las propiedades de la roca y las
propiedades de los fluidos del yacimiento. Estos datos se obtuvieron de
análisis PVT, correlaciones empíricas, pruebas de presión y registros
eléctricos. Los resultados se presentan en las Tablas 10. y Tabla 11.
Sin embargo, sería prudente observar el comportamiento del reservorio, y
así confirmar las presunciones discutidas en la sección anterior, en relación
a los mecanismos de producción actuantes.
Tabla 10. Factores de Recobro por empuje por intrusión de agua.
EP Petroecuador, (2011) Reporte PVT Campo Drago.
Tabla 11. Factores de Recobro por empuje por gas en solución.
EP Petroecuador, (2011) Reporte PVT Campo Drago.
97
4.3.7.4. Propiedades de los fluidos.
La distribución de los parámetros petrofísicos en cada uno de los reservorios
está restringida a la distribución de las facies litológicas, la información de
las propiedades de los fluidos del campo se obtuvo del análisis PVT (Presión
Volumen Temperatura) del yacimiento de la zona Arenisca “U” Inferior del
pozo DRG 1. Para las estructuras DRG N y DRG E, debido a que no se
disponía de pruebas PVT, las propiedades fueron calculadas a partir de las
correlaciones empíricas: Standing, Vasquez-Beggs, y Beggs-Robinson.
La compañía Halliburton realizó en el pozo DRG 1 la toma de muestra de
petróleo de fondo a una profundidad de 9600 pies y las transfirió a botellas
de alta presión para su traslado al Centro de Investigaciones Geológicas
Quito. En el laboratorio de fluidos la muestra fue transferida a la celda de alta
presión del equipo PVT libre de mercurio y expandida térmicamente a la
temperatura de yacimiento, que es de 220ºF.
La presión de burbuja observada durante la liberación instantánea es de 420
lpcm, tratándose entonces de un yacimiento subsaturado. Durante la
liberación diferencial de presión a 220ºF el fluido produjo un total de 134 pies
cúbicos de gas a 14.7 lpca y 60ºF por barril de petróleo residual. El factor
volumétrico de la formación asociado (Bo) fue de 1.1429 barriles de petróleo
saturado por barril de petróleo residual (BY/BN) a 60ºF. La gravedad del
petróleo residual fue de 25.9 API a 60ºF.
Las propiedades de fluidos del campo Drago se resumen a continuación. En
la siguiente tabla.
98
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DEL CAMPO DRAGO Gravedad API 28.03 28.03 Viscosidad inicial del Petróleo Uoi @ T.F (cp) 0.9372 Viscosidad del Petróleo Uob @ T.F (cp) 0.8512 Presión inicial (psi) 3450 Presión de saturación (psi) 487 Factor Volumétrico Boi (bls/BF) 1.15 Factor Volumétrico Bob (bls/BF) 11.429 Compresibilidad Coi (x10^6 psi-1) 7.32 Temperatura de fondo (ºF) 220 GOR (PCS/bl) 231 Densidad ρ (gr/cc) 0.6128 GLR (PCS/BF) 178 Salinidad (ppm NaCl) 52200
Tabla 12. Propiedades físicas de los fluidos del Campo Drago.
EP Petroecuador, (2011) Reporte PVT Campo Drago.
4.4. PROYECCIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL CAMPO.
Es una estimación de producción a futuro que se calcula con una tasa de
producción inicial esperada también con una determinada declinación en
función de un valor determinado de años.
En la recuperación de reservas estimadas tiene que existir un control de la
producción con el fin de extraer o aprovechar al máximo la producción. Las
predicciones de producción se realizan tomando en cuenta las reservas
probadas más las reservas probables.
Según la tasa y la declinación de producción de los pozos, el total de
reservas, corresponden aproximadamente a 20 años de vida productiva.
La declinación exponencial es la más ampliamente usada, en los
yacimientos de E.P. PETROECUADOR.
99
\ = \M ∙ ]KO# [4.5]
Donde:
qi = Tasa de producción inicial (BPPD).
q= Tasa de producción (BPPD).
t = Tiempo de producción (D).
a = Constante de declinación exponencial (1/D).
De la ecuación anterior podemos realizar cálculos de producciones diarias,
anuales y acumuladas, lo cual nos permite definir el perfil de producción para
el campo en estudio. El valor de la constante de declinación se obtuvo a
partir de la proyección de declinación de la producción del pozo Drago 1,
esto mediante el software Oil Field Manager (OFM), que para nuestro caso
la declinación fue de 20 % anual. Este valor se aplicó a todo el campo,
debido a que no se tiene un suficiente historial de producción para aplicar
este método a los demás pozos.
Para realizar las predicciones se parte del plan de perforación donde la
ecuación de la tasa de producción se empleó para cada pozo, perforados y
propuestos, en la fecha en que entran en producción.
4.4.1. PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO DRAGO.
Tomando como base las reservas probadas del Campo Drago (desarrolladas
+ no desarrolladas) calculadas en 35’158 133 Bls y la producción de 22
pozos, se realizó el pronóstico de producción, las proyecciones no deben ser
visto como el más óptimo e invariable, sino como una referencia que se
adapte al comportamiento actual del campo.
La predicción de producción considera el potencial de la arena en la que se
tiene mayor tiempo de evaluación y producción resultado de lo cual, la data
es más confiable, los yacimientos adicionales que tiene el pozo productor a
100
pesar de tener pruebas iniciales existe incertidumbre en el comportamiento
de producción debido a los daños de formación y al comportamiento del
mismo de los parámetros y propiedades petrofísicas.
