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I
II
UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DEL PROCESO DE CEMENTACIÓN DEL POZO
YANAQUINCHA ESTE E- 22”
Tesis de Grado previa la obtención del título de Tecnólogo de Petróleos
AUTOR:
JHON DANILO MONTOYA MORÁN
DIRECTOR:
ING. IRVING SALAZAR
Quito – Ecuador
2010
III
DECLARACIÓN
Del contenido del presente trabajo se responsabiliza el autor
Jhon Danilo Montoya Morán
CI. 0401359104
IV
CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS
V
AGRADECIMIENTO
Ante todo agradezco al todo poderoso que me dio la oportunidad de estar aquí y
Bendecirme con la vida y el empeño para realizar este trabajo.
A mi madre por sacrificarse por mí y nunca dejarme solo teniendo siempre como
su prioridad sus hijos y lograr que yo me supere, al igual que mi padre gracias al
cual nunca me faltó nada.
A mi centro de formación la Universidad Tecnológica Equinoccial la cual fue mí
hogar y en la cual conseguí una infinidad de conocimientos aprendiendo a ser
responsable y respetuoso, con sus docentes que a nadie le quede duda que se recibe
una excelente formación.
VI
DEDICATORIA
A mis queridos y honrosos padres ya que sin ellos esta Tesis no sería posible, a los
que con su apoyo, cariño y comprensión incondicional demostrándome como la
vida es una lucha intensa de la cual no debemos dejarnos vencer si no por el
contrario hacer todo lo posible para salir vencedor.
A mis hermanos que siempre me brindaron toda su buena voluntad y amor.
A todos ellos que nunca me dieron la espalda y me consideraron en sus vidas……..
VII
ÍNDICE GENERAL
DECLARACIÓN ........................................................................................................ III
CARTA DEL DIRECTOR DE TESIS ........................................................................ IV
AGRADECIMIENTO .................................................................................................. V
DEDICATORIA .......................................................................................................... VI
ÍNDICE GENERAL .................................................................................................. VII
ÍNDICE DE CONTENIDO ...................................................................................... VIII
ÍNDICE DE GRÁFICAS ....................................................................................... XVII
ÍNDICE DE FIGURAS ......................................................................................... XVIII
ÍNDICE DE TABLAS .............................................................................................. XIX
RESUMEN ................................................................................................................ XX
SUMMARY ............................................................................................................. XXI
VIII
ÍNDICE DE CONTENIDO
CAPÍTULO I. .................................................................................................................... 1
1 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 1
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA .............................................................. 5
1.2 FORMULACIÓN .................................................................................................. 5
1.3 SISTEMATIZACIÓN ............................................................................................ 5
1.4 OBJETIVO GENERAL ......................................................................................... 6
1.5 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................. 6
1.6 JUSTIFICACIÓN .................................................................................................. 6
1.7 HIPÓTESIS GENERAL ........................................................................................ 7
1.8 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS .................................................................................. 7
1.9 VARIABLES ......................................................................................................... 7
1.9.1 VARIABLE DEPENDIENTE ............................................................................ 7
1.9.2 VARIABLE INDEPENDIENTE ....................................................................... 7
1.9.3 VARIABLE INTERVINIENTE ........................................................................ 7
1.10 MÉTODOS ............................................................................................................ 8
1.11 TÉCNICAS ............................................................................................................ 8
IX
CAPÍTULO II. ................................................................................................................. 9
2 INTRODUCCIÓN ..................................................................................................... 9
2.1 CEMENTACIÓN ................................................................................................. 10
2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS CEMENTACIONES .............................................. 10
2.2.1 CEMENTACIÓN PRIMARIA ........................................................................ 10
2.2.1.1 Objetivos de las cementaciones primarías ........................................................ 10
2.2.2 CEMENTACIÓN SECUNDARIA (FORZADA) ............................................ 11
2.2.2.1 Objetivos de las cementaciones secundarias .................................................... 12
2.3 TAPONES DE CEMENTO ................................................................................. 12
2.3.1 Objetivos de los tapones de cemento ................................................................ 12
2.4 CEMENTO PORTLAND DEFINICIÓN ............................................................ 13
2.5 COMPUESTOS DEL CEMENTO ...................................................................... 14
2.6 CLASIFICACIÓN DE LOS CEMENTOS .......................................................... 15
2.7 ADITIVOS DE LOS CEMENTOS ..................................................................... 16
2.8 LECHADAS DE CEMENTO Y ADITIVOS ...................................................... 17
2.8.1 Dispersantes del cemento ................................................................................. 18
2.8.2 Reductores de densidad .................................................................................... 19
2.8.2.1 Bentonita ........................................................................................................... 20
2.8.2.2 Puzolana ........................................................................................................... 20
2.8.2.3 Metasilicato de sodio anhidro ........................................................................... 21
X
2.8.2.4 Densificantes .................................................................................................... 21
2.8.2.5 Barita ................................................................................................................ 21
2.8.2.6 Limadura de fierro ............................................................................................ 21
2.8.3 Aditivos especiales ........................................................................................... 22
2.8.3.1 Antiespumantes ................................................................................................ 22
2.9 CEMENTACIÓN PRIMARIA OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN DEL
POZO 23
2.9.1 CEMENTACIÓN DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .................. 24
2.9.2 Cementación de tuberías de revestimiento superficiales .................................. 25
2.9.3 Cementación de tuberías de revestimiento intermedias ................................... 27
2.9.4 Cementación de tuberías de revestimiento de explotación ............................... 28
2.10 Procedimientos de diseño de gabinete ................................................................. 30
2.10.1 Obtención de datos ........................................................................................... 30
2.10.2 Obtención del diámetro promedio del agujero ................................................. 32
2.11 Cálculo del Volumen de Lechada Necesario Para la Operación de Cementación
Primaria ........................................................................................................................... 33
2.11.1 Diseño de la Lechada de Cemento (Norma API Spec 10) ............................... 35
2.12 Diseño de Cemento, Agua y Aditivos .................................................................. 37
2.13 Diseño del Tiempo de Mezclado .......................................................................... 38
2.14 BACHES LAVADOR Y ESPACIADOR ........................................................... 38
XI
2.14.1 Régimen de flujo .............................................................................................. 39
2.15 Cementación de Pozos Direccionales .................................................................. 39
2.15.1 Clasificación de pozos horizontales ................................................................. 40
2.15.1.1 Radio largo .................................................................................................... 40
2.15.1.2 Radio medio .................................................................................................. 41
2.15.1.3 Radio corto .................................................................................................... 41
2.15.1.4 Radio ultracorto ............................................................................................ 41
2.15.2 Procedimientos de Terminación ....................................................................... 42
2.16 Consideraciones en la Cementación de Pozos Horizontales ................................ 44
2.17 Pozos de Alcance Extendido ................................................................................ 45
2.18 Remoción de Lodo ............................................................................................... 46
2.18.1 Propiedades del Lodo ....................................................................................... 46
2.18.2 Circulación del Lodo ........................................................................................ 48
2.19 Movimiento de la Tubería .................................................................................... 49
2.20 Centralización ...................................................................................................... 50
2.21 Efecto de Cuña ..................................................................................................... 51
2.21.1 Fluidos Espaciadores y Lavadores ................................................................... 52
2.21.2 Propiedades de la Lechada de Cemento ........................................................... 52
2.21.3 Estabilidad de la Lechada ................................................................................. 53
2.21.4 Pérdida de Fluido .............................................................................................. 54
XII
2.21.5 Resumen ........................................................................................................... 54
2.22 Tapones de Cemento ............................................................................................ 55
2.22.1 Objetivos ........................................................................................................... 55
2.22.2 Técnicas de Colocación .................................................................................... 58
2.22.2.1 Tapón Balanceado ......................................................................................... 58
2.22.3 Estabilidad en la interface ................................................................................ 59
2.22.4 Mejoras en la colocación .................................................................................. 60
2.22.5 Diseño de los Factores para éxito del tapón ..................................................... 61
2.22.6 Profundidad y longitud del tapón ..................................................................... 61
2.22.7 Desplazamiento y colocación ........................................................................... 63
2.23 Accesorios para la Cementación .......................................................................... 64
2.23.1 Zapata flotadora ............................................................................................... 64
2.23.2 Cople flotador ................................................................................................... 65
2.23.3 Cople de retención ............................................................................................ 65
2.23.4 Centralizadores ................................................................................................. 65
2.23.5 Cabeza de cementación .................................................................................... 65
2.23.6 Tapón limpiador ............................................................................................. 66
2.23.7 Tapón sólido ..................................................................................................... 66
2.23.8 Equipo de flotación ........................................................................................... 67
2.23.9 Equipo de llenado automático .......................................................................... 69
XIII
2.23.10 Equipo de llenado diferencial ....................................................................... 69
2.23.11 Equipo de Cementación denominado Inner String o Sarta Interior .............. 70
2.24 Cementaciones por etapas .................................................................................... 71
2.24.1 ACCESORIOS PARA TUBERÍAS CORTAS (LINER) ................................. 73
2.25 UNIDADES CEMENTADORAS (DESCRIPCIÓN) .......................................... 78
2.25.1 Bombas de Alta Presión ................................................................................... 80
2.25.2 Pre-Mezclado .................................................................................................... 81
2.25.3 Ensayos de Laboratorio .................................................................................... 82
2.25.4 Densidad y Rendimiento de la Mezcla ............................................................. 83
2.25.5 Tiempo de Espesamiento .................................................................................. 83
2.25.6 Agua Libre ........................................................................................................ 84
2.26 Resistencia a la Compresión ................................................................................ 85
2.27 Equipos e Instrumentos de Ensayo ...................................................................... 86
2.28 Registros para Evaluar la Calidad del Cemento ................................................... 88
2.29 Registro de Adherencia del Cemento CBL .......................................................... 88
2.30 Registro de la Densidad Variable de Onda VDL ................................................. 89
2.31 Evaluación de la Calidad del Cemento ................................................................ 91
2.32 Registro de Adherencia de Cemento Compensado CBT ..................................... 93
XIV
CAPÍTULO III. ............................................................................................................... 94
3 DATOS GENERALES DEL POZO YANAQINCHA ESTE E-22 ........................ 94
3.1 Resumen del Pozo Yanaquincha Este E-22 ......................................................... 95
3.1.1 Resumen Cementación Revestidor 13-3/8” ...................................................... 96
3.1.2 Resumen Cementación Revestidor de 9-5/8” ................................................... 97
3.1.3 Resumen Cementación Liner de 7” .................................................................. 98
3.2 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 Casing 13 3/8” ......................... 100
3.2.1 Características Agujero .................................................................................. 101
3.2.2 Lodo de perforación ....................................................................................... 102
3.2.3 Fluidos bombeados ......................................................................................... 102
3.2.4 Lechadas ......................................................................................................... 103
3.2.5 Desplazamiento .............................................................................................. 103
3.2.6 Descripción ..................................................................................................... 104
3.3 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 casing 9 5/8” ............................ 106
3.3.1 Lodo de perforación ....................................................................................... 107
3.3.2 Fluidos bombeados ......................................................................................... 108
3.3.3 Lechadas ......................................................................................................... 109
3.3.4 Tiempo de bombeabilidad .............................................................................. 109
3.3.5 Descripción ..................................................................................................... 110
3.4 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 Liner de Producción 7” ............ 112
XV
3.4.1 Lodo de perforación ....................................................................................... 114
3.4.2 Desplazamiento .............................................................................................. 114
3.4.3 Fluidos bombeados ......................................................................................... 114
3.4.4 Lechadas ......................................................................................................... 115
3.4.5 Tiempo bombeable ......................................................................................... 116
3.4.6 Descripción ..................................................................................................... 117
3.5 Resultados de la Cementación ........................................................................... 120
3.6 Resumen de Información de Fluidos de Perforación Relacionada con el Proceso
de Cementación Sección Superficial ............................................................................. 123
3.7 Sección Intermedia ............................................................................................. 124
3.8 Sección de Producción ....................................................................................... 126
3.9 Registros ............................................................................................................. 128
CAPÍTULO IV. ............................................................................................................. 130
4 ANÁLISIS ECONÓMICO EN RELACIÓN AL PROCESO DE CEMENTACIÓN
POZO YANAQUINCHA ESTE E-22 .......................................................................... 130
4.1 COSTO ESTIMADO Y COSTO REAL SERVICIOS CEMENTACIÓN ........ 130
4.2 COSTO ESTIMADO Y COSTO REAL SERVICIOS HALLIBURTON ........ 130
4.3 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS
CEMENTACIÓN .......................................................................................................... 132
XVI
4.4 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS
HALLIBURTON .......................................................................................................... 132
4.5 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS TOTALES
133
4.6 ANÁLISIS DE TIEMPO EN RELACIÓN AL PROCESO DE CEMENTACIÓN
POZO YANAQUINCHA ESTE E-22 .......................................................................... 134
CAPÍTULO V. .............................................................................................................. 137
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................................... 137
5.1 CONCLUSIONES ............................................................................................. 137
5.2 RECOMENDACIONES .................................................................................... 138
GLOSARIO DE TÉRMINOS .................................................................................... 146
BIBLIOGRAFÍA ......................................................................................................... 152
XVII
ÍNDICE DE GRÁFICAS
Gráfica Nº1: Tapón de Cemento ..................................................................................... 57
Grafica N°2: Herramienta CBL ...................................................................................... 89
Grafica N°3: Principio de Medición del VDL ................................................................ 90
Grafica N°4: Tipos de ondad de la Herramienta VDL .................................................... 90
Grafica N°5: Ejemplo de Interpretación CBL y VDL .................................................... 91
Grafica N°6: Registro CBL-VDL ................................................................................... 92
Grafica N°7: Registro CBT Compensado ....................................................................... 93
Gráfica N°8: Esquema del Pozo Casing Superficial 13 3/8” ........................................ 101
Gráfica N°9: Cementación Casing Superficial 13 3/8” Pozo Yanaquincha Este E-22 . 104
Gráfica #10 Presión Real y de Diseño Cementación Casing Superficial 13 3/8” ......... 105
Gráfica N°11: Esquema del pozo Casing 9 5/8” ........................................................... 107
Grafica N°12: Cementación Casing Superficial 9 5/8” ................................................ 110
Grafica N°13: Presión Real y de Diseño Cementacion Casing 9 5/8” .......................... 112
Gráfica N°14: Esquema del Pozo Liner de Producción ................................................ 113
Gráfica N°15: Cementación Liner de Producción ........................................................ 116
Gáafica N°16: Presión Simulada Durante el Desplazamiento Liner de Producción .... 120
Gráfica #17 Costo Estimado - Costo Real Cementación .............................................. 132
Gráfica #18 Costo Estimado - Costo Real Servicios .................................................... 132
Gráfica #19 Costo Estimado - Costo Real Servicios Totales ........................................ 133
XVIII
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura Nº1: Cementación .................................................................................................. 9
Figura Nº2: Cementación Forzada .................................................................................. 11
Figura Nº3: Casing Conductor ........................................................................................ 25
Figura Nº3: Casing Conductor ........................................................................................ 26
Figura Nº5: Procedimiento de Cementación ................................................................... 27
Figura Nº6: Casing Intermedio ....................................................................................... 28
Figura Nº7: Casing de Producción .................................................................................. 28
Figura Nº8: Procedimiento de Cementación del Liner ................................................... 29
Figura Nº9: Diámetros de Tuberías a Cementar ............................................................. 30
Figura Nº10: Centralizadores .......................................................................................... 65
Figura Nº11: Cabeza de Cementación ............................................................................ 66
Figura N°12: Equipo de Flotación .................................................................................. 68
Figura N°13: Equipo Diferencial .................................................................................... 70
Figura N°14: Cementación por Etapas ............................................................................ 72
Figura N°15: Locación Unidades Cementadoras ............................................................ 80
Figura N°16: Prueba API de Liberación de Agua ........................................................... 85
Figura N°18: Equipo para curado y posterior ensayo de resistencia a la compresión .... 87
Figura N°19: Analizador Ultrasónico de Cemento ......................................................... 87
Figura N°20: Resultados de la Cementación ................................................................ 121
Figura N°21: Resultados de la Cementación ................................................................ 122
XIX
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla N°1: Densidad de la Lechada ................................................................................ 83
Tabla N°2: Datos del pozo .............................................................................................. 94
XX
RESUMEN
En esta tesis se analiza el proceso de cementación del pozo direccional tipo “J”
Yanaquincha Este E-22 perforado para recuperar reservas remanentes del reservorio “T”
principal.
El pozo Yanaquincha Este E-22 fue perforado desde la plataforma Yanaquincha Este, es
un pozo de desarrollo para recuperar reservas remanentes del reservorio “T” Principal
de aproximadamente 2.4 MMBP (miles de millones de barriles de petróleo).
Dentro del análisis se cubre todas las etapas de cementación del pozo tales como la
cementación de la tubería de revestimiento (casing) superficial de 13 3/8”, tubería de
revestimiento intermedia y tubería de producción (liner); describiéndolas para poder dar
juicio de la calidad del proceso de cementación del pozo Yanaquincha Este E-22.
Para la buena evaluación del proceso de cementación se cita una gama de bases técnicas
en lo que a teoría de cementación concierne.
Se describirán las herramientas, estudios, ensayos necesarios para un buen proceso de
cementación, lo cual ayudará para realizar el análisis correspondiente.
Se analizará el costo y el tiempo del trabajo de cementación y de los servicios que estén
relacionados.
XXI
SUMMARY
This thesis analyzes the process of cementing the well directional “J” Yanaquincha East
E-22 drilled to recover remaining reserves of primary “T” reservoir.
Well Yanaquincha East E-22 was drilled from the platform Yanaquincha East is a
development well to recover remaining reserves of the reservoir “T” of about 2.4
MMBP (billion barrels of oil).
Within the analysis covers all stages of cementing the well, such as cementing the
casing (casing) surface of 13 3 / 8 ", intermediate casing and production tubing (liner) to
describe them to trial quality of the well cementing process Yanaquincha East E-22.
For the proper evaluation of the cementation process cited a range of technical bases as
far as concerns hardening theory.
Describe the tools, studies, testing for a proper cementation process, which will help to
perform the corresponding analysis.
It will analyze the cost and time of the cement work and services that are related
1
CAPÍTULO I.
1 INTRODUCCIÓN
Casi todo pozo de petróleo, gas, inyector, reinyector, necesita ser cementado: que es el
proceso de colocar una combinación de material cementante con un líquido, dentro del
anular, entre el exterior de la tubería de revestimiento (casing) y la pared del hoyo. La
colocación se hace por medio de bombeo. La vida útil del pozo depende
fundamentalmente de la operación de cementación y de su eficiencia y control.
Cementación primaria¬.- Una cementación primaria comprende la primera cementación
que tiene un pozo terminado de perforar, es decir, es la cementación que adhiere las
tuberías de revestimiento a las paredes del pozo y que comprende las zonas
superficiales, intermedias y de producción del pozo y se pueden clasificar en:
superficiales, intermedias, aislamiento, producción.
Cementación secundaria.- La cementación secundaria se utiliza cuando el proceso de
cementación primaria no resulta exitoso, debido a varios factores como: 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 y se la puede
clasificar en: cementación forzada o squeeze, tapones de cemento, re-cementación.
2
CEMENTO PARA EL ÁREA PETROLERA
Los materiales básicos que intervienen en la fabricación de cementos son los resultados
de la mezcla en proporciones adecuadas de caliza y arcilla, que se componen de silicio,
cal, alumina y oxido de hierro, estas materias primas se muelen, se mezclan y pasan a
través de un horno rotatorio en donde son calcinadas y convertidos en un material
llamado escoria
La escoria es molida hasta volverla en polvo fino a la que se agrega cantidades de yeso
a fin de controlar las propiedades del fraguado del cemento.
El producto final es el cemento Pórtland que contiene compuestos químicos de bióxido
de silito, oxido de calcio, oxido de hierro, oxido de aluminio, oxido de magnesio,
trióxido de azufre.
TIPOS DE CEMENTO
Los cementos utilizados en las actividades de perforación de pozos petroleros se dividen
de acuerdo a la resistencia inicial, cementos Pórtland y cementos retardados.
LECHADA
Es una mezcla de cementos que cuando se endurece (fraguar) ofrece sujeción a la
tubería de revestimiento con las paredes del pozo.
TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
Tubería que se atornilla por partes y se introduce en un hoyo perforado que evita el
desplome de las paredes.
3
DISPOSITIVOS, HERRAMIENTAS Y EQUIPOS DE CEMENTACIÓN
El proceso de cementación incluye los siguientes dispositivos, herramientas y equipos:
Zapatas: Son tapones de un material fácilmente destructible. En la cementación usamos
dos tipos de zapatos: Zapato Guía y el Zapato Flotador.
Zapata 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 la 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.
Zapata Flotadora: 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 pozol al casing.
Collares: son dispositivos que se colocan en el casing a una distancia del zapato que esta
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.
Los Centralizadores: Se elaboran con flejes estampados de acero aleado al boro de alta
resistencia y estructura martensítica revenida. Además, su producción sigue un estricto
control de proceso. Estas características se suman a los ensayos realizados y al
cumplimiento de especificaciones internacionales.
