Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal

Raafat Abbas Erick Cunningham Trevor Munk Clamart, Francia

El mejoramiento de la integridad del pozo en el largo plazo constituye una prioridad

Bente Bjelland Norsk Hydro Bergen, Noruega

adecuado del procedimiento de cementación. Los nuevos programas de simulación

creciente. Las compañías de exploración y producción reconocen que un excelente aislamiento zonal requiere un óptimo sistema de eliminación del lodo y un diseño

numérica, los sistemas de cementación primaria que no dañan el medio ambiente y el soporte de campo que se brinda a nivel mundial, ayudan a las compañías a lograr

Vincent Chukwueke Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. Assen, Países Bajos

sus objetivos de construcción de pozos desde el principio, a la vez que optimizan la protección del medio ambiente.

Alain Ferri Aberdeen, Escocia Greg Garrison Houston, Texas, EUA Doug Hollies EnCana Corporation Calgary, Alberta, Canadá Chris Labat ChevronTexaco Nueva Orleáns, Luisiana, EUA Omar Moussa Kuala Lumpur, Malasia Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Mario Bellabarba, La Haya, Países Bajos; Leo Burdylo, Roger Keese, Bill Miller, Erik Nelson y Don Williamson, Sugar Land, Texas, EUA; Ryan Cammarata, Bill Dacres, Laurent Delabroy, James Jackson y Randy Tercero, Houston, Texas; Youssef El Marsafawi, Kuala Lumpur, Malasia; Simon James, Clamart, Francia; Brian Koons, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA; Christian Mueller, Stavanger, Noruega; Ron Schreuder, Coevorden, Países Bajos; y David Stiles, Calgary, Alberta, Canadá. CBT (herramienta de Registro de Adherencia del Cemento), CemCADE, CemCRETE, CemSTONE, DeepCEM, DeepCRETE, DuraSTONE, FlexSTONE, GASBLOK, GeoMarket, LiteCRETE, MUDPUSH, SCMT (herramienta Delgada de Construcción de Mapas de Cemento), USI (generador de Imágenes Ultrasónicas), Variable Density (registro de Densidad Variable), VDN (Densidad-Neutrón VISION) y WELLCLEAN II son marcas de Schlumberger.

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Las compañías de exploración y producción (E&P) se han esforzado por lograr un perfecto aislamiento zonal desde el surgimiento de los sistemas de cementación de pozos. Las complejas relaciones existentes entre la geología, la química y la física de la terminación de cada pozo de petróleo o gas, plantean desafíos únicos que quizás no se puedan resolver sino sólo con décadas de experiencia. Estos desafíos se ponen de manifiesto tanto en los pozos nuevos como en los existentes. La envergadura de los problemas de aislamiento zonal corrientes es enorme. Las operaciones de perforación realizadas en todo el mundo durante el año 2001 abarcaron 74,000 pozos nuevos, de los cuales 48,000 se perforaron en América del Norte.1 Una de las principales preocupaciones es que muchos de los pozos están experimentando problemas de existencia de presión detrás de las tuberías de revestimiento; una indicación de que existe un canal entre una fuente de presión y un espacio anular. Solamente en las áreas marinas del Golfo de México, 11,500 espacios anulares en 8000 pozos podrían experimentar problemas de existencia de presión detrás de las tuberías de revestimiento.2 Los costos de remediación pueden alcanzar hasta un millón de dólares estadounidenses por pozo, incluyendo los costos de equipos de reparación y los de detección y remediación de pérdidas. En Canadá, el problema de existencia de presión detrás de las tuberías de revestimiento afecta a una gran variedad de pozos en tierra, desde pozos someros de gas hasta pozos de petróleo pesado. La solución

de estos problemas a nivel mundial puede implicar un costo de hasta 2750 millones de dólares estadounidenses a lo largo de 10 años. Indudablemente, es deseable evitar estos gastos de remediación. El problema de existencia de presión detrás de la tubería de revestimiento puede tener distintas causas, tales como una cementación primaria deficiente, la vigencia de requisitos inadecuados cuando se cementaron pozos más antiguos, o el deterioro de la matriz de cementación con el tiempo. Independientemente de la causa, la industria y las agencias reguladoras reconocen la necesidad de proteger el medio ambiente frente a pérdidas de fluidos de yacimiento. Un aislamiento zonal deficiente puede ocasionar la pérdida del 1. “World Trends: Industry Pace Should Quicken,” World Oil 223, no. 8 (Agosto de 2002): 33–37. Para obtener mayor información sobre datos de perforación correspondientes al año 2001, consulte: http://www.worldoil.com/magazine/magazine_link.asp?A RT_LINK=02-08_world-abraham_T2.htm#top. 2. Bourgoyne AT Jr, Scott SL y Manowski W: “A Review of Sustained Casing Pressure Occurring on the OCS,” estudio LSU solventado por el Servicio de Administración de Minerales, Departamento del Interior de EUA, Washington, DC, bajo Contrato Número 14-35-001-30749. 3. Para obtener mayor información sobre remediación de pozos existentes, consulte: Barclay I, Pellenbarg J, Tettero F, Pfeiffer J, Slater H, Staal T, Stiles D, Tilling G y Whitney C: “El principio del fin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantelamiento,” Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 28–41. Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.

Oilfield Review

control del pozo o la contaminación de los acuíferos, lo cual resultaría catastrófico para el medio ambiente y la población local. El mejoramiento de la cementación primaria en los nuevos pozos y la reparación de pozos con pérdidas, constituyen pasos lógicos destinados a mejorar el aislamiento zonal y proteger el medio ambiente.3 En este artículo se analizan distintas soluciones que permiten mejorar el aislamiento zonal en la cementación primaria, comenzando con la tecnología de eliminación del lodo. Ejemplos de operaciones de campo demuestran el impacto de las nuevas técnicas y de los nuevos fluidos. Los

Invierno de 2002/2003

novedosos programas de simulación numérica y una red mundial de laboratorios interconectados que proveen soporte a las operaciones de campo, ayudan a los ingenieros a optimizar el diseño de los trabajos de cementación. Optimización del sistema de eliminación del lodo La eliminación efectiva del fluido de perforación es un requisito previo para el éxito de la cementación primaria. Cuando la lechada de cementación fragua, el lodo que queda en el pozo puede impedir la formación de un sello hidráulico, lo cual a su vez puede

generar fenómenos adversos tales como: producción de fluidos no deseados, pérdida de hidrocarburos hacia zonas de baja presión, existencia de presión detrás de la tubería de revestimiento, reventones subterráneos o corrosión acelerada de la tubería de revestimiento. La solución de estos problemas demanda gastos adicionales y generalmente inesperados. Además del estado general y de la calidad del pozo, entre los factores que afectan la eliminación del lodo se encuentran el acondicionamiento del mismo, los procedimientos de desplazamiento, la geometría del pozo y la centralización de la tubería de revestimiento.

