UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO DE LA APLICACIÓN DE UN CEMENTO
AUTOCURABLE Y ELÁSTICO PARA CEMENTACIONES
EN POZOS DE ALTO ÁNGULO EN CAMPOS DE
PETROAMAZONAS
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
MERCY LUCÍA VILLALVA CUEVA
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
DECLARACIÓN
Yo, MERCY LUCÍA VILLALVA CUEVA, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
--- MERCY LUCÍA VILLALVA
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ESTUDIO DE LA
APLICACIÓN DE UN CEMENTO AUTOCURABLE Y ELÁSTICO PARA
CEMENTACIONES EN POZOS CON ALTO ÁNGULO EN CAMPOS DE
PETROAMAZONAS”, que, para aspirar al título de Ingeniera de Petróleos
fue desarrollado por Mercy Villalva, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
--- ING. VINICIO MELO
DIRECTOR DEL TRABAJO
DEDICATORIA
El presente trabajo está dedicado a Dios por haberme permitido llegar hasta este punto y haberme dado salud y sabiduría para lograr mis objetivos, además está dedicado con todo mi amor a dos hombres maravillosos que hicieron que esto sea posible; Javier mi esposo por su amor, apoyo incondicional y paciencia en cada etapa de este gran objetivo y a Alejandro mi hijo que es mi motor, mi fuente de inspiración, el que me da fuerza para lograr cada meta propuesta. A mis Padres por la educación brindada, por sus valores que día a día sembraron en mí, principios que me han ensañado a forjar mi propio camino y ser una persona de bien, a mis tíos Soledad y Hernán que en esta etapa de mi vida me acogieron en su casa dándome su amor, calor de hogar y apoyándome incondicionalmente. A toda mi familia y seres importantes en mi vida que con sus palabras de aliento me dieron fuerza para alcanzar este sueño.
AGRADECIMIENTO
Por el presente trabajo de tesis primeramente me gustaría agradecerle a Dios por bendecir cada uno de mis pasos para llegar hacer realidad este sueño tan anhelado.
A la Universidad Tecnológica Equinoccial, que desde un inicio de la carrera me brindó la oportunidad no solo de estudiar sino también de encaminarme en el área petrolera para llegar a ser una excelente profesional.
A mi director de tesis, Ingeniero Vinicio Melo por su esfuerzo y dedicación, quien con sus conocimientos, su experiencia, su paciencia, tiempo y su motivación ha logrado en mí la culminación de mis estudios con éxito.
A mis compañeros de clase, en especial a Corolina Obando, mi amiga incondicional, por todos esos momentos bellos y difíciles compartidos en la etapa universitaria y el ánimo y respaldo en los instantes difíciles de la carrera.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN VIII
ABSTRACT X
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS 6
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 6
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 6
2. MARCO TEÓRICO 8
2.1 ANTECEDENTES 9
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO 10
2.2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA 10
2.3 MECANISMOS DE EMPUJE 14
2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE 15
2.3.1.1 Empuje por expansión de gas 15
2.3.1.2 Empuje por gas en solución 15
2.3.1.3 Empuje por segregación gravitacional 16
2.3.1.4 Empuje de agua 17
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA LECHADA AUTOCURABLE 19
2.4.1 APLICACIONES 19
2.4.2 VENTAJAS 20
2.4.3 DESVENTAJAS 20
2.4.4 COMPATIBILIDAD CON OTROS ADITIVOS 21
2.4.5 COMPONENTES DE UNA LECHADA AUTOCURABLE 21
2.4.5.1 Retardadores (SCR-100) 21
2.4.5.2 Controladores de filtrado 22
2.4.5.3 Control de migración de gas (Gas Stop HT) 23
2.4.5.4 Aditivo densificante (Micromax FF) 24
2.4.5.5 Silicalita 25
2.4.5.6 Aditivos expansivos 25
2.4.5.7 Fibras de Vidrio (Well Life 734) 26
ii
2.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DEL CEMENTO 28
2.5.1 ESFUERZO 28
2.5.2 DEFORMACIÓN UNITARIA 30
2.5.3 MÓDULO DE YOUNG 30
2.5.4 COEFICIENTE DE POISSON 32
2.6 CONCEPTOS BÁSICOS 34
2.6.1 PRESIÓN Y TEMPERATURA 34
2.6.2 REOLOGÍAS 35
2.6.2.1 Viscosidad Plástica 35
2.6.2.2 Punto de Cedencia 37
2.6.2.3 Resistencia del Gel 38
2.6.3 ERODABILIDAD 38
2.6.4 ARRASTRE Y TORQUE 41
2.6.4.1 Arrastre 41
2.6.4.2 Torque 44
2.6.4.3 Remanencia del Cemento 45
2.7 DESCRIPCIÓN DE BUENAS PRÁCTICAS DE CEMENTACIÓN 47 2.7.1 MAXIMIZACIÓN DEL CAUDAL DE DESPLAZAMIENTO 48 2.7.2 ACONDICIONAMIENTO DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 49
2.7.3 USO DE LAVADORES Y ESPACIADORES 51
2.7.4 CENTRALIZACIÓN DE LA TUBERÍA 54
2.7.4.1 Estrategias de Centralización 55
2.7.5 MOVIMIENTO DE La TUBERÍA 57
3. DISEÑO DEL PROGRAMA DE CEMENTACIÓN 59
3.1 POZOS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS 59
3.2 DISEÑO DEL MODELO DE TEMPERATURA 67
3.2.1 REGISTROS ELÉCTRICOS 67
3.2.2 HERRAMIENTA DE MEDICIÓN DE TEMPERATURA
CIRCULANTE DE FONDO DE POZO (BHCT-III) 67
3.2.3 WELLCAT 68
iii 3.2.3.2 Perfil de temperatura pozo Paka Norte A3 71
3.3 CÁLCULO DE VOLÚMENES 73
3.3.1 CÁLCULO DE VOLÚMENES EN EL POZO OSO NA 001. 73 3.3.2 CÁLCULO de VOLÚMENES en el POZO PAKA NORTE A3. 75
3.4 DISEÑO DE LA LECHADA 76
3.5 EQUIPOS UTILIZADOS 82
4. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 94
4.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS DE LABORATORIO Y POST
OPERACIONAL 94
4.1.1 RESULTADOS COMPARATIVOS DE UNA LECHADA AUTOCURABLE Y ELÁSTICA Y UNA LECHADA
CONVENCIONAL 94
4.1.1.1 Resultados de laboratorio de una lechada autocurable y
elástica 94
4.1.1.2 Resultados de laboratorio de una lechada convencional. 100
4.1.1.3 Análisis de resultados 102
4.2 ANÁLISIS POST OPERACIONAL 103
4.2.1 ANÁLISIS DEL REGISTRO A HUECO ABIERTO 103
4.2.2 ANÁLISIS DEL REGISTRO DE CEMENTO 104
4.3 ESTUDIO COSTO-BENEFICIO 105
4.3.1 COMPARACIÓN DE COSTOS 106
4.3.2 RENTABILIDAD DEL PROYECTO 107
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 108
5.1 CONCLUSIONES 108
5.2 RECOMENDACIONES 109
NOMENCLATURA 111
GLOSARIO 114
BIBLIOGRAFÍA 117
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Esquema de un pozo 2
Figura 2. Mapa por Bloques 11
Figura 3. Mapa de contornos Activo ILY 12
Figura 4. Activo B7&21 13
Figura 5. Expansión de Gas 15
Figura 6. Gas en Solución 16
Figura 7. Segregación Gravitacional 17
Figura 8. Empuje de Agua 18
Figura 9. Resumen de Producción Diaria 19
Figura 10. Esfuerzo 29
Figura 11. Esfuerzo normal y cortante 29
Figura 12. Deformación por compresión 30
Figura 13. Módulo de Young 32
Figura 14. Coeficiente de Poisson 33
Figura 15. Esfuerzo de Corte y Velocidad de Corte 37
Figura 16. Diagrama de Arrastre 41
Figura 17. Efecto de Inclinación del Pozo 43
Figura 18. Efecto del Peso del Lodo 44
Figura 19. Craqueo del Cemento 46
Figura 20. Deformación del cemento 47
Figura 21. Eficiencia de Desplazamiento 51
Figura 22. Gráfica de Compatibilidad de Fluidos 53
Figura 23. Porcentaje de Centralización de la Tubería. 54
Figura 24. Eficiencia de Desplazamiento 55
Figura 25. Movimiento de la tubería con y sin rotación 58
Figura 26. Configuración del Pozo Oso NA 001 61
Figura 27. Configuración del Pozo Paka Norte A3 65
Figura 28. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo 70
v
Figura 30. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs.