4
Es conveniente que el casing esté centralizado previo a la cementación. Si la tubería se
desplaza respecto del centro del pozo, se producen alteraciones hidráulicas indeseadas
porque el fluido en movimiento circula más fácilmente por la zona de mayor radio
anular. Esto provoca una mala distribución del cemento.
Rascadores: Son elementos de limpieza, su propósito es eliminar restos de material
extraños adheridos a las paredes del pozo, con esta limpieza se pretende conseguir una
buena adherencia del cemento con las paredes de la formación.
Canastas: Son dispositivos que se colocan en el casing en un liner con el propósito de
que actúen como una barrera exterior durantes los trabajos de cementación.
Packers (empacaduras) y Tapones: Estos dispositivos se usan para cementaciones a
presión, como tapones de abandono o en cementaciones de reparación. Los packers
pueden ser recuperables o perforables mientras que los tapones pueden ser ciegos o
retenedores de cemento
Equipos de bombeo, transporte y almacenado: los equipos de bombeo (Skid y camión
bomba) están provistos de dos bombas triples cuya capacidad máxima de bombeo por
bomba es de 8 BPM, están provistos de mangueras de succión de 4 pulgadas y en la
descarga de 2 pulgadas.
5
1.1 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
En un pozo de petróleo perforado se necesita proteger y asegurar la tubería de
revestimiento en el hoyo, aislar zonas de diferentes fluidos, aislar zonas de agua
superficial y evitar la contaminación de las mismas por el fluido de perforación o por
fluidos del pozo, evitar o resolver problemas de pérdida de circulación y pega de
tuberías, reparar pozos por problemas de fluidos, reparar fugas en la tubería de
revestimiento.
1.2 FORMULACIÓN
• PROBLEMA 1: Se necesita aislar las diferentes zonas por detrás de la tubería
de revestimiento para evitar el movimiento de fluidos entre las formaciones
permeables.
• PROBLEMA 2: Se necesita sujetar la tubería de revestimiento a la formación.
• PROBLEMA 3: Se necesita proteger las zonas productoras de petróleo.
1.3 SISTEMATIZACIÓN
Se analizarán los diferentes síntomas, causas y pronóstico relacionados al problema
6
1.4 OBJETIVO GENERAL
• Realizar el análisis del proceso de cementación del pozo YANAQUINCHA
ESTE E- 22.
1.5 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Estudiar la eficiencia del aislamiento anular y por lo tanto de los fluidos de la
formación.
• Analizar que la cementación primaria sea eficiente y de calidad.
• Analizar una cementación secundaria, si el caso lo amerita.
1.6 JUSTIFICACIÓN
Con la cementación se adhiere la tubería de revestimiento a las paredes del pozo y al
mismo tiempo evita problemas tales como: la contaminación de las arenas acuíferas que
contienen agua dulce, la contaminación con aguas saladas y corrosivas, pérdida de
circulación, el flujo entre zonas mientras se realiza una acción de inyección o
producción de la zona.
Al mismo tiempo la cementación nos ofrece un soporte a la cabeza del pozo y sella
secciones con problemas en el mismo. Con la cementación nos permite cementar las
zonas productoras existentes en el pozo inclusive si estas están muy separadas unas de
otras.
Cuando un proceso de cementación primaria no es del todo exitoso se recurre al proceso
de cementación secundaria.
7
1.7 HIPÓTESIS GENERAL
Realizando el proceso de cementación la tubería de producción quedará adherida al
pozo como las zonas productoras quedarán aisladas evitando el flujo entra zonas.
1.8 HIPÓTESIS ESPECÍFICAS
• El diseño correcto de la lechada de cemento evitará problemas en el bombeo de
la misma.
• La selección adecuada de las herramientas garantiza una cementación
satisfactoria.
• La selección correcta del tipo de cemento de acuerdo a las normas establecidas,
a sus características y a las del pozo conlleva a una cementación exitosa.
1.9 VARIABLES
1.9.1 VARIABLE DEPENDIENTE
Profundidad del pozo para cementaciones: superficiales, intermedias, aislamiento,
producción.
1.9.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
La perforación de un pozo petrolero.
1.9.3 VARIABLE INTERVINIENTE
Diseño de la lechada.
8
1.10 MÉTODOS
• Método Descriptivo: Se analizarán los procesos de cementación primaria y de
cementación secundaria.
• Método inductivo: Con el proceso de cementación se cubrirán las necesidades de
aislar las zonas de interés y la fijación de la tubería de revestimiento.
1.11 TÉCNICAS
• REVISIÓN DE LA LITERATURA Se acudió al apoyo que está disponible
dentro de la literatura petrolera que actualmente se encuentra en libros,
manuales, revistas.
• BASE DE DATOS DE LA UNIVERSIDAD Accediendo a la literatura que
posea la universidad y que abarque al tema.
• INTERNET La técnica de investigación mediante el Internet ofrece una
infinidad de ventajas y facilidades de accesibilidad a información rápida y veraz.
9
CAPÍTULO II.
2 INTRODUCCIÓN
La cementación de pozos petroleros es el proceso mediante el cual se bombea una
lechada de cemento al fondo del pozo a través de la tubería de revestimiento, con el
propósito de obtener una buena adherencia entre las fases formación-cemento-tubería y
asegurar el sello efectivo que aisle las capas geológicas y soporte la tubería.
La determinación inadecuada de estos sistemas y de las condiciones de desplazamiento
para su colocación (ubicación), resulta en cementaciones con poca o mala adherencia, lo
que se refleja en pérdidas económicas para la Empresa, se requieren trabajos adicionales
para conseguir la adherencia.
Figura Nº1: Cementación
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
10
2.1 CEMENTACIÓN
Son las operaciones con cemento que se efectúan con el fin de proteger las zonas
productoras de petróleo, adherir la tubería de revestimiento a la formación, separar las
distintas zonas por detrás de la tubería de revestimiento para evitar el movimiento de
fluidos entre las formaciones permeables.
2.2 CLASIFICACIÓN DE LAS CEMENTACIONES
Las cementaciones se clasifican en:
• Cementación primaria
• Cementación secundaria (forzada)
• Tapones de cemento
2.2.1 CEMENTACIÓN PRIMARIA
La cementación primaria es el proceso que consiste en colocar cemento en el espacio
anular, entre la tubería de revestimiento y la formación expuesta del agujero,
asegurando un sello completo y permanente.
2.2.1.1 Objetivos de las cementaciones primarías
1. Proporcionar aislamiento entre las zonas del pozo que contienen gas, aceite y
agua.
2. Soportar el peso de la propia tubería de revestimiento.
3. Reducir el proceso corrosivo de la tubería de revestimiento con los fluidos del
pozo y con los fluidos inyectados de estimulación.
4. Evitar derrumbes de la pared de formaciones no consolidadas.
11
El reto principal es obtener sellos hidráulicos efectivos en las zonas que manejan fluidos
a presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento del lodo de
perforación del tramo de espacio anular que se va a cementar consiguiendo así una
buena adherencia sobre las caras de la formación y de la tubería de revestimiento, sin
canalizaciones en la capa de cemento y con un llenado completo.
Se ha vuelto práctica común que para cumplir con el segundo y tercer objetivos, el
cemento debe desarrollar un esfuerzo compresivo mínimo de 500 psi (35 kg/cm2)
dentro de las primeras 8 horas. Este valor es producto de la práctica.
2.2.2 CEMENTACIÓN SECUNDARIA (FORZADA)
Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras
en la tubería de revestimiento al espacio anular. Ésta es una medida correctiva a una
cementación primaria defectuosa.
Figura Nº2: Cementación Forzada
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
12
2.2.2.1 Objetivos de las cementaciones secundarias
1. Mejorar el sello hidráulico entre dos zonas que manejan fluidos.
2. Corregir la cementación primaria en la boca de una tubería corta, o en la zapata
de una tubería cementada, que manifieste ausencia de cemento en la prueba de
goteo. Esta prueba consiste en la aplicación al agujero descubierto,
inmediatamente después de perforar la zapata, de una presión hidráulica
equivalente a la carga hidrostática, que ejercerá el fluido de control con el que se
perforará la siguiente etapa. Esto se realiza durante 15 a 30 minutos, sin
abatimiento de la presión aplicada.
3. Eliminar la intrusión de agua al intervalo productor.
4. Reducir la relación gas-aceite.
5. Sellar un intervalo explotado.
6. Sellar parcialmente un intervalo que se seleccionó incorrectamente.
7. Corregir una canalización en la cementación primaria.
8. Corregir una anomalía en la tubería de revestimiento.
2.3 TAPONES DE CEMENTO
Los tapones comprenden un cierto volumen de lechada de cemento, colocado en el
agujero o en el interior de la tubería de revestimiento.
2.3.1 Objetivos de los tapones de cemento
Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la perforación
direccional.
Taponar una zona del pozo o taponar el pozo.
13
Resolver un problema de pérdida de circulación en la etapa de perforación.
Proporcionar un amarre en la prueba del pozo.
2.4 CEMENTO PORTLAND DEFINICIÓN
El cemento es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto contenido de
carbonato de calcio), sílice, fierro y arcilla, molidos y calcinados, que al entrar en
contacto con el agua forma un cuerpo sólido. Esta mezcla de ingredientes se muele, se
calcina en hornos horizontales con corriente de aire y se convierte en clinker, el cual
contiene todos los componentes del cemento, excepto el sulfato de calcio, que se le
agrega como ingrediente final.
Los componentes que forman el cemento son óxidos superiores de oxidación lenta. Esto
significa que terminan su grado de oxidación al estar en contacto con el aire al enfriarse.
De todos los cementos, el Portland es el más importante en cuanto a términos de
calidad. Es el material idóneo para las operaciones de cementación de pozos.
Algunos cementos Portland son de fabricación especial, debido a que las condiciones de
los pozos difieren significativamente entre sí al variar su profundidad. En la solución de
algunos problemas específicos de pozos se utilizan cementos de menor uso.
El cemento Portland es, además, el ejemplo típico de un cemento hidráulico: fragua y
desarrolla resistencias a la compresión como resultado de la hidratación, la cual
involucra reacciones químicas entre el agua y los componentes presentes en el cemento.
14
El fraguado y endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de cemento y agua se
deja estática al aire, también se presenta si la mezcla se coloca en agua. El desarrollo de
resistencia es predecible, uniforme y relativamente rápido.
El cemento fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de tal forma que
expuesto a ésta no se destruyen sus propiedades.
Tales atributos son esenciales para que un cemento obtenga y mantenga el aislamiento
entre las zonas del subsuelo.
2.5 COMPUESTOS DEL CEMENTO
Silicato tricálcico.
Es el componente más abundante en la mayoría de los cementos y, además, el factor
principal para producir la consistencia temprana o inmediata.
Generalmente, los cementos de alta consistencia inmediata contienen en mayor
concentración este compuesto; más que el Portland común y los retardados.
Silicato dicálcico.
Compuesto de hidratación lenta que proporciona la ganancia gradual de resistencia.
Aluminato tricálcico.
Tiene influencia en el tiempo de espesamiento de la lechada. Es responsable de la
susceptibilidad al ataque químico de los sulfates sobre los cementos.
Aluminio ferrito tetracálcico.
Este compuesto es de bajo calor de hidratación y no influye en el fraguado inicial.
15
2.6 CLASIFICACIÓN DE LOS CEMENTOS
Las Normas API se refieren a clases de cemento; las Normas ASTM a tipo de cemento.
• Cemento clase A o tipo I
Está diseñado para emplearse a 6000 ft de profundidad como máximo, con
temperatura de 77°C, y donde no se requieran propiedades especiales.
• Cemento clase B o tipo II
Diseñado para emplearse hasta a 6000 ft de profundidad, con temperatura de
hasta 77°C, y en donde se requiere moderada resistencia a los sulfatos.
• Cemento clase C o tipo III
Está diseñado para emplearse hasta 6000 ft de profundidad como máximo, con
temperatura de 77°C, donde se requiere alta resistencia a la compresión
temprana; se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos
• Cemento clase D
Este cemento se emplea de 6000 hasta 10000 ft de profundidad con temperatura
de hasta 110°C y presión moderada. Se fabrica en moderada y alta resistencia a
los sulfatos.
• Cemento clase E
Este cemento se usa de 6000 hasta 14000 ft de profundidad con temperatura de
143°C y alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia a los sulfatos.
16
• Cemento clase F
Este cemento se usa de 1000 hasta 16000 ft de profundidad con temperatura de
160°C, en donde exista alta presión. Se fabrica en moderada y alta resistencia a
los sulfatos.
• Cementos clase G Y H
Comúnmente conocidos como cementos petroleros, son básicos para emplearse
desde la superficie hasta 7400 ft tal como se fabrican. Pueden modificarse con
aceleradores y retardadores para usarlos en un amplio rango de condiciones de
presión y temperatura.
En cuanto a su composición química son similares al cemento API Clase B.
Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto físicas como quí-
micas, por ello son productos más uniformes.
• Cemento clase J
Se quedó en fase de experimentación y fue diseñado para usarse a temperatura
estática de 351°F (177°C) de 12000 a 16000 ft de profundidad, sin necesidad del
empleo de harina sílica, que evite la regresión de la resistencia a la compresión.
2.7 ADITIVOS DE LOS CEMENTOS
Aceleradores: Son productos químicos que reducen el tiempo de fraguado de los
sistemas de cemento. Incrementan la velocidad de desarrollo de resistencia compresiva.
Retardadores: Son productos químicos que prolongan el tiempo de fraguado de los
sistemas da cemento.
17
Extendedores: Son materiales que bajan la densidad de los sistemas de cemento y/o
reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen del producto fraguado.
Densificantes: Son materiales que incrementan la densidad de los sistemas del cemento.
Dispersantes: Son productos químicos que reducen la viscosidad de las lechadas de
cemento.
Consoladores de filtrado: Son materiales que controlan la pérdida de la fase acuosa de
los sistemas de cemento, frente a zonas permeables
Controlador de pérdida de circulación: Son materiales que controlan la pérdida de
cemento hacia zonas débiles de la formación o fracturas.
Aditivos especiales: Es la miscelánea de aditivos complementarios para la
cementación, tales como antiespumantes, controladores de la regresión de la resistencia
compresiva, etc.
2.8 LECHADAS DE CEMENTO Y ADITIVOS
Las lechadas de cemento son suspensiones altamente concentradas de partículas sólidas
en agua.
El contenido de sólidos de una lechada de cemento puede llegar hasta un 70%.
La reología de la lechada de cemento está relacionada con la del líquido de soporte, la
fracción volumétrica de los sólidos (volumen de partículas / volumen total) y la
interacción entre las partículas.
18
En una lechada de cemento, el fluido intersticial es una solución acuosa de varias clases
de iones y aditivos orgánicos. Por lo tanto, la reología de la lechada difiere de la
reología del agua.
Los dispersantes del cemento ajustan las cargas superficiales de las partículas para
obtener las propiedades Teológicas deseadas de la lechada.
Viscoplasticidad de las lechadas de cemento y mecanismo de dispersión:
Cuando se mezcla cemento en polvo y agua se forma una estructura de gel en toda la
lechada, que impide flujos con esfuerzo cortante menor al esfuerzo de corte dado por el
valor de cedencia. Si los esfuerzos de corte son menores al valor de cedencia, la lechada
se comporta como un sólido y no fluye.
Sobre el valor de cedencia, la lechada se comporta como un líquido con viscosidad bien
definida.
Cuando el valor de cedencia es sobrepasado, la lechada se rompe en partes y agregados
de partículas que se mueven entre unas y otras.
2.8.1 Dispersantes del cemento
El sulfonato de polinaftalina (PNS o NSFC) es un producto condensado del sulfonato
b-naftalina y formaldehido.
Para una dispersión de lechada de agua dulce, normalmente se requiere de 0.5 al 1.5%
por peso de cemento activo.
19
Para lechadas que contienen NaCI se requieren concentraciones tan altas como el 4%
por peso de cemento.
El PNS es el dispersante más utilizado en la cementación de pozos y actúa como
retardador, y no puede usarse en bajas temperaturas.
Con los dispersantes el tamaño de las partículas agregadas baja inmediatamente.
2.8.2 Reductores de densidad
Los reductores de densidad incrementan el rendimiento y reducen la densidad de la
lechada. Tienen la habilidad de manejar grandes volúmenes de agua. Esta característica
se aprovecha cuando se desean cubrir columnas largas con cemento, sin llegar a rebasar
la presión de fracturamiento, pues al usar grandes volúmenes de agua, se reduce la
densidad de la lechada; además, son mezclas más económicas.
Estos productos reducen la resistencia a la compresión inmediata, por lo mismo, debe
tenerse mucho cuidado al emplearlos en operaciones prácticas de campo para no
dosificarlos en concentraciones que den valores de resistencia a la compresión inferiores
a los 35 kg/cm2
, mínimo estimado para cementos con aditivos en 24 horas para soportar
la tubería de revestimiento.
20
Los agentes que se usan comúnmente son:
2.8.2.1 Bentonita
Requiere el 530% de agua de su propio peso; es decir, 5.3 litros de agua por Kg de
bentonita; se puede dosificar hasta un 4% por peso de cemento (ppc) sin que perjudique
al producto fraguado, dado que en concentraciones mayores el cemento hidratado
presenta en corto tiempo una regresión de su resistencia a la compresión por la bentonita
presente.
2.8.2.2 Puzolana
Son cenizas volcánicas que por sí solas no tienen características cementantes, pero que
mezcladas con el cemento, reaccionan con la cal libre de éste y las adquieren.
El cemento fraguado que contiene puzolana contrae algunas características que son
benéficas, como:
Plasticidad, pues soporta vibraciones y golpes de tubería al seguir perforando.
Evita resquebrajamiento del anillo de cemento al efectuar los disparos en las zonas de
interés.
Alta resistencia a la compresión secundaria
Con esto, se demuestra la no-regresión de la resistencia mencionada, por efecto de
temperatura moderadamente alta.
21
2.8.2.3 Metasilicato de sodio anhidro
Este expandidor es muy eficiente y económico. Es compatible con el mayor número de
aditivos químicos; maneja un porcentaje variable de agua en función del porcentaje que
se utilice. Se dosifica del 1 al 3% por peso de cemento.
Existen otros agentes reductores de densidad, tales como el spherelite o el kolite.
2.8.2.4 Densificantes
Son materiales químicos inertes, de alto peso específico y que manejan poco agua. Los
densificantes comúnmente empleados son:
2.8.2.5 Barita
Tiene un peso específico de 4.23 gr/cm³ y requiere 22% de agua de su propio peso. No
tiene influencia en el tiempo de bombeo, pero es recomendable correr pruebas de
tiempo de espesamiento en cada caso. Se dosifica del 20 al 40% por peso de cemento,
donde se desea usar una lechada de alta densidad.
2.8.2.6 Limadura de fierro
Este producto tiene un peso específico de 5.02 gr/cm³ y requiere el 3% de agua de su
propio peso. Se emplea hasta el 50% por peso de cemento, dependiendo del peso que se
desea obtener de lechada.
Otro procedimiento que se emplea para aumentar la densidad de lechada es reducir el
agua de mezcla, adicionando un agente reductor de fricción para disminuir el efecto de
incremento de viscosidad.
22
2.8.3 Aditivos especiales
2.8.3.1 Antiespumantes
Agentes expandidores del cemento fraguado
Debido a la velocidad con que se maneja el cemento en el campo cuando se está
haciendo la lechada (aproximadamente 1 tonelada por minuto), el cemento tiende a
mantener gran cantidad de aire. Esto propicia que el control de densidad de la misma
sea erróneo; asimismo, algunos de los productos químicos ayudan a mantener el aire
dentro de la mezcla y dificultan el trabajo de las bombas de alta presión con que se
maneja ésta para ser bombeada al pozo.
El problema se minimiza mediante el uso de los agentes antiespumantes, los que
eliminan la mayor parte de burbujas de aire. Generalmente, son sales orgánicas acidas
de solubilidad media y se dosifican del 0.2 al 0.3% por peso de cemento.
Los antiespumantes son aditivos que dilatan el producto hidratado, sin que esto sea
originado por efecto de temperatura.
Los expandidores empleados comúnmente son:
Cloruro de sodio. Su máxima dilatación se obtiene al 18% por peso de agua y a
concentraciones mayores se obtiene ligera contracción del cemento fraguado.
Cloruro de potasio. Este producto, además de ser un eficiente estabilizador de arcillas, al
5% por peso de agua de mezcla exhibe la misma dilatación que el 18% de cloruro de
sodio en el cemento.
23
2.9 CEMENTACIÓN PRIMARIA OBTENCIÓN DE LA INFORMACIÓN
DEL POZO
Para lograr un buen desarrollo operativo en cada una de las etapas de la cementación
primaria se deben conocer conceptos técnicos básicos del tema. Así, es necesario
adentrarse en tópicos como:
• Especificaciones de tuberías de revestimiento (TR) que se utilizan en el área de
trabajo
• Diseño de TR por cargas máximas
• Accesorios y equipos de flotación para tuberías superficiales, intermedias,
explotación y complementos
• Apriete computarizado
• Anclaje de las tuberías
• Lechadas de cemento para las diferentes cementaciones
• Empacadores recuperables y permanentes
• Manejo de H2S y CO2 en las cementaciones
• Uso de empacadores en tuberías de explotación.