Para las proyecciones se considera que los pozos entran en producción 60
días después de la perforación, las tasas de producción estimadas para
cada pozo, están en función de la ubicación del pozo y el potencial
productivo de sus reservorios, señalando que los yacimientos de mayor
perspectivas son U inferior, T inferior y Hollín Superior. Adicionalmente se
considera los límites que norman el cierre de los pozos, esto es 50 BPPD y
un corte de agua de 90 %.
La producción máxima del campo se estima que se alcanzara en el año
2013 con aproximadamente 12560 BPPD.
Figura 31. Proyecciones de producción Campo Drago.
0
1.000.000
2.000.000
3.000.000
4.000.000
5.000.000
6.000.000
2010 2015 2020 2025
CA
UD
AL
(B
LS/D
IA)
TIEMPO (AÑOS)
PROYECCIÓN DE PRODUCCIÓN CAMPO DRAGO
Petróleo
Agua
Fluidos
101
Tabla 13. Proyecciones de producción Campo Drago.
102
4.4.2. INFORMACIÓN TÉCNICA DE FACILIDADES DE PRODUC CIÓN
DEL CAMPO.
Las facilidades de producción implementadas actualmente en las cuatro
locaciones de producción del campo Drago (Drago 1, Drago Este, Drago
Norte 1 y Condorazo) son de similares características, no permiten operar
con una eficiencia efectiva de producción, esto se debe a que es un campo
nuevo y se encuentra en la fase de desarrollo.
Figura 32. Ubicación de los pozos del Campo Drago.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago.
4.4.2.1. Locación Drago 01.
La locación Drago – 01, recibe la producción del pozo del Drago – 01, el
pozo Drago 10D se encuentra cerrado por su abundante producción de
103
agua, mientras que el pozo Drago 11D no se encuentra todavía perforado,
las instalaciones de superficie se muestran en el siguiente figura.
Figura 33. Locación Drago 01.
Las instalaciones de superficie están configuradas de la siguiente manera:
• Cabezal del pozo Drago – 01 con línea de 4 ½”, la producción es
direccionada hacia la bota de gas.
• Bota de gas. Se encuentra aguas abajo a continuación del cabezal del
pozo, separando el gas del líquido producido.
• Tanque de almacenamiento. Capacidad de 500 Barriles.
• Scrubber. Este se encuentra en la línea de salida del gas antes del
mechero.
• Mechero. En el mechero se quema todo el gas producido.
• Línea de descarga. A la salida del tanque.
El transporte del crudo se lo realiza en vacuum, hacia la Estación Central
Shushufindi.
4.4.2.2. Locación Condorazo.
La locación Condorazo, adjunta al campo Drago, recibe la producción del Pozo
Condorazo 01, las instalaciones de superficie se indican en la siguiente figura.
104
Figura 34. Locación Condorazo.
Las instalaciones de superficie están configuradas de la siguiente manera:
• Cabezal del pozo Condorazo 01, la producción es direccionada con
línea de 4 ½” hacia la parte superior del tanque de almacenamiento.
• Tanque de almacenamiento. Capacidad de 500 Barriles.
• Scrubber. Se encuentra en la línea de salida del gas antes del
mechero.
• Mechero. En el mechero se quema todo el gas producido.
• Línea de descarga. A la salida del tanque.
4.4.2.3. Locación Drago Norte.
En la locación Drago Norte se capta la producción de los siguientes pozos:
Drago – Norte 01, Drago – Norte 06, Drago – Norte 11, Drago – Norte 15,
Drago – Norte 26, Drago – Norte 31. En la siguiente figura se muestra el
esquema de las instalaciones de superficie.
Las facilidades de producción tempranas para el campo Drago al momento de
esta investigación, se encuentra en construcción, el Complejo de Facilidades de
Producción en la Locación Drago Norte 1, donde las instalaciones de superficie
están configuradas de la siguiente manera:
105
Figura 35. Facilidades de Producción Tempranas de la Estación Drago Norte.
• Múltiple de producción de 6 entradas para los pozos entre los cuales
están distribuidos en 4 entradas de 8 pulgadas y 2 entradas de 6
pulgadas.
• Bota de gas se encuentra aguas abajo respecto del manifold.
• Tanques de almacenamiento empernados, cada uno con una capacidad
de 10000 Barriles (tanque de Lavado y tanque de reposo).
• Tanque de almacenamiento de agua de formación para reinyección con
capacidad de 3000 Barriles.
• Arresta llamas. Estos se encuentran en la línea de salida del gas antes
del mechero.
• Mechero, donde se quema todo el gas proveniente del proceso.
• Bombas de transferencia de petróleo conectado a la línea de 12”, esta
línea a su vez se conecta al oleoducto Shushufindi - Jivino Verde -
Nueva Loja.
• Bombas Booster, envían el agua de formación hacia el pozo reinyector
en el Drago Este por medio de la tubería de 8”.
106
• Línea de descarga. Conectada en paralelo a la salida de los tanques.
Al realizar un análisis minucioso de las Instalaciones de Superficie Actuales
del Campo Drago indica que esta estación servirá como receptora de crudo
proveniente de las locaciones anteriormente indicadas, por lo que se deberá
implementar facilidades de producción definitivas en base a la producción en
el transcurso de esta investigación se realiza un dimensionamiento de dichas
instalaciones definitivas, con el fin de emitir un criterio técnico y económico.
4.4.2.4. Locación Drago Este.
En la locación Drago Este se capta la producción de los siguientes pozos:
Drago – Este 05, Drago – Este 01, Drago – Este 12, Drago – Este 08. En el
esquema de las instalaciones de superficie.