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Durante los pasos previos a la cementación de una tubería de revestimiento, una cuadrilla de cementación bombea una serie de fluidos por la tubería de revestimiento para desplazar el fluido de perforación del interior de la misma, y del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la formación. El primer fluido bombeado suele ser un lavado químico o espaciador, que separa el fluido de perforación de la lechada de cementación. La densidad y viscosidad de los lavados químicos son similares a las del agua o el petróleo; se puede utilizar agua, diesel, o petróleo como fluido base para los lavados químicos. Si se bombean adelante de la lechada de cementación, contribuyen a la eliminación del lodo porque lo diluyen, reducen su densidad y lo dispersan. Los lavados químicos pueden formularse de manera tal que eliminen tanto los fluidos de perforación base agua como los fluidos base aceite. En última instancia, los lavados químicos mejoran la calidad de la adherencia entre la tubería de revestimiento y el cemento, y entre el cemento y la formación. Los lavados químicos, como tienden a tener baja viscosidad, se bombean en condiciones de flujo turbulento (derecha). Existen lavados químicos para una gran variedad de aplicaciones. Los fluidos espaciadores también proveen un tapón que resulta químicamente compatible tanto con el fluido de perforación como con la lechada de cementación durante el desplazamiento. El desplazamiento total del fluido de perforación por el espaciador es crucial para el establecimiento del aislamiento zonal; un desplazamiento incompleto puede conducir a la formación de un canal de lodo continuo en la zona de interés, creando vías de comunicación entre las distintas zonas. Esa comunicación conduce a la producción de fluidos no deseados, la pérdida de hidrocarburos e incluso la migración de los fluidos hacia la superficie. Para los lodos base petróleo, los surfactantes utilizados en los lavados químicos y en los espaciadores modifican la mojabilidad de la tubería de revestimiento y de la formación alrededor del pozo, que pasa de la condición de mojada con petróleo a mojada con agua. Esto contribuye a mejorar la adherencia del cemento. Los espaciadores MUDPUSH II son compatibles con las lechadas de cemento, con los lodos base agua y base petróleo, y con el agua dulce, de mar o salobre. Estos espaciadores pueden diseñarse con densidades de entre 1200 y 2400 kg/m3 [10 y 20 lbm/gal] y para resistir temperaturas de hasta 149°C [300°F]. Los espaciadores han demostrado una excelente correlación entre las características de diseño de laboratorio y el rendimiento de campo, y son fáciles de mezclar en la localización del pozo.

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Las propiedades del espaciador MUDPUSH II se ajustan para minimizar el impacto ambiental, incluyendo la disminución de la toxicidad, el mejoramiento de la biodegradación y la reducción de la acumulación biológica.4 Una menor cantidad de productos químicos que la requerida por otros espaciadores produce las características de rendimiento deseadas. Se descargan o manipulan menos productos químicos a medida que los fluidos retornan a la superficie, además de requerirse menos espacio de almacenamiento y generarse menor cantidad de residuos. La optimización de las propiedades reológicas de un fluido espaciador mejora el aislamiento zonal y el desplazamiento del lodo. La aplicación WELLCLEAN II—Asesor de Soluciones de Ingeniería—ahora posibilita una rápida selección y un ajuste de las concentraciones de aditivos en los fluidos espaciadores. Este programa de computación reduce el tiempo y esfuerzo necesarios para optimizar las propiedades de los fluidos, sean éstos diseñados para flujo turbulento o flujo laminar. Los resultados de la simulación efectuada con la aplicación de diseño y evaluación de la cementación CemCADE—que se basan en datos reales—pueden ser importados en la aplicación WELLCLEAN II.5 Cuando esta aplicación se utiliza para diseñar el trabajo de cementación, se reduce el riesgo de error y aumenta la eficacia. En el diseño de un espaciador MUDPUSH II concebido para eliminar el lodo bajo un régimen de bombeo de flujo turbulento, la aplicación WELLCLEAN II indica la concentración de aditivo óptima para estabilizar el espaciador de modo que los agentes densificantes no precipiten y que las propiedades reológicas no se alteren. Al mismo tiempo, el programa fija las propiedades de los fluidos en el mejor nivel para lograr el flujo turbulento a bajas velocidades de bombeo. En ciertos casos, las restricciones de la velocidad de bombeo conducen a un régimen de flujo laminar; el flujo turbulento generalmente se desarrolla a velocidades de bombeo más altas. Si la estrategia a seguir implica diseñar el espaciador para flujo laminar, el programa ofrece propiedades de espaciadores y concentraciones de aditivos optimizadas a la densidad y temperatura deseadas. El grado de eliminación del lodo y la presencia de canales de lodo se vinculan más comúnmente con la geometría, la rugosidad y los agrandamientos del pozo, así como con la viscosidad y densidad de los fluidos contenidos en el pozo, que con el régimen de flujo. Simulaciones múltiples demuestran las consecuencias de las diversas concentraciones de aditivos sobre las propiedades de los espaciadores. Las propiedades de los espaciadores para un trabajo en particular siempre se conciben para que resulten compatibles con el lodo y el cemento.

Flujo laminar

Flujo turbulento

Capa estática de lodo

Fluido en movimiento

> Dinámica de los fluidos en la eliminación del lodo. En condiciones de flujo laminar (izquierda), las líneas de flujo son paralelas y las partículas individuales recorren trayectorias paralelas. Las partículas de lodo tienden a acumularse cerca de la pared del pozo, lo cual dificulta la eliminación completa del mismo. En condiciones de flujo turbulento (derecha), los remolinos energéticos arrastran más partículas de lodo que las trayectorias de flujos laminares antes de saturarse. Los torbellinos también mueven a los surfactantes o dispersantes en el lavado químico o en el fluido espaciador en todo el pozo, para deformar y eliminar la capa estática de lodo de la pared del pozo.