La información del pozo se consigue de su expediente y es la base para diseñar la sarta
de la tubería de revestimiento por cementar. Con la información del diseño, el ingeniero
de campo verifica en el pozo que los materiales recibidos correspondan al diseño. Aquí
se deben tomar en cuenta los siguientes aspectos:
Revisar especificaciones de los accesorios (tipo, marca, grado, peso y diámetro)
24
Verificar circulaciones y reología del fluido de control
Revisar probables resistencias con la broca.
Verificar que el volumen de lodo sea suficiente para la operación de cementación,
tomando en cuenta probables pérdidas
Realizar entrevista con el ingeniero de proyecto, para verificar las condiciones del pozo
Tiempo de circulación, presión y gasto
Diámetro de combinaciones que se van a utilizar
Densidad del lodo de entrada y salida (reología)
Peso de la polea viajera durante la introducción de la TR para verificar su peso
Condiciones de las bombas de lodo (dimensiones, camisa, pistón y eficiencia)
Debe asegurarse que las líneas superficiales queden limpias de sólidos para el buen
suministro de agua y lodo.
2.9.1 CEMENTACIÓN DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
Es importante contar con un manual de procedimientos operativos que facilite y sirva de
guía a los obreros de nuevo ingreso; asimismo normar operaciones para que en lo
sucesivo se realicen como se indica y tratar de evitar problemas durante la operación en
los pozos.
El objetivo principal es presentar la secuencia operativa que se ha de seguir en las
cementaciones de las tuberías para mejorar la eficiencia en la operación de campo,
25
disminuir los problemas que se presentan, el cuidado en el entorno ecológico y el ahorro
de nuestros recursos económicos.
Figura Nº3: Casing Conductor
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
2.9.2 Cementación de tuberías de revestimiento superficiales
La función principal de la cementación de estas tuberías es aislar formaciones no
consolidadas y evitar la contaminación de mantos acuíferos que se encuentren a
profundidades someras; mantener el agujero íntegro y evitar la probable migración de
aceite, agua y gas de alguna arena productora superficial, además de permitir la
continuación de la etapa de perforación. Es importante señalar que se incluye en las
tuberías de revestimiento superficiales a la tubería conductora. Su función principal es
la de permitir la circulación y evitar derrumbes de arenas poco consolidadas, además de
ser el primer medio de circulación de lodo a la superficie.
26
Esta tubería de revestimiento puede cementarse según lo permita el terreno. Los rangos
de estas TR superficiales van de 9 5/8" a 30". El filtrado promedio es de 150-200
cm³/30 min.
En esta etapa se instalan los preventores para el control del pozo. Uno de los problemas
que frecuentemente se encuentra en esta etapa es el bajo gradiente de fractura. Para esto
hay que tener un buen diseño de lechada y evitar en la cementación una pérdida de
circulación; así también hay que evitar el colapso de la tubería de revestimiento debido
a la carga hidrostática generada por la lechada en el espacio anular.
Figura Nº3: Casing Conductor
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
Las bajas temperaturas de la formación prolongan los tiempos de fraguado del cemento;
además, la irregularidad del agujero por condiciones del tipo de formación dificulta
durante la operación obtener una eficiente remoción del lodo.
27
Figura Nº5: Procedimiento de Cementación
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
2.9.3 Cementación de tuberías de revestimiento intermedias
Esta tubería es necesaria para mantener la integridad del pozo al continuar la
perforación para profundizarlo. Sus rangos de diámetro varían de 6 5/8" a 13 3/8" y su
profundidad de asentamiento varía de 980 a 1500 ft. Normalmente es la sección más
larga de las tuberías en el pozo y van corridas hasta la superficie, por lo cual los
preventores se instalan en estas tuberías para perforar las siguientes etapas. Estas sartas
generalmente se emplean para cubrir zonas débiles que pueden ser fracturadas con
densidades de lodo mayores, que son necesarias al profundizar el pozo y así evitar
pérdidas de circulación. También aislan zonas de presiones anormales y la cementación
se puede realizar con una sola lechada o con dos diseños si el pozo y el gradiente de
fractura lo requieren. Su filtrado es de 100 - 150 cm³/30 min.
28
Figura Nº6: Casing Intermedio
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
2.9.4 Cementación de tuberías de revestimiento de explotación
La sarta de explotación es el propio pozo y la profundidad de asentamiento de esta
tubería es uno de los principales objetivos.
Esta tubería sirve para aislar los yacimientos de hidrocarburos de fluidos indeseables,
pero deben conservar la formación productora aislada. Es, también, el revestimiento
protector de la sarta de producción y otros equipos usados en el pozo.
Figura Nº7: Casing de Producción
29
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
La cementación de esta sarta de tubería es objeto de cuidados minuciosos debido a la
calidad exigida y a los atributos requeridos para considerarse como una operación
exitosa.
Figura Nº8: Procedimiento de Cementación del Liner
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
El aislamiento eficiente de esta tubería nos permite efectuar apropiadamente
tratamientos de estimulación necesarios para mejorar la producción del pozo.
30
Figura Nº9: Diámetros de Tuberías a Cementar
Fuente: Schlumberger
Elaborado por: Jhon Montoya
2.10 Procedimientos de diseño de gabinete
2.10.1 Obtención de datos
Los datos que se deben obtener para efectuar el diseño completo de una cementación
primaria son:
Características del pozo
Tipo de operación
D = Diámetro promedio de agujero, (pg)
H = Profundidad del agujero, (ft)
Te= Temperatura estática de fondo, (°C)
Ángulo de desviación, en grados con respecto a la vertical
31
Punto de desviación, (ft)
Pérdida de circulación
pfc = Densidad de control, (gr/cm³)
p = Densidad equivalente de fractura, (gr/cm³)
Características de la tubería que se va a cementar
D= Diámetro (pg).
Gr=Grado.
W= Peso, (Ib/ft).
Zapata tipo a la profundidad (ft).
Copie tipo a la profundidad (ft).
Centralizadores: cantidad, disposición en las zonas de interés.
Copie de cementación múltiple: a la profundidad (ft).
Colgador TR corta a la profundidad (ft).
DTP = Diámetro de tubería de perforación (pg), peso (Ib/ft).
Tubería anterior D=Diámetro (pg) Gr=Grado W=Peso (Ib/ft) Profundidad (ft)
Características del fluido de perforación
Base del fluido
32
p = Densidad (gr/cm³)
Viscosidad (cp)
Punto de cedencia (Ib/100 ft²)
Información adicional
Cima del cemento (ft)
Zonas de interés localizadas (ft)
Determinación de las bombas para efectuar el desplazamiento (las del equipo de
perforación o las del equipo de cementación).
2.10.2 Obtención del diámetro promedio del agujero
El diámetro promedio del agujero se define por medio de un registro de calibración
reciente del pozo que se va a cementar. Se consideran secciones en donde predomine
cierto diámetro o dividiendo en secciones cortas de igual longitud, determinando en
cada sección un diámetro promedio o predominante.
Otro procedimiento es tomar el diámetro de la broca y adicionar un porcentaje de
exceso que variará en función del tipo de formación del 10 al 50%, para rocas
compactas a poco consolidadas, respectivamente.
33
2.11 Cálculo del Volumen de Lechada Necesario Para la Operación de
Cementación Primaria
El volumen de la lechada es una función directa de la geometría del pozo, del diámetro
de la tubería que se va a cementar y de la longitud de espacio anular por cubrir.
Con el diámetro promedio del pozo, determinado de acuerdo con el punto anterior, y el
diámetro externo de la tubería que se va a cementar, se puede calcular la capacidad del
espacio anular por unidad de longitud, por medio de la fórmula:
En el caso de otra tubería cementada con anterioridad en la sección que se cubrirá con
cemento, se debe emplear para el cálculo el diámetro interno de la tubería ya cementada
y el diámetro externo de la tubería por cementar y así calcular el volumen co-
rrespondiente a esta parte.
La ecuación dimensional está en función del sistema de unidades que se esté trabajando.
También se obtienen estos valores empleando una tabla de volúmenes de las compañías
de servicio.
34
Con la capacidad del espacio anular entre tubería de revestimiento y agujero por unidad
de longitud (o cualquiera de las capacidades que a continuación se citan) se aplica la
siguiente fórmula para determinar el volumen en la longitud que se desea cubrir con
cemento:
En los casos en donde se aplique un porcentaje de exceso de lechada para compensar la
falta de uniformidad del diámetro del pozo, el porcentaje se aplica únicamente al
volumen de lechada calculado del espacio anular entre tubería a cementar y el agujero
descubierto.
Además se calcula el volumen de lechada que queda dentro de la tubería de
revestimiento, del copie a la zapata, empleando la siguiente fórmula:
Algunas tuberías superficiales se cementan hasta la superficie; otras superficiales e
intermedias se cementan en parte de la longitud entre tuberías. En estos casos el
volumen de lechada entre tuberías, se debe calcular con el diámetro interior de la tubería
cementada con anterioridad y el diámetro exterior de la tubería por cementar, con la
siguiente fórmula:
35
El volumen de lechada por emplear es la suma de los volúmenes calculados, según el
caso.
2.11.1 Diseño de la Lechada de Cemento (Norma API Spec 10)
Viscosidad: Se adecúa la viscosidad necesaria para asegurar el desplazamiento más
eficiente de lodo que deberá proporcionar buena adherencia en la formación y la TR. El
API recomienda una viscosidad de lechada de 10 a 15 Bc (unidades de consistencia
usadas en pruebas a cemento).
Agua Libre: Es el volumen de agua que se separa de la lechada. Se mide después de
haber agitado la lechada de 20 minutos en el consistómetro atmosférico y haberla
dejado en reposo de 2 hrs.
El máximo valor de agua libre aceptado por el API es de 1.4%. El agua libre se evita
utilizando la cantidad de agua adecuada y mezclando la lechada correctamente.
Tiempo bombeable: Se debe considerar el tiempo en preparar, bombear la lechada,
soltar tapones y desplazar el cemento más un tiempo adicional de una hora como factor
de segundad.
Resistencia a la compresión; Se debe verificar el desarrollo de la resistencia a la
compresión en 8, 12, 24 horas de permanecer en reposo a condiciones de presión y
temperatura de fondo del pozo.
36
Es generalmente aceptado como resistencia mínima para soportar el peso de la TR, 500
psi a las condiciones de 3000 psi y temperatura estática de fondo del pozo.
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.
Control de filtrado: La pérdida de fluido en lechadas para tuberías de revestimiento
superficiales e intermedias deberá tener valores máximos de 200 cm³/ 30 min., para
complementos de 500 cm³/30 min. y para liners de 50 cm³/ 30 min. Utilizando une
presión diferencial de 1000 psi a temperatura de circulación de fondo.
Para evitar canalización de gas, este valor debe ser restringido a un máximo de 20
cm³/min. a temperatura estática de fondo.
Consideraciones Especiales: Para formaciones saladas, se deberá saturar con cloruro de
sodio (20 a 37%).
En caso de que la temperatura exceda los 110 °C (230 °F), se usará harina de sílice.
En las pruebas se debe utilizar la misma agua de mezclado que se utilizará en el campo.
37
2.12 Diseño de Cemento, Agua y Aditivos
La cantidad de cemento idónea para obtener el volumen de lechada necesario, se calcula
sobre la base del rendimiento que se obtiene de cada saco de cemento. Se debe
considerar el diseño por medio de un balance de materiales, como se presenta en el
siguiente ejemplo:
Si la densidad del fluido de perforación es igual a 1.70 gr/cm³ y la temperatura estática
del fondo, es mayor de 100°C, se emplea una densidad de lechada de 1.93 gr/cm³.
En el requerimiento de los materiales, los porcentajes por peso de cemento son:
Agente de control de filtrado 0.6% 558 kg.
Agente fluidizante 0.4%
372kg.
Antiespumante 0.2% 186kg.
Retardador del fraguado 0.4% 372 kg.
Agente de control de migración de gas 1.0% 930 kg
Peso de la mezcla sólida en seco 127.968 ton.
38
2.13 Diseño del Tiempo de Mezclado
Suponiendo que únicamente se emplee una lechada, con dos frentes de 4 m3 cada uno,
lavador y separador, asumiendo una velocidad de mezclado normal de una tonelada por
minuto, se tiene un tiempo de mezclado de 128 minutos, para preparar y bombeara!
pozo las 128toneladas de producto seco, este tiempo de mezclado tan prolongado,
denota la necesidad de utilizar dos unidades de cementar con lo que el tiempo de
mezclado se reduce aproximadamente a una hora o mezclar con centrífuga y destinar las
dos bombas de desplazamiento positivo a mandar lechada al pozo tendiendo doble línea
de 2 pg. de la unidad de cementar al pozo, o una sola línea de 3 pg, con esto también se
reduce el tiempo de mezclado aproximadamente a 90 minutos por mezclar
aproximadamente 2 ton/min., la línea de alta presión de 2 pg de diámetro, es capaz de
manejar aproximadamente hasta 7 bl/min.
2.14 BACHES LAVADOR Y ESPACIADOR
Se programa en función del tipo de cementación por efectuar, tipo de lodo y
características de la formación.
Normalmente se bombea un frente lavador y un frente espaciador con el propósito de
lavar y acarrear los recortes de formación remanentes
El frente lavador es un fluido newtoniano, normalmente agua con surfactante y densidad
cercana a 1 gr/cm³.
El frente espaciador es viscoso y se comporta como fluido no-newtoniano.
39
La densidad de este frente espaciador debe estar entre la densidad del lodo y la del
cemento. Si el gradiente de fractura de la formación lo permite, se recomienda que la
densidad del fluido espaciador sea 0.06 gr/cm³ mayor a la del lodo.
2.14.1 Régimen de flujo
El régimen de flujo que ha demostrado mayor eficiencia de desplazamiento en trabajos
de cementación es el turbulento y se ha observado en trabajos experimentales que
cuando no se puede alcanzaron por las condiciones del agujero, lo recomendable es
desplazar el cemento al mayor caudal posible, cuidando de no rebasar la presión de
fractura.
2.15 Cementación de Pozos Direccionales
Introducción
Una de las finalidades de cementar pozos horizontales es la de evitar la inestabilidad
mecánica y fisicoquímica del pozo, además de aislar zonas para que no haya
comunicación de fluidos.
En pozos horizontales, uno de los problemas que afectan la cementación es el depósito
de los recortes del lodo de perforación en la parte baja del pozo. Esto se puede evitar
haciendo un buen diseño del lodo, específicamente en el punto de cedencia.
El depósito de sólidos evita el desplazamiento y frustra el propósito de la cementación:
rodear completa y homogéneamente la tubería de revestimiento con una envoltura de
40
cemento y afianzarla a la formación. Otro aspecto muy importante es centrar la tubería
de revestimiento para mejorar el desplazamiento del lodo.
Para lograr una buena cementación es muy importante colocar uniformemente la
lechada de cemento en el espacio anular, y que en el diseño de la lechada de cemento no
hay agua libre y no se asienten partículas.
Dentro de los pozos horizontales existen las variantes de pozos de alcance extendido y
pozos multilaterales.
2.15.1 Clasificación de pozos horizontales
Los pozos horizontales son aquéllos en los que en una parte del pozo está desviada 90°
con respecto a la vertical. La técnica de perforación horizontal puede ser subdividida en
cuatro grupos, dependiendo del ángulo con el que se ha construido el pozo, que pueden
ser: de radio largo, medio, corto y ultracorto.
2.15.1.1 Radio largo
En un sistema de radio largo se usa la tecnología de perforación direccional. Aquí los
incrementos de ángulo van desde 3° a 8° por cada 100 ft y dependiendo del alcance, re-
quieren de este incremento para ser desarrollados en dos o tres secciones. El drene de
pozos horizontales de radio largo puede ser relativamente grande, con una máxima
longitud de 4000 ft. La perforación de pozos altamente desviados puede ser o no de
"alcance extendido".
41
Generalmente estos pozos se empiezan a construir de un punto de partida con una
desviación de 40° a 50°, seguida por una sección grande de declive para terminar en una
sección horizontal dentro del yacimiento
2.15.1.2 Radio medio
Para la perforación de un pozo de radio medio se emplea el equipo convencional de
perforación modificado y se va desviando a un ritmo de 8° a 20° por cada 100 ft,
aunque ritmos de incremento del orden de 50° por cada 100 ft son teóricamente
posibles.
2.15.1.3 Radio corto
El método de perforación lateral de radio corto tiene un ritmo de incremento del ángulo
de entre 1.5° a 3 ° por pie. Permite desviar el pozo desde la vertical hasta la horizontal
en menos de 100 ft. Las penetraciones laterales arriba de 900 ft son comunes. Se utiliza
un equipo muy especializado combinándolo con herramientas rotatorias con copies y
juntas especiales para lograr articular la tubería. Frecuentemente son perforados
múltiples drenes desde la misma vertical del pozo con esta técnica.
2.15.1.4 Radio ultracorto
El método de radio ultracorto utiliza la acción de inyección a chorro a través de una
tobera de alta presión montada al final de la tubería flexible orientada. El ritmo de
incremento del ángulo es de 907 ft; sin embargo, la longitud y el diámetro de cada uno
de los agujeros está limitada de 30 a 60 m y 5 cm de diámetro.
42
Se pueden perforar más de 10 agujeros de drenes pequeños en el mismo plano en
ángulos rectos con respecto a la vertical, que se conocen como "star jet holes".
2.15.2 Procedimientos de Terminación
En la actualidad, varios agujeros horizontales son terminados sin ser cementados. La
sección horizontal generalmente se termina con tubería corta ranurada, o bien
preperforada o, en algunos casos, con cedazos para el control de la arena. En tales
pozos, la roca de la formación debe ser lo suficientemente compacta como para impedir
el colapso, particularmente cuando se aproxima el agotamiento. Muy raramente los
pozos horizontales pueden ser terminados en agujero abierto, sin algún método de
revestimiento.
Las tuberías de revestimiento intermedias se encuentran, por lo general, en la sección
altamente desviada, por lo que deben tener un buen trabajo de cementación. Esto es
necesario para evitar la filtración de fluidos y para proveer un aislamiento entre el
revestimiento de la parte superior y los intervalos productores de la parte inferior.
Sin embargo, frecuentemente existen ciertos aspectos de producción y terminación de
pozos horizontales que determinan en donde se deberá meter una tubería de
revestimiento y en algunos casos en forma aislada. Algunas de estas situaciones se men-
cionan a continuación:
Cuando en un yacimiento se planea un tratamiento de estimulación en intervalos
múltiples.
43
Cuando hay problemas para controlar la conificación de gas y agua, las cuales deben ser
prevenidas durante la perforación del agujero. Esto da como resultado la pérdida del
control direccional pues esto causaría que el agujero se perfore sin rumbo, o sim-
plemente, perforar el casquete de gas antes de entrar en la zona de aceite.
Cuando un intervalo de producción requiera de una cementación de reparación para
impedir la producción de agua indeseada o el avance del gas.
En el caso de pozos horizontales, las propiedades más importantes de la lechada de
cemento son la estabilidad y la pérdida de filtrado.
La estabilidad de la lechada de cemento es siempre importante pero, aún más, en un
pozo desviado. Hay dos propiedades que la determinan: el agua libre y la
sedimentación. El agua libre es importante debido a que puede migrar a la parte superior
del agujero y crear un canal abierto a través del cual los fluidos del pozo pueden viajar;
la sedimentación puede causar un cemento poroso de baja resistencia en la parte
superior del pozo. Por consiguiente, deben llevarse a cabo pruebas de laboratorio para
asegurarse que lo anterior no ocurrirá a medida que el ángulo aumenta. El agua libre
debe mantenerse en cero y puede prevenirse junto con la sedimentación por medios
químicos tales como la adición de agentes viscosificantes y/o sales metálicas que
forman hidróxidos complejos.
44
El control de la pérdida de fluido es particularmente importante en pozos horizontales,
debido a que la lechada de cemento está expuesta a secciones permeables más largas
que en pozos verticales. Los ritmos bajos de pérdida de fluido son necesarios para
preservar las propiedades Teológicas cuidadosamente diseñadas de la lechada de
cemento. El ritmo de pérdida de fluido siempre debe ser menor a 50 ml/30 min.
Otras propiedades en la lechada de cemento es el control de la densidad y las
concentraciones uniformes de aditivos, las cuales son particularmente importantes para
asegurar que las propiedades del cemento sean consistentes en todas las partes del in-
tervalo cementado. La lechada de cemento deberá ser mezclada en su totalidad, antes de
ser bombeada, siempre que esto sea posible.
Una vez que la lechada de cemento ha sido diseñada, los gastos de flujo deberán ser
verificados en un simulador. Esto es importante para poder verificar que no se excedan
las presiones de poro y de fractura de la formación.
2.16 Consideraciones en la Cementación de Pozos Horizontales
Basados en investigaciones y en experiencia de campo, las principales claves para el
éxito de una cementación de un pozo horizontal puede resumirse como sigue:
• Prevenir el asentamiento de los sólidos del fluido de perforación
• Optimar las propiedades de la lechada Maximizar la limpieza del espacio anular
• Centrar la tubería de revestimiento Circular el lodo
• Reciprocar y rotar la tubería de revestimiento
• Bombear baches compatibles
45
• Diseñar gastos de desplazamiento para flujo turbulento (sin llegar al límite de la
presión de poro y presión de fractura)
• La experiencia dentro de la industria confirma que con buenas prácticas de
cementación y una atención rígida a los detalles especiales de planificación y
ejecución de los pozos horizontales, se podrán cementar con óptimos resultados.
