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MEXICO

Agradecimientos

Gracias a dios Agradezco a dios por llenar mi vida de dicha y bendiciones. Por permitirme llegar hasta este momento tan importante de mi vida y lograr otra meta más en mi carrera.

Gracias a mis tíos Arturo Arzola U. y Alba Pérez A.

Por su apoyo, compresión y amor que me permite sentir poder lograr lo que me proponga. Gracias por escucharme y por sus consejos (eso es algo que lo haces muy bien). Gracias por ser parte de mi vida; es lo mejor que me ha pasado.

Gracias a mi madre Por haberme dado el regalo más importante que es la vida, ya que sin esta nunca hubiera disfrutado este maravilloso momento

Gracias a cada uno de los compañeros (Pemex) Que participaron en mi desarrollo profesional durante mi carrera, sin su ayuda y conocimientos no estaría en donde me encuentro ahora.

Gracias a mi padre Por su cariño, comprensión y apoyo sin condiciones ni medida. Gracias por guiarme sobre el camino de la educación. Creo ahora entender porque me obligaba a terminar mi tarea antes de salir a jugar y muchas cosas más que no terminaría de mencionar.

Sra. Elsa García G. e hijo Xavier Zamora G.

Como una muestra de mi cariño y agradecimiento, por todo el amor y el apoyo brindado por que hoy veo llegar a su fin una de las metas de mi vida, les agradezco la orientación que siempre me han otorgado, gracias.

CONTENIDO

ANEXO DE FIGURAS 1 OBJETIVO 3

RESUMEN EN ESPAÑOL 3 RESUMEN EN INGLES 4 INTRODUCCIÓN 5 ANTECEDENTES 6 CAPITULO I FUNDAMENTOS DE LA CEMENTACION 7 I.1.- CLASIFICACION DE LAS CEMENTACIONES 7 I.1.1. CEMENTACION PRIMARIA 7 I.1.2. OBJETIVOS DE LA CEMENTACION PRIMARIA 9 I.1.3. CEMENTACION FORZADA 9 I.1.4. OBJETIVO DE LA CEMENTACION FORZADA (C.F.) 9 I.1.5. TAPON POR CIRCULACION (TxC) 10 I.1.6. OBJETIVO DE UN TAPON POR CIRCULACION (TxC) 10 1.2. PROPIEDADES DEL CEMENTO 11 1.3. PRUEBAS DE LABORATORIO 12 I.3.1 VISCOSIDAD 12 I.3.2. AGUA LIBRE 12 I.3.3. TIEMPO BOMBEABLE 12 I.3.4. DENSIDAD 12 I.3.5. RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN 12 I.4. ADITIVOS PARA LAS CEMENTACIONES 13 I.4.1. CATEGORÍAS DE LOS ADITIVOS Y SUS FUNCIONES 13 I.4.2. ACELERADORES 13 I.4.3. RETARDADORES 13 I.4.4. EXTENDEDORES 14 I.4.5. DENSIFICANTES 14 I.4.6. DISPERSANTES 14 I.4.7. CONTROLADORES DE FILTRADO 15 I.4.8. CONTROLADOR DE PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 15 CAPITULO II EQUIPOS Y ACCESORIOS BÁSICOS PARA LA CEMENTACION 16 II.1. COPLE FLOTADOR O DE AUTO LLENADO 16 II.2. CENTRADORES 17 II.3. ZAPATA GUÍA 18 II.4. VÁLVULA DE LLENADO POR PRESIÓN DIFERENCIAL 19 II.5. LIMPIADOR DE PARED 20 II.6. TAPÓN DESPLAZADOR O SUPERIOR 20

II.7. TAPÓN LAVADOR 22 II.8. ASENTAMIENTO DE TAPONES 23 II.9. LÍNEAS DE CEMENTACION 24 II.10. CABEZAS DE CEMENTACIÓN / CONTENEDORES DE TAPONES 25 CAPITULO III CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACION DE TR´S 28 III.1 CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN 28 III.2 CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO SUPERFICIALES 28 III.3. CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO INTERMEDIAS 28 CAPITULO IV PROBLEMAS TIPICOS EN LAS CEMENTACIONES DEL SURESTE DE MEXICO 30 IV.1 PROBLEMAS MÁS FRECUENTES Y COMO 31 PREVENIRLOS. IV.2 SOLUCIONES DURANTE LA CEMENTACION 32 IV.3 TIEMPO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN 32

CAPITULO V OPTIMIZACION DE LAS CEMENTACIONES DEL SURESTE DE

MEXICO 33

CAPITULO VI. CASO PRÁCTICO DE CEMENTACION 45 CAPITULO VII. OPERACIONES POSTERIORES A LA CEMENTACIÓN 73 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 76

GLOSARIO 77

1

ANEXO DE FIGURAS Figura 1.- Mezcla de cemento y agua. 6 Figura 2.- Cementación primaria. 8 Figura 3.- Características de las tuberías de revestimiento ( Tr ). 9 Figura 4.- Cementación forzada. 10 Figura 5.- Tapón por circulación (TxC). 11 Figura 6.- Cople flotador. 16 Figura 7.- Cuello flotador o de autollenado. 17 Figura 8.- Centrador. 18 Figura 9.- Zapata guía. 18 Figura 10.- Válvula de llenado por presión diferencial. 19 Figura 11.- Raspador. 20 Figura 12.- Tapón solido. 21 Figura 13.- Tapón desplazador. 21 Figura 14.- Tapón lavador diafragma. 22 Figura 15.- Tapón lavador. 22 Figura 16.- Asentamiento de tapón. 23 Figura 17.- Manguera metálica. 23 Figura 18.- Swivell. 24 Figura 19.- Tubo integral. 25 Figura 20.- Cabeza de cementación. 25 Figura 21.- Posición del sujetador de tapón (vástago). 26 Figura 22.- Posición de la cabeza de cementación durante la 27 cementación. Figura 23.- Bombeo de una lechada de cemento. 29 Figura 24.- Datos generales de la empresa. 34 Figura 25.- Se anexan los datos generales de la tubería y la última Tr 35 cementada. Figura 26.- Perfil de temperatura presión de poro y fractura. 36 Figura 27.- Fluidos a utilizar y gasto de bombeo. 37 Figura 28.- Volumen requerido en cada una de las etapas. 38 Figura 29.- Distancia mínima máxima para la distribución de 39 centralizadores. Figura 30.- Representa la profundidad del pozo y el ángulo. 40 Figura 31.- Representación de tiempo, densidad y presión a la cual se 41 trabaja durante la cementación de Tr. Figura 32.- Presiones de circulación, hidrostática y de poro. 42 Figura 33.- Presiones de circulación, hidrostática y de fractura. 43 Figura 34.- Posición final de los fluidos al termino de la cementación. 44 Figura 35.- Posición final de los fluidos al termino de la lechada. 48 Figura 36.- Presiones de fracturas, circulación e hidrostática. 49 Figura 37.- Presiones de fracturas, circulación e hidrostática. 50 Figura 38.- Presión esperada en cabeza. 51 Figura 39.- Posición final de los fluidos después de la cementación. 56 Figura 40.- Presiones de fracturas, circulación e hidrostática. 57 Figura 41.- Presiones de poro, circulación e hidrostática. 58 Figura 42.- Presión en superficie. 59 Figura 43.- Presiones de fracturas, circulación e hidrostática. 64 Figura 44.- Presiones de poro, circulación e hidrostática. 65

2

Figura 45.- Presión esperada en superficie. 66 Figura 46.- Posición final de los fluidos bombeados al pozo durante 67 la cementación. Figura 47.- Posición final de los fluidos bombeados al pozo durante 70 la cementación. Figura 48.- Presiones de poro, circulación e hidrostática. 71 Figura 49.- Gasto de bombeo durante la cementación. 72 Figura 50.- Registro sónico densidad variable para determinar la 74 calidad de cementación. Figura 51.- Registro sónico densidad variable indicando mala 75 cementación en la tubería.

3

OBJETIVO El objetivo de esta tesis es mostrar los elementos principales para diseñar, ejecutar y

optimizar las cementaciones primarias de tuberías de revestimiento, con el fin de

reducir tiempos y costos en los trabajos de cementación en cada una de las etapas

de perforación.

RESUMEN En el capitulo I, se detalla la clasificación de las cementaciones y como se aplica

cada uno de ellas en la operación; la cementación de pozos petroleros no siempre es

exitosa, se requiere de una serie de operaciones adicionales para evitar daños

posteriores. Para que una operaciones sea exitosa se necesita una prueba de

laboratorio, en este capitulo se detalla las formas para determinar para determinar

los aditivos que contara el cemento, de esta forma el cemento adquiere propiedades

para mejorar la adherencia tubería-formación. En el capitulo II, se detalla las

funciones de los accesorios de la tubería de revestimiento, estos son parte

fundamental para el éxito de la cementación ya que se tiene el desplazamiento de la

lechada y alcanza su presión final, también permite tener un flujo laminar en el

espacio anular con lo que se obtiene una mejor adherencia del cemento. En el

capitulo III, se explica las etapas de la cementación de las tuberías de revestimiento

y la función que cumple cada una de ellas a diferente profundidad. En el capitulo IV,

se describen los problemas típicos de las cementaciones en la región sur de méxico.

En el capitulo V, se describe el uso del software (opticem) para el diseño de la

cementación de la tubería de revestimiento ajustándose a datos reales del pozo. Del

simulador se obtienen datos para la cementación como son: tiempo de operación,

presión máxima y mínima, número de centradores, intervalo cementado y la presión

esperada en superficie. En el capitulo VI, se describe la descripción de la operación

en cada etapa de la tubería a cementar teniendo en cuenta datos reales del pozo

para lograr una cementación exitosa; en el ultimo capitulo VII, se describe la

operación después de la cementación con registros geofísicos para determinar la

calidad de la cementación, si esta no es de calidad se prosigue a hacer corrección

correspondiente de dicha operación.