Además de contener una base de datos integral de pruebas de laboratorio, la aplicación WELLCLEAN II proporciona modelos matemáticos y un elemento de razonamiento que permite deducir las propiedades de los espaciadores mediante la interpolación de los resultados a diversas temperaturas, densidades y concentraciones de aditivos (página siguiente). Esta aplicación incorpora distintos modelos reológicos. Entre ellos se encuentran los sistemas plásticos de Bingham, los que se comportan siguiendo una ley exponencial y los que siguen el modelo de Herschel-Bulkley.6 Las mediciones de campo de las propiedades de los espaciadores diseñados con la aplicación WELLCLEAN II han demostrado ajustarse estrechamente a los datos de diseño pronosticados. Por ejemplo, en un pozo de alta presión de Medio Oriente, la densidad del lodo necesaria para controlar el pozo era de 2240 kg/m3 [18.7 lbm/gal]. Un gradiente de fracturamiento cercano a la presión de poro produjo pérdidas de fluido de perforación en las zonas más débiles. El operador decidió bajar y cementar una tubería de revestimiento corta (liner) y solicitó un fluido espaciador optimizado de inmediato.

Oilfield Review

específicas del cliente, los programas de computación innovadores y una metodología de prueba destinada a evaluar la eficacia de los colchones lavadores en el desplazamiento de los fluidos de perforación, contribuyen a mejorar la eliminación del lodo y el aislamiento zonal. Eliminación del lodo en acción En la madura región marina de Tampen, Noruega, los ingenieros de Norsk Hydro están aumentando la producción de petróleo gracias al mejoramiento del aislamiento zonal con la aplicación de la tecnología WELLCLEAN II.9 Si bien la subsidencia, la compactación y los grandes esfuerzos mecánicos existentes en el subsuelo, que son comunes en esta área, podrían provocar la rotura del cemento, los ingenieros sospechaban que los problemas más importantes radicaban en la formación de canales de fluido dentro del cemento. Estos canales de fluido eran producidos probablemente por operaciones de cementación deficientes, llevadas a cabo en pozos muy desviados u horizontales. Los resultados del simulador WELLCLEAN II coincidían con los registros de cementación que indicaban la mezcla de fluidos a lo largo de toda la tubería de revestimiento corta y una pobre cobertura de cemento del espacio anular.

> Optimización del diseño de espaciadores. El programa de computación Asesor de Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II permite simplificar y acelerar el diseño de los espaciadores.

Normalmente, el diseño de un espaciador para esta situación demandaría un prolongado proceso de laboratorio. Sin embargo, la aplicación WELLCLEAN II permitió optimizar rápidamente el diseño del espaciador utilizando las condiciones reales del pozo y las propiedades de los fluidos. La tubería de revestimiento corta fue cementada con éxito y el operador se vio favorecido con el eficaz proceso de diseño de un espaciador efectivo para condiciones tan difíciles. No hubo indicación alguna de pérdida de cemento durante las operaciones de cementación. En las operaciones de cementación ordinarias, el espaciador puede ser seguido de múltiples lechadas de cemento.7 La serie que incluye colchón lavador-espaciador-lechada de cementación, debe desplazar todos los fluidos del espacio anular para evitar la formación de canales de lodo o de espaciador dentro del cemento fraguado.8 Tales canales pueden permitir la migración indeseable de fluidos de formación. La presencia de lodo también puede producir grietas

Invierno de 2002/2003

por contracción, reducir la resistencia a la compresión o aumentar la permeabilidad y cualquiera de estas situaciones puede afectar negativamente las propiedades del cemento fraguado. Una vez bombeada la lechada de cementación, se lanza un tapón mecánico dentro de la tubería de revestimiento, que es desplazado hasta el fondo del pozo por otro fluido, normalmente el fluido de perforación necesario para perforar el siguiente tramo del pozo. Al final de la operación, el cemento ocupa el espacio anular entre la tubería de revestimiento y la formación atravesada desde el fondo del pozo hasta el nivel deseado. No es posible lograr una eliminación efectiva del lodo—etapa crucial de cualquier operación de cementación—sin considerar los efectos de todos los parámetros relevantes. La tecnología de Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II utiliza productos y herramientas innovadores para mejorar el emplazamiento de cemento. En conjunto, estos sistemas de lavado químico optimizados, los espaciadores adaptados a las necesidades

4. Acumulación biológica es el enriquecimiento de una sustancia en un organismo, tal como la bioconcentración resultante de la exposición a la sustancia en el medio ambiente o la absorción a partir de la cadena alimentaria. 5. Para obtener mayor información sobre el programa de computación CemCADE, consulte: Fraser L, Stanger B, Griffin T, Jabri M, Sones G, Steelman M y Valkó P: “Seamless Fluids Programs: A Key to Better Well Construction,” Oilfield Review 8, no. 2 (Verano de 1996): 42–56. 6. Un modelo plástico de Bingham es un modelo reológico de dos parámetros muy utilizado en la industria de los fluidos de perforación, para describir las características de flujo de diversos tipos de fluidos. Los fluidos que obedecen a este modelo se caracterizan por presentar un comportamiento lineal del esfuerzo de corte y el índice de cizalladura una vez alcanzado un umbral de esfuerzo de corte inicial. Un fluido que sigue el modelo de HerschelBulkley puede describirse matemáticamente mediante un modelo reológico de tres parámetros. Se prefiere la ecuación de Herschel-Bulkley más que la ley exponencial o las relaciones de Bingham, porque genera modelos más exactos del comportamiento reológico cuando se dispone de datos experimentales adecuados. Un fluido que sigue la ley exponencial se describe mediante un modelo reológico de dos parámetros de un fluido seudo plástico o un fluido cuya viscosidad disminuye al aumentar el índice de cizalladura. Los lodos de polímeros base agua, especialmente los hechos con el polímero XC, se ajustan mejor a la ley exponencial que al modelo plástico de Bingham u otros modelos de dos parámetros. 7. Las operaciones de cementación primaria pueden consistir de hasta cuatro lechadas, pero los trabajos con dos lechadas, conocidas como lechada inicial y lechada de cola, son más comunes. “Inicial” se refiere a la primera lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. “Cola” se refiere a la última lechada bombeada durante las operaciones de cementación primaria. Normalmente, la lechada de cola cubre la zona productiva y es más densa que la lechada inicial. 8. Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 36–49. 9. Para obtener mayor información sobre las operaciones de la región de Tampen, consulte: Bjelland B, Hansen K y Abbas R: “Tampen Planning Gets Concrete Results,”Hart’s E&P 75, no. 8 (Agosto de 2002): 70–72.