Volumen 71
Figura 31. Perfil de Temperaturas en el inicio del Trabajo 71
Figura 32. Perfil de Temperaturas al finalizar el Trabajo 72
Figura 33. Perfil temperatura primer y último saco de cemento vs.
Volumen 72
Figura 34. Viscosímetro estándar & sistema FYSA 78
Figura 35. Presión Hidrostática vs Tiempo de Transición 82
Figura 36. Batch Mixer BMR 100 83
Figura 37. RCM® IIIrMixingSystem 85
Figura 38. Cabeza de Cementación 85
Figura 39. Zapato Guía 86
Figura 40. Collar Flotador 86
Figura 41. Dispositivo de llenado automático 87
Figura 42. Dispositivo de Etapas 88
Figura 43. Tapones de Goma 89
Figura 44. Centralizadores de Arco Flexible 90
Figura 45. Centralizadores Rígidos 90
Figura 46. Centralizadores Centek 92
Figura 47. Raspadores o Limpiadores 93
Figura 48. Diseño de la lechada autocurable y elástica. 95
Figura 49. Resistencia a la compresión 96
Figura 50. Tiempo de Bombeo 97
Figura 51. Resistencia del gel estático 98
Figura 52. Resultados varios de laboratorio 99
Figura 53. Resultados de Laboratorio lechada convencional. 102
vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Información General del pozo Oso NA 001 59
Tabla 2. Configuración del Pozo Oso NA 001 60
Tabla 3. Programa de bombeo de fluidos al pozo Oso NA 001 62
Tabla 4. Resumen del Programa de Bombeo Pozo Oso NA 001 63
Tabla 5. Información General del Pozo Paka Norte A3 63
Tabla 6. Configuración del Pozo Paka Norte A3 64
Tabla 7. Programa de Bombeo de Fluidos al Pozo Paka Norte A3. 66
Tabla 8. Resumen del Programa de Bombeo al Pozo Paka Norte A3. 67
Tabla 9. Costos cementación con lechada elástica-autocurable y una
vii
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO I Pruebas de Laboratorio 120
ANEXO II Resumen Post – Operacional 124
ANEXO III. Costos lechada autocurable y elástica 133
viii
RESUMEN
Debido a la complejidad de este estudio, esta tesis se enfocó en el análisis de los resultados del campo Paka de Petroamazonas, el mismo que es uno de los activos más importantes del bloque 15, este campo produce de dos formaciones principales que son: arena U y T. La problemática de estos campos es la presión en sus reservorios y la presencia de gran cantidad de lutitas en su litología, razón por la cual hay que recircular los pozos en la perforación.
Debido a esta problemática y tomando en cuenta que los reservorios se van depletando o el agua presente se manifiesta más temprano en la producción, como se indica en el capítulo II se vio la necesidad de diseñar una lechada de cemento que aparte de ser elástica se hinche al contacto con petróleo, convirtiéndolo al cemento en auto-curable y principalmente modificando sus propiedades mecánicas lo que ayudaría al cemento durante la vida del pozo a soportar mayores cargas de esfuerzos, si bien es cierto, un cemento convencional podría soportar ciertos regímenes de esfuerzos pero en pozos de mayor complejidad este cemento no permanecería integro, en este capítulo se describe también las buenas prácticas que se deben aplicar antes y durante la cementación como es una correcta centralización, viajes de reacondicionamiento del lodo, rotación y reciprocación de la tubería uso de espaciadores y lavadores, etc. que influirán en los resultados de la cementación.
x
ABSTRACT
This study analyses the results in field Paka, which is one of the most important fields in Bloque 15 Unit, operated by Petroamazonas. Paka’s most important producing formations are sandstones U & T. One of the challenges found in this field is the presence of non-consolidated clays so called “shale”; the instability of these formations is the main reason for washed out holes during the drilling process.
Due to the natural depletion of the reservoirs, the increase of water production is also expected in this field. Second Chapter describes the reasons to design swellable slurries when in contact with hydrocarbons and also with increased elasticity, these properties together make this slurry an auto – healing cement. The enhanced mechanical properties of this cement also contribute to keep cement integrity, opposed to conventional slurries that have failed to survive the along the whole life of the well. This chapter also describes best practices prior to and during a cement job, emphasizing on a good centralization program, mud conditioning, rotation and reciprocation of casing, use of spacers and flushes, etc.
In Chapter 3, methods to calculate the BHCT (Bottom Hole Circulating Temperature) are described since this is a key factor when performing lab testing. Lab tests performed and volume calculations for the cementing job are also explained.
After the technical discussion, chapter 4 shows the results of the swellable technology combined with additives intended to provide more elasticity to the cement slurry. In the main section of this chapter, the achievement of a complete cement sheath, capable of surviving well life, is verified.
1
1. INTRODUCCIÓN
El proceso de cementación de un pozo petrolero es usado alrededor del mundo y es de gran complejidad. Este trabajo se enfoca en el análisis de la aplicación de un cemento auto-curable y elástico para cementaciones en pozos de Petroamazonas, PAM.
La cementación es básicamente el proceso de mezclar agua, cemento seco, aditivos y formar una lechada que es bombeada dentro del pozo a través del revestimiento hacia un punto crítico en el espacio anular y alrededor del revestimiento.
Los objetivos principales en el proceso de la cementación primaria son restringir el movimiento de los fluidos entre las formaciones, proteger y soportar la tubería de revestimiento.
Sin embargo durante la vida del pozo, el cemento se ve afectado por una serie de eventos como pruebas de presión, pruebas de producción, fracturamiento, estimulaciones ácidas, producción, inyección etc. Por lo que un buen diseño de una lechada de cemento y buenas prácticas de cementación deben ser aplicadas para evitar que el cemento se fatigue durante la vida útil o productiva del pozo.
2
Figura 1. Esquema de un pozo
(Halliburton Energy Institute, Cementing I, 2009)
Los objetivos de una cementación primaria varían de acuerdo a la profundidad a la que se encuentre el revestimiento.
El casing conductor es la primera sarta de tubería que se coloca en el pozo. Normalmente tiene un diámetro entre 16 a 36 [in] dependiendo de la cantidad de sartas que se haya programado correr en el pozo, es asentado ya sea con el taladro de perforación o piloteado por un equipo de perforación más pequeño (rathole machine) antes de mover el taladro más grande al sitio, es colocado entre 90 a 150 [ft], raramente la profundidad alcanza los 300 [ft]. Tiene como objetivos:
Aislar zonas superficiales que están comunicadas con afluentes.