4

ABSTRAC

On chapter I, the classification of the cementations and how each one of them is

applied in this operation is clearly specified; the cementation of petroleum well is not

always successful, a series of additional operations is required to avoid future

damages. To assure a successful operation a laboratory test is needed, on this

chapter the ways to determine the *additive that will count the cement are detailed,

this way the cement acquires properties to increase the adherence of the pipe

formation. On chapter II, the functions of the accessories of the revestment pipes is

detailed, this are a fundamental part of the cementations success; once you have the

slurry displacement and it reaches its final pressure, it also allows to have a *flujo

laminar in the *annular space which with you get a greater cement adherence. On

chapter III, the phases of the cementation of the casing and the function that each

one of them achieves at different profundities is the explained topic. On chapter IV,

the typical problems of the cementations at the south region of Mexico are described.

On chapter V is described the use of the software (opticem) to create the revestment

pipes cementation design, also adjusting it to the real data of the well. The data for

the cementation that is obtained from the simulator, like: operation time, maximum

and minimum pressure, centratores number, cemented interval and the expected

pressure at the surface. On chapter VI, the description of the operation in each phase

of the casing to cement having in mind the real data of the well to achieve a

successful cementation is the described situation; finally on chapter VII, the operation

after the cementation with geophysical registers to determine the quality of the

cementation is the topic to follow, if this has no quality, it is continued to do the

correspondent correction of the operation. follow, if this has no quality, it is continued

to do the correspondent correction of the operation.

5

INTRODUCCIÓN

La cementación de un pozo petrolero es el proceso mediante el cual se mezcla el

cemento y el agua para bombearse al fondo del pozo a través de la tubería de

revestimiento. Esta operación conocida como cementación primaria, requiere una

adecuada planeación para seleccionar los sistemas de cemento y fluidos lavadores y

espaciadores que deben emplearse, así como definir las condiciones de

desplazamiento de estos sistemas para obtener una buena adherencia entre las

fases formación-cemento-tubería y asegurar un sello efectivo que aísle las diferentes

formaciones y que soporte la tubería. La determinación inadecuada de estos

sistemas y las condiciones de desplazamiento para su colocación resulta al obtener

cementaciones con poca o mala adherencia, lo que se refleja en pérdidas

económicas para la empresa, dado que requieren trabajos adicionales para corregir

la adherencia del cemento.

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ANTECEDENTES

Actualmente la problemática en las operaciones de cementación en los pozos

terrestres ubicados en la parte sureste de México comprendida entre los estados de

Tabasco, Chiapas y Sureste de Veracruz, han propiciado la necesidad de mejorar la

planeación y los practicas operativas de las cementaciones de las tuberías de

revestimiento. Para lo cual la industria petrolera a implementado una serie de

acciones para la mejora continua de las operaciones de cementación. Desde el

punto de vista de planeación y diseño ha actualizado las características del cemento

y ha considerado el diseño de las lechadas en dos tipos una de llenado y la otra de

amarre. Desde el punto de vista operativo se han actualizado los procedimientos

operativos como guías para la eficiencia de la operación, así como la constante

supervisión de personal especializado en estas operaciones. Es por tal motivo que

en este trabajo se integran los parámetros y equipos necesarios para la operación

de la cementación y se describen las herramientas de apoyo para optimizar la

planeación, diseño y operación de la cementación de tuberías de revestimiento en

pozos petroleros.

Figura 1.- Mezcla de cemento y Agua (Lechada).

7

CAPITULO I FUNDAMENTOS DE LA CEMENTACIÓN

En este capitulo se describen los fundamentos teóricos de la operación de cementación de pozos, su análisis permite identificar cuales son los más importantes para la planeación, diseño y ejecución de la cementación primaria de la pozos. I.1 CLASIFICACIÓN DE LAS CEMENTACIONES Se clasifican de acuerdo con los objetivos que se persiguen en:

- Cementación primaria. - Cementación forzada. - Tapones de cemento.

l.1.1 CEMENTACION PRIMARIA

Consiste en colocar una lechada de cemento en el espacio anular entre la tubería y formación para cumplir con diferentes objetivos que dependen del tipo de tubería a cementar. (Figura 2) El cemento se bombea por dentro de la tubería por el espacio del extremo inferior de la tubería, cambiando de dirección hacia arriba desplazando al lodo fuera del anular

8

Lechada de llenado o baja densidad

Lechada de cola o de alta densidad

Desplazamiento

Lodo

Figura 2.- Cementación primaria.

9

Tubería conductora de revestimiento

Tubería superficial de revestimiento

Tubería intermedia de revestimiento

• Evitar que la circulación del lodo cause erosión en la sección superficial del agujero

• Sellar y proteger las arenas de agua fresca. • Servir para la instalación de los equipos de superficiales de control. • Soportar el peso de las siguientes tuberías de revestimiento.

• Aislar presiones anormales. • Aislar formaciones poco consolidadas. • Aislar zonas de pérdida de circulación.

• Prevenir la migración de fluidos de producción hacia zonas ladronas de menor presión. • Prevenir desmoronamiento de arenas poco consolidadas que pueden reducir la producción.

Tubería de producción

I.1.2 OBJETIVOS DE LA CEMENTACIÓN PRIMARIA A continuación se indica a través de un esquema la función que cumple cada etapa de las tuberías de revestimientos ( TR´s)

Figura 3.- Características de la tuberías de revestimiento (TR’s).

I.1.3 CEMENTACION FORZADA

Es el nombre que le da a la operación efectuada por una unidad de alta presión, donde las presiones alcanzadas son relativamente altas para inyectar el cemento a la formación, a través de los orificios de los disparos efectuados en el interior de la tubería de revestimiento ( figura 4).

I.1.4 OBJETIVOS DE LA CEMENTACION FORZADA El principal objetivo de realizar esta operación a presión, es el de corregir la cementación primaria, también se utiliza para aislar intervalos invadidos de agua salada del intervalo productor o excluir el agua salada que va invadiendo paulatinamente el intervalo productor.

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Figura 4.- Cementación forzada.

I.1.5 TAPON POR CIRCULACION (TxC) Es la técnica balanceada de colocación de un volumen relativamente pequeño de cemento a través de una tubería de perforación, producción, o con auxilio de herramientas especiales en una zona determinada, en agujero descubierto o tubería de revestimiento. Su finalidad es proveer un sello contra el flujo vertical de los fluidos o proporcionar una plataforma o soporte para el desvió de la trayectoria del pozo. (Figura 5)

I.2.6 OBJETIVO DE UN TAPON POR CIRCULACIÓN (TxC)

- Un intervalo productor de hidrocarburos e invadido de agua salada. - Aislar un intervalo productor en forma temporal; reparar roturas en la tubería

de revestimiento con una cementación forzada (C.F.) - Colocación de un tapón de cemento en forma temporal para proteger la

tubería de revestimiento mas profunda y evitar un estallamiento de la tubería en el punto más devil.

- Tapón de cemento de abandono en pozos improductivos. - Tapón de cemento en agujeros descubiertos, o ventana de la tubería de

revestimiento (TR) para desviar el pozo.

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Figura 5.- Tapón por circulación (TxC).

I.2 PROPIEDADES DEL CEMENTO Las propiedades de los cementos que se usan en campos petroleros varía en base a los siguientes factores:

- Tipo de formación.

- Profundidad de pozo (temperatura).

- Tiempo bombeable del cemento.

- Agua requerida para la lechada. Las propiedades del cemento se modifican para satisfacer específicamente las necesidades de un trabajo. Esta tesis se hablara acerca de las propiedades físicas de los cementos para pozos petroleros y la forma en que estas se afectan por las condiciones del pozo, considerando lo siguiente:

- Factores que influyen en las propiedades de la lechada.

- Tiempo de fraguado.

- Resistencia a la compresión.

- Propiedades de flujo.

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1.3 PRUEBAS DE LABORATORIO

1.3.1 VISCOSIDAD. Se adecua la viscosidad para asegurar un desplazamiento eficiente del cemento que proporciona adherencia a tubería-formación.

1.3.2 AGUA LIBRE.

Es el volumen de agua al separa de la lechada; se mide después de agitarse durante 20 minutos en el consistómetro atmosférico y se deja en reposo durante dos horas.

1.3.3 TIEMPO BOMBEABLE.

Se toma a partir del tiempo en preparar, bombear la lechada, soltar tapones, y desplazar el cemento, más un tiempo adicional de una hora como factor de seguridad.

1.3.4 RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN. Verificar el desarrollo de la resistencia a la compresión en 8, 12 y 24 horas de permanecer en reposo a condiciones de presión temperatura de pozo, generalmente aceptado como resistencia mínima para soportar el peso de la tubería de 500 psi (35 kg/cm2) a condiciones de 3000 lb/plg2 y temperatura de pozo.

1.3.5 DENSIDAD.

La densidad de la lechada debe ser igual o ligeramente superior a la del fluido de perforación, considerando no rebasar el gradiente de fractura.

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CAPITULO I.4 ADITIVOS PARA LAS CEMENTACIONES

Los cementos utilizados en la perforación de pozos petroleros, deben ser modificados en sus características para que cumplan su función en diversas condiciones, por lo tanto se diseñan aditivos especiales para acondicionar el cemento a la necesidad del pozo.

1.4.1 CATEGORÍAS DE LOS ADITIVOS Y SUS FUNCIONES. Con el desarrollo de aditivos de cementación, se puede alterar el comportamiento natural de los cementos API y alcanzar con éxito la colocación del cemento en el espacio anular; el desarrollo rápido de resistencia a la compresión. Los aditivos más comunes son: 1. Aceleradores. 2. Retardadores. 3. Extendedores. 4. Densificantes. 5. Dispersantes. 6. Control de Filtrado. 7. Control de Pérdida de Circulación.