2.17 Pozos de Alcance Extendido
Este tipo de pozos son producto de las más recientes innovaciones tecnológicas en la
industria petrolera. Son pozos del tipo horizontal pero con una sección horizontal
mayor, llamados convencionalmente de alcance extendido (extended reach wells). Estos
pozos tienen un punto de origen y logran desarrollar desviaciones del orden de 40 a 50°,
seguidos por una sección de ángulo constante y por último una sección horizontal
dentro del yacimiento. Esta última no necesariamente deberá ser horizontal.
Con la presente tecnología se han desarrollado pozos con un alcance de hasta 33000
metros con una profundidad vertical de hasta 10000 metros.
Para la cementación de estos pozos se emplea el mismo principio de los pozos
horizontales, pero con la característica de que en este caso se tendrán mayores distancias
con respecto a la vertical para ser cementadas.
Tanto el diseño del programa de revestimiento como el de cementación deberán tener en
cuenta los pesos y grados de las tuberías para no tener un mayor impacto en los costos
del pozo.
46
Las tuberías deberán ser diseñadas, fundamentalmente, para permitir un margen de
seguridad para el colapso, debido al peso de las formaciones suprayacentes, reventones
y el esfuerzo de tensión. Por estas razones, el cemento colocado alrededor de la tubería
de revestimiento deberá desarrollar una alta resistencia a la compresión.
2.18 Remoción de Lodo
Como en la cementación convencional, el desplazamiento del lodo es absolutamente
esencial para obtener una buena cementación primaria. Los principios para una
remoción normal del lodo son aplicables en agujeros horizontales; sin embargo, hay
algunos factores adicionales que se deberán considerar.
2.18.1 Propiedades del Lodo
La limpieza del agujero durante la perforación ha sido, siempre, una de las mayores
consideraciones de la perforación direccional. Esto se debe a la tendencia de los recortes
que se asientan en la parte baja del agujero y a la dificultad para removerlos. En pruebas
de laboratorio se determinó el comportamiento del asentamiento de los sólidos y cómo
afectaba al desplazamiento del lodo durante la cementación. Ellos construyeron un apa-
rato para simular a escala una sección de la desviación de un pozo de gas o aceite. El
modelo simulaba una tubería de 5" en un agujero de 6 1/2", y podía ser colocado en una
formación permeable o no permeable, hecha de arenisca o de acero, respectivamente. El
modelo fue operado a tres inclinaciones 0, 60 y 85°.
47
Dos formulaciones de lodo base agua y una composición de cemento fueron usadas. No
se emplearon fluidos espaciadores. El procedimiento de prueba fue diseñado para
simular un trabajo actual de cementación. La circulación del lodo y su
acondicionamiento fueron desarrollados, y se bombeó suficiente lechada de cemento a
través del modelo para simular el tiempo de contacto entre la tubería y la formación que
experimenta un trabajo de cementación. El cemento fraguó, el aparato fue
desensamblado, y se cortó en segmentos. Las eficiencias de desplazamiento fueron
determinadas con base en la revisión de todos los segmentos con canales del lodo. Del
análisis de los resultados se observó que para un gasto dado, la capacidad de un lodo
para prevenir el asentamiento de sólidos está relacionado a su punto de cedencia y al
esfuerzo de Gel. Adicionalmente, Keller (1987) encontró que la severidad del
asentamiento de sólidos fue significativamente mayor a 85° con respecto a 60°.
Crook (1987) investigó sobre la influencia del punto de cedencia, empleando el mismo
modelo del pozo descrito anteriormente. Las pruebas de desplazamiento del lodo fueron
similares a las desarrolladas por Keller, a 60 y 85° de desviación. Las propiedades del
lodo y de la lechada de cemento fueron monitoreadas, y la eficiencia del desplazamiento
fue determinada después de desmantelar el modelo, una vez que el cemento se colocó.
Las conclusiones principales fueron:
1. Habrá un valor crítico en el umbral, debajo del cual aparecerá un canal continuo
de sólidos.
2. El valor del punto de cedencia requerido para prevenir la formación de un canal
aumenta con un incremento en el ángulo de desviación.
48
Un punto de cedencia mínimo de 20 lbf/100 ft² para una desviación de 60°, y 28 lbf/100
ft² para 85°, se recomendó para prevenir el asentamiento a partir del lodo.
Las pruebas de laboratorio y la experiencia en la industria indican también que el flujo
turbulento es esencial para la remoción de recortes en un agujero horizontal. Para
inducir flujo turbulento, varios operadores perforan con un lodo de viscosidad aparente
baja, mientras se mantiene un gasto de circulación por arriba de 500 gal/min, y una
relación del punto de cedencia/viscosidad plástica, arriba de 1. Aparte de mantener el
agujero limpio, el lodo también debe evitar dañar el yacimiento, evitar la in-
compatibilidad con los fluidos del yacimiento, asegurar la estabilidad de la perforación
en formaciones no consolidadas, y reducir el torque y arrastre de la sarta de perforación
y tubería de revestimiento. Para satisfacer estas condiciones, con frecuencia se prefieren
los lodos a base de aceite.
2.18.2 Circulación del Lodo
La circulación del lodo antes de la cementación es tan importante en pozos horizontales
como en pozos convencionales. La circulación apropiada con el gasto más alto
permisible de la bomba es necesaria para romper la fuerza de gel del lodo y facilitar su
remoción por el desplazamiento de fluidos. Así como en pozos convencionales, la
circulación debería ser al menos de dos veces el volumen del agujero, y deberá ser
continua hasta que un 95% del lodo circulable esté en movimiento. Un operador
"marca" el lodo frecuentemente para determinar cuándo está fluyendo el volumen
máximo de lodo. Se deberá mantener flujo turbulento sin rebasar la presión de fractura.
Esto puede verificarse mediante el uso de simuladores como el CementaW.
49
El empleo del sistema de perforación top-drive (TDS, por sus siglas en inglés) es
prácticamente obligatorio para proporcionar una adecuada limpieza del agujero en
pozos altamente desviados y horizontales.
• El TDS proporciona varias ventajas con respecto a la perforación rotatoria
convencional:
• La capacidad para intercambiar y rotar la tubería de perforación durante la
circulación, con el fin de mejorar la limpieza del agujero durante su
acondicionamiento antes de sacarla.
• La capacidad, al hacer conexiones, para repasar en cada parada de tubería con el
top-drive, al menos una vez en agujero calibrado y tres veces en zonas
deslavadas
• La capacidad para hacer frecuentes viajes de limpieza a partir de la zapata de la
tubería de revestimiento con circulación por lo menos durante las 10 primeras
paradas de tubería.
2.19 Movimiento de la Tubería
El movimiento de las tuberías corridas a la superficie o tubería corta es importante para
ayudar a romper el esfuerzo de gel del lodo, y para permitir un buen desplazamiento de
fluidos. Es recomendable aplicar tanto el movimiento rotacional como reciprocante. En
realidad se prefiere la combinación de ambos. Sin embargo, es recomendable la rotación
en agujeros calibrados ya que las fuerzas rotacionales provocarán un barrido completo
alrededor del espacio anular.
50
El movimiento reciprocante es una alternativa aceptable, y deberá ser empleada en
agujeros deslavados. La rotación debe ser de 10 a 20 rpm, y el reciprocante de 10 a 20
ft, con uno a dos movimientos cada uno o dos minutos. El movimiento debe comenzar
al momento de iniciar la circulación del lodo y terminar hasta que el último tapón es
desplazado. La combinación de ambos movimientos se ha utilizado para pozos
horizontales, y puede ser empleado para sartas hasta la superficie y tuberías cortas. Se
ha observado que el movimiento de tubería es mucho más fácil con lodo a base de aceite
que con el de base de agua, debido a que la fricción en las paredes es de cerca de la
mitad.
2.20 Centralización
La centralización es esencial para proporcionar un área uniforme que será la ruta abierta
de flujo hacia el espacio anular. Si la tubería no está centrada, impedirá el movimiento
del lodo en la parte baja del agujero. Debido a las diferencias en el patrón de flujo, no
hay un régimen de flujo o ritmo de flujo práctico que pueda remover el lodo
entrampado. La experiencia de campo indica que un 67% de centrado es necesario para
lograr la mejor oportunidad de remover el lodo de la parte estrecha del anular. Esto fue
confirmado por Wilsony Sabins (1988) quienes en un estudio de laboratorio observaron
que, a pesar de un control estricto sobre el lodo, existía contaminación del lodo y una
pobre eficiencia de desplazamiento cuando el centrado API de una tubería era menor del
60%, el espaciador y las características de la lechada de cemento.
51
El promedio del número de Reynolds crítico se incrementa 2.5 veces cuando el centrado
se reduce del 67 al 40%.
El centrado de la tubería de revestimiento es complicado cuando el ángulo de
desviación es alto, debido al incremento de la carga sobre los centradores. Para
mantener el óptimo centrado, una regla de "dedo" es mantener el espaciamiento entre
centradores por abajo de 20 ft. Los centradores de barra sólidos son los recomendados
cuando se cementa en agujeros calibrados.
Los centradores soldados tipo "fleje" pueden ser empleados en secciones deslavadas.
Los centradores deberán incluir un cojinete que permita el movimiento rotacional y
reciprocante de la tubería sin que se muevan los centradores. El número requerido y el
posicionamiento de los centradores pueden ser determinados con precisión mediante
simuladores de cómputo.
2.21 Efecto de Cuña
Cuando hay bajos gastos de flujo (flujo laminar), existe la posibilidad de que el cemento
más pesado pueda actuar como cuña y como canal debajo del lodo. Sin embargo, este
efecto se puede compensar por la diferencia de velocidades entre la parte superior e
inferior del espacio anular durante el desplazamiento, debido a la excentricidad de la
tubería o a la aparente excentricidad por el asenta-miento de sólidos del lodo de
perforación. Más aún, no han aparecido publicados estudios teóricos o experimentales
concernientes a los efectos de la diferencial de densidades y el aislamiento de la TR; por
lo que las recomendaciones en estos aspectos están basadas en la experiencia de campo.
52
2.21.1 Fluidos Espaciadores y Lavadores
Los fluidos espaciadores y lavadores químicos deberán preceder siempre a la lechada de
cemento. Idealmente, todos los fluidos deberán desplazarse en flujo turbulento,
incluyendo el lodo. Sin embargo, si el cemento no puede ser desplazado en flujo
turbulento entonces, al menos, se debe preceder por el flujo turbulento de un fluido
espaciador o lavador. La lechada de cemento puede, entonces, desplazar fácilmente un
fluido más delgado, que tiene una baja resistencia al flujo. Para determinadas
condiciones de cementación, la figura 19 indica el gasto para alcanzar el flujo turbulento
del lodo en el espacio anular, para diferentes tamaños de tubería de revestimiento en un
agujero de 8 ½", y su correspondiente margen de seguridad. Esta figura muestra
claramente que, incluso con el gasto más alto, se necesita alcanzar flujo turbulento en la
TR de 5 ½", un margen de seguridad de 300 psi, permanece al final del desplazamiento,
mientras que para una TR de 7", la presión de fractura de la formación ha sido
sobrepasada por 200 psi.
2.21.2 Propiedades de la Lechada de Cemento
Varias propiedades de la lechada de cemento se consideran necesarias para una
cementación exitosa. Algunas de estas propiedades son más críticas en la cementación
de pozos horizontales que en pozos menos desviados. Dos de las más importantes
propiedades son la estabilidad de la lechada y el filtrado.
53
2.21.3 Estabilidad de la Lechada
La estabilidad del cemento es siempre importante, pero aún más cuando se trata de
pozos desviados. Existen dos propiedades que determinan la estabilidad de la lechada:
el agua libre y la sedimentación. El agua libre es importante debido a que puede migrar
hacia la parte alta del agujero y crear un canal abierto a través del cual los fluidos del
pozo pueden fluir. La sedimentación puede provocar una baja resistencia, una porosidad
alta del cemento en la parte superior del pozo. La pérdida de aislamiento entre zonas
puede ocurrir y causar una migración de fluido y una reducción en el control eficiente
del yacimiento. Aunque la propiedad del agua libre y la sedimentación pueden ocurrir
juntas no están necesariamente relacionadas. Una propiedad puede presentarse sin la
presencia de la otra; por lo tanto, las pruebas que se hagan deberán considerar que sean
independientes.
El agua libre debe mantenerse en cero. En el laboratorio, el agua libre y la
sedimentación deben medirse contemplando el máximo ángulo de desviación. Aunque
un método de prueba estándar de la API no existe actualmente para pozos horizontales,
la mayoría de las compañías operadoras y de servicio han desarrollado procedimientos
internos para pruebas de evaluación del agua libre. El agua libre y la sedimentación
pueden ser prevenidos por medios químicos, tales como la adición de agentes
viscosificantes y sales metálicas, las cuales forman hidróxidos complejos.
54
2.21.4 Pérdida de Fluido
El control de pérdida de fluido es particularmente importante en pozos horizontales,
debido a la exposición de la lechada a grandes secciones permeables que son más
críticas que en pozos verticales. Se requieren bajos ritmos de pérdida de fluidos para
preservar las propiedades Teológicas diseñadas para la lechada. Los ritmos de pérdida
deben ser siempre menores a 50 ml/ 30 min. Un método para lograrlo, sin afectar
adversamente el control del agua libre y la viscosidad, es mediante el uso de un sistema
propiamente diseñado de cemento látex-modificado.
2.21.5 Resumen
Basados en la experiencia de campo e investigaciones de laboratorio, las principales
consideraciones para una adecuada cementación de pozos horizontales puede resumirse
en los siguientes puntos:
• Prevenir el asentamiento de sólidos del lodo
• Optimar las propiedades de la lechada de cemento
• Optimar el claro entre la tubería y las paredes del pozo
• Centrar la tubería
• Circular el lodo, al menos, en un volumen del agujero
• Mover la tubería tanto en rotación como reciprocante
• Mezclar con recirculador y control automático de densidad
• Diseñar los gastos de desplazamiento para flujo turbulento o velocidad anular
mínima de 262 ft/ minuto (dentro de los límites de la presión de poro y fractura)
55
La experiencia dentro de la industria confirma que con buenas prácticas de cementación
y un control estricto de los detalles especiales de diseño y ejecución, los pozos
horizontales pueden ser cementados con buenos resultados.
2.22 Tapones de Cemento
Es la técnica balanceada de colocación de un volumen relativamente pequeño de
cemento a través de una tubería de perforación, de 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 desvío de la trayectoria del pozo.
2.22.1 Objetivos
Los tapones colocados dentro de agujeros entubados se utilizan para:
• Abandonar intervalos depresionados
• Proteger temporalmente el pozo
• Establecer un sello y abandonar el pozo
• Proveer un punto de desvío en ventanas.
• Los tapones en agujero descubierto se colocan para:
• Abandonar la parte inferior del pozo
• Aislar una zona para prueba de formaciones
• Abandonar capas de formación indeseables
• Sellar zonas de pérdida de circulación
• Iniciar perforación direccional (ej. desviación por pescado).
56
• Cómo obtener información del pozo que se va a intervenir.
Los datos necesarios para el diseño de un tapón por circulación son los siguientes:
• Geometría del agujero abierto
• Diámetro de la barrena
• Registro de calibración del agujero
• Porcentaje de exceso considerado
• Profundidad
• Datos de) agujero
• Presión de poro
• Presión de fractura
• Litología
• Zonas de flujo o pérdidas
• Temperatura de fondo estática
• Temperatura de fondo circulante
• Zonas problema
• Pérdida de circulación
• Deslavadas
• Flujo de agua
• Alta presión de gas
• Datos de la tubería de revestimiento
• Diámetro
• Peso
57
• Profundidad
• Tubería anterior
• Datos de desviación
• Profundidad vertical real
• Profundidad medida
• Puntos de desvío
• Orientación
• Fluidos
• Tipo de lodo
• Densidad
• Reología
Gráfica Nº1: Tapón de Cemento
58
2.22.2 Técnicas de Colocación
2.22.2.1 Tapón Balanceado
El método más común de colocación de un tapón es la Técnica de Tapón Balanceado.
Este método consiste en colocar un tapón sin escurrimientos de fluidos por dentro y por
detrás de la tubería de perforación. El proceso se desarrolla de la siguiente manera:
Se introduce tubería de perforación y/o producción con difusor de flujo en el agujero a
la profundidad deseada. En algunos casos se utilizan tuberías de aluminio o fibra de
vidrio y se dejan dentro del cemento formando parte del tapón. Cuando se termina el
desplazamiento del cemento, se desconecta la tubería de aluminio dejándola como parte
integral del tapón de cemento, y se levanta la tubería de trabajo
Por delante y detrás de la lechada se debe bombear un volumen apropiado de espaciador
(agua, diesel, lavador químico y espaciador densificado), con el propósito de evitar la
contaminación de la lechada de cemento con el lodo y balancear el tapón
Los volúmenes de lavador y espaciador son tales que sus alturas en el anular y dentro de
la tubería son las mismas. Se completa el desplazamiento con lodo de control hasta la
profundidad de la cima calculada del tapón. Es práctica común parar el bombeo de 1 o 2
barriles antes de completar el volumen total de desplazamiento. Esto se hace con el
propósito de dejar el nivel del cemento dentro de la tubería un poco arriba del nivel del
cemento en el anular, debido a que aumenta la posibilidad de que el cemento que cae de
la tubería lo haga a la misma velocidad en ambos lados y propicie así que se balancee el
tapón. Además esto ayuda a evitar que el cemento permanezca dentro de la tubería al
momento de la extracción de ésta y se contamine con el fluido de control.
59
Una vez que el tapón ha sido balanceado, se levanta la tubería a una velocidad lenta,
entre 3 y 5 min por tingada (tres tubos acoplados) a cierta altura por encima de la cima
del tapón y se circula en inverso desalojando el sobrante de la lechada, si esto fue
programado de esta manera. Si no fuera así, entonces se levanta lentamente a la
velocidad antes indicada, hasta alejarse lo necesario de la cima del frente lavador y se
cierra el pozo el tiempo estimado para desarrollar su esfuerzo compresivo; al término de
éste, se procede a sacar toda la tubería utilizada y se introduce la barrena seleccionada
para afinar el tapón. De esta manera se evita el movimiento de fluidos que pudieran
producir la contaminación del cemento con el fluido de control del pozo.
2.22.3 Estabilidad en la interface
Las causas principales relacionadas con las fallas de los tapones, durante la colocación
de la lechada, son el comportamiento inestable del flujo debido a la diferencia de
densidad de los fluidos que comparten la interface de cemento y lodo, y la práctica de
utilizar tubería franca para colocar el cemento.
Debido a las fuerzas gravitatorias adversas, los fluidos se moverán en la interface ya sea
contaminando la lechada o provocando que caiga. Esto se agrava cuando la tubería no
está bien centrada, porque el efecto U no puede ser controlado y usualmente el sistema
se perturba durante la operación (por ejemplo: al levantar la tubería o bombear muy
rápido, la presencia de gas, etc). Por eso, aun antes de que el cemento esté colocado,
puede estar canalizado.
60
Esta inestabilidad puede ser mejorada reduciendo la diferencia de densidad entre el lodo
y el cemento, perturbando el sistema lo menos posible y/o utilizando un frente viscoso
de lodo debajo del tapón, que servirá de apoyo y evitará la interdigitación entre lodo y
cemento de la parte inferior del tapón; también se debe instalar un difusor de flujo axial
en el extremo inferior de la tubería de trabajo.
2.22.4 Mejoras en la colocación
Se pueden utilizar dos métodos para ayudar a crear una interface cemento/lodo más
estable durante la colocación del tapón.
El primero considera tubería franca colocando un frente viscoso con la misma densidad
del lodo para crear un soporte debajo de la lechada. De cualquier manera, para que los
sistemas sean estables, es necesario bombearlos (frente viscoso y cemento) lo más
lentamente posible mientras que la tubería debe ser rotada para ser levantada, también
despacio, al final del desplazamiento.
El segundo método utiliza un difusor de flujo que se coloca en la punta de la tubería que
hace un cambio de flujo vertical a lateral y hacia arriba, (Figura 26). Los agujeros a los
lados de la herramienta deben tener, por lo menos, la misma área de flujo que el área
interna de la tubería. Se han visto mejoras al incrementar la distancia entre los agujeros
laterales con la salida inferior de la tubería tapada. Estos dos métodos, utilizados en
conjunto con las prácticas definidas para cada aplicación del tapón, incrementan su
probabilidad de éxito. Como sea, al igual que con todos los trabajos de cementación,
una buena colocación es básica para obtener una cementación exitosa.
61
2.22.5 Diseño de los Factores para éxito del tapón
Los factores básicos para el éxito de un tapón son los mismos que para lograr una
cementación primaria óptima. Las posibilidades de éxito del tapón mejoran con el uso
de buenas técnicas de desplazamiento, así como de la selección de la lechada correcta;
la planeación y obtención de datos correctos del pozo son esenciales.