3
Proveer control de presión con la instalación de las BOP que usualmente se conectan sobre la sarta de superficie.
Soportar el resto de revestidores y equipo de superficie usado para perforar las otras secciones.
Entubar zonas con potenciales pérdidas de circulación.
El casing de superficie 13 3/8 [in] es la segunda sarta de casing que se coloca en el pozo después del casing conductor, generalmente se lo asienta a la profundidad de la formación Orteguaza. Tiene como objetivo:
Proteger los intervalos de agua fresca.
Asegurar formaciones no consolidadas.
Proveer control de presión con la instalación de las BOP que usualmente se conectan sobre el casing de superficie.
Soportar a los siguientes revestimientos.
Entubar zonas con potenciales pérdidas de circulación.
Permitir la conexión de diferentes elementos de completamiento.
El Casing Intermedio, algunas veces llamado sarta de protección, se coloca para controlar el pozo y va desde superficie hasta cubrir formaciones a miles de pies de profundidad. Generalmente tiene un diámetro de 9 5/8 [in] colocado en un hueco de 12 ½ [in] que por lo general cubre las formaciones Napo, Tena hasta la Caliza M1. Tiene como objetivo:
Controlar el pozo y separar el pozo en intervalos perforables.
Sellar zonas de gas, agua y pérdidas de circulación.
Aislar secciones salinas.
Proteger de zonas de altas presiones.
Proteger el hueco abierto de los incrementos del peso de lodo.
4
Pueden ser usados como casings de producción (zonas superiores).
Proveer un lugar donde colgar el liner de producción.
Proveer buena calidad del cemento y sello hidráulico para prevenir cualquier influjo en el anular.
El Casing de Producción es la última sarta de tubería que se coloca en el pozo, algunas veces un Liner es usado en lugar del casing de producción. Los diámetros más comunes son 5, 5 ½ y 7 [in] .El casing de producción se extiende desde la superficie hasta la formación productora cubriendo las zonas de interés U, T y en algunos casos Hollín. Sus funciones son:
Aislar zonas de petróleo, agua y lutitas.
Completar el pozo para producción.
Dar aislamiento zonal.
Proteger las zonas productoras de fluidos no deseados.
Proveer control de presión.
Cubrir los casing intermedios.
Permite el cambio de fluidos, de los fluidos de perforación a los fluidos de completamiento que son compatibles con las formaciones.
En muchos de los casos resulta más económico colocar una tubería corta de producción en lugar de correr un casing de producción desde superficie. En la industria existen tres tipos de Liner que se los utiliza de acuerdo los requerimientos en el pozo y son:
Liner de asentamiento mecánico.
Liner de asentamiento hidráulico.
5 Cuando la cementación primaria falla, ya sea posterior al trabajo de cementación o durante la vida del pozo, se realiza un trabajo de cementación secundaria, que es el proceso de forzar la lechada de cemento bajo presión dentro de una porción específica del pozo a través de disparos por la tubería de revestimiento, se lo realiza cuando un trabajo de cementación primaria no ha sido exitoso ya sea por problemas operativos o por falla en el diseño de la lechada de cemento.
Un trabajo de cementación secundaria se lo realiza también cuando se necesita abandonar una zona de interés debido a que la misma se encuentra depletada, mediante la colocación de un tapón de abandono o cuando por algún motivo herramientas se han quedado pescadas dentro del pozo y es imposible recuperarlas es necesario desviar el pozo mediante la colocación de un tapón de desvío.
En general los propósitos de una cementación forzada son:
Corregir un trabajo de cementación primaria defectuosa causado por la canalización o anillo de cemento incompleto.
Aislar el gas de las zonas de petróleo.
Reducir altas producciones de agua y/o gas.
Sellar formaciones no productivas del pozo.
Reparar agujeros de la tubería de revestimiento causados por la corrosión.
6
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Realizar un análisis de la aplicación de un cemento auto-curable y elástico para cementaciones en pozos de Petroamazonas que así lo ameriten, mediante la evaluación de los resultados obtenidos a través de los registros eléctricos a hueco entubado.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Evaluar las condiciones actuales de los pozos a ser cementados usando esta tecnología.
Realizar un levantamiento de toda la información actual sobre cementos auto-curables y elásticos.
Modelar un perfil óptimo de temperatura del campo
Mediante un análisis de elementos finitos diseñar un cemento elástico.
Realizar ensayos en Laboratorio para diseñar la lechada de cemento auto-curable y elástica, en base a las condiciones del pozo (reologías, filtrado, agua libre, tiempo de bombeo, tiempo de tránsito, agua libre, resistencia a la compresión, prueba de expansión en presencia de crudo).
Realizar análisis de compatibilidades con todos los fluidos a ser utilizados.
Realizar un análisis de las pruebas de laboratorio obtenidas.
Entregar resultados a los pozos en los que se puede aplicar esta tecnología.
7 pozos de mayor complejidad ya sea al ser perforado o en su etapa de producción serán sometidos a mayores cargas de esfuerzos, por lo cual es necesario cierta elasticidad en el cemento haciendo necesario modificar sus propiedades mecánicas. Siguiendo la complejidad de los pozos y tomando en cuenta que los reservorios se van depletando o el agua presente se manifiesta más temprano en la producción, se ha visto la necesidad de buscar un cemento que aparte de ser elástico se hinche al contacto con petróleo, convirtiéndolo al cemento en auto-curable.
Este cemento conserva las propiedades elásticas a lo que se le adiciona la característica de auto-curable, ahorrando costos por remediaciones y sobre todo optimizando la producción de hidrocarburos.
La investigación se realizó hasta el cumplimiento del objetivo general demostrando de esta forma que esta tecnología se puede aplicar en pozos que lo ameriten.
8
2. MARCO TEÓRICO
Para una cementación primaria, cementos expansivos son usados para mejorar el sello en el anular entre el casing y el hueco abierto. Un sello hidráulico completo es el objetivo principal para conseguir un buen aislamiento zonal. El aislamiento zonal es necesario para:
Prevenir la pérdida de producción.
Controlar la migración de gas.
Proveer protección ante fluidos corrosivos.
Reducir la producción de agua.
Controlar los puntos de admisión en tratamientos de estimulación.
Además últimas tecnologías proveen propiedades elásticas y auto-curables a los cementos con la adición de elastómeros y fibras.
Se han creado un conjunto de soluciones innovadoras, ajustándose a los objetivos y con la flexibilidad necesaria para permitir que cada sistema se adapte específicamente para un determinado conjunto de condiciones del pozo.
Las principales características de una lechada auto-curable son:
Contiene materiales patentados de hinchamiento continuo.
Permanecen inactivas durante el fraguado del cemento.
Será activada cuando entra en contacto con hidrocarburos.
9
2.1 ANTECEDENTES
La cementación es el proceso que fue desarrollado por Halliburton, desde el año de 1920.
Después de que un pozo de petróleo es perforado, se coloca la tubería de revestimiento (TR-casing) en el suelo para proteger el pozo evitando que cualquier formación de residuos caiga en él, o incluso se colapse. La tubería de revestimiento (casing) también proporciona una superficie sólida, lisa para un trabajo nuevo en el pozo. Una zapata (guide shoe) cubierta de acero, redonda se coloca al extremo de la TR siendo colocada en el agujero para proteger y guiar la TR (casing.)
El espacio que queda entre la TR y la formación (el anular) entonces es llenado con cemento, bombeando la lechada de cemento a través de la TR y sosteniendo el anular. Un tapón se utiliza detrás del cemento para empujar el cemento hacia el espacio anular. Un fluido de desplazamiento (por ejemplo, agua) es bombeado atrás del tapón para empujarlo.