Figura 36. Locación Drago Este.
Las instalaciones de superficie están configuradas de la siguiente manera:
• Múltiple de producción para 4 pozos. La producción de todos los
pozos llega hasta aquí, de donde se puede direccionar los fluidos
107
hacia las botas de gas, o hacia los tanques.
• Botas de gas. Se encuentran aguas abajo respecto del manifold.
• Tanques de almacenamiento, cada uno de los 3 tiene una capacidad
de 500 Barriles. Se encuentran instalados en paralelo conectados a la
salida del manifold o a la salida de las botas de gas.
• Tanque de Prueba. Capacidad 500 Barriles.
• Scrubber. Este se encuentra en la línea de salida del gas antes del
mechero.
• Mechero. En el mechero se quema todo el gas producido.
• Línea de descarga. Conectada en paralelo a la salida de los tanques,
va a llenar los vacuum.
4.5. HISTORIAL DRAGRO-02
El pozo Drago-02 es un pozo de avanzada tipo vertical ubicado en el campo
Drago operado directamente por EP PETROPRODUCCION, Inicia su
perforación 23 de mayo de 2009 y finalizan operaciones el 28 de Junio 2009,
dando un tiempo de 36 días + 4 horas. Siendo este pozo Vertical con una
profundidad de 10102’ TVD cuya máxima inclinación es de 0,87°; por la
contratista CPEB, con el Rig CPEB 50112, localizado en superficie:
Coordenadas: UTM: N 9’977,385.00 E 305,325.00 y en Geográficas: Latitud:
00° 12’ 16,22” S Longitud: 76° 44’ 56.99” W. Eleva ción del terreno 893 pies;
elevación mesa rotaria 925 pies.
El pozo DRAGO-02 está orientado al desarrollo del Campo como también a
comprobar la existencia de estructura roca reservorio y acumulación de
hidrocarburos en los reservorios principales de Napo: “T” “U” , adicional
permite desarrollar el modelo geológico del Campo Drago.
108
A continuación en la Figura 37. Se detalla la ubicación del pozo DRAGO-02
en el mapa estructural al tope del reservorio “Uinf”, proporcionado por el
Departamento de Geofisica.
Figura 37. Mapa Estructural Campo Drago.
EP Petroecuador, (2010) Reporte Estratigráfico Campo Drago 02.
4.5.1. HISTORIAL DE PERFORACIÓN DRAGO-02.
El pozo Drago 02 tiene como configuración de pozo por broca: 26” (0’ -
172’), seguido por un hoyo de 12¼” (172‘ - 6105‘), para concluir con un pozo
de sección de 8½” (6105‘ - 10102‘) y con respecto a tubería: 9 5/8” Casing
156 tubos, C-95, 47 lb/ft, BTC (0’ - 6058’) zapato guía (6058’) collar flotador
(5976’) y 7” Casing C-95, 26 lb/ft, 264 TR, BTC, collar flotador (10019’),
zapato guía (10097’),
Dentro del programa de perforación se corren registros para determinar
intervalos de interés, dando como resultado en este pozo la arena NAPO
como zona productora teniendo en esta los intervalos:
9550’ 9570’ (20’) “U inf”
109
9777’ 9786’ (9’) “T inf”
9928’ 9942’ (14’) “H sup”
4.5.2. HISTORIAL DE REACONDICIONAMIENTO DRAGO-02.
Una vez culminada la perforación de pozo DRAGO-02, EP.
PETROECUADOR da el paso para realizar el trabajo de
Reacondicionamiento al pozo siendo su objetivo las pruebas de producción
para posterior diseñar la completación del mismo:
La compañía Baker ATLAS realiza una corrida de registro de cementación
desde 10012’ - 7990’ (2022’) y se observa buen cemento en el intervalo “H
sup” y “T inf” y cemento regular para “U inf”
La compañía Baker ATLAS baja TCP; asientan packer a 9753’; prueban
anular y Punzonan intervalo “H sup” 9928’ 9942’ (14’) @ 5 DPP, el pozo
presenta un soplo débil por lo que se baja bomba para evaluar el pozo:
Bomba Jet 9A, Trec. 29 Bls. 42 BFPD, 100% BSW, THE10hrs.
Realizan una Estimulación a “H sup” con 30 Bls. de 6% SANDSTONE ACID
+ 30 Bls. NH4Cl + desplazan a la formación 86 bls de fluido. 9928’ 9942’
(14’) @ 5 DPP Repunzonan con TCP y evalúan:
Bomba: Jet E8, Trec 8 Bls 24 BFPD, 100%BSW, THE12. Luego no aporta.
Terminado el trabajo de evaluación de la arena “H sup” se asientan CIBP a
9810’, para continuar con la evaluación de la siguiente zona.
La compañía Baker Atlas baja TCP; asientan packer a 9759’; prueban
anular; Punzonan intervalo “T inf” 9777’ 9786’ (9’) @ 5 DPP y evalúan:
Bomba Jet E8 y toman B’UP Trec 221 Bls, 168 BFPD, 99 BPPD, 41% BSW,
30,9 Api; Sal 4900 ppm Cl-, THE 33 Hrs,
110
Se cierra el pozo por 18 Hrs. Para B’Up Pws 2877 Psi, Pwf 1218 psi.