El diseño del trabajo depende del objetivo. La colocación de un tapón para pérdida de
circulación será muy diferente que la colocación del tapón para una zona depresionada o
para la desviación de un pozo, así como el diseño para el abandono de una zona en
donde tenga aportación de cualquier hidrocarburo o la litología en donde se esté
colocando.
2.22.6 Profundidad y longitud del tapón
La posición de un tapón de cemento es de primordial importancia. Los registros de
calibración del agujero sirven para determinar en donde colocar el tapón y cuánto
cemento utilizar. Los registros de perforación y registros de velocidad de perforación
deben ser consultados para determinar en dónde colocar el tapón en el agujero
descubierto.
La aplicación del tapón dependerá del tipo de formación frente a la cual se colocará, a
menos que se desee desviar el pozo, lo mejor es colocar los tapones en formaciones
consolidadas.
Las lutitas deben evitarse pues usualmente están deslavadas y fuera de calibre. Para
tapones de desvío, el cemento no debe ser colocado en formaciones excesivamente
duras.
62
Las formaciones altamente permeables o donde existan pérdidas deben ser evitadas,
pues puede suceder que las propiedades de la lechada cambien por el filtrado, o que el
volumen de lechada no sea suficiente, debido a la pérdida.
Si es posible, se deben seleccionar agujeros con mínima alteración en su calibre. Si los
volúmenes de cemento son calculados con mayor exactitud, el desplazamiento será
mejorado y el balanceo más fácil.
El volumen de cemento depende del objetivo del tapón. Las longitudes y profundidades
de los tapones de abandono son usualmente dictadas por regulaciones gubernamentales
y varían dependiendo de las zonas, y de las presiones, entre otros factores, durante la
perforación del pozo. Los tapones para desvío deben ser lo suficientemente largos para
permitir la desviación gradual de la barrena en el agujero.
La longitud mínima recomendada es entre 328 - 492ft.
Ésta debe ser suficiente, tomando en cuenta que la parte superior del tapón podría
contaminarse. Un registro de calibración del agujero es útil para el cálculo de la
cantidad de cemento requerida y para ubicar una sección del agujero en calibre para que
éste sea colocado. Si el tapón se va a colocar en un agujero fuera de calibre o una
sección deslavada, entonces se debe utilizar un porcentaje de exceso que podría ser del
doble o mayor que el del volumen normal considerado. Esto más bien se basa en la
experiencia en tapones similares usados con éxito, de acuerdo con estadísticas.
63
2.22.7 Desplazamiento y colocación
El desplazamiento se puede mejorar con lodos fluidos de bajo valor de filtrado. El
agujero debe ser circulado, por lo menos, con el equivalente a un volumen del pozo y
antes de colocar el tapón para alcanzar las condiciones Teológicas necesarias para el
cemento que se va a manejar. Preferentemente, el cemento debe tener mayor densidad y
propiedades Teológicas que los baches separadores, y más que el lodo. Queda excluido
de este orden el frente lavador, pues la mayoría de éstos, por ser newtonianos, tienen
una densidad que fluctúa entre 1.00 gr/cm o menor. El pozo debe estar estable para
evitar la contaminación del cemento.
La contaminación de las lechadas de cemento es la principal causa de falla de los
tapones. Puede aumentar el tiempo de fraguado y reducir el esfuerzo compresivo; el
10% de la contaminación por lodo puede reducir el esfuerzo compresivo hasta en un
50%.
Se requiere el uso de lavadores y espaciadores para evitar problemas de compatibilidad.
Los espaciadores deben ser utilizados cuando el control del pozo sea un problema, la
densidad del espaciador debe ser 0.12 - 0.24 gr/cm mayor que la del lodo para ganar el
efecto de flotación para mejor desplazamiento del lodo. Los lavadores químicos deben
utilizarse en lugar de agua especialmente cuando se utiliza lodo a base de aceite. Los
lavadores usualmente fluyen en flujo turbulento, el desplazamiento en flujo turbulento
es el más recomendado. Se recomienda una altura anular de 492 – 656ft para lavadores
y espaciadores.
64
La centralización de la tubería mejora la remoción del lodo. (Este aspecto es
normalmente olvidado aun cuando la tubería sea levantada después de la colocación del
tapón). Si la tubería no está centralizada correctamente, puede ocurrir canalización del
cemento y así el balanceo del tapón será más difícil; ambos efectos contribuyen a la
contaminación de la lechada, aunque esto es teórico pues no se debe olvidar que al
levantar un tubo con centradores podría provocarse la contaminación. De esta manera,
es preferible utilizar tubería lo más lisa posible y con rotación.
Se recomienda la rotación de la tubería en lugar de la reciprocación. Esto puede ser útil
puesto que la tubería se levantará fuera del cemento antes de circular en inverso cuando
el tapón haya sido balanceado. La rotación reduce la gelificación del cemento y le
permite caer más fácilmente de la tubería conforme se levanta.
2.23 Accesorios para la Cementación
2.23.1 Zapata flotadora
El equipo de flotación so utiliza para reducir esfuerzos en el mástil del equipo de
perforación. La zapata flotadora tiene integrada una válvula de contrapresión que evita
la entrada de fluidos del pozo al interior de la tubería de revestimiento, pero permite el
paso a través de ella. Cuando no se requiere flotación o se utiliza un copie flotador, se
usa una Zapata guía que sólo sirve como guía para la tubería de revestimiento.
65
2.23.2 Cople flotador
Tiene integrada una válvula de contrapresión que evita la entrada de fluidos del pozo al
interior de la tubería de revestimiento pero permite el paso a través de ella: sirve de
retén de los tapones de limpieza y desplazamiento.
2.23.3 Cople de retención
Sirve de retén de los tapones de limpieza y desplazamiento.
2.23.4 Centralizadores
Sirven para centrar la tubería de revestimiento en el interior del pozo. Se colocan en la
sección de la tubería de revestimiento que está Frente al agujero descubierto.
Figura Nº10: Centralizadores
Fuente: Pertoecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.23.5 Cabeza de cementación
Esta herramienta está diseñada para soportar grandes cargas de tensión provocadas por
el peso de la tubería de perforación y de la tubería de revestimiento.
66
Es una herramienta tipo niple que se rosca en la parte superior de la tubería de
revestimiento. para hacer la conexión con la línea de la unidad cementadora. La parte
superior aloja en su interior los tapones de cementación. Tiene integrada una o más
válvulas para el bombeo del cemento y del lodo a través de la tubería de revestimiento.
Con la cabeza de doble tapón únicamente se suspende la operación un instante para
cambio de la línea de bombeo de la misma cabeza, lo cual no representa ningún
problema. El sistema de liberación en la cabeza de doble tapón es el mismo que en las
cabezas de un solo tapón.
Figura Nº11: Cabeza de Cementación
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.23.6 Tapón limpiador
Se utiliza en la interfase lodo-cemento.
2.23.7 Tapón sólido
Se utiliza en la inerfase cemento-lodo de desplazamiento.
67
2.23.8 Equipo de flotación
A medida que se van incrementando las profundidades de perforación de los pozos, las
estructuras de los mástiles del equipo de perforación se ven sometidas a mayores
esfuerzos y fatigas por incremento de las longitudes y pesos de las tuberías de
revestimiento. El uso de un equipo de flotación, reduce estos esfuerzos y fatigas,
aprovechando el efecto de flotación aplicado a la tubería.
El equipo de flotación consiste de zapatas y copies especiales con válvulas de
contrapresión que impiden la entrada de los fluidos del pozo. Conforme la tubería es
bajada, la carga al gancho es reducida en la misma magnitud dada por el peso del fluido
desplazado por la sarta. La tubería es llenada desde la superficie y se controla su peso
monitoreándolo en un indicador en donde se observa el peso sobre la polea viajera. La
secuencia del llenado es generalmente cada 5 a 10 tubos, sin embargo, algunas tuberías
con diámetros mayores o tuberías con pared delgada pueden requerir un llenado más
frecuente para impedir el colapso de la tubería. Además para un llenado apropiado, la
tubería debe bajarse en forma lenta y continua para evitar la presión de irrupción o de
pistón y daño a la formación.
Una vez que la tubería de revestimiento llega al fondo, se llena y la circulación es
establecida para empezar el acondicionamiento del pozo, para lo cual se circula, por lo
menos, un volumen equivalente a la capacidad del agujero; sin embargo, para optimar
las condiciones del agujero y del lodo para efectos de la cementación, algunos
programas de perforación requieren circular el volumen indicado.
68
El principal objetivo de un trabajo de cementación primaria es proporcionar un
aislamiento completo y permanente a las zonas permeables localizadas atrás de la
tubería de revestimiento.
Para lograr este objetivo el lodo de perforación y los frentes de lavado y espaciador
deben ser completamente removidos del anular y el espacio anular debe ser entonces
llenado completamente con la lechada de cemento. Una vez colocado el cemento en su
lugar éste debe endurecer y desarrollar las propiedades mecánicas necesarias para
mantener la vida productiva del pozo. De tal manera que una buena remoción del lodo y
una apropiada colocación de la lechada son esenciales para obtener el aislamiento en el
pozo. Un desplazamiento incompleto del lodo puede inducir a una canalización de lodo
continuo a través de las zonas de interés y de tal forma favorecer la comunicación entre
las zonas. La durabilidad de la adherencia del cemento está también relacionada al
proceso de desplazamiento. Esto es el porqué el desplazamiento del lodo ha sido un
tópico de interés por mucho tiempo en el ámbito de la cementación de pozos.
Figura N°12: Equipo de Flotación
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
69
2.23.9 Equipo de llenado automático
Las zapatas y copies de llenado automático contienen válvulas de contrapresión
similares a las usadas en el equipo de flotación; sin embargo, las válvulas de
contrapresión se modifican a una posición de abierto para permitir el llenado y la
circulación inversa.
El llenado continuo de la tubería de revestimiento ahorra tiempo y reduce la presión de
irrupción asociada con el equipo de flotación. Las válvulas son usualmente diseñadas
para reducir el sobre flujo del fluido de control en la tubería de revestimiento mediante
la regulación de la velocidad de llenado para una velocidad de introducción
2.23.10 Equipo de llenado diferencial
Las zapatas y copies de llenado diferencial combinan los beneficios del equipo de
flotación y el de auto llenado.
Estos equipos están diseñados para llenarse automáticamente y regular el nivel del
fluido dentro de la tubería de revestimiento. La mayoría de las unidades de llenado
diferencial (zapatas o copies), mantendrán la tubería de revestimiento aproximadamente
a un 90 % de su capacidad con respecto al nivel del fluido en el anular. Cuando ambos,
zapata y copie, son usados, la tubería de revestimiento debe permanecer
aproximadamente a 81 % de su llenado.
70
Figura N°13: Equipo Diferencial
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.23.11 Equipo de Cementación denominado Inner String o Sarta Interior
Es una técnica típicamente usada con tuberías de revestimiento de diámetro grande, en
donde la sarta de la tubería de perforación es colocada dentro de la sarta de la tubería de
revestimiento como un conductor para bombear fluidos de la superficie al anular entre
las dos sartas (anular con la tubería de revestimiento). El equipo de cementación con
sarta interior proporciona un medio para recibir y sellar la tubería de perforación pozo
abajo. Este equipo también es conocido como equipo "Stab-in", y está generalmente
disponible con receptáculo de candado y sin éste. Las zapatas y copies son básicamente
versiones grandes de los tipos previamente discutidos, con la adición de un receptáculo
de sello y superficie biselada. Las medidas más comunes son en tuberías de 10 % pg y
mayores.
71
Hay varios factores que afectan la eficiencia del desplazamiento durante el proceso de la
cementación primaria.
En los agujeros direccionales y horizontales el centrado de la sarta se torna más crítico
debido a que, por efecto de la gravedad, la tubería tiende a recargarse en la parte baja
del agujero y si no se cuenta con equipo eficiente de centrado, la calidad de la
cementación será baja, hasta llegar a los copies. En estos pozos deben emplearse
centradores sólidos que soporten perfectamente bien el peso de la tubería, sin
deformaciones ni cambio de posición, los centradores sólidos van integrados a la sarta
de la tubería de revestimiento y no restringen el área de flujo del anular. Por otra parte,
propician una distribución apropiada de la lechada alrededor de la tubería, sobre todo en
las zonas de interés.
No debe perderse de vista que el costo de los centradores sólidos es alto, por lo que se
recomienda su aplicación al centrado de la tubería en las zonas de interés.
2.24 Cementaciones por etapas
Esta operación se efectúa en pozos donde se requiere cubrir con cemento una gran
longitud, cementar una TR demasiado larga, o se tiene zonas de interés con
separaciones muy grandes o con pérdida de circulación debido al bajo gradiente de
fractura. Se utiliza la herramienta cople de cementación múltiple (CCM), la cual tiene
integrado un juego de camisas deslizables. La secuencia operativa de la primera etapa es
la misma que la que se describió con anterioridad.
72
La segunda etapa consiste en lanzar un tapón llamado torpado, que se utiliza para
romper los tornillos de corte en el CCM, deslizando la primera camisa haciendo la
apertura y la comunicación con el interior de la tubería de revestimiento.
Se establece la circulación y se procede a la operación de la segunda etapa como una
cementación normal. Al arribar el tapón de desplazamiento al CCM, la segunda camisa
del cople se desliza sellando los orificios de comunicación, observándose un incremento
de presión, señal de que el sello es efectivo.
Figura N°14: Cementación por Etapas
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
73
2.24.1 ACCESORIOS PARA TUBERÍAS CORTAS (LINER)
Cople de retención anti-rotacional: Es considerado como parte del equipo de
flotación. Presenta una combinación de asientos para canica de anclaje del Colgador
Hidráulico y para el Tapón Limpiador, todas sus partes interiores son fabricadas con
materiales fácilmente perforables.
Cople flotador y de retención: En un equipo integral, esta herramienta es utilizada en
combinación con un colgador mecánico, el empleo de los coples flotadores y de
retención es opcional y son utilizados para proveer la seguridad de una válvula de contra
presión extra. La selección del cople flotador debe ser compatible con la zapata
flotadora, su diseño anti-rotacional facilita la operación de molienda, y todas sus partes
interiores son fabricadas con materiales fácilmente perforables.
Cople flotador: La selección del equipo de flotación para un trabajo de tubería corta es
mucho más crítica que para una cementación de tubería convencional. Fallas en el
equipo de flotación pueden resultar en costosos trabajos de reparación, la selección del
cople flotador debe ser compatible con la zapata flotadora, se instala normalmente uno o
dos tramos arriba de la zapata flotadora, todas sus partes internas son fabricadas con
mate ríales fácilmente perforables.
74
EMPACADURAS (PACKERS): Empacaduras para boca de tubería de revestimiento
corta con unidad de sellos molibles, esta herramienta es muy versátil, pues combina
varias funciones:
1. Soltar la tubería de revestimiento corta después de operado el colgador.
2. Provee un sello efectivo en la boca de la tubería. Los sellos con los que cuenta
esta herramienta son activados al aplicar peso de la tubería de revestimiento por
medio de la sección con perros de la herramienta soltadora.
3. Cuenta con una extensión o receptáculo (puede ser de 3', 6', 10' o más de
longitud) para una futura extensión de la tubería.
4. Tiene un perfil, que en combinación con la herramienta soltadora y colgador
hidráulico, permite que la tubería de revestimiento corta pueda ser rotado
durante su introducción y así alcanzar la profundidad deseada.
5. También se utiliza con un colgador mecánico con "J" a la derecha.
También se utiliza en combinación con otro tipo de herramienta soltadora tipo y con un
colgador rotatorio, para rotar después de anclado el colgador, cuenta con un sistema de
sellos tipo chevron, para efectuar un sello hermético con el aguijón pulido que permita
efectuar las operaciones de introducción y cementación además de una válvula de
charnela que garantiza un aislamiento del sistema al terminar las operaciones, se
encuentra disponible en diámetros API, y especiales también, en los grados y pesos que
se requieran.
75
Empacador para boca de tubería de revestimiento corta para Instalarse después de
cementado, el empacador se corre después que la tubería de revestimiento ha sido
asentada o colocada en su posición, para permitir el máximo flujo anular durante la
cementación.
Este empacador se aloja y sella con los sellos chevron en el receptáculo previamente
instalado, la unidad de sellos actúa contra la tubería de revestimiento, aislando la boca
de la tubería de revestimiento corta y reteniendo altas presiones tanto por arriba como
por abajo.
Se encuentra disponible en diámetros API, y especiales también, en los grados y pesos
que se requieran, herramienta de tolerancia reducida en el espacio anular, diseñada para
obtener un sello efectivo y resistente para altas presiones en las bocas de tubería de
revestimiento cortas, cementadas o no.
Empacador para Boca de Liner con Unidad de Sellos Recuperables
Esta herramienta es muy versátil, pues reúne varias funciones:
Soltar la tubería de revestimiento corta después de operado el colgador. Provee un sello
efectivo en la boca de la tubería de revestimiento corta. Los sellos con los que cuenta
esta herramienta son activados al aplicar peso de la TP por medio de la sección con
perros de la herramienta soltadora.
Cuenta con una extensión o receptáculo (puede ser de 3', 6', 10' o más de longitud), para
una futura extensión de la tubería.
76
Cuenta con un receso donde se alojará la unidad de sellos recuperable, para formar un
sello hermético y asegurar que la operación sea por la parte inferior del sistema.
Se encuentra disponible en diámetros API, y especiales también, en los grados y pesos
que se requieran.
COLGADORES: Colgadores para tubería de revestimiento cortas
Herramienta para activar el empacador de BL
Se utiliza cuando se baja un empacador de BL operado con peso.
Se puede usar en combinación con varias herramientas soltadoras.
Durante la introducción de la tubería de revestimiento corta, esta herramienta va dentro
de la extensión del empacador de BL.
Después de la cementación de la tubería, se levanta para que salgan los "perros" los
cuales se posicionan en la parte superior del empacador para aplicar peso y activar el
empacador.
Tapón desplazador anti-rotacional: Diseñado para limpiar el interior de la tubería de
perforación; puede trabajar en diferentes diámetros de la misma tubería.
Sigue al cemento durante el desplazamiento, lo separa del lodo y se aloja en el tapón
limpiador; se ancla y se sella para formar juntos un tapón sólido. Su diseño anti-
rotacional facilita la operación de molienda.
77
Tapón limpiador anti-rotacional: Diseñado para limpiar el interior de la tubería de re-
vestimiento corta, se instala en el extremo inferior del aguijón pulido de la herramienta
soltadora.
En su interior recibe el tapón desplazador, que juntos forman un tapón sólido que viaja
por toda la tubería de revestimiento, limpia su interior y separa al cemento del lodo,
hasta alojarse en el copie de retención, en donde forma un sello de contra-presión
mientras termina de fraguar el cemento.
Herramienta soltadora para operar con un colgador mecánico o hidráulico rotando
durante su introducción
Su diseño anti-rotacional facilita la operación de molienda. Unidad de sellos recuperable
Provee de un sello positivo entre la herramienta soltadora y la tubería de revestimiento
corta durante las operaciones de circulación y de cementación.
Los sellos resisten altas temperaturas y presiones diferenciales.
Este tipo de unidades se utiliza con copies soltadores con perfiles adecuados.
Cuando se instalan las unidades recuperables, en el niple pulido los candados que tiene
no permiten que se salga de su posición, sólo hasta que se levante el Soltador al
terminar la operación de cementación ya que el niple tiene un diámetro menor en su
parte inferior en donde los candados se liberan, permitiendo sacar la herramienta.
78
2.25 UNIDADES CEMENTADORAS (DESCRIPCIÓN)
Los sistemas de mezclado por volumen y el de medición de aditivos líquidos han sido
diseñados para resolver los problemas de proporción encontrados con los materiales de
cementación. Sin embargo, las propiedades de la lechada se ven afectadas, no sólo por
la proporción entre cemento, agua y aditivos, sino también por el esfuerzo cortante que
ocurre durante el mezclado.
La operación apropiada de la unidad de mezclado debe resolver los problemas de
proporción entre la mezcla de cemento y el agua de mezcla: la proporción correcta le
dará a la lechada la densidad esperada y otras propiedades del diseño. La verificación
continua de la densidad de la lechada es esencial; sin embargo, algunas fluctuaciones de
la densidad durante el mezclado son inevitables. Tiempos prolongados de mezclado y
grandes volúmenes de lechada provocan lechadas más homogéneas.
Finalmente, la lechada debe ser hecha con la cantidad apropiada de esfuerzo cortante, la
cual es una función de la energía de mezclado y tiempo de mezclado. Dado que la
bomba centrifuga es un mecanismo cortante ideal, es recomendable incrementar el
volumen de lechada que se recircula.
Los recirculadores mezcladores están disponibles en una gran variedad de
configuraciones, montados en patines fijos, camiones y trailers, con máquina diesel o
eléctrica, con diferentes dimensiones.
79
Las cementadoras tienen ciertas características comunes en sus sistemas de mezclado.
Un tanque de surgencia que ayuda a mantener una alimentación uniforme de la mezcla
seca del cemento, con un rango de capacidad de 1.5 a 4.0 m³. Un recirculador con
mezclador de toberas de alta energía.
Uno o dos tanques de homogeneización con rango de capacidad de 6.3 a 50 bl. Las
dimensiones de las unidades más grandes están limitadas por su transportabilidad.