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-500.0000 0.3125 0.6250 0.9375 1.2500 1.5625 1.8750 2.1875 2.5000 2.8125 3.1250 3.4375 4.0625 4.3750 4.6875 5.0000

Impedancia acústica sin procesar

Micro pérdida de adherencia Líquido Micro espacio anular de gas o seco Adherido

-1000.0 -500.0 0.3 2.6 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0

Mapa de cemento con clasificación de impedancia

-500.0000 0.3125 0.6250 0.9375 1.2500 1.5625 1.8750 2.1875 2.5000 2.8125 3.1250 3.4375 4.0625 4.3750 4.6875 5.0000

Impedancia acústica sin procesar

Máximo de impedancia acústica 0

Mrayl

10

Promedio de impedancia acústica 0

Mrayl

Micro pérdida de adherencia

10

Líquido Micro espacio anular de gas o seco

Mínimo de impedancia acústica Adherido 0

Mrayl

10

-1000.0 -500.0 0.3 2.6 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0

Mapa de cemento con clasificación de impedancia

> Mejoramiento de la adherencia en pozos horizontales de Noruega. Los diseños de espaciadores comunes produjeron una adherencia inadecuada del cemento, tal como se advierte en el registro de evaluación del cemento de la izquierda. En particular, se observa una escasez de sección amarilla, o pobre adherencia en el Carril 2. Los diseños de cementación más efectivos, incluyendo la eliminación más completa del lodo mediante la utilización de espaciadores MUDPUSH II, permitieron mejorar la adherencia del cemento, tal como lo indica la abundante sección amarilla del Carril 3 (derecha).

El simulador WELLCLEAN II constituye una poderosa herramienta de simulación numérica bidimensional para mostrar resultados críticos, tales como el porcentaje de cobertura de cemento, las concentraciones de fluidos, el riesgo de tener una película o canal de lodo al final del trabajo de cementación y el tiempo de contacto en el flujo turbulento; todo como una función de la profundidad y el tiempo. El simulador contempla esos parámetros además de la geometría y la trayectoria, las propiedades y los volúmenes de los fluidos del pozo, las velocidades de bombeo y la centralización de la tubería de revestimiento. El simulador luego predice la eficacia de la eliminación del lodo y evalúa la posibilidad de que se deje un canal de lodo en el cemento. Las simulaciones se presentan como mapas bidimensionales que muestran las ubicaciones y concentraciones de los fluidos, sus velocidades y el régimen de flujo. Las animaciones de las simulaciones muestran todo el proceso de desplazamiento de fluidos para una operación de cementación. Las predicciones del simulador WELLCLEAN II han sido validadas tanto por experimentos físicos

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de laboratorio como por su comportamiento en el campo. Los ingenieros especialistas en cementación pueden utilizar estas simulaciones para modificar sus diseños a fin de lograr la optimización del aislamiento zonal. Por ejemplo, el simulador ayuda a los ingenieros a optar entre un régimen de flujo turbulento y un régimen de flujo laminar, o a decidir cómo evitar el contacto perjudicial entre el lodo de perforación y el cemento durante las operaciones de bombeo. Para mejorar el aislamiento zonal en un pozo del área Tampen durante el año 2001, los ingenieros de Norsk Hydro seleccionaron un sistema innovador de colchón lavador con espaciadores de baja toxicidad, con una biodegradación más completa y una menor acumulación biológica que las ofrecidas por otros sistemas. El nuevo pozo era horizontal, similar a los pozos problemáticos anteriores. Se colocaron centralizadores adicionales para mejorar la separación respecto de la pared del pozo y la distribución del cemento en torno a la tubería de revestimiento. Los resultados del programa CemCADE demostraron que los centralizadores adicionales no generarían fuerzas exce-

sivas durante la bajada de la tubería de revestimiento, las cuales constituyen una indicación de la posibilidad de que la tubería de revestimiento quede aprisionada al ser bajada en el pozo. Norsk Hydro también quería mejorar las propiedades mecánicas del sistema de cementación. Los ingenieros de Norsk Hydro seleccionaron la tecnología CemCRETE de cementación de pozos petroleros a base de concreto; un sistema con una alta fracción de sólidos, altos valores de viscosidad plástica, baja permeabilidad y baja porosidad.10 Las simulaciones indicaban que no se fracturaría formación alguna utilizando una mezcla del sistema de lechada CemCRETE de 1679 kg/m3 [14 lbm/gal]. Además, se inyectarían 48 m3 [300 bbl] de agua dulce cuya densidad y viscosidad eran relativamente más bajas que las de la lechada, para diluir el lodo en el pozo y reducir la resistencia del gel. Antes de la operación, las simulaciones predijeron que el diseño modificado mejoraría significativamente la eliminación del lodo. Además de predecir una cobertura de cemento superior al 95% a lo largo de la mayor parte de la tubería de

Oilfield Review

10. Para una introducción a la tecnología CemCRETE, consulte: Boisnault et al, referencia 3. 11. El dispositivo VDN proporciona mediciones de neutrón compensado y litodensidad azimutal adquiridas durante la perforación. La imagen de densidad resultante también posibilita el análisis geológico estructural.

Invierno de 2002/2003

Riesgo de presencia de lodo en la pared

Ancho

Lodo

CW100

Alto

Bajo

Cola

MUDPUSH WHTO

Medio

Ninguno

Ancho

11,800 11,900 12,000 12,100 12,200 12,300 12,400 12,500 12,600 12,700 12,800 12,900

Ancho

Ancho

Angosto

Profundidad, pies

11,800 11,900 12,000 12,100 12,200 12,300 12,400 12,500 12,600 12,700 12,800 12,900

Angosto

Mapa de concentración de fluidos

Profundidad, pies

Tiempo de tránsito CBT—3 pies 0

API

100

Orientación relativa SCMT 0 CCL discriminado 3

V

-1

grados

Amplitud amplificada CBT—3 pies 360

0

100

0

API

10

Min

Amplitud CBT—3 pies

Rayos gamma 0

mV

mV

Amplitud

Max 1.25 2.50 3.75 5.00 6.25 7.50 8.75 10.00 11.25 12.50 13.75 15.00 16.25 17.50 18.75 20.00