La cementación de pozos petroleros se realiza en todas partes del mundo, y cada vez es más compleja. Las funciones básicas de una cementación primaria, son las siguientes:
El cemento sostiene la TR (casing), así que el cemento debe cubrir completamente la TR; aquí es donde los centralizadores son de gran ayuda. Si la TR está centrada en el agujero, una capa de cemento debe cubrir totalmente la TR (casing).
10 (que quizás una zona cercana esté utilizando como su suministro de agua potable) contra la contaminación de agua salada.
El cemento protege a la TR (casing) de los efectos de corrosión que los fluidos de la formación puedan tener dentro en ella.
El cemento protege a la TR (casing) del choque de cargas cuando se está perforando profundamente.
El cemento tapa áreas de las formaciones que permiten que los fluidos se filtren (pérdida de circulación o zonas de pérdida).
El cemento protege el medio ambiente, controlando el flujo de los fluidos.
El cemento puede ser usado para tapar un pozo viejo (abandono) o para tapar una zona vacía (agotada).
La cementación puede clasificarse como primaria y secundaria. La cementación primaria se efectúa inmediatamente después de que la TR (casing) es corrida dentro del pozo. La cementación secundaria se realiza después del trabajo primario, generalmente como parte de un trabajo de cementación de reparación o recuperación.
2.2 CARACTERÍSTICAS DEL CAMPO
2.2.1 DESCRIPCIÓN GEOLÓGICA
11
Figura 2. Mapa por Bloques
(Exploración & Desarrollo de PAM, Distribución de los diferentes bloques petroleros, 2010)
El activo ILY es uno de los activos más importantes del bloque 15, está constituido de los campos: Indillana, Limoncocha, Yanaquincha, Paka, Palmeras, Palmar entre los más importantes.
12
Figura 3. Mapa de contornos Activo ILY
(Exploración del campo ILY de PAM, Exploración del campo ILY, 2010)
En el mapa se pueden ubicar los campos Paka, Palmeras y Palmar, siendo los más cercanos Palmar con Palmeras.
Básicamente los campos Yanaquincha y Limoncocha están más al centro de la estructura y el campo Paka está del otro extremo por lo que se debe aplicar criterios diferentes cuando se cementa un pozo en dichos campos.
13
Figura 4. Activo B7&21
14
2.3 MECANISMOS DE EMPUJE
La producción de un pozo alcanza un nivel máximo y a partir de allí declina hasta un límite que puede ser definido por razones físicas o económicas según las características del yacimiento. Cuando el pozo alcanza su límite a nivel físico, las fuerzas capilares que se desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan atrapados al petróleo y este deja de fluir por su mecanismo natural.
La recuperación de petróleo por mecanismos naturales de producción se conoce con el nombre de recuperación primaria y se refiere a la producción de petróleo desde el yacimiento sin el uso adicional de ningún proceso, es decir, se produce únicamente por acción de la energía propia del reservorio.
Existen cinco mecanismos de empuje natural:
Expansión del gas.
Gas en solución.
Empuje de roca (compactación).
Segregación gravitacional.
Empuje de agua.
Se da el caso de que uno de estos mecanismos prevalece sobre los demás, pero la posible presencia de otro mecanismo actuaría como una ayuda adicional.
15
2.3.1 DESCRIPCIÓN DE LOS MECANISMOS DE EMPUJE
2.3.1.1 Empuje por expansión de gas
En este tipo de yacimientos, bajo las condiciones originales de presión y temperatura, existe un equilibrio entre el gas libre y el petróleo presente. A medida que se realiza la producción de petróleo, la presión disminuye y la capa de gas se expande, actuando como un pistón que impulsa el petróleo al pozo como se indica en la Fig.5. Por su mecanismo y características de funcionamiento, el empuje por capa de gas ofrece una posibilidad de extracción de petróleo de un 20 a 40 por ciento.
Figura 5. Expansión de Gas
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.2 Empuje por gas en solución
16 A medida que se produce hidrocarburo baja la presión, y cuando cae por debajo del punto de burbuja se forman pequeñas y dispersas burbujas de gas en los poros, que también empujan al petróleo al hoyo como se indica en la Fig.6. A un 5-10 por ciento de gas libre en el yacimiento, las burbujas se unen y el gas se mueve hacia el hoyo como una fase fluyente separada. Cuando esto ocurre la producción de crudo cae y la producción de gas aumenta rápidamente debido al aumento de la permeabilidad relativa al gas. Este tipo de extracción es considerado más eficiente que el de la capa de gas (expansión de gas). La práctica ha demostrado que la extracción primaria por ese mecanismo puede producir de 15 a 25 por ciento del petróleo original en sitio (POES).
Figura 6. Gas en Solución
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.3 Empuje por segregación gravitacional
17 en la parte superior del yacimiento, es decir en lo más cerceno a la superficie, dependiendo de las características de nuestro petróleo, generalmente se encuentra ubicado entre la capa de gas y el volumen de agua en el yacimiento, como se muestra en la Fig. 7. Si tenemos una buena permeabilidad vertical y esta es mayor que la permeabilidad horizontal al tener un pliegue geológico favorable como un anticlinal y según la disposición de nuestros fluidos descritos anteriormente se podría tener obtener un mecanismo de segregación gravitacional.
Figura 7. Segregación Gravitacional
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
2.3.1.4 Empuje de agua
El empuje por agua es considerado el mecanismo natural más eficiente para la extracción de petróleo. Su presencia y actuación puede lograr que se produzca hasta 60 por ciento y quizás más del petróleo en sitio. Un empuje de agua fuerte proporciona un excelente aporte de presión al acuífero con caída de presión mínima en el hoyo. Como se muestra en la Fig. 8. el agua del acuífero se expande y desplaza al petróleo o gas desde el yacimiento hacia el hoyo mientras la presión cae.
18 el volumen de agua que debe moverse en el yacimiento. El contacto agua-petróleo debe mantenerse unido para que el espacio que va dejando el petróleo producido vaya siendo ocupado por el agua. Un empuje de agua fuerte ocurre cuando el acuífero es de calidad igual o mayor que el yacimiento, y tiene un volumen mucho mayor que el yacimiento (unas 10 veces) o está conectado a una recarga superficial. Por otro lado se debe mantener la presión en el yacimiento por encima del punto de burbuja para evitar el desprendimiento de gas y que se forme una capa de gas.
Figura 8. Empuje de Agua
(IUTA, Explotación de Hidrocarburos, 2010)
Los activos ILY y B7&21 producen petróleo especialmente de los yacimientos U y T, siendo el reservorio U el de mayor presión poral ya que tiene un mecanismo de empuje hidráulico de fondo. El yacimiento T en cambio no tiene una presión muy elevada y produce de mayor forma con empuje lateral. El promedio de corte de agua del activo ILY (IN) es del 83.5%.
19 activo, por este motivo sus pozos producen con un BSW del 80% como se muestra en la Fig. 9.
Figura 9. Resumen de Producción Diaria
(Petroamazonas, Sumario de Operaciones de Producción y Perforación, 2012)
2.4 DESCRIPCIÓN DE LA LECHADA AUTOCURABLE
El aditivo que provee propiedades autocurables es una mezcla de materiales elastómeros diseñados para ayudar a mejorar la elasticidad del cemento fraguado, así como su hinchamiento cuando se expone a los hidrocarburos, este aditivo modifica las propiedades mecánicas del cemento, disminuyendo primeramente el módulo de Young e incrementando el coeficiente de Poisson del cemento, auto curando micro fisuras para permitir que el crudo fluya. La Lechada elástica posee una fibra sólida usualmente mezclada en seco con el cemento.