Dos bombas centrífugas de recirculación (o solamente una en las unidades más
pequeñas), con un gasto máximo de desplazamiento de hasta 25 bl/ min. (4 m³/min.)
Ambas bombas pueden efectuar cualquiera de las dos actividades, recircular la lechada
para mejorar el esfuerzo cortante y homogeneizarla o alimentar la lechada a la bomba de
alta presión para enviarla al pozo.
Un par de agitadores de paletas, actuadas hidráulica o eléctricamente, para mantener la
homogeneidad, un múltiple suficientemente versátil para usarse en una variedad de
combinaciones.
En algunos casos particulares, como trabajos chicos, o cuando las proporciones de
aditivos y la densidad de la lechada son muy críticas, el volumen total de lechada
necesaria para terminar el trabajo (incluyendo el exceso usual), es preparado antes de
ser bombeado al pozo. Los aditivos líquidos no son adicionados de forma medida y
controlada computarizada, en su lugar son vertidos directamente dentro del tanque, o
adicionados a través del mezclador de tobera.
80
Figura N°15: Locación Unidades Cementadoras
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.25.1 Bombas de Alta Presión
Todas las bombas de alta presión son del tipo reciprocante con tres tapones (triplex) o
cinco tapones (quintúplex) y las válvulas de succión y descarga son accionados por un
resorte de carga. La transformación del movimiento rotacional de la flecha de mando,
correspondiente al movimiento reciprocante, de los tapones (pistones), es generalmente
consumado por un cigüeñal conectado a un sistema de bastón de mando o algunas veces
por una placa motriz, conectado al sistema de bastón de mando. Estas bombas incluyen
un reductor de relación de velocidad fijada internamente.
Dependiendo del fabricante y del modelo la longitud de los tapones puede variar de 5 a
10 pg (12.5 a 25 cm).
81
La eficiencia global de las bombas no es mayor del 85 al 90 %. Si es presurizada
adecuadamente, la eficiencia volumétrica puede adquirir el 98 % con agua a un 80 % de
máxima velocidad. La construcción es particularmente robusta, permitiendo a la bomba
el manejo de lechadas más pesadas y abrasivas.
2.25.2 Pre-Mezclado
En este proceso se mezcla el total de los ingredientes (cemento, agua y aditivos) en un
tanque que cuenta con mecanismos de agitación continua, los cuales imparten energía
de mezclado adicional y homogeneización de la lechada antes de bombearla al pozo.
El mezclador de cemento por recirculación, ofrece una gran combinación de
capacidades:
a) Pueden mezclarse lechadas de cemento de hasta 2.64 gr/cm³.
b) Para trabajos críticos como cementación de tuberías cortas, tapones o
cementaciones forzadas, se logra un control exacto en la densidad.
c) Es muy útil para mezclado de lechadas con volúmenes bajos del orden de 8 bl o
menos.
d) Puede reducirse el gasto de mezcla hasta 0.5 bl/ min durante la operación.
e) Mejora las propiedades de la lechada debido a una mayor energía de mezclado.
f) Trabaja en circuito cerrado evitando la generación de polvo.
La principal característica de RCM es el sistema de recirculación a través de una bomba
centrífuga y un depósito con capacidad de 8 a 25 bl, divididos en dos secciones y
equipados con agitadores de turbinas.
82
El agua y el cemento seco son vertidos al primer compartimento del deposito con gastos
controlados mientras se agitan y circulan. La densidad se registra por medio de un
densómetro y las variaciones en peso se corrigen por ajuste manual de la cantidad de
agua y/o cemento. Una vez que se ha llenado el primer compartimento, la lechada
rebosa una mampara antes de iniciar a llenar el segundo compartimento. Esto ayuda a
liberar el aire atrapado en la lechada, de modo que la lectura de la densidad no se vea
afectada.
2.25.3 Ensayos de Laboratorio
1. Densidad y rendimiento de la mezcla.
2. Tiempo de filtrado.
3. Filtrado a alta presión y temperatura, estático y dinámico.
4. Reología para determinación de la viscosidad, caudales y presiones de
fricción.
5. Contenido de agua libre.
6. Tiempo de frague, curado, de la lechada de cemento.
7. Resistencia a la compresión del cemento fraguado.
8. Control potencial flujo de gas, gelificación de la mezcla de cemento.
9. Sedimentación de partículas sólidas cuando se deja en reposo.
10. Resistencia a la compresión del cemento a través del tiempo, no destructivo.
11. Compatibilidad entre lodo/preflujos/cemento.
83
2.25.4 Densidad y Rendimiento de la Mezcla
Los equipos tales como balanzas presurizadas, densímetros electrónicos o nucleares se
deben utilizar para controlar y verificar correctamente en laboratorio y en el campo los
valores de densidad diseñados.
El agregado de aditivos a la mezcla, afectan levemente o no tienen efecto sobre la
densidad y rendimiento de la mezcla.
Tabla N°1: Densidad de la Lechada
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.25.5 Tiempo de Espesamiento
La presión y temperatura afectan directamente el tiempo de espesamiento de las
lechadas de cemento y la resistencia a la compresión del cemento fraguado. La
temperatura tiene mayor efecto que la presión. A temperaturas elevadas la lechada se
deshidrata y fragua más rápidamente, ocasionando que disminuya el tiempo de
espesamiento.
84
El tiempo de espesamiento está definido como el tiempo que transcurre desde que se
mezcla el cemento con agua hasta que adquiere 100 Uc (unidades de consistencia)
medidas en un consistómetro a presión y temperatura.
Por esta razón es fundamental conocer perfectamente las temperaturas de circulación de
fondo de pozo BHCT.
El A.P.I. Ha establecido normas, características de los equipos y planillas de ensayo que
simulan las condiciones en diferentes profundidades, presiones y gradientes de
temperaturas, que cubren un amplio rango.
Se debe conocer con exactitud la temperatura para no cometer errores en el tiempo
estimado de colocación de la mezcla de cemento y el comportamiento de los aditivos
agregados a la mezcla con diferentes temperaturas.
2.25.6 Agua Libre
El agua libre es el volumen de agua que se separa de la mezcla en la parte superior de
una columna de cemento que se ha dejado en reposo o en forma de canales a través de la
columna de cemento. El fenómeno se produce por el exceso de agua que se agrega al
cemento y por sedimentación de las partículas sólidas de cemento. Debido a que el
cemento tiene un peso específico de 3,14 Kg/lts, el mismo se separa dejando una capa
de agua en la superficie llamada agua libre.
El laboratorio realiza los ensayos luego de agitar la mezcla durante 20 minutos, 80°F de
temperatura y presión atmosférica, registrando la viscosidad y dejando en reposo
durante 2 hr. la muestra en una probeta graduada de 250 ml.
85
El volumen de agua que se separa en la parte superior de la lechada esta reportado como
“contenido de agua libre de la lechada”.
Figura N°16: Prueba API de Liberación de Agua
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
2.26 Resistencia a la Compresión
El cemento requiere una determinada resistencia a la compresión para soportar las sartas
de casing, absorber los esfuerzos de la reperforación cuando se profundiza el pozo, se
realizan las operaciones de punzado para producción y tener durabilidad en la vida
productiva del pozo.
Es aceptado en la industria petrolera que una resistencia mínima de 500 psi es
suficiente.
En el laboratorio y según las Especificaciones de API, luego del curado (fragüe) del
cemento en una cámara de curado o autoclave, donde la lechada ha sido colocada en
moldes de 2” x 2”, con presiones y temperaturas estáticas de fondo de pozo durante
86
períodos de tiempo de 8, 12, 24 hr, etc., los cubos de cemento fraguado se colocan en
una prensa hidráulica y se los somete a esfuerzos de compresión.
Como regla general está establecida que la resistencia a la compresión es 8 a 10 veces
mayor que la resistencia a la tensión. Para evitar el daño al sello de cemento fraguado y
que se ha adherido perfectamente a la formación y al casing no debería ser perforado
(punzado, cañoneado, baleado) hasta que el cemento fraguado haya adquirido 2000 psi
de resistencia a la compresión o mayor.
2.27 Equipos e Instrumentos de Ensayo
• Consistómetro Presurizado
Figura N°17: Consistómetro Presurizado
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
• Equipo para curado y posterior ensayo de resistencia a la compresión.
87
Figura N°18: Equipo para curado y posterior ensayo de resistencia a la compresión
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
• Equipo para la determinación directa de la resistencia a la compresión
• U.C.A. (Ultrasonic Cement Analyser) Este último equipo permite la medición
indirecta de la resistencia a la compresión y resistencia de gel en condiciones
reales de pozo.
Figura N°19: Analizador Ultrasónico de Cemento
Fuente: Petroecuador
Elaborado por: Jhon Montoya
• Celda de Presión para la medición de la pérdida de filtrado
88
• Viscosímetro FANN con distintos niveles de velocidad
• Agitadores a paletas
• Baño térmico
2.28 Registros para Evaluar la Calidad del Cemento
Para que una completación cumpla con sus objetivos se debe tener una buena
cementación del espacio anular entre la tubería de revestimiento y la pared del hoyo,
que impida el flujo cruzado entre las formaciones. La determinación de la eficiencia del
cemento se determina con herramientas especiales de perfilaje que se describen a
continuación.
2.29 Registro de Adherencia del Cemento CBL
El CBL es un registro continuo de la amplitud de la primera onda de sonido que llega al
receptor a través de la tubería. Esta amplitud viene medida en milivoltios.
La amplitud de esta primera onda varía según las condiciones de la cementación de la
tubería; es máxima en presencia de la tubería libre y es mínima cuando una tubería está
perfectamente cementada.
Permite la evaluación cuantitativa del estado de la cementación a la tubería.
89
Grafica N°2: Herramienta CBL
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
2.30 Registro de la Densidad Variable de Onda VDL
Es un registro continuo de la amplitud de la forma de la onda sónica para un periodo de
mil microsegundos que siguen a la generación del sonido en un aparato transmisor.
Esta herramienta realiza una presentación cualitativa del tren completo de ondas que
llega a un receptor ubicado a cinco pies del transmisor. El grado de oscuridad registrada
de la onda aumenta con la amplitud de la onda positiva. La parte negativa es
representada en blanco, con el fin de diagnosticar el estado del cemento entre la tubería
y la formación.
90
En el VDL se utiliza el receptor, para poder diferenciar mejor entre las ondas de la
tubería y las ondas de la formación. Generalmente, la velocidad del sonido en la
formación es menor que en la tubería y, al utilizar un mayor espaciamiento, se permite
una mejor separación entre ambos trenes de onda.
Grafica N°3: Principio de Medición del VDL
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
Grafica N°4: Tipos de ondad de la Herramienta VDL
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
91
2.31 Evaluación de la Calidad del Cemento
Para realizar la evaluación cuantitativa de la calidad del cemento, además de usar la
interpretación de los registros CBL y VDL, se incluye una combinación de registros
rayos gamma, un localizador de cuellos (CCL) y el tiempo de propagación (TT) que
tarda la primera onda desde el transmisor hasta el receptor de tres pies.
El rayo gamma se emplea para correlacionar con los perfiles de pozo abierto y el
localizador de cuello, como referencia de profundidad para el cañoneo.
Grafica N°5: Ejemplo de Interpretación CBL y VDL
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
92
Con la siguiente figura se muestra un caso típico de la ayuda que presta el perfil CBL-
VDL para tomar decisiones. En el perfil ISF, de hoyo abierto se observa una capa
petrolífera entre 5135 5142 pies. De 5132 pies hacia arriba y de 5150 pies hacia abajo
existen arenas acuíferas. Se corrió un registro CBL-VDL para verificar la aislación y,
como se puede apreciar en la figura, el perfil muestra buena cementación por encima
como por debajo de la capa petrolífera.
Grafica N°6: Registro CBL-VDL
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
93
2.32 Registro de Adherencia de Cemento Compensado CBT
El CBT es una herramienta con dos transmisores acústicos separados por tres
receptores.Al igual que el CBL permite la evaluación cuantitativa del estado de la
cementación de la tubería, pero en forma más sofisticada.
Grafica N°7: Registro CBT Compensado
Fuente: Manual de registros PDVSA
Elaborado por: Jhon Montoya
La ventaja del CBT es que no es sensitivo a las variaciones en los transmisores, de
modo que no se requiere calibración de la señal. Es menos sensitivo a la
descentralización de la herramienta y a los fluidos en las formaciones; sin embargo, es
sensitivo a la formación de microanillos, a las formaciones rápidas y a los tiempos de
espesamiento del cemento.
94
CAPÍTULO III.
3 DATOS GENERALES DEL POZO YANAQINCHA ESTE E-22
Tabla N°2: Datos del pozo
Pad Yanaquincha
Pozo YAE-E22
Compañía Operadora UB-15
Nombre del Taladro Rig 132
Contratista del Taladro Helmerich & Payne
Elevación del Terreno 860.75 psnm
Elevación de la Mesa Rotaria 834.35 psnm
Coordenadas de Superficie:
Norte
Este
Latitud
Longitud
9959961.66 mN
30373760 mE
00° 21’43.43” S
76° 45’48.41” W
Coordenadas de Fondo
Norte
Este
Latitud
Longitud
9’960.816,414 mN
303.157,195 mE
00º 21 15.59” S
76º 46’ 7.16” W
Tipo de Pozo Direccional “J”
KOP 440’
95
Profundidad Total 10800’ MD / 10,144’ TVD
Máxima Inclinación 26.87º @ 9.390’
Inicio de Perforación Septiembre 15 / 2007, 01:30 hrs.
Final de Perforación Octubre 18 / 2007, 18:00 hrs.
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.1 Resumen del Pozo Yanaquincha Este E-22
El pozo Yanaquincha Este E-22 es un pozo tipo “J”, perforado para recuperar reservas
remanentes del reservorio “T” principal.
El pozo Yanaquincha Este E-22 fue perforado desde la plataforma Yanaquincha Este, es
un pozo de desarrollo para recuperar reservas remanentes del reservorio T Principal de
aproximadamente 2.4 MMBP.
El pozo Yanaquincha Este E-22 fue un pozo perforado por Halliburton en la campana
2007, el mismo es un pozo direccional tipo " J" modificado, con un desplazamiento de
3595' orientado para alcanzar las arenas "U" Inferior (Objetivo secundario) y " T"
Principal (Objetivo Principal), con un hoyo de 8 ½" a una profundidad en TVD de 9551'
y 9851' respectivamente.
En la fase de 16" a los 450' MD hasta 700' MD de 2°/100' se alcanzo 5° de inclinación
con 350° de azimuth, se mantuvo tangente hasta 1080' MD, construyendo ángulo desde
1080' a 2°/100' hasta alcanzar 23.75°, con un azimuth de 320.873°, a una profundidad
96
de 2056' MD, a partir de este punto se mantuvo tangencialmente hasta la profundidad
final de la fase de 16" @ 6004' MD, donde se asento el revestidor de 13-3/8" .
La fase de 12 ¼", se mantuvo tangencialmente hasta el tope de la formación Napo a
9447' MD, desde esta profundidad se aprovecho la tendencia a tumbar ángulo
naturalmente a 1°/100' hasta 10150' MD, donde se asentó el casing de 9-5/8", con una
inclinación de 16.72° y 320.868° de azimuth, esto es 20' dentro de la Caliza "A".
En la sección de 8 ½" se continuo tumbando ángulo naturalmente a 1°/100' hasta el
objetivo "T" Principal (10703' MD), obteniendo un ángulo de 12.73°, y 320.864° de
azimuth, el pozo terminara tangencialmente hasta la profundidad total de 10703' MD.
3.1.1 Resumen Cementación Revestidor 13-3/8”
Preparó y armó herramientas de la Cia Frank’s para bajar revestidor de 13-3/8”. Colocó
zapato con suelda fría, mas 2 juntas de casing, colocó collar flotador, bajo hasta 120’,
probó equipo de flotación, con 285 GPM, 400 psi, instaló 13 centralizadores de la Cia.
Halliburton dando un stand off de 82%, usados en los 500’ de la lechada tail, continuó
bajando hasta 5992’, rompiendo circulación cada 1500’, se uso: 117 juntas de 68 lbs, 30
juntas de 54.5, total 147 juntas, circuló 2 fondos arriba, desarmo fill up tool, colocó
cabeza de cementación, mas líneas, probo líneas con 3000 psi.
Cementó de acuerdo al programa: el cemento fue calculado con el diámetro de la broca
mas el 70%, Soltó tapón, bombeó 30 bl de tuned spacer y 20 bl de lavador químico,
seguido de 705 bl de lechada de cola de 13.5 lpg, mas 70 bl de lechada de cabeza de
15.6 lpg, soltó tapón superior, bombeo 10 bl de agua.
97
Desplazó con bombas del rig con 9484 stks, asentó tapón con 9610 stks, presión final de
desplazamiento fue de 800 psi, levanto presión hasta 1300 psi, back flow 4 bl. Retorno
186 bl de cemento.
Una vez terminada la cementación se observó un influjo de agua, Asentó casing @
5992’. Retiró cabeza de cementación, líneas, retiró herramientas de la Cia Frank’s,
limpió cellar, desconecto camisa del flow line.
Corto revestidor de 20”, fábrica y soldό medias lunas entre casing de 20” y 13-3/8”,
realizó top job, bombearon 30.6 bls de 15.7 lpg, cemento clase “A” (120 sx) más 2.5%
de cloruro de calcio.
3.1.2 Resumen Cementación Revestidor de 9-5/8”
Coloco zapato en junta de revestidor, mas 2 juntas de revestidor, coloco collar flotador,
probó equipo de flotación, bajo revestidor de 9 5/8" desde superficie hasta 5992',
rompió circulación @ 5992', continuó bajando revestidor de 9 5/8" hasta 10060', circuló
un fondo arriba para limpiar el hoyo con fill up tool con 500 gpm y 1400 psi. Desarmó
fill up tool, armó cabeza de doble de cementación, previa instalación de los tapones para
el desplazamiento, circuló con cabeza de cementación con 450 gpm y 700 psi.
Realizó reunión de seguridad y pre operacional previo a la cementación del revestidor
de 9 5/8". Probó líneas con 3000 psi, cemento de acuerdo al programa de Halliburton.
98
Soltó tapón de fondo, bombeó 30 bls de mud flush de 10.3 lpg, a 12 bpm, más 40 bls de
espaciador de 12 lpg, a 5 bpm, mezcló y bombeó 277 bls de lechada lead de 13.5 lpg a 7
bpm, seguido de 87 bls de lechada tail de 15.8 lpg a 5 bpm, soltó tapón superior,
bombeó 10 bls de agua de 8.34 lpg, a 8 bmp. Desplazó el cemento con lodo y las
bombas del rig a 10 bpm, con 7952 stks, asentó tapón superior con 1900 psi, back flow
4 bls.
Desarmó cabeza, más líneas de cementación, herramientas usadas para la corrida de
casing.
Zapato del casing de 9 5/8" quedó @ 10065', collar @ 9966’.
3.1.3 Resumen Cementación Liner de 7”
Conectó zapato de 7" más un tubo de liner de 7", colocó collar flotador, bajó liner de 7”
hasta 975', probó equipo de flotación con 300/350/400 gpm, 150/160/194 psi, instaló 37
centralizadores semirigidos de 7" x 8 1/4" (2 x junta) hasta el zapato de 9-5/8”,
cubriendo las arena de U inferior, principal T y Hollin, colocó un centralizador en el,
instaló colgador versaflex de 7" x 9 5/8", continuó bajando liner de 7" hasta 10065’.
Circuló con 300/350/400 gpm y 630/720/850 psi., continuó bajando liner de 7" con drill
pipe de 5" hasta fondo 10800’. Armó cabeza y líneas de cementación circuló con 450
gpm y 2200 psi.
99
Bombeó 40 bl de píldora viscosa con super sweep, circuló para limpiar hoyo, tomo
pesos de la sarta subiendo 235 klb, bajando 190 klb.
Realizó reunión de seguridad y preoperacional, conecto líneas a la cabeza de
cementación, probó con 6000 psi. Cemento de acuerdo al programa de Halliburton.
El volumen de la lechada fue calculado de acuerdo al caliper de 6 brazos más 15 % de
exceso.
Se bombeó 20 bl de píldora de tuned spacer, con el objeto de observar el
comportamiento de presión cuando la píldora salga por el anular, observando un
incremento de presión, indicando que el espaciador estaba removiendo los cortes,
mezclo las lechadas de cemento, inicio bombeo de fluidos, primero bombeó tren de
espaciadores y lavadores de la siguiente manera:
30 bl de mud flush, 50 bls de tuned spacer III de 16 lpg, este tren ayuda a una mejor
remoción de lodo y del mud cake, limpiando de manera eficaz el anular, seguido de 26
bls de lechada lead de 16 lpg, que cubrió 200 ft sobre el tope del liner, 20 bls de lechada
tail de 17 lpg que cubrió intervalo de interés dejando el tope 150’ bajo el zapato de 9-
5/8”. Desplazó con 40 bls de agua fresca, continuó desplazando con lodo se observó
enganche de tapones con 174 bls, adicional bombeó 28 bls con 2300 psi, asentó tapón
con 3000 psi, presurizó hasta 5000 psi.