1.4.2 ACELERADORES. Los aceleradores de cemento acortan el tiempo de fraguado y aceleran el proceso de endurecimiento. Los aceleradores se usan en tuberías superficiales de revestimiento, pozos poco profundos. Diversas sales inorgánicas como cloruros aceleran la lechada del cemento, las más comunes son:

- Cloruro de calcio.

- Cloruro de potasio.

- Cloruro de sodio.

1.4.3 RETARDADORES. Los retardadores de cemento desaceleran el tiempo de fraguado (hidratación) para que se aplique en forma segura. La temperatura alta en pozos profundos ocasiona que el cemento fragüe prematuramente; mientras mayor es la temperatura más rápido es el fraguado del cemento. Los retardadores usualmente tienen un rango de temperatura efectivo limitado.

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Productos químicos usados como retardadores:

- Lignosulfonatos (sodio y calcio).

- Ácidos Hidroxicarboxilicos.

1.4.4 EXTENDEDORES. En algunas ocasiones el peso de la lechada requiere reducirse para proteger formaciones que tengan un bajo gradiente de fractura o por razones económicas. Reducen el peso de la lechada e incrementan el rendimiento de la misma. Se tiene los siguientes materiales:

- Materiales Reactivos (Cemento o Agua).

- Materiales Inertes de Baja Densidad.

- Extendedores Gaseosos.

1.4.5 DENSIFICANTES.

El objetivo principal de los aditivos pesados es limitar la alta presión de la formación. Se incrementa el peso de la lechada y se disminuye el rendimiento de la misma. El método más simple de incrementar la densidad es reducir el volumen de agua, se tiene los siguientes materiales:

- Barita.

- Hematita.

- Hilmenita.

1.4.6 DISPERSANTES. Los agentes dispersanté que se añaden a las lechadas de cemento para mejorar sus propiedades de flujo. Debido a que pueden bombearse en un flujo turbulento a baja presión, es posible reducir el gasto requerido; en consecuencia, se reduce la posibilidad de pérdida de circulación y deshidratación prematura, estos dispersantes son:

- Sulfonatos. - Polisacáridos. - Químicos no poliméricos

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1.5.7 CONTROLADORES DE FILTRADO. Su función es ayudar a evitar la pérdida de agua en la lechada del cemento. Esto permite desplazar la máxima cantidad de lodo, así como el desarrollo de resistencia a la compresión y unión entre formación-tubería. Los aditivos de pérdida de fluido contrarrestan la tendencia de las lechadas de cemento con respecto al agua que requieren para lograr un buen trabajo de cementación, estos son:

- Bentonita.

- Polímeros solubles en agua.

- Polímeros Sintéticos Iónicos.

1.5.8 CONTROLADOR DE PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN.

La pérdida de circulación se refiere a la pérdida total del fluido o la lechada de cemento debido a la formación durante la perforación o terminación del pozo. No se debe confundir con la disminución del volumen del filtrado requerido para llenar el pozo, la cual se debe a: • Bajo gradiente de fractura. • Formaciones no consolidadas. • Formaciones fracturadas. • Formaciones cavernosas.

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CAPITULO II EQUIPOS Y ACCESORIOS PARA LA CEMENTACION

Los accesorios empleados en la operación de cementación de la tubería de revestimiento se indican a continuación.

II.1 COPLE FLOTADOR O DE AUTO LLENADO.

El equipo de flotación consiste en zapatas y coples especiales con válvulas de contrapresión que impiden la entrada de los fluidos. Conforme la tubería se baja, la carga al gancho se reduce en la misma magnitud dada por el peso del fluido desplazado en la sarta. La tubería se llena desde superficie, monitoreando un indicador en donde se observa el peso sobre la polea viajera. La secuencia del llenado es generalmente cada 2 a 4 tramos, sin embargo algunas tuberías de diámetro mayor o de pared delgada requieren ser llenadas con mas frecuencia para impedir el colapso de la tubería.

Figura 6.- Cople flotador.

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Figura 7.- Cuello flotador o de autollenado. Un collar de flotación o de autollenado se coloca para proveer un asiento en donde se detengan los tapones y de esta forma finalizar el desplazamiento del cemento.

II.2 CENTRADORES. Una necesidad es el centrado de la tubería de revestimiento que se va a cementar, debido a la falta de eficiencia en el desplazamiento del fluido de control obtenido cuando no se tiene un centrado aceptable de las tuberías, respecto a la geometría del pozo Los centradores tienen las siguientes ventajas: - Ayudar a centrar la tubería de revestimiento, permitiendo una distribución

homogénea del cemento en torno a la tubería. - Ayudar a reducir el arrastre de la tubería en el pozo durante la operación de corrido

de la misma. - Evitar el pegado o atascamiento por presión diferencial de la tubería de revestimiento. - Incrementar la turbulencia del fluido, así mismo ayuda a eliminar el enjarre del

pozo.

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Figura 8.- Centrador

II.3 ZAPATA GUÍA Las zapatas guía se utilizan generalmente en agujeros de moderada profundidad conjuntamente con un collar de flotación o de auto llenado. La zapata con orificios laterales permite el flujo a través de esta, lo cual facilita la bajada del revestidor hasta el fondo durante la cementación. Los orificios laterales también mejoran la remoción del lodo y las operaciones de lavado cuando se precisa circular para evitar el atascamiento de la tubería de revestimiento. Para guiar la tubería de revestimiento en el pozo y ayudar a proteger los extremos de la misma se coloca en el primer tramo.

Figura 9.- Zapata guía.

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II.4 VÁLVULA DE LLENADO POR PRESIÓN DIFERENCIAL. Su función es llenar y regular automáticamente el nivel de fluido en el interior de la tuberia. La unidad de llenado diferencial, mantienen el revestidor lleno hasta en 90%, respecto al nivel de fluido que se tiene en el espacio anular. El equipo de llenado diferencial a menudo se utiliza en sartas largas para reducir los aumentos de presión y posibilidad de daños en la formación los cuales son normalmente asociados a los equipos de flotación. El equipo de llenado diferencial a menudo se utiliza en sartas largas para reducir los aumentos de presión y la posibilidad de daños en la formación, los cuales están asociados a los equipos de flotación. La característica de regulación de nivel de fluido reduce la carga de la polea viajera y evita el sobre flujo cuando el anular no se encuentra restringido. Se puede establecer la circulación en cualquier sentido sin dañar la válvula. La válvula reiniciara su funcionamiento operacional cuando el nivel de fluido del revestidor y el anular alcancen el diferencial de diseño.

Figura 10.- Válvula de llenado por presión diferencial.

Posición de corrida

Posición de flujo

Activación de la válvula

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II.5 LIMPIADOR DE PARED O RASPADOR. Los limpiadores o raspadores de pared (en algunas ocasiones denominados también agitadores de lodo) se instalan en el exterior de la tubería de revestimiento para remover mecánicamente el enjarre en la pared del pozo con puntas de acero de resorte o cables.

Figura 11.- Raspador.

II.6 TAPÓN DESPLAZADOR O SUPERIOR. Los Tapones de Desplazamiento son barreras semirrígidas usadas utilizan para separar el cemento de los fluidos de perforación, limpiar el interior de la tuberia e indicar cuando se ha terminado la cementación. Los tapones superiores a menudo son utilizados solos y se encuentran diseñados para soportar la presión y fuerza generada ante un asentamiento repentino. Cuando se utiliza junto con el tapón inferior, se debe tener cuidado de no instalarlos al revés.

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Figura 12.- Tapón solido

Figura 13.- Tapón desplazador.

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II.7 TAPÓN LAVADOR. Este accesorio utiliza un núcleo hueco y una membrana delgada, que esta diseñada para romperse con presión hidráulica (entre 100 a 200 psi) y permitir el flujo cuando el tapón se encuentra asentado. Los tapones inferiores también poseen un asiento para apoyar a los tapones superiores y detener se desplazamiento. El tapón lavador se desplaza con el bache bombeado. Limpia el lodo, los sólidos de la pared en la tubería de revestimiento y evita que los sólidos vayan adelante del tapón. Cuando el tapón de fondo llega al cople flotador o zapata flotadora, la presión diferencial entre el interior de la tubería de revestimiento y el espacio anular rompe el diafragma en la parte superior del tapón y permite que la lechada fluya, salga de la zapata, suba al espacio anular. El cuerpo del tapón es lo suficientemente fuerte como para soportar las fuerzas de impacto y presión diferencial a la ruptura. Membrana que se Rompe

Figura 14.- Tapón lavador.

Figura 15.- Tapón lavador.

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II.8 ASENTAMIENTO DE TAPONES. El asentamiento de tapón es un factor importante ya que indica que toda la lechada de cemento en el interior de la tubería de revestimiento se desplazo. El asentamiento de tapones es llamado presión final, una vez que los tapones se encimaron se le aplica 500 psi mas como margen de seguridad, en la figura 16 se observa la posición final de los tapones antes de ser molidos por la barrena.

Figura 16.- Asentamiento de tapón

Barrena

Tapón superior

Tapón inferior

Cuello flotador (válvula tipo

pistón)

Acople de los tapones

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II.9. ACCESORIOS PARA LA INSTALACIÓN DE LÍNEAS SUPERFICIALES DE CEMENTACION.

Las líneas superficiales de cementación están diseñadas para soportar presiones hasta de 15,000 psi. Las herramientas son: manguera metálica, tuvo recto y swivell. Estas herramientas que en su interior transporta la lechada desde la unidad de alta presión (U.A.P.) hasta la cabeza de cementación.