Trec 245 Bls, 144 BFPD, 100% BSW, THE 37 Hrs,
Reversan la bomba para realizar una estimulación a “T inf” con 10 Bls. de
10% HCl + 20 Bls. RMA + 30 Bls. a 6% HCl + 40 Bls. NH4Cl + desplazan a
la formación 120 bls de fluido. Forzan P inicial 3500Psi @ 0,2BPM - P final
2090Psi @ 0,83BPM. Evalúan “T inf” con Jet E8 y toman B’UP
Trec 3672 Bls, 1104 BFPD, 265 BPPD, 76% BSW, 30.9 Api; Sal 8100 ppm
Cl-, THE= 82 Hrs, Pws 2863 Pwf 2225 psi.
Terminado el trabajo de evaluación de la arena “T inf” se asientan CIBP a
9600’, para continuar con la evaluación de la siguiente zona.
La compañía Baker Atlas baja TCP; asientan packer a 9350’; prueban anular
800 Psi; Punzonan intervalo “U inf” 9550’ 9570’(20’) @ 5 DPP y evalúan; el
pozo presenta un soplo débil por lo que se baja bomba para evaluar el pozo:
Evalúan “U inf” con bomba Jet E8 no aporta THE 8hrs. Durante la evaluación
se chequeo bomba + completación ok, sacan “TCP”. Cañones detonados
OK. Bajan BHA de prueba. Evalúan “U inf”, no aporta.
En la siguiente tabla se muestra los resultados de las pruebas de producción
de la arena NAPO en los intervalos:
Tabla 14. Pruebas de Producción Arena NAPO.
En base a los resultados se diseña la completación para que entre en
producción el pozo. Una vez presentada la propuesta Muelen los CIBP a
9600’ y 9810’; realizan un viaje de limpieza, circulan y sacan.
FECHA ARENA METODO BFPD BPPD BSW API Pc
21-Jul-09 Napo Hs PPH 24 0 100% 10 CTK
31-Jul-09 Napo Ti PPH 1104 265 76% 30.9 CTK
04-Ago-09 Napo Ui PPH FORMACION NO APORTA
111
Bajan completación de fondo, en 3 ½” Tuberia Clase “A”. BES TE-1500 para
Producir de arena “T inf”.
Realizan pruebas de producción de la Arena NAPO “T inf”
Trec 248 Bls, 1104 BFPD, 110 BPPD, 90% BSW, Pc 15 psi, Pintake 1789
psi, 55Hz, 55 amp, Tmotor 226°F, Tintake 221°F, Vff 1314volt, Vft765 THE
6Hrs.
4.5.3. HISTORIAL DE PRODUCCIÓN DRAGO-02.
FECHA BFPD BPPD BSW% OBSERVACIONES
23-may-09 Inicia perforación
28-jun-09 Finaliza Perforación
9-jul-09 Inicia WO de Completación y Pruebas
Iniciales
31-jul-09 1104 265 76 Pruebas de producción, Salinidad 8100 ppm
Cl-
10-ago-09 1104 110 90
Finaliza WO de Completación y Pruebas
Iniciales. Equipo bajado:
1 Bomba TE 1500, 98 ETAPAS, Serie 538.
Motor TRS92,160HP 1115 V 88,5 AMP SERIE
540
13-ago-09 1333 107 92 Salinidad 7650 ppm Cl-
14-ago-09 1300 104 92 Salinidad 8950 ppm Cl-
16-ago-09 1340 54 96 Salinidad 9000 ppm Cl-, API SECO 29,45.
Cerrado por alto BSW
20-ago-09 WL abre camisa de circulación a los 2211
pies
6-sep-10 Inicia WO 01 Objetivo: Recuperar Tubería de
3 1/2" clase "A".
9-sep-10 Finaliza WO 01 . Queda sin tubería.
Tabla 15. Historial de Producción DRAGO-02.
EP Petroecuador, (2010) Historial de Producción Drago 02.
112
Después de 6 días de producción el pozo registra un incremento de BSW al
96% por lo que se decide cerrar al pozo y recuperar tubería de 3 ½” CLASE
“A”, mediante el siguiente procedimiento:
Controlan pozo con agua filtrada y tratada con químicos de 8,3 LPG y 8
NTU; desarman cabezal, arman BOP, y empiezan a sacar equipo BES TE
1500 quebrando tubería 3 ½”, giro en conjunto presenta ligero arrastre, giro
individual suave, sellos presentan cámaras con aceite limpio, motor bueno
(equipo opero 6 días).
Asientan tapón “EZ DRILL” a 9290’, retiran BOP, asientan donut hanger + 1
tubo de 3 ½”, arman cabezal y finalizan operaciones.
4.5.4. PROCEDIMIENTO DE SQUEEZE DRAGO-02.
A continuación se presenta un procedimiento para la realización del Squeeze
del pozo Drago-02.
Objetivo:
Realizar squeeze a "T inf" Y "U inf". Punzonar "H ollin". Completar
pozo para reinyectar agua de formacion.
Recomendaciones Generales para este trabajo:
1. Parámetros de diseño presión de superficie: Máxima presión en
superficie de 5800 psi. Presión de colapso para un Csg 7” 26 lbm/ft
C-95.
2. Consideraciones de Seguridad: 70% de factor de seguridad para
presión de colapso y 90% de factor de seguridad para gradiente de
fractura.
113
Figura 38. Casing DATA.
Gonzales Mario (2011) Reporte de Cementación Remedial Drago 10D.
3. Se realizara una prueba de inyección multi rata hasta 10 bbls.
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
hasta estabilizar la presión con cada uno de los caudales sin exceder
la presión máxima en superficie. Durante la prueba de inyección es
importante monitorear el anular (el anular debe estar lleno y abierto
para ver si existe circulación durante la prueba).