100
Halliburton asentó colgador versaflex con 5200 psi, verificó asentamiento del colgador
tensionando con 100 klbs, asentó hasta 60 klbs para liberar setting tool. Se circuló en
reversa con 400 gpm, 1600 psi, levanto 25’ sobre el tope del liner, ok. Se observó
retorno de espaciador y lodo contaminado con cemento en superficie y desplazo lodo
Max drill G+ por agua fresca con 7500 stks.
Desarmó líneas, más cabeza de cementación, sacó tubería más setting tool desde tope de
liner de 7 pulgadas (9983 pies) hasta superficie y
Liberó setting tool.
3.2 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 Casing 13 3/8”
Casing 13 3/8”, 68 lb/ft @ 5992 ft
Temperatura Estática: 159 °F
Profundidad (MD): 5992 ft
Temperatura Circulante: 117°F
Longitud shoe track (ft): 81.65 ft
Gradiente Poro/Fractura: 0.4 / 0.7
101
3.2.1 Características Agujero
Diámetro Agujero (in): 16
Diámetro Lag test (in): 16.23
Caliper (S/N): N
% Exceso: 70 al diámetro broca
Diámetro Equivalente (in): 17.61
Gráfica N°8: Esquema del Pozo Casing Superficial 13 3/8”
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
102
3.2.2 Lodo de perforación
WBM
Base: Agua
Densidad (ppg): 10.4
Viscosidad Plástica (cp): 6
Punto de cedencia (lb/100 ft²): 16
Desarrollo de geles (lb/100 ft²): 13/18/22
3.2.3 Fluidos bombeados
Dual Spacer
Base: Agua
Volumen (bl): 30
Densidad (ppg): 12
Viscosidad Plástica (cp): 10.8
Punto de cedencia (lb/100 ft²): 18.4
103
3.2.4 Lechadas
Lead Tail
Sacos: 2350 340
Volumen (bbl): 705 70
Tope de cemento: Superficie 5492
Densidad (ppg): 13.5 15.6
Rendimiento (ft³/sx 1.69 1.18
Requerimiento de Agua (gal/sx): 8.9 5.21
Viscosidad Plástica (cp): 13.46 @ 117 F 53.82 @ 117 F
Punto de Cedencia (lb/100 ft²) 22.01: @ 117 F 30.18 @ 117 F
Tiempo de bombeabilidad (hh:mm): 05:46 04:26
Esfuerzo de compresión (psi): 679 PSI @ 24 hrs 3302 PSI @ 24 hrs
3.2.5 Desplazamiento
Volumen bombeado (bl): 892
Capacidad bombas (bl/str): 0.093
Eficiencia %: 97%
104
Gráfica N°9: Cementación Casing Superficial 13 3/8” Pozo Yanaquincha Este E-22
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.2.6 Descripción
El lodo fue acondicionado por 4 horas a 12 bpm y 580 psi. Reciprocamos la tubería
durante el trabajo aproximadamente unos 8 ft. Se colocaron 13 centralizadores en los
500 ft de la lechada tail, obteniendo un stand off de 82%. EL volumen de cemento fue
calculado con el diámetro de la broca mas el 70% (17.61 in). Se realizó la reunión de
seguridad con todos los miembros involucrados en el trabajo. Se realizó la prueba de
líneas con 3000 psi. El bombeo de fluidos empezó con 30 bl de Tuned Spacer y 20 bl
de lavador Químico.
105
EL bombeo se realizó según lo programado, 705 bbl de lechada de relleno de 13.5 ppg y
70 bbl de lechada principal con una densidad de 15.6 ppg.
El desplazamiento inició con 10 bbl de agua desplazada por la unidad de cementación.
Después empezó el desplazamiento con las bombas del taladro, el cálculo teórico de
desplazamiento fue de 882 bl con 9484 stk, el tapón llegó al collar con un 9610 stk.
La presión final de desplazamiento fue de 800 psi, se elevó hasta 1300 psi y se mantuvo
por 5 min. El equipo de flotación funciono correctamente y se obtuvo 4 bbl de back
flow. El retorno fue de 186 bls de cemento.
Esto resulta de considerar un cálculo del diámetro de hueco 16.23” lag test + 15%
exceso. Finalizada la cementación, se observo influjo de agua.
Realiza top job, soldando una platina en el anular. Se bombearon 120 sx de Cemento +
con 2.5% de cloruro de calcio.
Gráfica #10 Presión Real y de Diseño Cementación Casing Superficial 13 3/8”
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
106
3.3 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 casing 9 5/8”
Casing 9 5/8”, 47 lb/ft, N-80 @ 10065 ft
Temperatura Estática: 199 °F
Profundidad (MD): 10065 ft
Temperatura Circulante: 164 °F
Longitud shoe track (ft): 95 ft
Gradiente Poro/Fractura: 0.4 / 0.7
Características Agujero
Diámetro Agujero (in): 12.25
Diámetro Lag test (in): 12.5
Caliper (S/N): N
% Exceso: 30% al lag test
Diámetro Equivalente (in) 13.241
107
Gráfica N°11: Esquema del pozo Casing 9 5/8”
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.3.1 Lodo de perforación
WBM
Base: Agua
Densidad (ppg): 10.3
Viscosidad Plástica (cp): 8
Punto de cedencia (lb/100 ft²): 18
Desarrollo de geles (lb/100 ft²): 11/14/19
108
3.3.2 Fluidos bombeados
Mud Flush
Base: Agua
Volumen (bbl): 30
Densidad (ppg): 8.4
Viscosidad Plástica (cp): 1
Punto de cedencia (lb/100 ft²): 0
Base: Agua
Volumen (bbl): 40
Densidad (ppg): 12
Viscosidad Plástica (cp): 14.95
Punto de cedencia (lb/100 ft²): 20.24
109
3.3.3 Lechadas
Lead Tail
Sacos: 909 421
Volumen (bbl): 277 87
Tope de cemento: 5592 9065
Densidad (ppg): 13.5 15.8
Rendimiento (ft³/sx): 1.71 1.16
Requerimiento de Agua (gal/sx): 9.11 5.08
Viscosidad Plástica (cp): 44.85 @ 164 F 119.60 @ 164 F
Punto de Cedencia (lb/100 ft²): 18.46 @ 164 F 28.76 @ 164 F
3.3.4 Tiempo de bombeabilidad
(hh:mm): 05:55 04:23
Esfuerzo de compresión (psi): 500 PSI @ 14 hrs 500 PSI @ 6.07 hrs
Desplazamiento
Volumen bombeado (bbl): 720
Capacidad bombas (bl/str): 0.0904
Eficiencia %: 94 %
110
Grafica N°12: Cementación Casing Superficial 9 5/8”
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.3.5 Descripción
Mud Flush, Tuned Spacer fueron diseñados para desplazar el lodo, limpiando el anular
dejando las paredes mojadas por agua para permitir una mejor adherencia de las
lechadas de cemento.
Acondicionamiento de lodo fue realizado por 2 horas a 480 gpm y 697 psi.
Se colocaron 22 centralizadores en los 1000 ft que cubría la lechada tail, obteniendo un
stand off de 70%.
111
EL volumen de cemento fue calculado con el diámetro del lag test más el 30% (13.241
in).
Se realizó la reunión de seguridad con todos los miembros involucrados en el trabajo.
Se realizó la prueba de líneas con 3000 psi.
El bombeo de fluidos empezó con 30 bl de Mud Flush y 40 bl de Tuned Spacer.
EL bombeo se realizó según lo programado, 277 bbl de lechada de relleno de 13.5 ppg y
87 bbl de lechada principal con una densidad de 15.8 ppg
El desplazamiento se realizó con las bombas del taladro, se inició con 10 bbl de agua.
El cálculo teórico de desplazamiento fue de 730 bbl, con 97% de eficiencia 0.093341
bls/stk (7713 stks) pero durante la operación sentó tapón con 7950 stks, se aplico la
Norma API 5CT.
La eficiencia real de las bombas del taladro estuvo en 94%.
El tapón llegó al collar con 730bl.
La presión final de desplazamiento fue de 1400 psi, se elevó hasta 1900 psi y se lo
mantuvo por 3 min.
El equipo de flotación funcionó correctamente y se obtuvieron 4 bl de back flow.
Comparando las presiones de diseño versus reales se puede concluir que el hueco estuvo
más pequeño que el considerado ya que se manejaron presiones más altas.
112
Grafica N°13: Presión Real y de Diseño Cementacion Casing 9 5/8”
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.4 Reporte Cementación Yanaquincha Este E-22 Liner de Producción 7”
Liner de Producción 7’’ 26 lb/ft @ 10800 ft
Temperatura Estática: 222 °F
Profundidad (MD): 10800 ft
Temperatura Circulante: 175°F
Longitud Shoe Track (ft): 49.32 ft
Gradiente Poro/Fractura (psi/ft): 0.4 / 0.75
Caracteristicas de hueco
Diametro (in): 8.5
113
Diametro lag test (in): N/A
(6 brazos)
9.00 Lead
Caliper (S/N): 8.69 Tail
% Exceso: 15
9.26
Diámetro equivalente (in): 8.91
Gráfica N°14: Esquema del Pozo Liner de Producción
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
114
3.4.1 Lodo de perforación
WBM
Base: Agua
Densidad (ppg): 9.2
Viscosidad plástica (cp): 18
Punto de Cedencia (lb/100 ft²): 16
Desarrollo de gel 0s/10s/10 min: 6/8/10
3.4.2 Desplazamiento
Volumen bombeado (bl): 205
Capacidad de las bombas (bl/str): Desplazado por HES
Eficiencia %: ----
3.4.3 Fluidos bombeados
Mud Flush (Lavador)
Base: Agua
Volumen (bl): 30
Densidad (ppg): 8.4
Viscosidad plástica (cp): 1
115
Punto de Cedencia (lb/100 ft²): 0
Tuned Spacer III
Base: Agua
Volumen (bl): 50
Densidad (ppg): 11.0
Viscosidad plástica (cp): 25.42
Punto de Cedencia (lb/100 ft²): 18.11
3.4.4 Lechadas
Lead Tail
Sacos: 130 100
Volumen (bbl): 26 20
Tope de Cemento: 9633 10182
Densidad (ppg): 16.0 16.5
Rendimiento (ft3/sx): 1.19 1.12
Requerimiento de Agua (gal/sx): 5.12 2.91
116
Viscosidad plástica (cp): 152.5 @ 222 F 213.79 @ 222 F
Punto de Cedencia (lb/100 ft²): 25.21 @ 222 F 39.05 @ 222 F
3.4.5 Tiempo bombeable
(hh:mm) @ 70 Bc: 07:22 02:40
Esfuerzo de compresión (psi): 2037 PSI @ 24 hrs 3500 PSI @ 24 hrs
Gráfica N°15: Cementación Liner de Producción
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
117
3.4.6 Descripción
Se colocaron 37 centralizadores los cuales fueron ubicados dos por junta hasta el zapato
de 9 5/8” a lo largo de las zonas de producción cubriendo la arenas Hollin, “T principal”
y “U inferior” colocando un centralizador por junta en la zona del overlap.
El volumen de lechadas fue realizado tomando en cuenta los resultados del caliper de 6
brazos.
Para cálculos de volúmenes se consideraron dos diámetros promedio, uno para la
sección cubierta por la lechada tail y otro para la zona cubierta por la lead, se considero
un 15% de exceso.
Se bombearon volúmenes de 26 bbl para la lechada Lead con lo que se cubrió 200 ft
sobre el tope del liner; 20 bbl para la lechada Tail con lo que se cubrió el intervalo de
interés dejando el tope 150 ft bajo el zapato de 9 5/8”.
Se recomienda seguir utilizando el caliper de 6 brazos el cual ayuda a clarificar de
mejor manera la geometría del pozo y optimizar así el exceso de volúmenes bombeados.
Una vez en fondo la tubería, se acondicionó el pozo a un caudal de 400 gpm con
presiones variantes desde 1025 psi hasta 2200 psi. por lo que se decidió bombear una
píldora para remover las impurezas.
118
Una vez que llegó la píldora a superficie y se observó que la presión disminuyó 1480
psi. se bombeó una píldora de 20 bl de Tuner Spacer, con el objetivo de observar el
comportamiento de la presión cuando ésta salga por el anular, efectivamente hubo un
incremento de la presión indicando que el espaciador estaba removiendo recortes.
Después se decidió iniciar la pre-mezcla de cemento.
Se recomienda continuar con esta buena practica con lo que se consigue acondicionar el
lodo y mediante el Tuner Spacer III, remover recortes que el lodo no pueda acarrear.
Como colgador de liner se usó uno tipo expandible ‘Versaflex’ cuya ventaja principal es
permitir movimiento de la tubería con rotación y reciprocación antes y durante la
cementación.
Además, es recomendable usar raspadores por debajo de la zona de transición lo cual
mejora la remoción del cake de la zona de interés.
Luego de premezclar las dos lechadas se inició con el bombeo de fluidos, primeramente
se bombeo el tren de espaciadores y lavadores de la siguiente mantera: 15 bl de mud
flush, 25 de tuned spacer III, 15 bl de mud flush y 25 de tuned spacer.
Este tren ayuda a una mejor remoción del lodo y del mud cake, limpiando de una
manera más eficaz el anular.
El desplazamiento se inició con 40 bls de agua, y se completó con 171 bbl de lodo, se
observó enganche de tapones con 2300 psi y se asentó tapón con 3000 psi y se presurizo
hasta 5000 psi. que el tapón llegó 6 bbl antes del volumen teórico.
119
Back flow de 3.5 bl, es decir el equipo de flotación trabajo bien.
Las presiones durante el desplazamiento eran mayores a los valores simulados, lo que
podría suponerse un tipo de empaquetamiento.
Al momento de expandir el versaflex se observó la expansión de 3 elastómeros, se
desconectó el versaflex circulando por directa 20 ft, luego se circuló en reversa, en los
retornos se observó espaciador y cemento contraminado.
Se recomienda mantener la buena práctica del lavado de líneas antes de iniciar el
desplazamiento para evitar presencia de cemento sobre el collar.
Los volúmenes desplazados fueron contabilizados electrónicamente y físicamente en las
cajas de desplazamiento de la unidad.
A continuación anexa se encuentran las gráficas comparando valores de presión
simulados y reales durante la operación.
Así también el proceso de expansión del Versaflex.
120
Gáafica N°16: Presión Simulada Durante el Desplazamiento Liner de Producción
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
3.5 Resultados de la Cementación
Los resultados de la cementación reflejan una buena adherencia del cemento tanto a
formación como a casing; aplicando las mejores prácticas de Halliburton, a pesar de ser
una zona de alta presión, esto también se debe al uso de aditivos expansivos como son
el Super CBL y el Microbond.
121
Figura N°20: Resultados de la Cementación
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
122
El intervalo que va ser cañoneado (10212 – 10218’ 10224 – 10228’ 10232 – 10238’)
presenta un excelente sello que son el resultado de presentar en esa zona un hueco en
calibre, un stand off por encima de 85%, un diseño de lechadas considerando el sistema
well life, uso de buenas practicas para colocar el cemento en el anular con un alto
caudal de desplazamiento (10 bpm).
En la lechada de cola optimizamos el diseño por la necesidad de cubrir una zona de alta
presión como Hollin, adicionando un aditivo que entrega propiedades de angulo recto
de fraguado, presentando geles muy bajos a los diez minutos.
Figura N°21: Resultados de la Cementación
Fuente: Halliburton
Elaborado por: Jhon Montoya
123
3.6 Resumen de Información de Fluidos de Perforación Relacionada con el
Proceso de Cementación Sección Superficial
• Se corre casing de 9 5/8" hasta 10065 ft, sin problemas.
• Circula un fondo arriba, hasta hueco limpio.
• Arma cabeza de cementación.
• Continúa circulando por 30 minutos.
• Reunión de seguridad.
• Arman y prueban líneas de Halliburton con 3000 psi por cinco minutos.
• Soltó bottom plug.
• Bombea 30 bbl de mud flush (10.3 ppg).
• Bombea 40 bbl de espaciador (12 ppg).
• Bombea 277 bbl de lechada lead (13.5 ppg).
• Bombea 87 bbl de lechada tail (15.8 ppg).
• Soltó top plug.
• Bombea 10 bbl de agua.
• Desplaza cemento con 741 bbl de lodo (7952 STK).
• Asienta tapón con 1900 psi.
• Desarma cabeza de cementación y líneas de Halliburton.
• Espera fragüe de cemento.
• Corta casing de 9 5/8".
• Arma y prueba BOP.
• Acondicionó lodo para el trabajo de cementación.
Halliburton consumió barita (71 sx) para el trabajo de cementación.
124
3.7 Sección Intermedia
• Cambia cables en la caseta TDS, probando funcionamiento de RPM, ok. Arman y
bajan herramienta direccional, prueba motor y MWD, ok (650 gpm y 500 psi).
• Perfora cemento, cuello flotador (5911 ft) y zapato hasta 6005 ft.
• Bombea 40 bbl de agua y desplaza lodo con sistema Maxdrill G+ con 420 gpm y
1050 psi. Prueba FIT 878 psi (peso del fluido equivalente 12 ppg). Perfora hasta
6170 ft.
• Perfora cemento y 10 ft de formación con fluido Gel - Nitrato de Calcio utilizando
circuito corto.
• Desplaza Fluido Gel - Nitrato de Calcio por Maxdrill G+ con 9100 STK.
• Realiza prueba FIT con 878 psi (peso equivalente del fluido 12 ppg), ok. Continúa
perforando hueco de 12 1/4" con fluido Maxdrill G+.
• Incrementa densidad al lodo, incorporando píldoras viscosas pesadas al sistema.
• Añade Stardrill y Qstop fine mientras perfora el conglomerado superior de Tiyuyacu
para reducir el filtrado y como agente de puenteo respectivamente.
• Transfiere constantemente PHPA desde shear tank para mantener propiedades del
fluido.
• Se bombea píldoras viscosas y viscosas pesadas en cada parada perforada para
limpieza del hueco.
• Continúa corriendo casing de 9 5/8" hasta 10065 ft, sin problemas.
• Circula un fondo arriba, hasta hueco limpio.
• Arma cabeza de cementación.
125
• Continúa circulando por 30 minutos.
• Reunión de seguridad.
• Arman y prueban líneas de Halliburton con 3000 psi por cinco minutos.
• Soltó bottom plug.
• Bombea 30 bbl de mud flush (10.3 ppg).
• Bombea 40 bbl de espaciador (12 ppg).
• Bombea 277 bbl de lechada lead (13.5 ppg).
• Bombea 87 bbl de lechada tail (15.8 ppg).
• Soltó top plug.
• Bombea 10 bbl de agua.
• Desplaza cemento con 741 bbl de lodo (7952 STK).
• Asienta tapón con 1900 psi.
• Desarma cabeza de cementación y líneas de Halliburton.
• Espera fragüe de cemento.
• Corta casing de 9 5/8". Arma y prueba BOP.
• Acondicionó lodo para el trabajo de cementación.
Halliburton consumió barita (71 sx) para el trabajo de cementación.
126
3.8 Sección de Producción
• Baja BHA # 10.
• Perfora cuello flotador y zapato.
• Realiza prueba casing.
• Perfora 10 ft de formación hasta 10075 ft.
• Desplaza lodo de 10 ppg por lodo de 9.0 ppg.
• Realiza FIT con peso equivalente de12 ppg.
• Perfora hasta 10240 ft.
• Perfora equipo de flotación y zapato con fluido de 10.3 ppg.
• Trata contaminación de cemento con Bicarbonato de Sodio.
• Perfora 10 ft de formación y desplaza fluido Maxdrill de 10.3 ppg por fluido
Maxdrill de 9.0 ppg con concentración de Carbonato de Calcio y químicos de
acuerdo al programa de Fluidos de Perforación.
• Realiza FIT con un peso del lodo equivalente de 12 ppg, por 10 min.
• Continúa bombeando píldora de limpieza con super sweep cada dos paradas
perforadas.
• Continúa circulando y bombea 2 píldoras 40 bbl de píldora viscosa con super sweep.
• Circula hasta tener retornos limpios.
• Bombea 40 bbl de píldora con lubricante e inhibidor de arcillas (9,4 ppg), spotea la
misma con 1850 STK.
• Saca tubería hasta el zapato del casing de 9 5/8" sin problemas.
• Bombea 30 bbl de píldora pesada (11.2 ppg) para continuar sacando la tubería.
127
• Saca hastasuperficie, y desarma BHA de limpieza. Arma herramienta de Franks para
bajar linner de 7".
• Corre linner de 7" con DP de 5" sin problemas hasta fondo (10800 ft). Circula y
bombea 40 bbl de píldora con super sweep.
• Circulando previo a la cementación.
• Al llegar a fondo con BHA de limpieza, bombea 2 píldoras de limpieza con Super
Sweep (en intervalo de 30 minutos) y circula hasta hueco limpio.
• Para corrida de liner deja en fondo una píldora viscosa pesada (9.4 ppg) con químico
inhibidor y lubricante.
• Acondiciona fluido para el trabajo de cementación
. Halliburton utilizó 90 sx de Carbonato de Calcio para la cementación.
• Continúa circulando con liner de 7" en fondo.
• Cementa liner según programa de Halliburton.
• Circula en reversa por 2 horas.
• Saca tubería hasta superficie.