Figura 17.- Manguera metálica 2” 15000. La función de una manguera metálica es conectar en desniveles y adaptar al swivell, tubos y cabeza de cementación. Esta herramienta ayuda como ajuste en la conexión en el piso de perforación.

Figura 18.- Swivell de 2” 15000 psi.

El swivell se compone de tres pistas o tres hileras de balines que permiten una buena rotación de las mismas para de esta forma facilitar el trabajo y dar un margen de seguridad a la operación para una posible fuga.

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Figura 19.- Tubo integral de 2”, 15000 psi como adaptación de la unidad de alta

al pozo. Los tubos se usan para conectarse de la unidad de alta presión hasta el piso de perforación, dado que esta distancia es mayor; sus medidas son: 1, 2, 3 y 4 mts. de longitud.

II.10. CABEZAS DE CEMENTACIÓN

Las cabezas de cementación usadas en la operación correspondiente se debe adaptar a la tubería de revestimiento, bomba, tapones de cementación en el momento adecuado. Los tapones de cementación se utilizan para separar los fluidos del pozo de la lechada del cemento. En la cabeza de cementaciones se tienen uno o dos tapones cuya función es retener los tapones para desplazar el cemento.

Figura 20.- Cabeza de cementación.

En la figura 20, se observa la cabeza de cementación y sus accesesorios, así como el tornillo sujetador durante el bombeo de la lechada.

Vista del sostén del tapón con el tornillo sujetador

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Figura 21.- posición del sujetador de tapón (vástago).

En la figura 21, se muestra la posición del vástago en forma activada, su función es retener el tapón lavador y posteriormente soltarlo mediante la operación de giro para que este se retraiga permitiendo el paso del tapón.

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Figura 22.- Posición de la cabeza de cementación durante la operación.

En la figura 22, se muestra el acoplamiento de la cabeza de cementación en la tubería de revestimiento, así como los elevadores que auxilian en la operación sobre la tubería.

28

Capitulo III CONSIDERACIONES PARA LA CEMENTACION DE TR´S El objetivo principal es presentar la secuencia operativa que se sigue en la cementación de la tubería, así como disminuir los problemas que se presenten, cuidado en el entorno ecológico y ahorro de recursos económicos.

III.1 CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN. Esta tubería aísla los hidrocarburos del yacimiento de fluidos indeseables, que afectan la explotación del mismo yacimiento conservando la formación productora en forma aislada.

III.2 CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO SUPERFICIALES.

Esta tubería protege y sella la formación de la invasión de aguas freáticas y mantos acuíferos, suministra soporte en la colocación del cabezal del mismo diámetro y string de preventores, apoyo-consistencia a la estratigrafía superficial para las columnas de tubería de revestimiento mas profundas, así como un sello hermético de a posibles canalizaciones y migración de gas de estratos mas profundos a la superficie. Su función principal es permitir la circulación y evitar el derrumbe en arenas poco consolidadas, además de ser el primer medio de circulación del lodo a la superficie.

III.3 CEMENTACIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO INTERMEDIAS. Una tubería de revestimiento intermedia se cementa para sellar formaciones con alto contenido de sales corrosivas y agua salada, aislar formaciones no consolidadas que ocasionan derrumbes y dificultan el avance de la perforación. También aíslan zonas de presión anormal y la cementación se puede realizar con una sola lechada o con dos diseños si el pozo y el gradiente de fractura lo requieren.

29

Figura 23.- Bombeo de una lechada de cemento.

30

CAPITULO IV. PROBLEMAS TIPICOS EN LAS CEMENTACIONES DEL

SURESTE DE MEXICO Unos de los problemas mas frecuentes en la zona sur de México es la pérdida total o parcial de la lechada debido a la diferencia mínima entre la presión de poro y la presión de fractura. En la actualidad se están usando lechadas nitrogenadas para pozos de bajo gradiente de fractura, otro problema asociado es la inestabilidad del agujero ya que no hay mucha distancia entre la formación y la tubería, esto no permite una buena adherencia a la formación. El principal problema es que no se acondiciona el fluido de perforación antes de la cementación como son: cambiar la densidad, viscosidad y reología.

CONDICIONES CRÍTICAS DE OPERACIÓN

- Yacimientos depresionados y de alta presión. - Profundidades mayores de 5,000 m. - Pérdida parcial o total de circulación. - Amplio rango de temperaturas 40-160 °C. - Diferencia mínima entre presión de poro y presión de fractura. - Acuíferos activos. - Arenas permeables. - Carbonatos fracturados. - Zona de presiones anormales. - Domos salinos. - Inestabilidad de formaciones arcillosas.

PROBLEMÁTICA ASOCIADA

- Bajo control de los fluidos durante la cementación. - No alcanzar las cimas de cemento programadas. - Aceleración del fraguado de la lechada debido a las condiciones del

pozo. - Canalización a través de la columna de cemento. - Problemas de definición de intervalos por falta de aislamiento entre

zonas productoras. - Problemas de asentamiento de TR’s. - Cementación de TR’s de sacrificio. - Necesidad de Sidetracks para desvío. - Espacios anulares reducidos, falta de espacio para cementación

(Standoff óptimo 84%). - Daño a la formación. - Incremento en costos por cementaciones forzadas no programadas. - Perdida del pozo.

31

IV.1 PROBLEMAS MÁS FRECUENTES Y COMO PREVENIRLOS.

1.- Falta de agua.- De antemano deberá de almacenarse agua suficiente para la

operación.

2.- Falla de la unidad de alta presión.- probar la misma antes de iniciar la

operación, y si falla, no iniciar a cementar hasta que llegue otra en

condiciones.

3.- Pérdida parcial y pérdida total de circulación.- Si es pérdida parcial, es

recomendable bajar el gasto de bombeo para reducir la presión; ahora, si la

pérdida es total.

4.- Fuga en la cabeza de cementación.- reemplazarla por otra de inmediato.

5.- Falla en la unidad almacenadora de cemento (trompo).- tratar de corregir la

falla y tener otra línea alterna de aire del equipo.

6.- Al desplazar la lechada.- que el exceso de cemento caiga en la presa de

asentamiento, dejar en la descarga de la línea de flote, a un elemento de la

cuadrilla para estar pendiente, y cuando salga el cemento, que se descargue

en el contenedor de recortes.

7.- Al desplazar la lechada, fallen las bombas del equipo.- terminar de desplazar

con la unidad de alta.

8.- Fuga en las uniones del stand pipe.- cambiar los empaques de las uniones.

9.- Descontrol del pozo.- efectuar procedimiento de cierre de preventores.

32

IV.2 SOLUCIONES DURANTE LA CEMENTACIÓN Mantener la Presión de bombeo por debajo de la presión generada por la densidad equivalente de circulación.

Reducción de la densidad del cemento. Reducción de la columna de cemento. Reducción de la fricción durante el bombeo. Utilización de agentes LCM (agentes bloqueadores) pueden usarse en el espaciador o en la lechada. Los materiales mas usados son:

Tipo Material Cantidad utilizada Requerimiento de

agua Granular Gilsonita

Perlita Cáscara de nuez Carbón (Kolite)

5 a 50 lbs/saco ½ a 1 pie3/saco 1 a 5 lbs/saco 1 a 10 lbs/saco

2 gal/50 lbs 4 gal/pie3 0.85 gal/50 lbs 2 gal/50 lbs

Laminado Celofán Papelillo

1/8 a 2 lbs/saco NInguna

Fibras Nylon 1/8 a1/4 lbs/saco Ninguna

IV.2 TIEMPO DE LA OPERACIÓN DE CEMENTACION.

Para la operación el tiempo de bombeo se determina en función de la operación mas un tiempo de seguridad que cubre imprevistos de bombeo. Este tiempo de seguridad varía de 1 a 3 horas, dependiendo del volumen y profundidad del pozo. Es importante resaltar que este tiempo de seguridad se cumple en condiciones dinámicas, los periodos de suspensión de bombeo afectan drásticamente el tiempo de fraguado, ya que el cemento desarrolla gelificación en estado estático y esta no es un característica definida ya que depende de los materiales utilizados y la temperatura del pozo. Cuando el cemento alcanza el tiempo bombeable, la lechada no puede ser desplazada en una tubería con presiones razonables de bombeo. Aunque el cemento se hace no bombeable, no debe confundirse con el fraguado de cemento que ocurre mucho después cuando el cemento alcanza entre 15-20 psi de resistencia. En la practica el tiempo de espesamiento se traslada a tiempo de bombeo, y es el tiempo que dispone el operador para colocar el cemento en sitio en el pozo.

33

CAPITULO V OPTIMIZACION DE LAS CEMENTACIONES DEL SURESTE DE MEXICO Como apoyo para la solución y optimización de las cementaciones en la región sur de México, se utilizo el simulador de cementaciones llamado “Opticem”, el cual es un software técnico que permite diseñar y evaluar la operación de cementación de las tuberías de revestimiento por etapa. En este capitulo se muestra la simulación del diseño de la cementación para una tubería de revestimiento de 9 5/8”. Se ha observado a través de la operación de cementación en varios pozos de la zona que en esta etapa es donde se presentan la mayoría de problemas relacionados con la interfaz entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta al agujero, con el objetivo de asegurar un aislamiento completo y permanente. Tomando como base las premisas de diseño definidas de cuerdo a las condiciones establecidas en algunos campos de análisis, se elabora una simulación de este diseño y en las siguientes figuras se presenta el proceso de simulación integrando los datos y resultados obtenidos del análisis. Al final de este trabajo se emiten algunas recomendaciones derivadas del análisis de esta simulación.

34

Figura 24.- Datos generales de la empresa.

En la figura 24, en el programa OPTICEM se escriben los datos de la empresa, el ingeniero que esta a cargo del diseño, fecha y dirección de ubicación del ingeniero para cualquier aclaración.