4. Presión máxima en superficie durante el trabajo de cementación
forzada: Considerando gradiente de fractura y presión limite de
colapso, es requerido realizar un grafico entre volumen de lechada 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 5800 psi, en caso de no
admisión coordinar con el Departamento de Ingeniería para definir
procedimiento a seguir.
114
5. Presión en el Anular: Durante el bombeo de fluidos mantener una
contrapresión en el anular de 500 psi.
4.5.4.1. Pruebas de Inyectabilidad.
Con esta prueba se tiene una idea cualitativa de la permeabilidad de la zona
y la factibilidad que presenta una zona a un tratamiento de estimulación y/o
fracturamiento hidráulico. La prueba de inyección puede ser interpretada
como cualquier prueba de presión.
Figura 39. Pruebas de admisión Drago 02.
EP Petroecuador, (2009) Registro de Perforación Pozo Drago 02.
115
Figura 40. Pruebas Multi-Ratas Drago 02.
EP Petroecuador, (2009) Registro de Work Over Pozo Drago 02.
4.5.4.2. Procedimiento.
1. Mover torre de reacondicionamiento a la locación.
2. Controlar pozo con agua filtrada y tratada con químicos de 8,3 lpg.
máxima turbidez 10 NTU, Desarmar cabezal, Instalar BOP, Probar y
Sacar 1 tubo de 3 1/2".
116
3. Bajar BHA Moledor en 3 ½” Drill Pipe moler CIBP a 9290', Bajar y
Moler cabeza de ON-OFF a 9413'. Circular, Sacar.
4. Bajar BHA de Pesca en Drill Pipe. Enganchar y Recuperar
completación de fondo.
5. Bajar broca de 6 1/8” y Scraper de 7" hasta 9805'. (CIBP a 9810' no
topar). Circular, Sacar.
6. Bajar BHA de prueba en 3 ½” tubería con RBP, R. Matic y C. Packer.
Asentar R. Matic @ 9750', C. Packer @ 9450'. Realizar prueba de
Admisión a "T inf" con 20 bls de agua. Si admisión es Baja bombear
300 gls de HCl al 15% y Repetir Admisión.
7. Desasentar packer. Asentar RBP @ 9750'. R Matic @ 9450' y C.
Packer @ 9150'. Realizar prueba de admisión a "U inf" con 20 bls de
agua. Si admisión es baja bombear 350 de HCl al 15% repetir
admisión. Desasentar packers. Sacar BHA de prueba.
8. Bajar en 3 ½” tubería Retenedores de cemento de 7" y Realizar
SQUEEZE a "T inf" y "U inf" por separado:
ARENA PROFUNDIDAD RETENEDOR SQUEEZE
T inf 9700’ 150 Sxs de Cemento “G”
U inf 9400’ 150 Sxs de Cemento “G”
Tabla 16. Intervalos de Interés para SQUEEZE.
La cantidad de cemento será ratificada o modificada de acuerdo a
pruebas de admisión.
117
9. Bajar BHA Moledor en 3 ½” Drill Pipe. Moler Retenedores + Cemento
+ CIBP. Bajar libre hasta 10000' (10019' Collar Flotador No Topar).
Circular, Sacar.
10. Bajar broca de 6 1/8” y Scraper de 7" hasta 10000'. (10019' Collar
Flotador No Topar). Circular, Limpiar y Sacar.
11. En tubería 3 ½” Bajar completación TCP con cañones de 4,5" y
cargas de alta penetración con 2000' colchón de agua. Correlacionar
profundidad con GR-CCL. Asentar Packer. Soltar barra detonar
cañones Punzonar arena "H": 9942'- 9990' (48') @ 5dpp.
NOTA: El intervalo será ratificado con yacimientos quito ya que no se
pudo tomar resistivos a hueco abierto a esa profundidad. Solo está en
base a GR-ESPECTRAL.
12. Realizar Pruebas de Ratas Múltiples a: 2, 4, 6, 8, 10 BPM por 30
minutos por rata. Establecer admisión a 1700 y 2000 Psi.
Si las pruebas son negativas. Realizar Estimulación y Repetir
pruebas.
13. Controlar pozo. Desaentar Packer sacar completación “TCP”.
14. Bajar la siguiente completación de Reinyección definitiva en 3 ½”
tubería. Midiendo. Calibrando y Probando con 3000 psi.
3 ½” EUE, N-80, Neplo Campana
3 ½” EUE, N-80, 1 Tubo
3 ½” EUE, N-80, NO-GO
3 ½” EUE, N-80, 1 Tubo
7" x 3 ½” EUE, Packer Mecánico @ +/- 9750'
3 ½” EUE, N-80, 1 Tubo
118
3 ½” EUE, Camisa de circulación (ID 2,81")
3 ½” EUE, N-80, Tubería hasta Superficie
15. Desarmar BOP. Armar cabezal. Asentar packer. Probar.
16. Realizar pruebas de ratas múltiples a: 2, 4, 6, 8, 10 BPM por 30
minutos por rata. Establecer admisión a 1700 y 2000 Psi.
17. Dar por finalizadas las operaciones de reacondicionamiento.
4.5.5. ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICO.
El reacondicionamiento de un pozo mediante la cementación forzada
requiere de una gran inversión en la que no solamente constituye forzar
cemento a determinada área del pozo, sino que la preparación previa de su
realización como también del análisis posterior para evaluar los resultados,
lo cual con lleva a incurrir en una serie de gasto tales como:
• Movilización de torre,
• Operación de la torre,
• Personal,
• Pruebas y punzonamientos,
• Herramientas, químicos, cemento, etc.
• Servicio de asentamiento de retenedores,
• Realización de la cementación forzada,
• Evaluación de registros eléctricos,
• Completación de fondo.