2.4.1 APLICACIONES
20
2.4.2 VENTAJAS
Ayuda a auto curar micro fisuras cuando está expuesto a los hidrocarburos.
Incrementa la elasticidad del cemento fraguado, ayudando a soportar mejor las tensiones y las cargas cíclicas.
Cuando este aditivo se combina con fibras, minimiza las pérdidas de circulación y ayuda a puentear en formaciones porosas o con presencia de fracturas.
2.4.3 DESVENTAJAS
Requiere técnicas especiales de laboratorio para poder ejecutar los ensayos requeridos de acuerdo a la Norma API 10B y consideraciones especiales de bombeo debido a las propiedades de las partículas del elastómero.
Debido a su baja gravedad específica de 1.01, genera la tendencia de separarse o de flotar en la superficie de la lechada.
Las lechadas autocurables y elásticas son típicamente más viscosas en temperatura ambiente debido a la mayor relación de sólidos que líquidos, esto trae mayores problemas tanto en el laboratorio como en el campo, por lo que las propiedades reológicas son un parámetro muy importante de determinar y entender.
21 térmico ocurre, por lo que es importante considerar no colocar concentraciones elevadas de dispersantes o reductores de fricción, asegurarse que las lechadas que contienen este tipo de aditivos son estables a temperaturas de fondo de pozo o a BHCT.
2.4.4 COMPATIBILIDAD CON OTROS ADITIVOS
Esta lechada auto curable contiene elastómeros que se hinchan y cambian sus propiedades físicas cuando entran en contacto con los hidrocarburos, por lo que es necesario mantener este tipo de diseños lejos de aditivos y lodos base aceite y asegurarse de usar una adecuada cantidad de espaciadores compatibles adelante y detrás de la lechada de cemento.
Este elastómero es usado en concentraciones de 5 a 10% BWOC (por el peso del cemento), pero puede ser usado en concentraciones más altas si es necesario, siempre y cuando la lechada de cemento se pueda mantener bombeable y estable, en sí, las concentraciones del diseño dependerán de las propiedades mecánicas finales deseadas, así como las características potenciales de hinchamiento.
2.4.5 COMPONENTES DE UNA LECHADA AUTOCURABLE
Para diseñar una lechada de cemento autocurable y elástica y con buenas propiedades mecánicas, es necesario controlar las propiedades reológicas, control de filtrado, tiempo de bombeo, resistencia a la compresión, encogimiento de la lechada y un parámetro muy importante la migración de fluidos gas o agua.
2.4.5.1 Retardadores (SCR-100)
22 de cemento, es efectivo a temperaturas de fondo de pozos superiores a 360°F cuando es combinado con otro tipo de aditivos.
Ventajas:
Ayuda a incrementar el Zero Gel Time y a disminuir el tiempo de transición a menos de 30 minutos cuando es combinado con un aditivo controlador de filtrado.
Provee una excelente resistencia a la compresión cuando la lechada es curada a BHCT.
2.4.5.2 Controladores de filtrado
Halad-400L
El Halad-400L es un aditivo sintético elaborado para trabajar en un rango de temperaturas de 80 a 400°F. Este aditivo trabaja sin construir viscosidad y genera ligeramente dispersión.
Ventajas:
Ayuda a controlar la perdida por filtrado.
Efectivo a altas temperaturas.
Efectivo cuando se tiene altas concentraciones de gas.
Puede ser usado en combinación con otros aditivos controladores de filtrado tal como el Halad-300L
23
Halad-300L
Este aditivo ayuda a controlar el filtrado en una variedad de condiciones, puede ser usado en lechadas de cemento espumadas sin romper su estructura. Trabaja en un rango de temperatura de 100 a 400°F, construye ligeramente viscosidad por lo que combinado con otros controladores de filtrado genera excelentes propiedades reológicas en la lechada de cemento. Ventajas:
Este aditivo ligeramente retarda en temperaturas menores de 100°F.
Es usado en lechadas de densidad de 12.5 lb/gal a 16 lb/gal.
Es compatible con la mayoría de aditivos.
2.4.5.3 Control de migración de gas (Gas Stop HT)
Este aditivo nos ayuda a controlar el desarrollo de la resistencia del gel, utilizado en un rango de temperatura de 180°F a 350°F. Ayuda a proveer transmisión de presión hidrostática a zonas potenciales de gas cuando la pérdida de filtrado hacia la formación es significativa.
Ventajas:
Es compatible con aditivos densificantes, alivianadores de peso, agentes de control de agua, retardadores.
Con el uso de este aditivo menos concentraciones de agentes de control de agua son requeridas.
24
2.4.5.4 Aditivo densificante (Micromax FF)
Este aditivo densificante es elaborado en base a sedimentos minerales, y tiene un tamaño promedio de partícula de 5 micrones.
Este aditivo tiene un rango de gravedad específica de 4.7 a 4.9, que combinado con el aditivo autocurable nos permite compensar la baja gravedad específica de este elastómero, es utilizado principalmente para incrementar la densidad de las lechadas.
Ventajas:
En pozos profundos donde altas presiones y temperaturas están presentes, es utilizado para contrarrestar la presión de la formación y ayudar a mejorar el desplazamiento del lodo.
A diferencia de otros aditivos densificantes este aditivo puede ser agregado directamente al agua de mezcla manteniendo en suspensión sus partículas
Consideraciones:
Debido a las partículas ultra finas del Micromax FF, la lechada puede requerir mayor concentración de retardador para alcanzar el mismo tiempo de bombeo que otros tipos de aditivos densificantes.
25 Precauciones:
Cuando la lechada que contenga Micromax FF esté expuesta al ácido clorhídrico (diluido o HCL concentrado) generará gas cloro. El gas cloro es un irritante poderoso y puede causar edema pulmonar fatal.
2.4.5.5 Silicalita
Este aditivo está hecho de un polvo finamente divido, de una alta área superficial de sílice, es usado para mejorar la resistencia a la compresión y es usado también como un extendedor para lechadas de bajo peso. Este aditivo también imparte tixotropía a algunas lechadas de cemento y puede ser usado a temperatura circulante de fondo de pozo entre 50°F y 500°F.
2.4.5.6 Aditivos expansivos
Microbond HT
Este aditivo expansivo es elaborado en base a óxido de magnesio, desarrollado para ser usado sobre temperaturas de 170°F. La expansión que genera este aditivo está en función de la temperatura, la cual acelera la expansión.
Ventajas:
Es funcional en toda la clasificación de los cementos API.
26
Súper CBL & Súper CBL EXP
Este aditivo expansivo ayuda a compensar el encogimiento del cemento causada por la hidratación química del cemento más la pérdida de filtrado hacia las formaciones permeables bajo condiciones de fondo del pozo. Este aditivo en la lechada compensa o excede ligeramente el encogimiento liberando gas hidrógeno, el mismo que se genera de la reacción de este aditivo al entrar en contacto con el aluminato Tricálcico componente del cemento y el agua.
Nota: La generación de gas puede ocurrir poco tiempo después de haber
agregado el aditivo a la lechada, en climas calientes algo de la liberación de gas puede ocurrir durante la mezcla, por eso este aditivo es colocado rápidamente, al momento que se va a bombear la lechada al pozo.
En el Laboratorio es importante tomar en cuenta que la reacción inicialmente se produce por la reacción de hidratación del cemento y continúa posterior al fragüe inicial del cemento, por lo que es necesario tomar las medidas requeridas para extraer la muestra del cilindro colocado en el HPHT y MACS II, o en cualquier contenedor cerrado.