Datos de la empresa.

35

Figura 25.- Se anexan datos generales de la tubería y la última TR cementada.

En la figura 25, se anotan los datos de la tubería próxima a cementar como son: diámetro exterior interior, libraje y profundidad de asentamiento de la tubería, posterior a estos datos se anotan en la parte inferior el diámetro interior de la ultima TR cementada y su profundidad y diámetro de la barrena con la que se continua la perforación o si se utilizo un registro para determinar el diámetro promedio se anexa como es en este caso.

Datos de la tubería de revestimiento a cementar.

36

Figura 26.- Perfil de temperatura de presión de poro y fractura.

En la figura 26, se anexan valores de presión de poro y presión de fractura, también se anexan la temperatura en superficie y en el fondo del pozo para determinar los aditivos que llevara que contara el cemento. La presión de poro es importante para el diseño de la cementación ya que no se debe rebasar esa presión y por la presión de fractura, con estos datos se determinara la longitud de cemento y toneladas correspondientes.

Perfil de temperatura y datos de la formación.

37

Figura 27.- Fluidos a utilizar y gasto de bombeo.

En la figura 27, se anotan los fluidos a utilizar en forma ordenada empezando con el fluido de control con un gasto de 7 bls por minuto para el desplazamiento del tapón solido, luego el bache lavador indicando su densidad y el gasto a bombear, posteriormente el bache espaciador indicando su densidad y el gastos a bombear, el siguiente dato es la lechada de baja densidad de 1.60 g/cm3 y el gasto a bombear también la lechada de alta densidad de 1.95 g/cm3 con su respectivo gasto.

Parámetros de diseño de la lechada.

38

Figura.- 28 Volumen requerido en cada una de las etapas.

En la figura 28, se indica el volumen en barriles de cada fluido, el segundo dato que proporciona es la altura de cada fluido en el pozo, el tercer dato da la longitud en metros de cada fluido que esta ocupando y el último dato ayuda a determinar el volumen total de cemento en toneladas.

Parámetros de diseño (Desplazamiento de fluidos).

39

Figura 29.- Distancia mínima máxima para la distribución de centralizadores.

En la figura 29, se muestra a que distancia máxima mínima debe ser colocado cada centralizador para evitar un atrapamiento de la tubería y obtener una mejor calidad de la cementación.

Espaciamiento de centradores.

40

Figura 30.- Representa la profundidad del pozo y el ángulo.

En la figura 30, se muestra en línea verde la profundidad a la esta asentada la tubería y la línea amarilla da la trayectoria del pozo que en este caso es vertical dado que no tiene ángulo de inclinación, también en la parte izquierda se indica la profundidad a la que se encuentra el pozo.

Trayectoria del pozo y profundidad total desarrollada.

41

Figura 31.- Representación de tiempo, densidad y presión a la cual se trabaja durante la cementación de TR.

En la figura 31, se tiene cada una de la etapas de los fluidos durante la cementación: la línea rojo determina la densidad equivalente de circulación durante la operación, la línea azul indica la presión que se tiene en la cabeza de cementación, la cual al principio de la operación indica una alta presión debido al que el cemento esta en caída libre y luego presenta un incremento de presión debido que levanta la columna de cemento en el espacio anular asta que se llega al acoplamiento de tapones y se le da 500 psi mas como se observa que la línea se mantiene vertical. La línea verde indica las diferentes densidades que se bombean durante la cementación, primero la densidad es baja por los baches lavadores y el espaciador, luego se observa que se incrementa la densidad a 1.60 gr/cm3 y luego sube a 1.95 gr/cm3. La línea verde claro indica los diferentes gastos de bombeo durante la cementación.

Resultados de la simulación de los parámetros de la cementación.

42

NELASH No. 22Circulating Pressure and Density at Reservoir Zone.

Downhole Annular Pressure and ECD vs. Time

0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pres

sure

(psi

)

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

ECD

(g/c

m³)

Circulating Pressure Hydrostatic Pressure

Reservoir Pressure/ECD at 1300 m TVD11

109

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador

Lechada baja densidad

Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

POLIMERICO INHIBID

POLIMERICO INHIBID

POLIMERICO INHIBID

Figura 32.- Presiones de circulación, hidrostática y de poro. En la figura 32 se observa que la presión hidrostática y de circulación están arriba de la presión de poro la cual esta en líneas punteadas, si en un momento esta fuera menor que la presión de poro el pozo se manifestaría ya que la presión hidrostática esta por debajo de la presión de poro. La línea rojo muestra la presión de circulación y la verde la presión hidrostática.

Evaluación de la presión de poro.

43

OptiCem

Circulating Pressure and Density at Fracture Zone.Downhole Annular Pressure and ECD vs. Time

0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

11000

11500

12000

Pres

sure

(psi

)

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2.0

2.1

ECD

(g/c

m³)


Fracture Pressure/ECD at 3900 m TVD

11

10

9

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Dual Spacer


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Figura 33.- Presiones de circulación, hidrostática y de fractura. En la figura 33, se observa que la presión hidrostática y de circulación están por abajo de la presión de fractura la cual esta en líneas punteadas, si en un momento esta fuera mayor que la presión de fractura se daña el pozo con lo cual se tiene una perdida parcial de la lechada o perdida total. La línea rojo muestra la presión de circulación y la verde la presión hidrostática.

Evaluación de la presión de fractura.

44

Figura 34.- Posición final de los fluidos al término de la cementación.

En la figura 34, se indica la posición final de los fluidos al termino de la operación, la línea amarilla indica la lechada de 1.95 gr/cm3, la línea rosa indica la lechada de 1.60 gr/cm3, lo cual cubre el espacio anular restante y se traslapa con la ultima TR cementada, el color azul claro indica el bache espaciador, el color azul indica el bache lavador seguido del fluido de control y el color verde que se encuentra en el interior de la TR es el fluido de control que se utilizo para desplazar el tapón solido.

Posición final al término de la cementación.

45

CAPITULO VI CASO PRÁCTICO DE CEMENTACION

Calculo de la cementación de la TR de 20” a 250 mts. Para facilidad del calculo para esta TR y para las subsiguientes tuberías de revestimiento a mayor profundidad y de menor diámetro, se considera un solo grado de la TR, sin embargo estas tuberías de revestimiento se introducen en grados y pesos combinados, de acuerdo al diseño elaborado en función de la presión interna, a la tensión y colapso, la profundidad, densidad del fluido de control y otros parámetros de interés; razón por la cual se deben tomar en cuenta estos valores y hacer los ajustes correspondientes para el calculo del cemento a utilizar, así como la capacidad y volumen del bache de desplazamiento y lechada de cemento. OPERACION: CEMENTACION DE T.R DE 20” A 250 M. Datos del pozo Ultima TR. superficial 30” a 20 md (hincada). Diámetro de la barrena 26” Profundidad del agujero 250 Capacidad de la TR de 20” j-55 94 lbs/pie

185.31 lts/mts

Capacidad de la TR de 20” j-55 94 lbs/pie y agujero de 26”

139.84 lts/mts

Capacidad entre TR de 20” y TR de 30”

223.45 lts/mts

Columna a cubrir de cemento 250 m a 0 m (superficie) Gradiente de poro .10 gr/cm3 Gradiente de fractura .21 gr/cm3 Temperatura 30 °c a 250 m REPORTE DE LABORATORIO PRUEBAS REALIZADAS CON UNA MUESTRA DE CEMENTO CLASE "H" APASCO Agua 20.26 LTS/SACO Rendimiento 36.03 LTS/SACO Densidad 1.95 GR/CM3. Tiempo de bombeo en laboratorio 06 HRS 37 MIN.

46

PORCENTAJE (%) ADITIVO Descripción

1.00 ECONOLITE Extendedor

0.15 HALAD-23 Controlador

0.15 D-AIR3000 Antiespumante

0.07 FWCA Control de agua libre

Calculo de la cementación de la TR de 20” a 250 mts. Zapata 13.5 mts Cap. = 185.31 * 13.5 = = 69.4 sk * 50 = = 3.47 ton. Agua = 20.26 * 69.4 sk = = 8.84 bls Rendimiento = 36.03 * 69.4 = = 15.7 bls Capacidad de la tubería de 20” y agujero. Cap. = 139.84 * 230 mts = = 892.92 sk + 15% = 1070.4 sk * 50 =

= 53.5 ton. Agua = 20.26 lts * 1070.4 sk = = 136.39 bls Rendimiento = 36.03 * 1070.4 sk = = 242.55 bls Capacidad de la tubería de 20” y 30”. Cap. = 223.45 lts * 20 mts = = 124.03 sk * 50 = = 6.2 ton. Agua = 20.26 * 124.03 sk = = 15.8 bls Rendimiento = 36.03 * 124.03 sk = = 28.10 bls

47

CEMENTACION Consideraciones: Exceso 20% y densidad de lodo de 1.15 gr/cc. Cubrir con lechada de 1.95 gr/cc. hasta la profundidad de 250 m. (superficie).

Programa operativo. 1.- Una vez colocado la tubería de revestimiento de 20” a la profundidad programada, se circula el tiempo necesario hasta que el lodo quede libre de recortes. Posteriormente se coloca la cabeza de cementación para TR 20” con el tapón de lavador en la parte inferior y el tapón solido de desplazamiento en la parte superior. 2.- Efectuar junta de seguridad en la que participe todo el personal involucrado en la operación y compañías de servicio, aclarar los puntos relevantes de la cementación e indicar la función a desempeñar en cada trabajo de acuerdo a su categoría; así como la definición de las aéreas de riesgo. Colocar cintas de seguridad en las mismas. 3.- Probar líneas con 5000 psi. 4.- Soltar el tapón lavador inferior. 5.- Bombear el primer bache lavador (densidad = 1.02 gr/cc). 6.- Probar equipo de flotación. 7.- Bombear el segundo bache espaciador (densidad intermedia entre la densidad del fluido de control y la densidad de la lechada). 8.- Bombear 286.35 bls de lechada de alta densidad (1.95 gr/cc ) a un gasto 5 bls/min. 9.- Soltar el tapón sólido de desplazamiento y observar el desplazamiento del vástago 10.- Desplazar las lechadas con 275 bls/min. de lodo con la unidad de alta (U.A.P) hasta llegar al cople flotador. Teniendo la precaución de bajar el ritmo del gasto por minuto cuando el tapón de desplazamiento esta cerca del cople y evitar de esta

Cantidad total de cemento 63.19 ton. Volumen de lechada de amarre (1.95 gr/cc)

286.35 bls.