Para obtener un costo total de realización de la cementación forzada en un
determinado pozo va a influir aspectos como:
119
• Distancia del campamento base de la compañía que presta dicho
servicio a la locación o pozo donde se realizara el trabajo,
• Tiempo de espera,
• Cantidad de cemento y aditivos a utilizarse,
• Número de personal,
• Facilidad y complejidad de la operación.
• Profundidad a la cual se realizara el trabajo,
• Herramientas que se utilice.
Estos factores son muy importantes ya que influye directamente en el costo
total, por lo tanto es muy difícil hablar de un costo fijo de la cementación
forzada.
SERVICIO MATERIAL GASTO Movimiento de la Torre 5.000,00 Operación de la torre ( 15 días ) 105.000,00 Supervisión y transporte 10.000,00 Químicos 2.000,00 5.000,00 Unidad de Cable Eléctrico + TCP
150.000,00
Equipo de subsuelo 30.000,00 Unidad de Bombeo + Herramientas 40.000,00 Unidad de Wire Line 2.000,00 Vacuum 5.000,00 Contingencias ( 30 % ) 105.600,00
SUBTOTAL 2.000,00 457.600,00
TOTAL 459.600,00
Tabla 17. Costo de la Operación de Cementación SQUEEZE.
Mientras que el agua a ser reinyectada tiene un costo por barril por su
tratamiento debido a los químicos usados para que esta cumpla con las
normas, además del costo por barril de crudo a ser deshidratado; como
referencia tenemos los siguientes costos.
120
Costo por Barril Producido 13,65 USD/BL.
(Generación, Eficiencia de Equipos, Mantenimiento, Operación, Monitoreo)
Costo de Barril de Petróleo Deshidratado 8,34 USD/BL.
(Demulsificante y Dispersante).
Costo de barril de Agua Tratada 3,11 USD/BL.
(Biocida y Antiasfaltenico).
CAPÍTULO V
121
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES.
Una vez realizado este estudio se determinó lo siguiente:
5.1. CONCLUSIONES.
• De los análisis de de BSW y salinidad que se realizo al fluido del pozo
DRAGO-02 se pudo observar que los valores no coincidían con los de
la formación productora.
• Después de haber hecho un seguimiento minucioso a las pruebas de
producción y chequeo de parámetros del pozo se pudo comprobar
que la producción del pozo había bajado significativamente.
• Luego de haber revisado pruebas de producción, historial de
reacondicionamiento y Salinidad (ppm de cloruros) se decide
intervenir al pozo para realizarle una cementación forzada (squeeze).
• Los sistemas de medición acústica como: CBL, VDL, CCL, etc. Son
muy importantes al realizar una operación de cementación forzada.
• Una operación de Squeeze exitoso, dependiendo de la condiciones
del pozo, implica el correcto diseño de la lechada de cemento.
Algunas propiedades criticas de la lechada incluyen: Control de
Filtrado, Baja Viscosidad, Baja Agua Libre, Tiempo bombeable
controlado y Densidad de la lechada.
• Los limites especificados de la lechada de cemento como: peso,
122
viscosidad y tiempo de fraguado, pueden variar usando una adición
de agua. Si se usa poca o demasiada agua la mezcla no fraguara
como es debido.
• De la evaluación del pozo con bombeo jet, se puede observar que la
zona productora quedo aislada de otras zonas productoras de agua.
5.2. RECOMENDACIONES.
• Se recomienda hacer un seguimiento de BSW y salinidad del pozo
para confirmar si hay migración de fluido de otra zona.
• Es recomendable que el departamento de ingeniería tome la decisión
inmediata para realizar un reacondicionamiento cuando se
comprueban caídas significativas de producción en pozos
productores.
• La mejor decisión es realizar una cementación forzada para controlar
migraciones de agua de zonas vecinas a la zona productora.
• Es recomendable correr registros (CBL) para comprobar la buena
adherencia de cemento.
• Se recomienda que el diseño de la lechada de cemento cumpla con
todos los parámetros establecidos para así de esa manera obtener un
buen sello de las zonas que aportan agua a la formación productora.
• Se recomienda realizar la evaluación del pozo con bomba Jet, hasta
obtener un BSW estabilizado.
123
• Un diseño de la lechada de cemento que cumpla con los parámetros
establecidos y una eficiente operación, también redundará otros
beneficios colaterales como: Disminución de la corrosión de los BHA
de producción, la optimización del equipo de levantamiento artificial y
menores costos del tratamiento químico del fluido en superficie.
124
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agua del campo Shushufindi, Guayaquil, ESPOL Institucional.