Nota: Previo a correr el Tiempo de Bombeo o la prueba del SGS colocar la
lechada en un vaso para determinar el tiempo de reacción, si este tiempo es considerable para evitar que la lechada reaccione en superficie de tal forma que no afecte durante el bombeo de la lechada en el pozo, continuar con los demás ensayos requeridos o a su vez disminuir la concentración del aditivo expansivo o cambiar el diseño.
2.4.5.7 Fibras de Vidrio (Well Life 734)
27 Ventajas y Aplicaciones:
Es usado como una fibra para controlar la pérdida de circulación del cemento y fluidos de perforación.
Incrementa la tixotropía de la lechada de cemento.
Puede ser usado en combinación con otros aditivos para la vida del pozo o aditivos WellLife yLifeCem.
Ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento fraguado, previniendo las fallas del cemento generadas por tensión.
2.4.5.8 Fibras de Carbono (Well Life 684)
Este aditivo ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento fraguado sin decrecer significativamente en la resistencia a la compresión. Estas fibras están compuestas de un 95% de carbono y un 5% de nitrógeno, estas fibras de carbono a diferencia de las fibras de vidrio son inertes y no reaccionan con el cemento en condiciones de fondo de pozo, es un aditivo termalmente estable, pudiendo ser usado en cualquier rango de temperatura.
Estas fibras de carbono tienen una longitud promedio de 150 micrones y un diámetro de 7.2 micrones, lo cual significa que es ligeramente más largo que las partículas de cemento, permitiendo el agregado de mayor concentración de este aditivo en el cemento.
28 Ventajas y Aplicaciones:
Ayuda a incrementar la resistencia tensil del cemento, previniendo fallas en el cemento generadas por tensión.
Este aditivo no tiene un límite de temperatura, puede ser usado en cualquier rango de temperatura.
Debido al pequeño tamaño de las fibras, puede ser usado en concentraciones superiores al 10% sin afectar la mezcla de la lechada y las reologías.
Es un aditivo inerte y no reacciona con la lechada de cemento, así que provée una continua resistencia tensil durante la vida del pozo.
2.5 PROPIEDADES MECÁNICAS DEL CEMENTO
Tradicionalmente, cuando diseñamos una lechada de cemento nos concentramos en las propiedades como son las propiedades reológicas, pérdida por filtrado, agua libre, tiempos bombeables, densidad; que son aplicables cuando el cemento todavía se encuentra en forma fluida. Esto es necesario e importante para obtener una mezcla y un desplazamiento efectivo, sin embargo los requerimientos para asegurar la integridad del cemento durante la vida productiva del pozo dependen de las propiedades mecánicas del mismo. La necesidad de considerar estas propiedades es crítica ya que el pozo está sujeto a cambios y esfuerzos.
Para entender con facilidad el Módulo de Young y la relación de Poisson definiremos el esfuerzo y la deformación unitaria.
2.5.1 ESFUERZO
El esfuerzo (denotada por la letra griega σ) es una aplicación de la fuerza por unidad de área superficial como se indica en la Fig. 10, las unidades del esfuerzo son lb/pulg2, por convención en geo mecánica las fuerzas de
29 en la tierra son usualmente compresivas en la naturaleza, las fuerzas de tensión de cualquier forma son negativas.
A F l
ím
[1]Figura 10. Esfuerzo
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
La fuerza que produce un esfuerzo puede ser descompuesto en dos componentes: una fuerza normal y una fuerza tangencial, que como se indica en la Fig. 11 proveen dos tipos de esfuerzos:
Esfuerzo normal.
Esfuerzo cortante.
Figura 11. Esfuerzo normal y cortante
30 Por lo tanto la condición del estrés o esfuerzo es dependiente de la inclinación de la fuerza aplicada.
2.5.2 DEFORMACIÓN UNITARIA
La deformación unitaria (denotada por la letra griega ε), Como se muestra en la Fig. 12, es el cambio en la longitud por unidad de longitud cuando un material se somete a una fuerza de tensión o compresión.
La deformación del material es proporcional a la fuerza aplicada. El cambio en la longitud de la muestra cilíndrica sometida a una carga axial dividido para la longitud de la muestra original se define como la deformación por compresión.
Figura 12. Deformación por compresión
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
2.5.3 MÓDULO DE YOUNG
Cuando a un cuerpo se le aplica una fuerza, éste normalmente reacciona contra esa fuerza deformadora, dado que tiende a tener una forma estable debido a su estructura molecular. Estas fuerzas de reacción suelen llamarse elásticas, y podemos clasificar los cuerpos según el comportamiento frente a la deformación. Muchos cuerpos pueden recuperar su forma al desaparecer la acción deformadora, y los denominamos cuerpos elásticos.
Longitud Original Longitud de la muestra
31 Otros cuerpos no pueden recuperar su forma después de una deformación, y los llamamos plásticos. Evidentemente, un material elástico lo es hasta cierto punto, más allá de un valor determinado de la fuerza deformadora, la estructura interna del material queda tan deteriorada que le es imposible recuperarse. Hablaremos por tanto, de un límite elástico, más allá del cual el cuerpo no recupera la forma, y aún más, de un límite de ruptura, sobre el cual se deteriora completamente la estructura del material, rompiéndose.
Robert Hooke (1635-1703) estableció una ley fundamental que relaciona la fuerza aplicada y la deformación producida. Para deformaciones que no sean muy grandes, es decir, que no superen el límite elástico
Para un material elástico lineal e isótropo, el módulo de Young tiene el mismo valor para una tracción que para una compresión, siendo una constante independiente del esfuerzo siempre que no exceda de un valor máximo denominado límite elástico, y es siempre mayor que cero.
Para un material elástico lineal el módulo de elasticidad longitudinal es una constante (para valores de tensión dentro del rango de reversibilidad completa de deformaciones). En este caso, su valor se define como el cociente entre el esfuerzo y la deformación producida, como se muestra en la Fig. 13.
L L
A F
E
[2]
Donde:
E =es el módulo de elasticidad longitudinal.
=es la presión ejercida sobre el área de sección transversal del objeto.
32 Esfuerzo (σ)
Mayor inclinación indica más dureza del material
Deformación Unitaria (ε)
Figura 13. Módulo de Young
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
Por lo tanto, el módulo de Young es la resistencia de un cuerpo elástico a la deflexión o a la deformación dada, según la dirección en la que se aplique la fuerza. Este módulo es básicamente una medida de la rigidez del material.
Entonces, cuando un material tiene un módulo de elasticidad grande, posee también una rigidez relativa grande, es decir que se lo que se debe obtener en relación al análisis es que los cementos utilizados en la zonas de interés tengan módulos de Young menores a los que se tiene con los cementos convencionales.
2.5.4 COEFICIENTE DE POISSON
33
Figura 14. Coeficiente de Poisson
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
Si una carga es aplicada a lo largo de un eje dado, resulta en una tensión o compresión la cual es proporcional a el modulo de Young de la muestra, pero tensiones perpendiculares al eje también se producirán, la magnitud de esta tensión lateral dependerá del coeficiente de Poisson de la muestra. El valor numérico del coeficiente de Poisson se encuentra entre 0,0 y 0,5.
Un valor de cero significa que no hay resultado de deformacion lateral cuando la muestra está sometida a una carga.
Un valor de 0,5 significa que la muetra se expande lateralmente tanto como se expande axialmente.
En si un material, cuando se encuentra no confinado y sometido a una carga, soporta un mayor esfuerzo a medida que el módulo de Poisson es menor, pero ocurre todo lo contrario cuando el material es confinado.