Volumen total de agua 161.03 bls. Bache lavador 37.7 bls. Bache espaciador 37.7 bls. Volumen de desplazamiento 275 bls.

48

manera el golpe de ariete y el represionamiento que puede dañar el cople o también la tubería de revestimiento al llegar el tapón al cople. 11.- Registrar la presión final con 500 psi arriba de la presión de circulación. 12.- Probar el equipo de flotación, si funciona correctamente al cerrar el pozo y esperar fraguado por 24 hrs. Si se observa que el equipo de flotación no funciona, dejar represionado con la presión final y cerrar los machos de la cabeza de cementar. Esperar el mismo tiempo de fraguado.

NELASH No. 22Fluid Positions

20 10 0 10 20

Cross Section (in)

300

250

200

150

100

50

0

Mea

sure

d D

epth

(m)

Fluids PumpedLODO BASE AGUABache LavadorBache EspaciadorLechada de AmarreLechada de AmarreLODO BASE AGUALODO BASE AGUALODO BASE AGUADown Hole Depth

MD (TVD)

Figura 35.- Posición final de los fluidos al término de la cementación. En la figura 35, se observa la posición final de los fluidos mostrando la longitud de la lechada de cemento hasta la superficie y dentro de la zapata, de color blanco es el fluido desplazante y el color amarillo es la lechada que queda en el interior de la TR. Observando que la lechada esta de color rosa llega a superficie para garantizar que el interior del pozo quedo cementado al 100%.

49

NELASH No. 22Circulating Pressure and Density at Fracture Zone.


0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Time (min)

400

450

500

550

600

650

700

750

800Pr

essu

re (p

si)

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

ECD

(g/c

m³)



1098654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador

Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

LODO BASE AGUA

LODO BASE AGUA

LODO BASE AGUA

Figura 36.- Presiones de fractura, circulación e hidrostática En la figura 36, se indica la etapa de cementación en función de las presiones de circulación e hidrostática, las cuales no deben rebasar la presión de fractura para no dañar la formación y su posible fracturamiento. La línea roja indica la presión de circulación y la línea verde indica la hidrostática. De la comparación de estas 2 líneas se observa que no rebasan la presión de fractura indicada por la línea punteada.

50



0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Time (min)

350

400

450

500

550

600

650

700

750Pr

essu

re (p

si)

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

ECD

(g/c

m³)



98654

Fluids Pumped23

4

5

67

8

9

10

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador

Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

LODO BASE AGUA

LODO BASE AGUA

LODO BASE AGUA

Figura 37.- Presiones de fractura, circulación e hidrostática. En la figura 37, se indica la etapa de cementación en función de su presión de circulación e hidrostática, las cuales deben rebasar la presión de poro para no descontrolar la condición del pozo y su posible manifestación. La línea roja indica la presión de circulación y la línea verde indica la hidrostática, de la comparación de estas 2 líneas se observa que rebasan la presión de poro señalada por la línea punteada.

51

NELASH No. 22Calculated Wellhead Pressure

Calculated Wellhead Pressure vs. Time

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Time (min)

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Wel

lhea

d Pr

essu

re (p

si)

1098654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador

Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

LODO BASE AGUA

LODO BASE AGUALODO BASE AGUA

Figura 38.- Presión esperada en la cabeza. En la figura 38, se observa la tendencia en la curva roja a mantenerse constante dado que el cemento se esta integrando de acuerdo a su desplazamiento y por tal en la sección en la cual dicha curva varía se tiene aumento en la presión al levantar la columna de cemento en el anular y al acoplamiento de los tapones se le da 500 psi más. Se observa en la gráfica que al final la línea es vertical indicando exitosamente el acoplamiento de los tapones. Nota Observando el acople de tapones con 292 barriles de fluido de control, presión máxima de 750 psi y presión final 890 psi.

52

OPERACION: CEMENTACION DE T.R DE 13 3/8” A 1300 M. OPERACION: CEMENTACION DE T.R DE 13 3/8” A 1300 M. Datos del pozo Ultima TR superficial 20” A 250 md. Diámetro de la barrena 17 1/2 Profundidad a perforar 1300 m Diámetro del barrena 17 ½ Capacidad de la TR de 13 3/8” n 80 68 lbs/pie

78.10 lts/mts

Capacidad de la TR de 13 3/8” n 80 68 lbs/pie y agujero de 17 ½

64.53 lts/mts

Capacidad entre TR de 13 3/8” y TR de 20”

94.67 lts/mts

REPORTE DE LABORATORIO PRUEBAS REALIZADAS CON UNA MUESTRA DE CEMENTO CLASE "H" APASCO

Agua 41.15 lts/sk Rendimiento 56.97 lts/sk Densidad 1.60 GR/CC Tiempo de bombeo en laboratorio 7 hrs 15 min.

PORCENTAJE (%) ADITIVO DESCRIPCION



0.80 ECONOLITE Extendedor

0.3 D-AIR 3000 Antiespumante

1.3 CaCl2 Acelerador

53

REPORTE DE LABORATORIO PRUEBAS REALIZADAS CON UNA MUESTRA DE CEMENTO CLASE "H" APASCO

Agua 20.16 lts/sk Rendimiento 35.98 lts/sk Densidad 1.95 GR/CC Tiempo de bombeo en laboratorio 05 hrs 49 min.




0.15 CFR-4 Dispersante


0.60 CACL2 Acelerador

Calculo de la cementación de la TR de 13 3/8” a 1300 mts. Densidad del cemento 1.95. Zapata. Capacidad. = 14 mts * 7810.14 = = 30.38 sk * 50 = = 1.5 ton. Agua = 20.16 * 30.38 = = 3.8 bls Rendimiento = 38.98 * 30.38 = = 6.8 bls Capacidad de la tubería de 13 3/8” y agujero. Exceso de lechada: 15%. Capacidad. = 64.33 * 200 mts = = 358.69sk + .15 % = 412.39 sk * 50 = = 20.61 ton. Agua = 20.16 * 412.39 = = 52.28 bls Rendimiento = 35.98 * 412.39 sk = = 93.31 bls.

54

Densidad del cemento 1.60 Capacidad de la tubería de 13 3/8” y agujero Exceso de lechada: 15%. Cap. = 64.53 * 850 mts = = 962.79 sk + .15% = 1106.3 sk * 50 =

= 55.3 ton. Agua = 41.15 lts * 1106.2 sk = = 286.31 bls Rendimiento = 56.97 lts * 1106.2 sk = = 396.38 bls Capacidad de la tubería de 13 3/8” y TR de 20”. Cap. = 94.67 lts * 250 mts = = 415.43 * 50 = = 20.7 ton. Agua = 41.15 lts * 415.43 sk = = 107.5 bls Rendimiento = 56.97 * 415.43 sk = = 148.84 bls CEMENTACION Consideraciones: Exceso 15% y densidad de lodo de 1.32 gr/cc. Cubrir la zapata con lechada de 1.95 gr/cc. 14 mts. Cubrir con lechada de 1.60 gr/cc. hasta la profundidad de 0 m (superficie).

Programa operativo. 1.- Una vez colocada la tubería de revestimiento de 13 3/8” a la profundidad programada, se circula el tiempo necesario hasta que el lodo quede libre de recortes. Posteriormente se coloca la cabeza de cementación para TR 13 3/8” con el tapón lavador en la parte inferior y el tapón solido de desplazamiento en la parte de arriba. 2.- Efectuar junta de seguridad en la que participe todo el personal involucrado en la operación y compañías de servicio, aclarar los puntos relevantes de la cementación e indicar la función a desempeñar a cada trabajo de acuerdo a su categoría; así como la definición de las aéreas de riesgo.

Cantidad total de cemento amarre (1.95 gr/cc)

22.11 ton.

Volumen de lechada 100.11 bls Volumen total de agua 56.08 bls Cantidad total de cemento amarre (1.60 gr/cc)

76.01 ton.

Volumen de lechada 545.22 bls Volumen total de agua 393.81 bls Bache lavador 37.7 bls Bache espaciador 37.7 bls Volumen de desplazamiento 631.67 bls

55

3.- Probar líneas con 5000 psi. 4.- Soltar el tapón lavador. 5.- Bombear el primer bache lavador (densidad = 1.02 gr/cc). 6.- Probar equipo de flotación. 7.- Bombear el segundo bache espaciador (densidad intermedia entre la densidad del fluido de control y la densidad de la lechada. 8.- Bombear 545.22 de lechada de baja densidad (1.60 gr/cc ) a un gasto 4 bls/min. 9.- Bombear 100.11 bls de lechada de alta densidad (1.95 gr/cc ) a un gasto 5 bls/min. 10.- Soltar el tapón solido de desplazamiento y observar que el vástago se accione. 11.- Desplazar las lechadas con 631.67 bls de lodo con la unidad de alta (U.A.P) hasta llegar al cople flotador. Teniendo la precaución de bajar el ritmo del gasto por minuto cuando el tapón de desplazamiento esta cerca del cople y evitar de esta manera, el golpe de ariete y el represionamiento que puede dañar el cople o sufrir algún daño en la tubería de revestimiento al llegar el tapón al cople. 12.- Registrar la presión final con 500 psi arriba de la presión de circulación. 13.- Probar el equipo de flotación, si funciona este correctamente cerrar pozo y esperar fraguado por 24 hrs. Si se observa que el equipo de flotación no funciona, dejar represionado con la presión final y cerrar los machos de la cabeza de cementar. Esperar el mismo tiempo de fraguado.