• Al circular en reversa obtiene retorno de 50 bbls de lodo contaminado con cemento,
50 bbl de cemento y 80 bbl de espaciadores, todo este volumen es recibido en el
tanque de cortes.
• Limpia cemento desde 10695 ft hasta 10741 ft. Bombea 4 píldoras viscosas para
limpieza.
• Desplaza agua fresca por KCl de 8.9 ppg. Saca tubería hasta superficie. Cambiando
nipple campana por shooting nipple.
128
3.9 Registros
Se corrieron los registros para evaluación de cementación CAST VCBL- MSG-GR-
CCL en el intervalo desde 9840’ a 10752’, que tiene un casing de 7” 26 #/ft.
En la toma del registro no se encontró tubería libre en la sección de 7”.
La sección principal se registró con 600 psi de presión en cabeza, y la sección repetida
se registró con 0 psi.
Del análisis de la sección repetida y principal, sin y con presión respectivamente se
determina la no presencia de microanulus entre cemento y revestidor de 7”.
En general se puede decir que se tiene una buena cementación con las siguientes
indicaciones: en el intervalo comprendido entre 10264’ – 10280’ y 10296’ – 10340’ se
puede observar arribos de casing que determinan una mala adherencia casing-cemento,
sin embargo se puede apreciar arribos de formación que nos indican una cementación
parcial.
El mapa de impedancias del CAST-V corrobora este análisis ya que en el observamos
que hay presencia de cemento pero también se observa una canalización entre cemento
y casing en este tramo, en todo caso existe un buen aislamiento ya que se tiene buen
cemento tanto en el intervalo 10280’ – 10296’, hacia arriba de 10264’ y debajo de
10340’.
129
En forma análoga se puede hacer referencia al intervalo 10550’ – 10650’ en el que se
encuentra cementaciones parciales pero buenos sellos de aislamiento entre las areniscas
T y Hollín.
Adicionalmente cabe indicar que se observa la presencia del doble casing (7” y 9 5/8”) a
la profundidad de 10062’. Se puede observar que el casing de 7” no esta totalmente
centralizado en el de 9-5/8” en todo el intervalo lo que es comprobado por el efecto de
“Huevo Frito” en el mapa de impedancias.
Finalmente se debe indicar que también ha sido presentado el registro de impedancias
dividido en nueve sectores para el adecuado análisis de las impedancias independiente
del tipo y peso del cemento utilizado.
130
CAPÍTULO IV.
4 ANÁLISIS ECONÓMICO EN RELACIÓN AL PROCESO DE
CEMENTACIÓN POZO YANAQUINCHA ESTE E-22
4.1 COSTO ESTIMADO Y COSTO REAL SERVICIOS CEMENTACIÓN
Tabla N 3 Costo estimado y costo real servicios cementación
SERVICIOS COSTO
ESTIMADO
COSTO
REAL
DIFERENCIA COMENTARIOS
Cementación 380000 347000 33000
Elaborado por: Jhon Montoya
4.2 COSTO ESTIMADO Y COSTO REAL SERVICIOS HALLIBURTON
Tabla N 4 Costo estimado y costo real servicios halliburton
SERVICIOS COSTO
ESTIMADO
COSTO
REAL
DIFERENCIA COMENTARIOS
Q Max Lodos 71000 77000 -6000
Brocas 131000 131000 0
Sperry Sun 500000 725000 -225000
Logging 157000 165000 -8000
Cementación 380000 347000 33000
Versaflex 70000 68000 2000
PM 81000 117000 -35000
HES 102000 8000 94000
131
TOTAL 1319000 1553000 -234000
SERVICIOS COSTO
ESTIMADO
COSTO
REAL
DIFERENCIA COMENTARIOS
Terceros 2708000 217100 538000
Servicios
Halliburton
1319000 1553000 -234000
Taladro 1068000 1060000 8000
Total 5095000 4784000 311000
Elaborado por: Jhon Montoya
132
4.3 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS
CEMENTACIÓN
Gráfica #17 Costo Estimado - Costo Real Cementación
Elaborado por: Jhon Montoya
4.4 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS
HALLIBURTON
Gráfica #18 Costo Estimado - Costo Real Servicios
Elaborado por: Jhon Montoya
0
100000
200000
300000
400000
Costo Estimado
Costo Real Diferencia
33000
347000
380000
-500000
0
500000
1000000
1500000
2000000
Costo Estimado
Costo Real Diferencia
-234000
1553000
1319000
133
4.5 GRÁFICO COSTO ESTIMADO VS COSTO REAL SERVICIOS
TOTALES
Gráfica #19 Costo Estimado - Costo Real Servicios Totales
0
1000000
2000000
3000000
4000000
5000000
6000000
Costo Estimado
Costo Real Diferencia
311000
4784000
5095000
134
4.6 ANÁLISIS DE TIEMPO EN RELACIÓN AL PROCESO DE
CEMENTACIÓN POZO YANAQUINCHA ESTE E-22
Tabla N 5 Análisis de tiempo
ACTIVIDAD SECCIONES TOTAL
16” 12-1/4” 8.5”
Lavado de
cementación
3.5 3 6.5
Cementación 8 5 3.5 16.5
Total Horas 11.5 8 3.5 23
Total Días 0.48 0.333 0.146 0.959
ACTIVIDAD
SECCIONES TOTAL
16” 12-1/4” 8.5”
Perforadora
BOP 11 8.5 3 22.5
Limpieza del
Conductor
0
BHA 9 5 8 22
Limpieza de
Cementación
3.5 3 6.5
Perforación 83.5 343 28.5 455
135
Extracción de
Núcleos
0
Drill Float
Equipment
0
Wiper trip 10.5 10.5
Wash & Ream 0.5 0.5
Sacada de Tuberia 24 10.5 15.5 50
Circulación 17.5 7 11 35.5
Servicio de
Perforadora
6.5 2.5 0.5 9.5
Corrida de
Registros
10.5 10.5
Corrida de Casing /
Liner
11 13.5 12 36.5
Cementación 8 5 3.5 16.5
Cabezal de pozo,
Valvulas
7.5 3.5 11
CIT & FIT 1 1
Otros 2 0.5 2.5 5
Completación 0
Top Job 1 1
WOC 3 3
136
Fraguado Liner 0
M/U Stands 0
Total Horas 186 415.5 95 696.5
Total Dias 7.75 17.31 3.96 29.02
Elaborado por: Jhon Montoya
137
CAPÍTULO V.
5 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
La toma de registros se la realizó sin inconvenientes y se cumplió con el objetivo
planificado.
Las operaciones se realizaron sin incidentes de seguridad y de medio ambiente.
La utilización de herramientas INSITE y JAR, permiten realizar las operaciones
cumpliendo los estándares de calidad y seguridad requeridos por Bloque 15,
disminuyendo el tiempo de operación.
La utilización del Rayos Gamma Espectral (CSNG), permite realizar una más
adecuada evaluación de la formación, debido a que permite identificar arcillas de
arenas sucias, con alto contenido de Uranio; lo que redunda en una mejor
determinación de las reservas.
En general los registros de cementación nos indican una buena cementación,
determinándose aislamientos entre las zonas Hollín, Arenisca T y Arenisca U.
138
5.2 RECOMENDACIONES
Tubería conductora: Para la cementación de la tubería conductora los re-
querimientos son mínimos, debido a la poca profundidad de asentamiento de
esta sarta (promedio 164ft). De hecho, únicamente dos factores deben cumplirse:
El tiempo de bombeo, el cual debe ser suficiente para efectuar la preparación de
la lechada bombeando al pozo y el desplazamiento de la misma.
El desarrollo de la resistencia a la compresión a las 8 horas que debe ser mínimo
de 105 kg/cm² en condiciones ambientales de presión y temperatura.
Tubería superficial: Para perforar la sección del pozo donde se introducen las
tuberías superficiales, se emplean fluidos de control con densidades bajas,
debido a que el agujero atraviesa zonas poco consolidadas que no soportan
cargas hidrostáticas mayores.
En la cementación de esta tubería de revestimiento se emplean generalmente dos
lechadas de cemento:
Una lechada extendida con:
La mayor densidad posible sin perder de vista evitar fracturar la formación.
El diseño de esta lechada se ajusta a un valor de filtrado. Para lograrlo se emplea
un agente controlador de filtrado especial para lechadas extendidas, combinado
con un porcentaje bajo 0.2 % de un agente fluidizante que ayude al agente de
control de filtrado.
139
Fluidez. Normalmente las lechadas extendidas emplean una relación alta de
agua/cemento.
El tiempo de bombeo se regula usando un agente retardador de fraguado para
temperaturas bajas o moderadas, con un tiempo de bombeo equivalente al
tiempo mínimo necesario para la operación.
La segunda lechada con:
Densidad normal, es decir se emplea el requerimiento API de agua normal de la
mezcla (11 Uc a los 20 minutos normatividad Spec 10)
Se regula el filtrado con un agente de control para lechadas con densidad normal
y un dispersante a una concentración baja del orden de 0.2 o 0.3 % por peso de
cemento, bajo condiciones de temperatura de circulación de fondo, para obtener
una mejor distribución del tamaño de partícula y ayudar al agente de control de
filtrado en su trabajo, así se vuelve impermeable el enjarre del cemento formado.
Después de obtener el valor de filtrado deseado, se procede a mejorar la fluidez
de la lechada; se aumenta un poco el porcentaje del agente dispersante, de tal
manera, que se reduzcan al máximo las pérdidas de presión debidas a la fricción
durante el desplazamiento en el espacio anular.
El tiempo de bombeo debe considerar únicamente el tiempo de mezclado y
bombeo de este último cemento, a una velocidad de 1 ton/min, más el tiempo de
desplazamiento al mayor gasto posible sin fracturar la formación y un factor de
seguridad máximo de 1 hora.
140
El punto de cadencia de la lechada debe tener un valor numérico de 0 o inferior a
0 o el fluido deja de ser no-newtoniano para convertirse en newtoniano.
Debe desarrollar alta resistencia a la compresión bajo condiciones de
temperatura estáticas de fondo, dentro de las primeras 12 horas de reposo
después del desplazamiento, debido a que sirve de amarre a la zapata; este
cemento comúnmente se proyecta para cubrir de 300 a 400 metros del fondo
hacia arriba.
Tubería intermedia
Los procedimientos de diseño de esta lechada son similares a los descritos para
las tuberías de revestimiento superficiales, es decir:
En la cementación de esta tubería de revestimiento se emplean, generalmente,
dos lechadas de cemento:
Una lechada extendida con:
La densidad de 1.60 gr/cm³ sin perder de vista la posibilidad de llegar a fracturar
la formación y, por otro lado, que la resistencia a la compresión desarrollada por
esta mezcla no caiga a valores inferiores a los 70 kg/cm² en un tiempo de 12 a 24
hrs de reposo, bajo las condiciones de fondo. Este cemento cubre la mayor
longitud de la tubería que se va a cementar en el espacio anular.
El diseño de esta lechada es similar al descrito anteriormente para tuberías
superficiales, correspondiente al cemento de baja densidad.
141
La segunda lechada con
Densidad normal, es decir se emplea el requerimiento de agua normal de la
mezcla.
El diseño de esta lechada es similar al descrito anteriormente para tuberías
superficiales, correspondiente al cemento de densidad normal.
Tubería de explotación
En la mayoría de los pozos del sistema, la primera tubería de revestimiento de
explotación cementada es una tubería corta de 7" de diámetro y la segunda es
una tubería corta de 5 1/2 a 3" de diámetro.
En la cementación de estas tuberías de revestimiento se emplean las siguientes
alternativas de lechada:
Lechadas con densidad normal
Densidad. Debido a la profundidad de asentamiento de estas sartas, se requiere
de la adición de harina sílica malla 325 para evitar la regresión de la resistencia a
la compresión. En este caso, la densidad es de 1.93 gr/cm³ con cemento clase
"H" y 52% de agua por peso de cemento.
Control de filtrado. Se procede a moderar el filtrado empleando un agente de
control de filtrado para lechadas de densidad normal, combinado con un
porcentaje bajo de un agente fluidizante del orden de 0.3% por peso de cemento.
El valor que se debe obtener es de aproximadamente 50cm³/30min. bajo una
presión diferencial de 1,000 psi.
142
Fluidez. Con el filtrado controlado, se procede a mejorar la fluidez de la lechada,
aumentando un poco el porcentaje de fluidizante a manera de reducir al máximo
las pérdidas de presión por fricción durante el desplazamiento en el espacio anu-
lar.
Tiempo de bombeo. En este caso se recomienda iniciar las pruebas de tiempo de
bombeo con porcentajes bajos y hacer incrementos del orden de un décimo en la
dosificación del producto hasta lograr el tiempo deseado. El tiempo de bombeo
que se debe dar a una lechada es el necesario para efectuar la operación en el
pozo; es decir, el tiempo para preparar y bombear la totalidad de la lechada a una
velocidad de mezclado de 1 ton/min.
El contenido de agua libre de la lechada debe tener, invariablemente, un valor de
0 cm³.
El contenido de agua libre de la lechada debe tener siempre un valor de 0 cm³. El
agua, al liberarse de la lechada, es atraída por cargas electrostáticas a las caras de
la tubería y de la formación. Tiende a ascender y a dar lugar a la formación
alterna de puentes de agua y sólidos asentados, con deslaves.
Resistencia a la compresión. Se deben correr pruebas de resistencia a la
compresión, con base en el diseño completo de la lechada, para saber en cuánto
tiempo el cemento fraguado desarrolla su resistencia a la compresión y así poder
continuar en el pozo con la perforación de la siguiente etapa o con las
operaciones de terminación (35 kg/cm² como mínimo)
143
Gabinete
Como se ha mencionando anteriormente la información es parte esencial para
una buena cementación. La planeación de gabinete nos permite predecir el
comportamiento mediante la simulación de la cementación del pozo. La
información que se requiere es la siguiente:
Definir el objetivo particular de la operación
Recopilar información del pozo: Estado mecánico Historia de perforación
Diseño de TR (Memoria de cálculo) Programa de introducción de TR
(accesorios, combinaciones, centradores)
Registros:Calibración y desviación con temperatura de fondo del agujero
Información litológica
Cálculos correspondientes
Materiales
Los materiales utilizados en la cementación de las tuberías de revestimiento son
similares a los empleados en las tuberías superficial, intermedia y de explo-
tación. Éstos dependen de la tubería que se va a cementar. Estos materiales se
describirán posteriormente.
Diseño del gabinete
El diseño de gabinete de la cementación inicia con el empleo del programa de
cómputo para efectuar el estudio reológico de las lechadas de cemento y de los
demás fluidos que formarán parte de la operación de cementación.
144
Esta parte del diseño está muy ligada al trabajo de laboratorio y, si se combinan,
se obtienen las bases de las alternativas de diseño que habrán de seguirse. Para
su aplicación en el pozo, un buen diseño de lechada de cemento dará lecturas del
viscosímetro rotacional bajas y aportará valores de los parámetros Teológicos
más apropiados.
Así se obtendrá un Número de Reynolds mayor al Número de Reynolds Crítico,
con gastos relativamente bajos, posibles de ser efectuados con la bomba del
equipo de cementación durante el desplazamiento, acorde a la geometría del
anular entre tubería de revestimiento, agujero y tubería ya cementada.
Cuando un diseño que se está analizando presenta lecturas altas en el
viscosímetro rotacional, se debe modificar la proporción de los aditivos; en
especial, debe vigilarse que el agente fluidizante no origine el asentamiento de
sólidos y la liberación de agua. La interrelación del fluidizante con el agente de
control de filtrado juega, también, un papel importante en el diseño y siempre se
debe buscar un estado de equilibrio entre ambos en función de la temperatura.
Los agentes retarda-dores del fraguado basado en lignosulfonato y
cromolignosulfonato presentan un efecto dispersante en las lechadas de cemento,
el cual debe ser tomado en cuenta al diseñar. Todo esto nos indica la facilidad de
cambio de los parámetros Teológicos y en general obtener el diseño que más
favorezca a la eficiencia del desplazamiento en el espacio anular.
145
No se debe perder de vista que el gasto máximo que puede darse con una bomba
del equipo de cementación que emplea una línea de alta presión de 2 pulgadas de
diámetro, es de aproximadamente 7 bl/min y que cuando se requiere dar un gasto
mayor se debe emplear una línea de mayor diámetro o tender dos líneas o más
hasta la cabeza de cementación.
El siguiente paso es efectuar el estudio hidráulico de la operación de
cementación. Se debe utilizar el mismo programa de cómputo, que se alimentará
con la información de los parámetros Teológicos y físicos que caracterizan a
cada lechada y fluidos tales como el fluido de control, frente lavador, frente
espaciador y fluido de desplazamiento.
Al programa también se le suministra la información del estado mecánico del
pozo, aparejo de cementación, gradiente de fractura del pozo o presión de
fractura de alguna zona débil, presión de poro alta que se tenga detectada
durante la perforación. El sistema efectúa el análisis de esfuerzos a que se verá
sometido el pozo durante la operación de cementación. Se debe tener especial
cuidado de comparar continuamente las presiones de cementación en el fondo,
contra la presión de fractura sobre la base del gasto aplicado, recomendado por
el estudio Teológico.
El sistema indica cuando un gasto es tan alto que no es posible efectuar la
operación en esas condiciones. Esto sucede cuando se alcanza la presión de
fractura de la formación mediante una gráfica del comportamiento de la presión
de fondo y la presión de fractura en todo el tiempo que dura la operación.
146
GLOSARIO DE TÉRMINOS
B
Back flow: Flujo de retorno.
Bc: Unidades de consistencia usadas en pruebas a cemento.
BHCT: Temperaturas de circulación de fondo de pozo.
Bl/min: Barriles – Minuto.
Bl/stk: Barril por strokes.
BL: Packer invertible.
Bpm: Barriles por minuto.
C
°C: Grados Celcius.
CCM: Herramienta cople de cementación múltiple.
Cementa W: Simulador de flujo de cemento.
Cementaciones Superficiales: Son cementaciones que no exceden los 3000 pies de
profundidad.
147
Cementaciones Intermedias: Este tipo de cementación se realiza cuando los problemas
que se presentan en la perforación son de tal magnitud que la justifican desde el punto
de vista técnico – económico, pudiendo también ser programadas desde un comienzo.
Por ejemplo en el caso de entrada de agua o gas, aprisionamiento de la herramienta por
presión diferencial, hinchamiento de arcillas, desmoronamiento, perdida de circulación.
Cementaciones de Aislamiento: O también llamada cementación de etapas múltiples,
la cual consiste en cementar una tubería de revestimiento de gran longitud en dos o más
etapas. Hace posible la colocación del cemento en el anular, entre la tubería de
revestimiento y el pozo en intervalos preestablecidos sin necesidad de llenar con
cemento totalmente el espacio anular.
Cementación de Producción: Esta técnica se utiliza para prevenir flujo entre zonas
mientras se produce o se inyecta la zona productora. Se prefiere para esta operación
cemento de alta resistencia a compresión, una lechada de un buen control de filtrado,
con aditivos en concentraciones adecuadas y tiempo de bombehabilidad de 3.5 a 5
horas.
Cementación Forzada o Squeeze: Operación en la cual la lechada de cemento se
inyecta forzada a baja o alta presión ya sea a un espacio vacío, a perforaciones,
fracturas, canales, rotura del casing, etc. La más común de las operaciones de
cementación secundaria es la cementación forzada, consiste en aplicar presión
hidráulica para obligar a la lechada de cemento a que entre en el espacio permeable de
una formación puesta al descubierto, o a través de los agujeros de la tubería de
revestimiento o de liner.
148
Las operaciones de cementación forzada requieren altas presiones si se ejecuta a través
de una disposición de packers colocadas sobre el sitio en el cual el cemento debe entrar
en la formación.
Cm³/min: Centímetro cúbico – Minuto.
Cp: Centipoise.
D
DTP: Diámetro de la tubería de perforación.
F
°F: Grados Fahrenheit.
Ft: Pies.
G
Gr/cm³: Gramo – Centímetro cuadrado.
Gal/sx: Galón por saco.
H
Hr: Hora (s).
K
Kg/lt: Kilogramo – litro.
149
Klb: Unidad Kilo libras.
KOP: Ángulo de desviación (azimuth).
L
Lb/ft: Libra – Pie.
Lbf/ft²: Libra Fuerza – Pies cuadrados.
Liner: Tubería de producción.
M
MD: Profundidad
Min: Minuto.
ml: Mililitro (s).
MMBP: Miles de millones de barriles de petróleo.
Mud Flush: Nivelador de lodo.
P
% ppc: Porcentaje por peso de cemento.
Pg: Pulgadas (in).
Ppg: libra por galón.
Psi: Libra por pulgada cuadrada.
150
R
RCM: Mezclador de cemento por recirculación.
Rig: Perforadora.
Rpm: Revoluciones por minuto.
S
Seg: Segundo.
Stks: Strokes.
Sx: Sacos.
T
TDS: Top Drive.
Tool: herramienta.
Ton: Tonelada.
Ton/min: Tonelada – Minuto.
TP: Tubería de perforación.
TR: Tubería de revestimiento (Casing).
151
TT: Tiempo de Propagación.
Tuned Spacer: Tipo de fluido espaciador.
TVD: Profundidad vertical total.
U
Uc: Unidades de consistencia.
U.C.A: Analizador de cemento ultrasónico.
152
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