revestimiento de producción, los datos del simulador no indicaban riesgo alguno de que quedara lodo detrás del cemento. La operación de cementación fue ejecutada con éxito. Los registros de evaluación de la adherencia del cemento de la tubería de revestimiento de 7 pulgadas demostraron que los resultados eran superiores a los de los trabajos de cementación previos; excelente adherencia y ninguna indicación de la presencia de canales de fluidos (página anterior). Desde entonces, los pozos adicionales del área Tampen fueron terminados con éxito utilizando esta metodología. En el Golfo de México, el logro de un aislamiento zonal efectivo resultó crucial para cinco costosos pozos de alcance extendido que atravesaban un contacto agua-petróleo en la zona con hidrocarburos. La adecuada adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento, y entre el cemento y la formación dentro de estas areniscas productivas siempre habían representado un verdadero desafío; sólo existía buena adherencia en las secciones de lutitas. Cualquier diseño de trabajo de cementación nuevo tendría que ser apto para desviaciones de hasta 77 grados, lodo de perforación sintético y entrada de gas de la formación. La imposibilidad de aislar las zonas acuíferas dentro de la arenisca productiva, causó la reducción de la producción de petróleo y el incurrir en costos adicionales para eliminar el agua producida. ChevronTexaco invirtió 200,000 dólares estadounidenses por pozo para las operaciones de cementación mediante inyección forzada (a presión) y tiempo de equipo de perforación para reparar los trabajos defectuosos de cementación primaria en tres de los cinco pozos. Con la ayuda de los programas del simulador WELLCLEAN II, la aplicación CemCADE, y los registros de calibración adquiridos durante la perforación con la herramienta Densidad-Neutrón VISION VDN, los ingenieros de Schlumberger lograron modificar los parámetros de diseño para mejorar la eliminación del lodo.11 Los ingenieros consideraban particularmente importante la adquisición de datos de calibración porque los diseños de trabajos previos dependían de supuestos acerca de la forma y el volumen del pozo; parámetros que inciden sustancialmente en la eliminación del lodo y en las predicciones del volumen de lechada requerido. Los resultados del programa CemCADE condujeron a cambios respecto del emplazamiento de los centralizadores, los fluidos espaciadores, las propiedades de la

Densidad Variable CBT—5 pies 100

200

µs

1200

Imagen del mapa del cemento

12,000

12,100

> Mejoramiento de la eliminación del lodo en el Golfo de México. Los resultados del simulador WELLCLEAN II (arriba) indicaron que modificando la colocación de los centralizadores, los fluidos espaciadores, las propiedades de las lechadas de cemento, los volúmenes de fluidos y las velocidades de bombeo, se mejoraría la eliminación del lodo y la cementación primaria. El mapa de cemento simulado de la izquierda, muestra una alta concentración de cemento (gris) alrededor del pozo; el área de color verde en la simulación indica la eliminación completa del lodo. El mapa de cemento mostrado en el Carril 5 del registro adquirido con la herramienta Delgada de Construcción de Mapas de Cemento SCMT (abajo) confirma el excelente emplazamiento del cemento alrededor de la tubería de revestimiento. El despliegue del registro de Densidad Variable del Carril 4 muestra una buena adherencia del cemento.

lechada de cementación, los volúmenes de fluido y las velocidades de bombeo. La lechada de cementación incorporaba el sistema de cementación para control de migración de gas GASBLOK y un agente de expansión. Estos aditivos eliminan la entrada de gas de la formación, controlan la pérdida de fluido hacia la misma y minimizan la reducción volumétrica durante el emplazamiento y fraguado del cemento.

El mejoramiento de los diseños de los trabajos y de los fluidos permitió optimizar considerablemente el aislamiento zonal en los siguientes tres pozos. Los resultados de la simulaciones WELLCLEAN II coincidían totalmente con los registros de evaluación de la cementación (arriba). Los tres nuevos pozos no produjeron agua y no requirieron operaciones correctivas de la cementación. En otros sectores del Golfo de

23

12. Smith RC: “Preface,” en Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 1–6. 13. Para obtener mayor información sobre contracción aparente del cemento, consulte: Thiercelin M, Baumgarte C y Guillot D: “A Soil Mechanics Approach to Predict Cement Sheath Behavior,” artículo de las SPE/ISRM 47375, presentado en la Eurock de las SPE/ISRM de 1998, Trondheim, Noruega, 8 al 10 de julio de 1998. 14. Para obtener mayor información sobre la respuesta mecánica del cemento al esfuerzo en el fondo de pozo, consulte: Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodriguez WJ: “Cement Design Based on Cement Mechanical Response,” artículo de la SPE 38598, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE 1997, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997. 15. Para obtener mayor información sobre los tapones de desviación DuraSTONE, consulte: Al-Suwaidi A, Hun C, Babasheikh A y Cunningham E: “Cement Aids Challenging Sidetracks,” Hart’s E&P 75, no. 2 (Febrero de 2002): 51–53. 16. Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M y Vidick B: “New Cement Systems for Durable Zonal Isolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE de 2000, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000.

24

60

64

68

72

76 Riesgo de presencia de lodo en la pared del pozo 22,000

Mapa de concentración de fluidos

23,000

Profundidad, pies

56

24,000 Ancho Angosto Ancho

Cobertura del cemento, %

Ancho Angosto Ancho

Lodo Espaciador Cemento

Alto Ninguno

Trabajo optimizado mediante la utilización del programa de computación WELLCLEAN II 70

80

90

100 Riesgo de presencia de lodo en la pared del pozo 22,000

Mapa de concentración de fluidos

23,000

Profundidad, pies

El rol de la tecnología de cementación avanzada La eliminación del lodo desempeña un rol crucial en el éxito de las operaciones de cementación, pero la selección de un tipo de cemento apropiado también es crítica. Desde la primera operación de cementación primaria realizada en 1903, las compañías de servicios han desarrollado varios tipos de cementos para pozos de petróleo y de gas, concebidos para enfrentar las condiciones más extremas existentes en el subsuelo.12 Los sistemas de cementación deben tolerar los efectos de las presiones, de las temperaturas y de los fluidos de formación para proporcionar un aislamiento zonal duradero. Aun cuando una lechada convencional sea correctamente emplazada e inicialmente provea un adecuado aislamiento zonal, los cambios en las condiciones del pozo pueden inducir esfuerzos que comprometan la integridad del cemento fraguado. Los esfuerzos tectónicos y los grandes aumentos de presión o temperatura del pozo pueden fisurar el cemento e incluso reducirlo a escombros. El desplazamiento radial de la tubería de revestimiento, causado por la contracción del cemento o por reducciones de temperatura o presión, puede hacer que el cemento pierda adherencia con la tubería de revestimiento o con la formación, y genere así un micro espacio anular.13 Las reducciones de la densidad del fluido durante las operaciones de perforación y terminación también causan la pérdida de adherencia. Las operaciones rutinarias de terminación de pozos, incluyendo operaciones de disparos (cañoneos, punzados) y fracturamiento hidráulico, afectan negativamente el revestimiento de cemento.14

Trabajo original sin optimización

24,000 Cobertura del cemento, %

Ancho Angosto Ancho

Ancho Angosto Ancho Alto Ninguno

Lodo Espaciador Cemento

60

80

Mapa de concentración de fluidos

100

Registro CBT

Registro de Densidad Variable

23,420 Profundidad, pies

México, los resultados de las Soluciones de Ingeniería WELLCLEAN II permitieron mejorar la cementación primaria (derecha).