56

NELASH No. 22Fluid Positions

15 10 5 0 5 10 15

Cross Section (in)

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

Mea

sure

d D

epth

(m)

Fluids PumpedPOLIMERICO INHIBIDOBache LavadorBache EspaciadorLechada baja densidadLechada de AmarreLechada de AmarrePOLIMERICO INHIBIDOPOLIMERICO INHIBIDOPOLIMERICO INHIBIDODown Hole Depth

900.1 (900.1)

MD (TVD)

Figura 39.- Posición final de los fluidos después de la cementación. En la figura 39, se muestra la posición final de los fluidos en color verde se indica el fluido de control para desplazar el tapón solido asta el cople flotador, el color blanco indica la posición de cemento de alta densidad que se encuentra en el interior de la TR, el color amarillo indica la ubicación de la lechada de alta densidad entre la formación y la TR, el color rosa nos indica la posición de la lechada de baja densidad que llega hasta la superficie.

57

NELASH No. 22Circulating Pressure and Density at Fracture Zone.


0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

2400

2600

2800

3000

3200

3400

3600

3800

4000Pr

essu

re (p

si)

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2.0

2.1

ECD

(g/c

m³)



1110

97654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

89

1011

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

POLIMERICO INHIBIDO

POLIMERICO INHIBIDO

POLIMERICO INHIBIDO

Figura 40.- Presiones de fractura, circulación e hidrostática. En la figura 40, se indica que durante la cementación la presión de circulación y la hidrostática, no deben rebasa la presión de fractura para no dañar el pozo, la línea rojo es la presión de circulación, la verde indica la presión hidrostática, de la comparación de estas 2 líneas se observa que no rebasa la presión de fractura señalada por la línea punteada.

58



0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pres

sure

(psi

)

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

ECD

(g/c

m³)



109

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

1011

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

POLIMERICO INHIBIDO

POLIMERICO INHIBIDO

POLIMERICO INHIBIDO

Figura 41.- Presiones de poro, circulación e hidrostática En la figura 41, esta gráfica ayuda a observar que la presión equivalente y la hidrostática, deben rebasar la línea de presión de poro para evitar una posible manifestación del pozo, en la gráfica se observa una línea rojo que indica la presión equivalente de circulación y la línea verde indica la presión hidrostática, ambas líneas no deben ser menor a la presión de poro la cual es la línea punteada.

59

NELASH No. 22Calculated Wellhead Pressure


0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

Wel

lhea

d Pr

essu

re (p

si)

1110

97654

Fluids Pumped2

3

45

67

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Bache Espaciador


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

POLIMERICO INHIBIDOPOLIMERICO INHIBIDO

POLIMERICO INHIBIDO

Figura 42.- Presión en superficie. En la figura 42, se observa la tendencia en la curva en rojo a mantenerse constante dado que el cemento se esta integrando de acuerdo a su desplazamiento y por tal en la sección en la cual dicha curva varía se tiene aumento en la presión al levantar la columna de cemento en el anular y al acoplamiento de los tapones se le da 500 psi mas y se observa en la gráfica la tendencia al aumento en la línea vertical. Notas Observando acople de tapones con 641 barriles de fluido de control, presión máxima con 1320 psi y presión final 1290 psi.

60

OPERACION: CEMENTACION DE T. R DE 9 5/8” A 3900 M. Calculo de la cementación. Datos del pozo. Ultima TR superficial 13 3/8” A 1300 md Diámetro de la barrena 12 ¼ Profundidad a perforar 3900 m. Capacidad de la TR de 9 5/8 tac-140 53.5 lbs pie

36.911 lts/mts

Capacidad de la TR de 9 5/8 tac-140 53.5 lbs pie y agujero de 13.27 pug

42.28 lts/mts

Capacidad entre TR de 9 5/8” y TR de 13 3/8”

31.15 lts/mts

REPORTE DE LABORATORIO.

Pruebas realizadas con una muestra de cemento clase "h" apasco

Agua 41.23 lts/sk Rendimiento 57.33 lts/sk Densidad 1.60 GR/CC. Tiempo de bombeo en laboratorio 7 hrs 10 min.


0.47 HALAD-23 Controlador de filtrado




0.07 HR-5 Retardador

1.00 MICROSILICA Antidegradante

61

REPORTE DE LABORATORIO. Pruebas realizadas con una muestra de cemento clase "h" apasco.

Agua 24.22lts/sk Rendimiento 47.29 lts/sk Densidad 1.95 GR/CC Tiempo de bombeo en laboratorio 05 hrs 18 min






1.00 MICROSILICA Antidegradante

0.22 HR-5 Retardador

34.00 SSA-1 Antidegradante

Calculo de la cementación de la TR de 9 5/8” a 3900 mts. Zapata. Cap. = 13.5 mts * 36.991 lts/mts = = 10.55 sk * 50 = = .527ton Agua = 24.22 * 24.22= = 2.11 bls Rendimiento = 47.29 * 13.87 = = 4.11 bls Calculo de 9 5/8“ y agujero. Cap. = 42.28 lts * 200 mts = = 178.81 sk * 50 = = 8.94 ton Agua = 24.22 lts * 178.81 sk = = 27.23 bls Rendimiento = 47.29 * 178.81 sk = = 53.18 bls

62

Calculo de 9 5/8“ y agujero. Cap. = 42.28 * 2400 = = 1769.9 sk * 50 = = 88.5 ton. Agua = 41.23 * 1769.9 sk = = 458 bls Rendimiento = 57.33 * 1769.9 sk = = 638.16 bls Capacidad de la tubería de 9 5/8 ” y TR de 13 3/8”. Cap. = 31.15 * 200 mts = = 108.66 sk * 50 = = 5.4 ton. Agua = 41.23 * 108.66 sk = =28.17 bls Rendimiento = 57.33 * 108.66 sk = = 39.17 bls

Cementación. Volumen de cemento ajustado de acuerdo a la barrena promedio 13.27” , tomado del registro DR-CALL del 06/01/09. Cubrir la zapata con lechada de 1.95 gr/cc., 13.5 mts. Cubrir con lechada de 1.60 gr/cc. hasta la profundidad de 1100 m.

Programa operativo. 1.- Efectuar junta de seguridad. 2.- Probar líneas con 5000 psi. 3.- Soltar el tapón lavador. 4.- Bombear el primer bache lavador (densidad = 1.02 gr/cc). 5.- Probar equipo de flotación. 6.- Bombear el segundo bache espaciador (densidad intermedia entre la densidad del fluido de control y la densidad de la lechada). 7.- Bombear 677.33 bls de lechada de baja densidad (1.60 gr/cc ) a un gasto 5 bls/min.


9.467 ton.

Volumen de lechada 56.31 bls Volumen total de agua 28.85 bls Cantidad total de cemento amarre (1.60 gr/cc)

94 ton.

Volumen de lechada 677.33 bls Volumen total de agua 486.17 bls Bache lavador 37.7 bls Bache espaciador 37.7 bls Volumen de desplazamiento 902.20 bls

63

8.- Bombear 56.31 bls de lechada de alta densidad (1.95 gr/cc ) a un gasto 5 bls/min. 9.- Soltar el tapón de desplazamiento y observar que el vástago se active en la cabeza de cementación. Para estar seguro que paso el tapón. En caso contrario, si no se observa que funcione este dispositivo instalado en la cabeza de cementar, es necesario desfogar el pozo quitar la tapa superior de la cabeza de cementación y comprobar con una barra de madera si el tapón ya se soltó. 10.- Desplazar las lechada con 902.20 bls. a 7 bls/min. de lodo con la unidad de alta (U.A.P) hasta llegar al cople flotador. Teniendo la precaución de bajar el ritmo del gasto por minuto cuando el tapón de desplazamiento esta cerca del cople y evitar de esta manera, el golpe de ariete y el represionamiento que puede dañar el cople o sufrir algún daño en la tubería de revestimiento al llegar el tapón al cople. 11.- Registrar la presión final con 500 psi arriba de la presión de circulación 12.- Probar el equipo de flotación, si funciona correctamente el cerrar pozo y esperar fraguado por 24 hrs. Si se observa que el equipo de flotación no funciona, dejar represionado con la presión final y cerrar los machos de la cabeza de cementar. Esperar el mismo tiempo de fraguado. Nota Observar el acople de tapones con 910 barriles de fluido de control, presión máxima de 930 psi y presión final de 890 psi.

64

OptiCemCirculating Pressure and Density at Fracture Zone.


0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

11000

11500

12000Pr

essu

re (p

si)

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

2.0

2.1

ECD

(g/c

m³)



11

10

9

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Dual Spacer


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Figura 43.- Presiones de fractura, circulación e hidrostática. En la figura 43, se observar la presión de circulación y la hidrostática, la cual están por debajo de la presión de fractura para evitar la perdida parcial o total de la lechada, la línea roja indica la presión de circulación y la verde la presión hidrostática que ejerce el cemento.

65

OptiCemCirculating Pressure and Density at Reservoir Zone.


0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500Pr

essu

re (p

si)

1.0

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

ECD

(g/c

m³)


Reservoir Pressure/ECD at 3900 m TVD

11

10

9

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Dual Spacer


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Figura 44.- Presiones de poro, circulación e hidrostática. En la figura 44, se observa que la presión equivalente e hidrostática está por arriba de la presión de poro ya que si esta fuera menor el pozo se manifestaría no permitiendo la cementación, la línea roja indica la presión equivalente y la verde la presión hidrostática.