127
NOMENCLATURA
°API Grado API del petróleo
B’UP Prueba de restauración de presión
BAPD Barriles de agua por día
BES Bomba electrosumergible
BFPD Barriles de fluido por día
BHP Brake horse power
BIPD Barriles inyectados por día
Bls, BBLS Barriles
BPM Barriles por minuto
BPPD Barriles de petróleo por día
BSW Porcentaje de agua y sedimentos
“BT “ Arena Basal Tena
CALI Curva de registro Caliper
CAP Contacto agua / petróleo
csg Casing
DC Drill Collar
DPP Número de disparos por pie
ft Pie
gals, gls Galones
G.L.S Gas Lift Survey
GF Gas de formación
GR Curva de registro Gamma Ray
HP Horse power (caballo de poder)
hrs Horas
ho Espesor neto
ILD Curva de registro Inductivo
in Pulgada
IPR Relación de comportamiento de afluencia
LPG Libras por galón
128
mD Milidarcys
min Minutos
MMBls Millones de barriles por día
MBls Miles de barriles por día
MSFL Curva de registro Microresistivo
OIW Aceite en agua
Pc, Pwh Presión fluyente de cabeza
Pcierre Presión de cierre
Pi Presión inicial
PPF Producción por flujo natural
PPG Producción por bombeo neumático
PPH Producción por bombeo hidráulico
PPM Producción por bombeo mecánico
ppm Partes por millón
PPS Producción por bombeo eléctrico sumergible
PR Pozo reinyector
Pr Presión de reservorio
PSI Libras fuerza/pulgadas2
SP Curva del registro Potencial Espontáneo
SST Sólidos Suspendidos Totales
SP Curva del registro Potencial Espontáneo
SQZ Squeeze o cementación forzada
Sw Saturación de agua
tbg Tubing
Φ Porosidad
129
GLOSARIO
Aceleradores. Son usados generalmente cuando se requiere un tiempo de
bombeabilidad bastante corto con el objeto de reducir el tiempo de espera en
el fragüe del cemento del pozo.
Acidez. La capacidad cuantitativa del agua de neutralizar una base,
expresada en equivalente de carbonato de calcio en PPM o del mg/l. El
número de los átomos de hidrógeno que están presente determina esto. Es
medido generalmente por medio de una valoración con una solución de
hidróxido sódico estándar.
Acuífero. Una capa en el suelo que es capaz de transportar un volumen
significativo de agua subterránea.
Agua de formación. Agua que se encuentra conjuntamente con el petróleo
y el gas en los yacimientos de hidrocarburos. Puede tener diferentes
concentraciones de sales minerales.
Agua connata. Agua salada, no desplazada de los espacios porosos que
cubren las superficies de aberturas mayores y llena los poros menores.
Agua dura. Agua que contiene un gran número de iones positivos. La
dureza está determinada por el número de átomos de calcio y magnesio
presentes. El jabón generalmente se disuelve malamente en las aguas
duras.
Agua subterránea. Agua que puede ser encontrada en la zona satura del
suelo; zona que consiste principalmente en agua. Se mueve lentamente
desde lugares con alta elevación y presión hacia lugares de baja elevación y
presión, como los ríos y lagos.
130
API: American Petroleum Institute, organismo estadounidense de la industria
petrolera. Fundada en 1920, la API es la organización de mayor autoridad
normativa de los equipos de perforación y de producción petrolera. Publica
códigos que se aplican para todas esas materias.
Arenisca. Roca sedimentaria compuesta de arena cementada por otros
materiales.
Bacterias. Pequeños microorganismos unicelulares, que se reproducen por
la fisión de esporas.
Barril. Unidad de medida de volumen para petróleo y derivados; equivale a
42 galones americanos medidos a 15º C y a nivel del mar.
Bicarbonatos. Sal que contiene el anión HCO3 -. Cuando se agrega un
ácido, el ion se rompe transformándose en H20 y CO2, y actúa como agente
tampón.
Biocida. Un producto químico que es tóxico para los microorganismos. Los
biocidas se utilizan a menudo para eliminar bacterias y otros organismos
unicelulares del agua.
Bypass. Se refiere a la instalación de una línea auxiliar que evita el paso de
los fluidos a través de otra línea por razones de ajustes, reparación o
medición.
Carbonatos. Compuestos químicos relacionadas con el dióxido de carbono.
Cemento. Cal hidráulica que sirve para fabricar una especie de argamasa, el
cemento que se usa en las instalaciones petroleras es el corriente, tipo
Portland y se calcula por sacos de 94 lbs.
131
Coagulación. Desestabilización de partículas coloidales por la adición de un
reactivo químico, llamado coagulante. Esto ocurre a través de la
neutralización de las cargas.
Coagulantes. Partículas líquidas en suspensión que se unen para crear
partículas con un volumen mayor.
Control de Filtración. El control de filtración normalmente se obtiene por el
agregado de aditivos para esta finalidad que son polímeros de cadena larga
mezclados en las lechadas en concentraciones de 0,1 al 1,2 % por peso de
cemento.
Densidad. El peso de una cierta cantidad de agua. Esta es usualmente
expresada en kilogramos por metro cúbico.
DT. Dureza total. La suma de la dureza del calcio y el magnesio, expresada
como carbonato cálcico equivalente.
Esfuerzo de Corte (Shear Stress). Representa la fuerza por unidad de área
(presión de bombeo o caída de la presión en el flujo) la cual causa que el
fluido fluya a una velocidad v1, cuando la v2=0. El esfuerzo de corte es
uniforme a través del fluido y pueden ser expresados como libras fuerza por
pies cuadradors.
Estratigráfica. Descripción de la estructura de las capas en una cuenca
sedimentaria.
Estratos. Masa mineral en forma de capa que constituye los depósitos
sedimentarios.
Falla. Término geológico que significa ruptura de la formación, hacia arriba
132
o hacia abajo, en un estrato.
Filtrado. Líquido forzado a través de un medio poroso.
Floculación. Acumulación de partículas desestabilizadas y micro partículas,
y posteriormente la formación de copos de tamaño deseado. Uno debe
añadir otra sustancia química llamada floculante en orden de facilitar la
formación de copos llamados flóculos.
Flóculo. Masa floculada que es formada por la acumulación de partículas
suspendidas. Puede ocurrir de forma natural, pero es usualmente inducido e
orden de ser capaz de eliminar ciertas partículas del agua residual.
Gas blanket. Sistema automático de entrada y salida de un gas inerte,
nitrógeno o gas natural, que evita la oxigenación del agua de un tanque
atmosférico.