23,480

23,540

23,600 Cobertura del cemento, %

Ancho

Angosto Diesel Lavado químico

Ancho Espaciador Cemento

> Exitosa eliminación del lodo en el Golfo de México. En otro sector del Golfo de México, la simulación del diseño inicial con el simulador WELLCLEAN II indicó la probabilidad de que se formara un canal de lodo en el cemento fraguado (arriba). Después de optimizar la colocación de los centralizadores, las propiedades de los espaciadores y las lechadas, así como las velocidades y volúmenes de desplazamiento, el simulador demostró que el nuevo diseño del trabajo impediría la formación de canales (centro). Los registros de evaluación de la cementación confirman el mejoramiento del aislamiento zonal (abajo).

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Invierno de 2002/2003

F Módulo de Young (e) Resistencia a la tensión Esfuerzo axial F (tensión)

Los avances más recientes—los sistemas de tecnología de cementación avanzada CemSTONE— proporcionan un aislamiento zonal confiable en el largo plazo a pesar de las condiciones cambiantes del pozo. Estos sistemas tienen propiedades de cemento fraguado predecibles, tales como flexibilidad, expansión y resistencia al impacto luego del fraguado, de modo que pueden diseñarse para tolerar esfuerzos que destruirían a los cementos ordinarios. Los aditivos patentados y las mezclas probadas de partículas fabricadas de los sistemas CemSTONE satisfacen requisitos específicos en términos de propiedades mecánicas, tales como elasticidad, expansibilidad, resistencia a la compresión y a la tensión, durabilidad y resistencia al impacto. Así como en las lechadas CemCRETE, las distribuciones de los tamaños de las partículas de los sistemas CemSTONE los hace fáciles de mezclar y bombear. La integridad del cemento lograda en forma rutinaria con los sistemas CemSTONE ayuda a reducir los costos de mantenimiento, asegura el aislamiento para los tratamientos de estimulación, reduce la posibilidad de que se acumule presión anular durante la vida productiva de los pozos de gas, y prolonga la vida útil de los pozos de inyección de vapor de agua y de los pozos ubicados en áreas tectónicamente activas. Este alto grado de integridad del cemento también mejora el aislamiento para las conexiones de pozos multilaterales, permite ahorrar tiempo y reducir las dificultades que plantea la colocación de cuñas desviadoras mecánicas, además de eliminar el desmoronamiento del cemento detrás de la tubería de revestimiento cuando se abren ventanas y se perforan formaciones incompetentes (véase “Nuevos aspectos de la construcción de pozos multilaterales,” página 56). Actualmente hay dos tipos de tecnología CemSTONE en uso. El sistema de tecnología avanzada de cemento durable DuraSTONE y el sistema de tecnología avanzada de cemento flexible FlexSTONE. Cada sistema combina partículas especialmente dimensionadas y de materiales especiales, lo cual genera un sistema de cementación que ofrece mayor flexibilidad y más durabilidad. A septiembre de 2002, se habían bombeado en todo el mundo más de 90 sistemas FlexSTONE y 25 lechadas DuraSTONE para enfrentar una amplia gama de desafíos operativos. Concebidos para conexiones de pozos multilaterales, tapones de desviación y pozos que requieren cemento resistente al impacto, los sistemas DuraSTONE mezclan partículas de diferentes tamaños fabricadas con tecnología de microcintas metálicas de alta resistencia. El resultado es un cemento fraguado, dos a tres

e=

∆l

l

Esfuerzo axial Deformación axial

Deformación axial I (tensión) F

Relación de Poisson

∆r v=– ∆l

∆r

r

F

∆l

l

F

> Propiedades del cemento. El módulo de elasticidad de Young describe la relación entre esfuerzo y deformación en una prueba de esfuerzo uniaxial (arriba). Para el cemento, cuanto menor es el módulo de Young, más flexible es el cemento. La relación de Poisson es la relación entre la deformación transversal (∆r) y la deformación axial (∆l) (abajo). La deformación debida a la tracción se considera positiva y la deformación causada por la compresión se considera negativa. La definición de la relación de Poisson contiene un signo negativo de modo que los materiales comunes tienen una relación positiva, que para el cemento oscila comúnmente entre 0.15 y 0.25. La resistencia a la tensión se refiere a la capacidad que posee el material para estirarse antes de la rotura.

veces más duro y con una resistencia al impacto hasta 20 veces mayor que la de los cementos Pórtland comunes. En Abu Dhabi, EAU, los tapones de cemento DuraSTONE permitieron mejorar sustancialmente las tasas de éxito de iniciación de desviaciones en más de 20 trabajos realizados hasta la fecha.15 Las mejoras logradas incluyeron la reducción del tiempo requerido para iniciar la desviación y el aumento de la tasa de éxito de los tapones de desviación, porque los tapones DuraSTONE son muy difíciles de perforar. Los sistemas FlexSTONE combinan la distribución del tamaño de partículas perfectamente seleccionadas de los sistemas CemCRETE con las partículas flexibles que se adaptan a amplios rangos de temperatura, presión y densidad de fluido. Estas partículas especiales reducen el módulo de

elasticidad de Young, aumentando la flexibilidad del cemento fraguado (arriba).16 Cuando se procura la expansión, estos sistemas pueden concebirse para producir una expansión lineal de hasta el 3% después de la hidratación completa del cemento; los sistemas comunes de cemento expandido permiten una expansión lineal inferior al 1%. El mejoramiento de las propiedades mecánicas hace que los sistemas FlexSTONE resulten ideales para pozos de inyección de vapor de agua y pozos ubicados en regiones tectónicamente activas. Las propiedades de las formaciones desempeñan un papel crucial en el rendimiento de los sistemas de cementación de pozos. La optimización de la relación entre las propiedades mecánicas de la formación y las propiedades mecánicas

25

del cemento fraguado constituye un requisito para la integridad del cemento en el largo plazo durante los cambios de presión, los cambios de temperatura o la expansión del cemento. Dado que no es posible alterar las propiedades de la formación, los ingenieros deben en cambio manipular las propiedades mecánicas del cemento fraguado para lograr la combinación correcta de flexibilidad y expansión. La tecnología FlexSTONE y el cuidadoso diseño de los trabajos de cementación lo hacen posible. 0

50

100

150 millas

0

80

160

240 km

Coevorden Mar del Norte PAÍSES BAJOS

Un nuevo sistema de modelado bidimensional ayuda a los ingenieros a simular el comportamiento del cemento fraguado en regímenes de presión y temperatura diferentes, y en diversas configuraciones de pozos. Los datos de entrada del programa de computación incluyen la configuración del pozo, los puntos de interés, las propiedades del cemento, las propiedades de la formación y las propiedades de la tubería de revestimiento. El programa de computación combina esta información con una base de datos de las propiedades del cemento para generar un diseño de cementación optimizado. Conocido como Modelo de Análisis de Esfuerzos (SAM, por sus siglas en inglés), este programa permite calcular las propiedades necesarias para que el cemento mantenga la integridad, y contribuye a detectar los riesgos de fisuramiento por esfuerzo de tensión, ruptura por esfuerzo de compresión o la formación de un micro espacio anular.