66

OptiCemCalculated Wellhead Pressure


0 60 120 180 240 300 360

Time (min)

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

Wel

lhea

d Pr

essu

re (p

si)

11

10

9

7654

Fluids Pumped2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

Bache Lavador

Shutdown

Dual Spacer


Lechada de Amarre

Lechada de Amarre

Shutdown

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Emulsion Inversa

Figura 45.- Presión esperada en superficie. En la figura 45, se observa la tendencia en la curva en roja a mantenerse constante dado que el cemento se esta integrando de acuerdo a su desplazamiento y por tal en la sección en la cual dicha curva varía se tiene aumento en la presión al levantar la columna de cemento en el anular y al acoplamiento de los tapones se le da 500 psi más y se observa en la grafica la tendencia al aumento en línea vertical.

67

OptiCemFluid Positions

10 5 0 5 10

Cross Section (in)

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Mea

sure

d D

epth

(m)

Fluids PumpedEmulsion InversaBache LavadorDual SpacerLechada baja densidadLechada de AmarreLechada de AmarreEmulsion InversaEmulsion InversaEmulsion InversaDown Hole Depth

747.1 (747.1)

939.5 (939.5)

1100.2 (1100.2)

3500.2 (3500.2)

MD (TVD)

Figura 46.- Posición final de los fluidos bombeados al pozo durante la cementación. La figura 46, indica la posición final de los fluidos en color verde al indicar el fluido que se utilizo para desplazar el tapón solido hasta el cople flotador en color blanco indica la posición del cemento de alta densidad que se encuentra en el interior de la TR, el color amarillo indica la ubicación de la lechada de alta densidad entre formación y TR, el color rosa indica la posición de la lechada de baja densidad que llega hasta superficie.

68

OPERACION: CEMENTACION DE LINER A 4915 mts. Calculo de la cementación. Datos del pozo. Ultima TR cementada 9 5/8“a 3900 md. Diámetro de la barrena 8 ½ “ Profundidad a perforar 4915 m Capacidad de la TR de 7” 35 lbs/pie 18.26 lts/mts Capacidad de la TR de 9 5/8 “ lbs/pie y TR de 7”

23.84 lts/mts

Capacidad entre TR de 7” y agujero 8.703”

13.55 lts/mts

Capacidad entre TR de 9 5/8 “ y TP de 5”

24.24 lts/mts

REPORTE DE LABORATORIO.

Pruebas realizadas con una muestra de cemento clase "h" apasco.

Agua 17.78 lts/sk Rendimiento 47.75 lts/sk Densidad 1.95 GR/CC. Tiempo de bombeo en laboratorio 5 hrs 36 min.

Porcentaje Aditivo Descripción 35 % D030 Silica 0.15 lt/sk D144 Antiespumante 7 lt/sk D600 Controlador de gas 0.15 lt/sk D144 Antiespumante 0.15 % D121 Dispersante 0.25 lt/sk D197 retardador Calculo de la cementación de liner 7”. Volumen de cemento en la zapata de 7”. Cap = 18.26 lts * 24 mts = = 9.18 sk * = .459 k Agua= 17.78 lts * 24 mts = = .99 bls Rendimiento = 47.75 lts* 9.18 sk = = 2.73 bls

69

Volumen de cemento en la TR de 7” y agujero 8.705”. Cap= 13.55 lts * 1015 mts = = 288.05 k * .15 exceso = 331.5 sk * 50 = = 16.5 ton. Agua = 17.78 * 331.5 sk = = 37 bls Rendimiento = 47.75 lts * 331.5 sk = = 99.55 bls Volumen de cemento en la TR 7” y TR 95/8“. Cap = 23.84 lt/mt * 200 mts = = 99.87 sk * 50 = = 4.99 ton. Agua = 99.87 sk * 17.78 lts = = 11.1 bls Rendimiento = 99.87 sk * 47.75 lts = = 29.9 bls Volumen de cemento en TR de 95/8“ y TP de 5”. Cap= 24.24 lt/mt * 155 = = 78.6 sk * 50 = =3.9 ton. Agua = 78.6 sk * 17.78 lts = = 8.78 bls Rendimiento = 78.6 sk * 47.78 lts = = 23.61 bls

Programa operativo. 1.- Efectuar junta de seguridad. 2.- Probar líneas de TP con 5000 psi. 3.- Bombear el bache lavador de 1.85 gr/cc. 4.- Probar el quipo de flotación. 5.- Bombear 155 bls de lechada de 1.95 gr/cc a un gasto de 6 bls. 6.- Soltar el tapón de desplazamiento en TP el cual se integra con el tapón de la TR en el stinger del liner y efectuar el desplazamiento de la lechada con 354.4 bls. 7.- Registrar en presión final con 500 psi arriba de la presión de acoplamiento.


25.8 ton.

Volumen de lechada 155 bls Volumen total de agua 57.70 bls Bache lavador 50 bls Volumen de desplazamiento 354.4 bls

70

8.- Desfogar la presión a cero y levantar la sarta de la TP y herramienta soltadora a 2500 mt. Circular inverso la capacidad de la TP a esta profundidad, continuar sacando el soltador a superficie. Cerrar pozo y esperar fraguado.

Figura 47.- Posición final de los fluidos bombeados al pozo durante la cementación. En la figura 47, se observa que en color gris la lechada de cemento y se ve la longitud que ocupa como en el espacio anular y el traslape de la ultima TR, en color verde el bache lavador y el rojo el fluido de control.

71

Figura 48.- Presiones de poro, circulación e hidrostática.

En la figura 48, se observa que la línea roja es la presión de fractura, la azul claro indica la presión de circulación lo cual siempre debe de estar por debajo de la presión de fractura ya que si este no fuera así se fractura la formación; la línea verde indica la presión hidrostática que ejerce el cemento y la azul indica la presión de poro que nunca debe ser menor que esta si no el pozo se manifiesta.

72

Fig. 49.- Gasto de bombeo durante la cementación. En la figura 49, se indica el gasto al que se inyecta el bache lavador, la lechada de cemento y el fluido de control para desplazar el cemento, también se indica el tiempo que dura la operación.

Tiempo en minutos.Bombeo (bls/min).

73

CAPITULO VI OPERACIONES POSTERIORES A LA CEMENTACIÓN

Dada la importancia de la condición que deben guardar las tuberías de revestimiento y producción, así como la seguridad en las mismas se procede a cementar de acuerdo a las normas de seguridad establecidas, que garanticen la condición óptima que debe guardar la calidad de las mismas. Se procede a bajar una herramienta acústica denominada sónico densidad variable (CBL-VDL), la cual permite identificar la calidad de la cementación de acuerdo a las condiciones que guarda la tubería-formación; a continuación se presenta el registro correspondiente para analizar la cementación a lo largo del pozo. Así mismo se indica la presentación de curvas del registro.

74

BUENA CEMENTACIÓN

Figura 50.- Registro sónico densidad variable para determinar la calidad de la

cementación.

Baja amplitud, indicando buena cementación; trazas con variación constante indicando señal acústica en formación

75

MALA CEMENTACIÓN

Figura 51.- Registro sónico densidad variable indicando mala cementación en

la tubería.

Incremento en la amplitud y tendencia a mantener en forma constante las trazas, indicativo de una mala cementación en espacio anular debido a que la onda acústica no sufre atenuación por viajar en un medio homogéneo como es la tubería

76

CONCLUSIÓNES. El uso de este software es óptimo para el cálculo de la lechada de cemento en los pozos petroleros, ya que mejora la calidad de la adherencia del cemento tubería-formación y un ahorro económico. En tiempos pasados el ingeniero no contaba con datos de la presión de fractura y poro con lo que no se obtenía la calidad necesaria en las cementaciones y por tal era necesario de otras intervenciones. Este programa ayuda a proteger la condición del pozo al determinar la máxima-mínima presión de bombeo; otro dato importante es la centralización de la tubería de revestimiento al determinar el total de centradores y a que distancia se deben encontrar dichos dispositivos. Con la aplicación de este software (opticem) se determina los siguientes datos: calculo de toneladas de cemento, cantidad de barriles de agua y lechada de cemento, presión de circulación y estática, presión esperada en cabeza, temperatura de fondo y tiempo de duración de la operación; con estos datos el ingeniero ajusta los requerimientos del pozo para obtener una cementación exitosa. Después se corrobora la calidad de la cementación con un registro sónico densidad variable.

RECOMENDACIONES. Para un trabajo de cementación es necesario aplicar 3 etapas:

a) Trabajo de gabinete. b) Análisis de laboratorio. c) Supervisión y operación en campo.

El registro CBL – VDL indica la calidad de la cementación tubería-formación; así como no detecta la presencia de microanillos, debiendo usarse diversas metodologías para su análisis, además en ciertos casos es recomendable la aplicación del registro de imagen: USI. Cursos de actualización al personal especializado en esta actividad. Elaboración de procedimientos para el mantenimiento y operación de los equipos-accesorios usados en las operaciones de cementación de pozos.

77

Glosario

Bls= Barriles. Ton: Toneladas de cemento. PSI: Libras / pg2 Tr: Tubería de revestimiento. Bls/min: Barriles por minuto. Min: Minutos. Gr/cc: Gramos/cm3. Md: Metros desarrollados. Lts/mts: Litros/metros. Lts/sk: Litros por sacos M: Metros. EDC: Densidad equivalente de circulación. Sk= sacos de cemento. Lechada de cemento= mezcla de agua y cemento. Presión interna= máxima presión que soporta en el interior de la tubería antes de estallar.

Documents

CONCEPTUALIZACION DE LA CEMENTACIONES T ESIS Pa