Hidrocarburos. Compuestos orgánicos que están formado por átomos de
carbono e hidrógeno y a menudo usados por las industrias petroleras.
Inhibidor. Cualquier agente que en operaciones de perforación o
producción, previene de la corrosión de equipo metálico expuesto a gas de
hidrógeno sulfurado o agua salada. En algunos casos el inhibidor de
corrosión se agrega al fluido de perforación para proteger la sarta de
perforación. También se le conoce como sustancia que permite la formación
de gomas en los combustibles.
Inyección de agua. Método de recuperación secundaria para elevar la
presión del yacimiento a fin de incrementar la recuperación de hidrocarburos,
así como para la disposición de fluidos residuales.
Ión. Átomo que posee una carga positiva o negativa por haber perdido o
133
ganado electrones extras.
Lechada. Mezcla de cementos que se bombea en el pozo y que al
endurecerse o fraguarse se proporciona sustentación a la tubería de
revestimiento.
Litología. Estudio, descripción y clasificación de las roc
Micrón. Unidad de longitud igual a la millonésima parte de un metro.
Partes por billon. Expresado como ppb; unidad de concentración
equivalente a µg/l.
Partes por millón. Expresado como ppm; medida de la concentración. Un
ppm es una unidad de peso de soluto por peso de solución. En análisis de
agua un ppm es equivalente a mg/l.
pH. El valor que determina si una sustancia es ácida, neutra o básica,
calculado por el número de iones de hidrógeno presente. Es medido en una
escala desde 0 a 14, en la cual 7 significa que la sustancia es neutra.
Valores de pH por debajo de 7 indica que la sustancia es ácida y valores por
encima de 7 indican que la sustancia es básica.
Planta de tratamiento. Una estructura construida para tratar el agua
residual antes de ser descargada al medio ambiente.
Pozo reinyector. Hoyo profundo a través del que se inyecta fluido en
procesos de depositación de agua de formación.
Reología. Ciencia que se ocupa de la deformación y el flujo de fluidos.
Reservorio. Roca porosa y permeable que tiene la capacidad de almacenar
134
y ceder fluidos tales como petróleo, gas o agua.
Retardadores. Son usados cuando se requiere tiempo de bombeabilidad
prolongados, por lo tanto retardan el tiempo de fragüe del cemento, lo cual
viene acompañado de una disminución de la resistencia a la compresión.
Revestimiento. Proceso por el que se procede a introducir en el hoyo de
perforación, tubería de acero que se atornilla por piezas y sirve para evitar el
desplome de las paredes, permitiendo una buena marcha en la perforación
de un pozo.
Salinidad. La presencia de minerales solubles en el agua.
Sarta. Serie de tubos que se unen para formar la sarta de perforación o de
producción.
Saturación. La condición de un líquido cuando toma de la solución la mayor
posible cantidad de una sustancia dada.
Sólidos suspendidos. Partículas sólidas orgánicas o inorgánicas que se
mantienen en suspensión en una solución.
Tixotropía. Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia del gel con el
tiempo.
Tiempo de Bombeabilidad. El tiempo mínimo de bombeabilidad es el
tiempo requerido para mezclar y bombear la lechada dentro del pozo y hacia
el anular entre la tubería y la pared del pozo.
Velocidad de Corte (Shear Rate). Representa el gradiente de velocidad
(medida de la velocidad relativa entre las dos plaquetas). Esta expresada en
segundos recíprocos (seg-1). Normalmente la Velocidad de corte en la pared
135
(para los fluidos newtonianos) esta dada por eso es tan fácil de calcular y
aplicarla. Sin embargo se debe recordar que la verdadera velocidad de corte
se puede bajo estimar por arriba de un 20% usando la velocidad de corte de
un fluido newtoniano.
Viscosidad. Es la resistencia al libre flujo de un fluido.
Viscosidad Aparente. Es la relación entre el esfuerzo de corte y la
velocidad de corte de el fluido, una propiedad que nos da la fuerza necesaria
para mover el fluido determinado. Es una medida de la resistencia interna
que ofrece el fluido al flujo debido a su fuerza interna (friccional y
electrostática).
Para los fluidos newtonianos donde la relación entre el esfuerzo y velocidad
de corte es constante, la viscosidad es absoluta. Para los fluidos no
Newtonianos el esfuerzo y la velocidad de corte no es constante y la
viscosidad es llamada viscosidad aparente y es valida solo para la velocidad
de corte medida.
Viscosidad Plástica. Es la pendiente de la porción de línea recta del
esfuerzo de corte y la velocidad de corte observada con los fluidos plásticos
de Binghan y es constante.
ANEXOS
136
ANEXO 01. Historial de producción Condorazo Sur-Este 01.
137
Continuación…
138
ANEXO 02. Diagrama del Condorazo Sur-Este 01.
139
ANEXO 03. Historial de producción Shushufindi 41.
140
Continuación…
141
Continuación…
142
ANEXO 04. Diagrama del Shushufindi 41.
143
ANEXO 05. Historial de producción Shushufindi 18.
144
ANEXO 06. Diagrama Shushufindi 18 (WIW-09).
145
ANEXO 07. Diagrama de Perforación del pozo Drago-02.
146
ANEXO 08. Diagrama del pozo Drago-02 WO #01.
147
ANEXO 09. Diagrama del pozo Drago-02 WO Propuesto.
148
ANEXO 10. Build Up del pozo Drago-02 Arena “T inf”.
149
Continuación…
150
Continuación…
151
Continuación…
152
Continuación…
153
Continuación…
154
Continuación…
155
Continuación…