En la cementación de pozos, el cemento es confinado dentro de un pozo entre el casing y la formación, por lo tanto; lo que interesa es conseguir módulos de Poisson altos.
34 Las propiedades mecánicas que se indicó anteriormente se pueden determinar ya sea de forma axial, tri-axial y simulando bajo condiciones de presión y temperatura en el MPRO.
La medida de ultrasonido de un material está directamente relacionado a las propiedades elásticas, por esto el uso de una combinación de las medidas de ondas de corte de ultrasonido, ondas comprensivas, y propiedades mecánicas dinámicas tal como el módulo de elasticidad, módulo de comprensibilidad, relación Poisson y resistencia a la compresión permiten determinar el comportamiento mecánico de la lechada bajo condiciones de presión y temperatura.
2.6 CONCEPTOS BÁSICOS
2.6.1 PRESIÓN Y TEMPERATURA
El desempeño de la lechada de cemento en el fondo del pozo se ve afectada por dos influencias básicas, la presión y la temperatura. Estos factores afectan a la duración en la que la lechada permanecerá bombeable y cuan bien esta desarrollará la resistencia necesaria para soportar el peso de la tubería.
La temperatura tiene una influencia más pronunciada ya que a medida que la temperatura de la formación incrementa la lechada de cemento se deshidrata, fraguándose con mayor rapidez y consecuentemente desarrollando resistencia rápidamente.
35 bajar el casing. El efecto de enfriamiento del desplazamiento del lodo disminuye considerablemente la temperatura circulante del pozo durante la cementación del casing, mientras que durante una cementación secundaria (squeeze) hay menos enfriamiento debido a que hay menor cantidad de fluido en el pozo que precede la lechada.
Desde estos datos la relación de la BHST vs BHCT son obtenidos para determinar la bombeabilidad de la lechada de cemento.
La presión se impone sobre la lechada de cemento por la presión hidrostática de los fluidos del pozo reduciendo también el tiempo bombeable del cemento, en pozos profundos la presión hidrostática más la presión superficial puede exceder los 20000 psi.
En si el tiempo en que toma la lechada de cemento en alcanzar la profundidad dependerá del tamaño de la geometría del pozo y de la tasa de desplazamiento.
2.6.2 REOLOGÍAS
La reología es la parte de la física que estudia la relación entre el esfuerzo y la deformación en los materiales que son capaces de fluir. La reología es una parte de la mecánica de medios continuos. Una de las metas más importantes en reología es encontrar ecuaciones constitutivas para modelar el comportamiento de los materiales.
A través de las propiedades reológicas podemos determinar la viscosidad plástica (PV), el punto de cedencia (YP) y la resistencia del gel.
2.6.2.1 Viscosidad Plástica
36 moléculas de un líquido, y es una medida de los efectos combinados de adhesión y de cohesión a los efectos de partículas suspendidas, y al líquido ambiente. Entre más grande sea la resistencia, mayor será la viscosidad, es así que altas concentraciones de sólidos llevan a una alta fricción que aumentará la viscosidad plástica. El disminuir el tamaño de los sólidos a volumen constante también aumenta la Viscosidad Plástica debido a que hay un aumento en el área de contacto entre las partículas lo que aumenta la fricción.
La viscosidad (μ) se puede describir como la relación del esfuerzo de corte () a la velocidad de corte (). Por definición:
[3]
Donde:
(𝜇) = viscosidad del fluido, centipoise (cP) (𝜏) = esfuerzo de corte, pascales (kgf/cm2)
(𝛾) = velocidad de corte, segundos recíprocos (s-1)
La viscosidad plástica en (cP) calcula a partir de los datos del viscosímetro Fann 35, de la siguiente manera:
𝑃𝑉(𝑐𝑃) =300 − 100∗ 1.5 [4]
Velocidad de Corte
Es el cambio de velocidad dividido por el ancho del canal a través del cual el fluido se está moviendo, en el pozo la taza de corte se determina por la velocidad rotacional del viscosímetro Fann en el que se realiza la prueba, de esta manera el esfuerzo cortante es registrado a velocidades rotacionales de 600 (tasa de corte = 1022 s-1), 300 (tasa de corte = 511s-1), 200, 100, 6, 3
37
Esfuerzo Cortante
Es la fuerza por unidad de área que se requiere para mover un fluido a una tasa o velocidad de corte dada.
La Figura 15 es una representación simplificada de dos capas de fluido (A y B) que se mueven a diferentes velocidades cuando se aplica una fuerza. Cuando un fluido está fluyendo, hay una fuerza en el fluido que se opone al flujo. Esta fuerza se llama esfuerzo de corte. Se puede describir como un esfuerzo de fricción que aparece cuando una capa de fluido se desliza encima de otra. Como el corte ocurre más fácilmente entre capas de fluido que entre la capa exterior del fluido y la pared de una tubería, el fluido que está en contacto con la pared no fluye. La velocidad a la cual una capa pasa por delante de la otra capa se llama velocidad de corte. Por lo tanto, la velocidad de corte () es un gradiente de velocidad.
Figura 15. Esfuerzo de Corte y Velocidad de Corte
(Petroleum Technology Manual, Stimulation Techniques, 2012)
2.6.2.2 Punto de Cedencia
38 palabras es la fuerza del fluido capaz de soportar una partícula de cierto peso y tamaño.
El Punto Cedente (PC) medido en libras fuerza por 100 pies cuadrados (lbf/100ft2) se calcula a partir de los datos del viscosímetro FANN 35, de la
siguiente manera:
𝑌𝑃 (𝑙𝑏𝑓 𝑓𝑡⁄ 2) = 𝑃𝑉 −100 [5]
2.6.2.3 Resistencia del Gel
Las mediciones de resistencia de gel determinado en (lbf/100ft2), denotan las
propiedades tixotrópicas del fluido, que es la medida de las fuerzas de atracción bajo condiciones estáticas o de no flujo. Las resistencias de gel están clasificadas como geles de tipo progresivo (fuerte) o frágil (débil). Un gel progresivo comienza bajo, pero aumenta consistentemente con el tiempo; mientras que un gel frágil puede comenzar alto inicialmente pero sólo aumentar ligeramente con el tiempo, los geles progresivos son poco deseables ya que pueden crear problemas como caudales excesivos para romper el gel.
La resistencia de gel es entonces una medida de engrosamiento del fluido y es función del tiempo, las medidas son por lo tanto conducidas en períodos de 10 segundos y 10 minutos.
2.6.3 ERODABILIDAD
39 Los datos experimentales sobre erodabilidad de la costra del lodo son presentados en función del tiempo y rata de flujo.
Las condiciones de un pozo típico al finalizar la perforación y después de un periodo de cierre durante la corrida de la tubería generan una costra de lodo cerca de la cara de la formación, seguido por un fluido de perforación parcialmente deshidratado-gelificado PDG y otro fluido de perforación moderadamente deshidratado-gelificado MG, esto en adición al desarrollo de la resistencia del gel en ausencia de un esfuerzo de corte, como también la pérdida de una porción de su agua.
Para obtener un trabajo de cementación primaria exitoso, la cara del pozo debe ser acondicionada apropiadamente para romper el gel deshidratado del fluido de perforación moderadamente gelificado MG y el parcialmente gelificado PDG y remover la costra del lodo tanto como sea posible, antes de que el cemento sea bombeado.
La erosión del lodo de perforación parcialmente gelificada es atribuida al
twbne, que es el esfuerzo cortante en la cara del pozo, bajo el cual no hay
una erosión apreciable ejercida por las corrientes de flujo lo que se ve atribuido al coeficiente de fricción entre las partículas.