ALEMANIA

Aislamiento entre las formaciones agotadas y las formaciones productivas El aislamiento de formaciones con presiones muy variables constituye un desafío, sin embargo, dicho aislamiento es imperativo. En los Países Bajos, Nederlandse Aardolie Maatschappij B.V. (NAM, una operación de riesgos compartidos entre Shell y Exxon) se enfrentó ante la dificultad de tener que aislar la formación carbonatada agotada Zechstein 2, de la productiva Formación Limburg. La estimulación por fracturamiento hidráulico de la Formación Limburg presenta el desafío adicional de tener que mantener la integridad del cemento fraguado. El Pozo Coevorden 57, localizado en un área terrestre del noreste de los Países Bajos, se desvía hasta 64 grados respecto de la vertical en su trayectoria hacia una profundidad medida de 3998 m [13,177 pies] en la arenisca Limburg (abajo a la izquierda). Los elementos críticos para

Tiempo de tránsito máximo en el mapa 100

µs

Amplitud CBT

600 0

Tiempo de tránsito mínimo en el mapa

BÉLGICA 100

FRANCIA

µs

mV

10

Amplitud promedio en el mapa 600

0

mV

100

Tiempo de tránsito CBT 3—pies Amplitud máxima en el mapa µs

600

0

Orientación relativa

Profundidad, m

CCL discriminado 3 V -1

Superficie

0

0

grados

360

0

150

0

API

1000

mV

Amplitud 100

Min

Amplitud mínima en el mapa

Rayos gamma 0

mV Amplitud CBT

mV

100

200

Amplitud

Max

1.25 2.50 3.75 5.00 6.25 7.50 8.75 10.00 11.25 12.50 13.75 15.00 16.25 17.50 18.75 20.00

100

Densidad Variable

Imagen del mapa de cemento

µs

mV

1200

Grupo Mar del Norte 500 Grupo Creta Rijnland

1000

Altena Tubería de revestimiento de 133⁄8 pulgadas

Keuper

1500 Tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas 2000 Tubería de revestimiento corta de 7 pulgadas 2500

Zechstein Tubería de revestimiento corta de 41⁄2 pulgadas Limburg

3000

> Ubicación del Pozo Coevorden 57, Países Bajos. El Pozo Coevorden 57 atraviesa las rocas carbonatadas agotadas Zechstein y el yacimiento productivo Limburg, tal como se muestra en la sección transversal. El aislamiento permanente de estas formaciones entre sí en un pozo desviado y fracturado hidráulicamente implica un gran desafío.

26

> Evaluación de una cementación FlexSTONE en los Países Bajos. El registro SCMT muestra excelentes resultados, con amplitudes en el mapa (guiones largos en el Carril 3) que oscilan entre 3 y 10 mV, lo cual indica una excelente adherencia entre el cemento y la tubería de revestimiento. El despliegue del registro de Densidad Variable (Carril 4) muestra fuertes arribos de la formación, lo cual demuestra buena adherencia entre la formación y el cemento.

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la cementación exitosa de la tubería de revestimiento de 41⁄2 pulgadas fueron la eliminación completa del lodo y un sistema de cementación que toleraría el aumento de presión durante una operación de fracturamiento hidráulico, manteniendo al mismo tiempo el aislamiento a largo plazo de las formaciones con presiones de yacimiento diferentes. Se colocaron los centralizadores de la tubería de revestimiento de manera tal que había tres centralizadores cada dos uniones de la tubería de revestimiento entre 3386 y 3923 m [11,109 y 12,871 pies] y dos centralizadores por unión de la tubería de revestimiento entre 3924 y 3998 m [12,874 y 13,117 pies]. La colocación de estos centralizadores garantizaba la cobertura de la tubería de revestimiento por parte del cemento, incluso en las secciones muy desviadas, donde la tubería de revestimiento tiende a descansar en el lado bajo del pozo. El cemento se extendería desde la profundidad final hasta 150 m [492 pies] por encima del tope del colgador de la tubería de revestimiento, ubicado a una profundidad de 3372 m [11,063 pies]. Los ingenieros especialistas en cementación utilizaron el simulador WELLCLEAN II y la aplicación CemCADE para optimizar el diseño del trabajo (derecha). Al comienzo de la operación, se inyectaron 3.18 m3 [20 bbl] de agua dulce para comenzar a limpiar el pozo. El fluido espaciador MUDPUSH seguiría al lodo para reforzar la limpieza del pozo y evitar que el fluido de perforación contaminara la lechada de cementación. Este tren de desplazamiento sería seguido de lechada FlexSTONE de 1.63 g/cm3 [13.6 lbm/gal] de densidad; la primera aplicación de la tecnología FlexSTONE en Europa. Se utilizó el dispositivo SCMT para evaluar la adherencia del cemento luego del trabajo de cementación y los registros confirmaron la excelente adherencia existente entre la tubería de revestimiento y el cemento, y entre la formación y el cemento (página anterior, abajo a la derecha). El dispositivo SCMT es una herramienta de adquisición de registros para evaluar la cementación. La herramienta posee sensores múltiples y genera una imagen cartográfica del cemento de 360°.

1

2

3

4

5

6

> Simulación de la secuencia de bombeo de fluido para el Pozo Coevorden 57. Las corridas del simulador WELLCLEAN II ayudaron a optimizar la selección de fluidos y el esquema de bombeo para el Pozo Coevorden 57. En todas las imágenes, cada par de ilustraciones del simulador muestra la eficacia de la eliminación del lodo (derecha) y predice la distribución del cemento (izquierda). En todas las ilustraciones de las concentraciones de fluidos, el color marrón representa el fluido de perforación, el azul corresponde al lavado químico, el verde es el espaciador MUDPUSH y el gris representa la lechada FlexSTONE. En la última ilustración (6), el simulador predice que se habrán eliminado todos los demás fluidos de perforación y que la lechada FlexSTONE cubrirá totalmente la pared del pozo; resultados que fueron confirmados por los registros del pozo.