Las partículas del fluido de perforación PDG y la costra de lodo se adhieren una a otra y se resisten a las fuerzas que tratan de desplazarlas desde la cara del pozo, esta adherencia de las partículas es debida a las fuerzas superficiales y está definida como la agregación de las mismas y el desplazamiento ejercido es debido a las fuerzas hidrodinámicas y está definido como la disgregación de las partículas
40 esfuerzo de corte Tw, bne en la cara del pozo bajo el cual la erosión no toma lugar.
𝐸𝑑𝑓=𝐶 𝑇
𝑤,𝑏𝑛𝑒
⁄ [6]
Dónde:
𝐸𝑑𝑓 =Erodabilidad.
C= Constante de proporcionalidad.
𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒= Esfuerzo Cortante.
Durante el desarrollo de las actividades en el campo, es importante tomar en cuenta lo siguiente:
Conducir viajes de acondicionamiento de limpieza periódicamente para remover el fluido de perforación PDG y la costra de lodo, esto es especialmente importante antes de correr registros de hueco abierto y bajar tubería al pozo. Esto reducirá el efecto de envejecimiento de fluido de perforación PDG y de la costra del lodo.
Para los fluidos de perforación en el pozo, estimar el esfuerzo de corte, 𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒 , por debajo de la erosión no ir más lejos, esto puede hacerse por uno de los dos siguientes métodos:
Diseñar tazas de circulación y espaciadores de tal manera que el esfuerzo de corte en el lado más angosto del espacio anular sea al menos igual al 𝑇𝑤,𝑏𝑛𝑒, se debe tener cuidado que la ECD (densidad equivalente de circulación) no sea excedida y que la pérdida de filtrado se mantenga baja.
41 perforación y los espaciadores en combinación con el movimiento de la tubería.
2.6.4 ARRASTRE Y TORQUE
2.6.4.1 Arrastre
El riesgo de no poder alcanzar el casing en profundidad es quizá la principal razón por que la centralización del casing es frecuentemente omitida, lo cual podría tener un impacto significativo sobre la productividad del pozo. Comparado a los pozos verticales, los horizontales y los de alcance extendido presentan una serie de desafíos para alcanzar el casing en profundidad, la diferencia fundamental es el hecho de que una porción de la sarta de casing en secciones laterales y de alto ángulo no se deslizarán fácilmente hacia abajo con la gravedad y tienen que ser empujadas sobre el casing.
Considerando el diagrama de la figura 16:
Figura 16. Diagrama de Arrastre
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Las fuerzas normales y axiales pueden ser calculadas como:
𝐹𝑛 = 𝑊𝑒 ∗ Sen(𝜃) [7]
42 Donde:
𝐹𝑛 = Fuerza normal. 𝐹𝑎 = Fuerza axial.
Para que el casing se deslice hacia abajo la fuerza axial, 𝐹𝑎 debería ser más grande que la fuerza de arrastre, 𝐹𝑑 la fuerza de arrastre debe ser calculada teóricamente como:
𝐹𝑑 = µ ∗ 𝐹𝑛 [9]
Donde:
𝐹𝑑 = Fuerza de arrastre. µ = Factor de fricción. 𝐹𝑛 = Fuerza normal.
Donde µ es el factor de fricción efectivo y difiere del coeficiente de fricción del material. El análisis post instalaciones de corrida de revestimiento suelen producir valores de los factores de fricción entre 0,2 y 0,6; usando este análisis simplificado en pozos desviados, es fácil ver cómo al principio un conjunto de revestimiento tendrá que ser empujado por la articulación por encima de la junta mostrado en la Fig. 16.
43
Figura 17. Efecto de Inclinación del Pozo
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Un análisis similar ayuda a ilustrar el efecto de la flotabilidad en el caso donde el revestimiento es llenado con el mismo lodo que ya está en el pozo. El efecto del peso del lodo se explica por el factor de flotabilidad,𝑓𝑏
𝑓𝑏 = 1 −𝑚𝑠 [8]
Dónde:
𝑓𝑏= Factor de Flotabilidad.
𝑚 = Densidad del lodo.
𝑠 =Densidad del acero.
44
Figura 18. Efecto del Peso del Lodo
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Las gráficas anteriores sirven para ilustrar los efectos significativos de la inclinación del pozo y del factor de fricción sobre el arrastre, independientemente de la densidad del lodo. La rapidez con la que el revestimiento tiene que ser empujado hacia abajo es aún más relevante cuando uno considera que la mayoría de las sartas de revestimiento deben ser inclinadas sobre los 60 grados, debido al gran porcentaje los pozos horizontales que se tiene hoy en día.
Al analizar la gráfica de la Fig. 18 es importante notar que las simulaciones son altamente dependientes de la exactitud del factor de fricción usado, adicional es relevante saber que el factor de fricción decrece con la lubricidad e incrementa con la disminución del espacio libre del anular.
2.6.4.2 Torque
45 centralizadores, el torque es generado a través de la fricción entre el casing y la pared de la cara del pozo. Si suficientes centralizadores son instalados para prevenir el contacto entre el casing y la pared del pozo (el standoff es más alto que un 0% a lo largo de la sarta del casing) y si los centralizadores no están fijados al casing, entonces todo el torque viene de la fricción entre el diámetro externo del casing y el diámetro interno de los centralizadores. El factor de fricción en este caso es más cercano a la definición normal del coeficiente de fricción. Por lo tanto la reducción de la fricción del material tal como los polímeros puede tener un efecto positivo significativo en el requerimiento de la reducción del torque.
Una situación algo diferente es creada cuando los centralizadores son fijados al revestimiento, en este caso el torque podría venir de la fricción entre los centralizadores y la formación; por lo tanto, el efecto del material no podría ser marcado. Altos requerimientos de torque podrían ser esperados también si el casing se comporta como si tuviera un gran diámetro externo. Por lo tanto es una ventaja usar un simulador que permita al usuario especificar si los centralizadores son fijados al casing y también el uso de un factor de fricción independiente entre el diámetro interno de los centralizadores y el diámetro externo del casing.
Es importante tener en cuenta que el análisis anterior también aclara la idea errónea de que los centralizadores de los revestimientos reducen el arrastre, ya que no involucra el área de contacto.
2.6.4.3 Remanencia del Cemento
La remanencia del cemento es la medida de la capacidad del cemento de soportar esfuerzos o de resistir fallas.
46 pozo. Tradicionalmente la resistencia a la compresión ha sido el indicador de la integridad del cemento, sin embargo numerosos trabajos de cementación remedial se han desarrollado posteriores a la completación de los pozos debido a una pobre correlación entre la resistencia a la compresión y la integridad del cemento.
El esfuerzo ejercido sobre el cemento durante las operaciones de construcción y producción tales como la hidratación, encogimiento del cemento, pruebas de presión, estimulación, producción de hidrocarburos podrían ser severas y podrían dañar el cemento debido a los cambios de presión y temperatura dados durante estas operaciones, la magnitud de los cambios de presión, temperatura y el esfuerzo ejercido variará de una lechada a otra dependiendo principalmente de la formulación de la lechada.
Los esfuerzos o la capacidad de remanencia a los que está sometido el cemento en la etapa inicial y durante las operaciones en el pozo son calculados en iCEM, por cada método de falla. Los métodos de falla considerados en el análisis son:
Craqueo Radial del cemento: Lo cual permite migración de los
fluidos en forma radial y vertical.
Figura 19. Craqueo del Cemento
(SPE, Casing Centralization in Horizontal and Extended Reach Wells, 2012)
Rock