Invierno de 2002/2003

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Cementación de pozos de inyección de vapor de agua En el noreste de Alberta, Canadá, EnCana Corporation está construyendo la primera fase de su Proyecto Térmico del Lago Cristina (derecha). Se espera que este emprendimiento produzca más de 11,123 m3/día [70,000 barriles por día] de bitumen de las areniscas petrolíferas Athabasca de la Formación McMurray del Cretácico, utilizando drenaje gravitacional asistido con vapor de agua (SAGD, por sus siglas en inglés). La primera fase del proyecto permitirá que la compañía evalúe el rendimiento de la tecnología SAGD y las barreras de flujo dentro del yacimiento. Esta información ayudará a la compañía a optimizar los diseños de pozos, su emplazamiento y la recuperación de fluidos en las siguientes fases del proyecto.17 La tecnología SAGD es una tecnología emergente, simple en concepto pero compleja en cuanto a su aplicación (véase “Yacimientos de petróleo pesado,” página 32). Los pozos donde se aplica la tecnología SAGD se perforan en pares. Los pozos son paralelos entre sí, con una separación que oscila entre 20 y 200 m [66 y 656 pies] entre las secciones horizontales del pozo (abajo a la derecha). El pozo horizontal superior se utiliza para inyectar vapor. El calor proveniente del vapor inyectado permite que el crudo espeso fluya más libremente con asistencia de la fuerza de gravedad, hacia el pozo productor inferior. 17. Para obtener mayor información sobre el Proyecto Térmico del Lago Cristina, consulte: Suggett J, Gittins S y Youn S.: “Christina Lake Termal Project,” artículo de las SPE/Petroleum Society of CIM 65520, presentado en la Conferencia Internacional sobre Tecnología de Pozos Horizontales de las SPE/Petroleum Society of CIM 2000, Calgary, Alberta, Canadá, 6 al 8 de noviembre de 2000. 18. Para obtener mayor información sobre simulaciones SAM, consulte: Stiles D y Hollies D: “Implementation of Advanced Cementing Techniques to Improve Long Term Zonal Isolation in Steam Assisted Gravity Drainage Wells,” artículo de las SPE/Petroleum Society of CIM/CHOA 78950, presentado en el Simposio Internacional de Operaciones Térmicas y de Petróleo Pesado, y en la Conferencia Internacional de Tecnología de Pozos Horizontales SPE 2002, Calgary, Alberta, Canadá, 4 al 7 de noviembre de 2002. 19. Los sistemas GASBLOK controlan la migración de gas en el espacio anular durante la cementación. Estos sistemas incluyen un líquido no retardador que provee propiedades de control de pérdida de fluido y control de migración de gas para lechadas de cemento a temperaturas que oscilan entre 27 y 71°C [80 y 160°F], en un amplio intervalo de densidades (de hasta 1258 kg/m3 [10.5 lbm/gal]). El aditivo GASBLOK es una suspensión de microgeles poliméricos que actúan como reductores de pérdida de fluido, taponando rápidamente las gargantas de poros del revoque de filtración de cemento. Los microgeles en el agua intersticial de la matriz de cementación reducen la permeabilidad de esta última y disminuyen la continuidad entre los poros durante la fase crítica de transición de líquido a sólido, limitando aún más la migración de gas. 20. Si bien los CSLs brindan soporte en términos de cementación y estimulación, este artículo se refiere a su rol en las operaciones de cementación.

28

Lago ALBERTA Cristina CANADÁ

0 0

200 400 600 800 1000 millas 400

800 1200 1600 km

> Ubicación del Proyecto Térmico del Lago Cristina, Alberta, Canadá.

Tope de la lechada inicial en la superficie

Tubería de revestimiento de superficie de 133⁄8 pulgadas hasta +/- 175 m de profundidad vertical verdadera

Punto de iniciación de la desviación a +/- 200 m Tope de la lechada de cola flexible a +/- 250 m de profundidad medida

Tubería de revestimiento intermedia de 95⁄8 pulgadas hasta +/- 590 m de profundidad vertical verdadera

Tubería de revestimiento ranurada de 7 pulgadas, +/- 750 m de sección horizontal

> Par de pozos típicos para aplicación de la tecnología SAGD. El cemento convencional protege a la tubería de revestimiento de superficie de 133⁄8 pulgadas, que se asienta a 175 m [574 pies] de profundidad. El tramo intermedio, donde el ángulo del pozo aumenta pasando de vertical a horizontal, se extiende hasta los 590 m [1936 pies] e implica desafíos en términos de eliminación del lodo y cementación. La tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas se cementa con lechada inicial LiteCRETE que provee baja densidad y alta resistencia a la compresión. Una lechada de cola FlexSTONE brinda flexibilidad en gran parte del tramo de agujero descubierto y mantiene el aislamiento zonal en la zapata de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas. Los sistemas FlexSTONE bombeados en el proyecto del Lago Cristina, se mezclaron en la localización del pozo; primer lugar del mundo en hacerse esto. Debajo de la zapata de la tubería de revestimiento de 95⁄8 pulgadas, la sección horizontal de 83⁄4 pulgadas se extiende a lo largo de 750 m [2461 pies] del yacimiento, que tiene entre 20 y 58 m [entre 66 y 190 pies] de espesor. Luego, los pozos se terminaron con tubería de revestimiento ranurada sin cementar, para el control de la producción de arena.

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Para el éxito de la tecnología SAGD, es crucial una cementación primaria libre de defectos. La entrada de gas en el espacio anular mientras fragua el cemento, puede producir la canalización del vapor. Los pozos en los que se aplica la tecnología SAGD normalmente experimentan expansión térmica y contracción, lo cual puede producir la rotura del cemento. En este caso, el operador debe optar entre realizar costosos trabajos de remediación con resultados impredecibles o abandonar el pozo. EnCana procuró mejorar la calidad de la cementación primaria de modo que no se produjera canalización del vapor ni rotura del cemento. Los ingenieros utilizaron el programa de computación SAM para evaluar las posibilidades de rotura del cemento como consecuencia de la compresión, la tensión o la formación de un micro espacio anular, y diseñar la mejor lechada posible para los pozos del proyecto del Lago Cristina en los que se utilizó la tecnología SAGD. Las simulaciones del Modelo de Análisis de Esfuerzos indicaban que el cemento Pórtland Clase G, térmicamente estabilizado, sufriría rotura por tracción al ser expuesto a temperaturas de entre 14 y 260°C [57 y 500°F]; valores anticipados para los pozos con tecnología SAGD.18 Otra simulación SAM, que incorpora la misma temperatura, presión, tiempo y otras condiciones utilizadas en la simulación anterior, demostró que un sistema de cementación flexible no experimentaría rotura por tracción. En el área del Lago Cristina, se cementaron tres pares de pozos utilizando una combinación de lechada inicial LiteCRETE y lechada de cola FlexSTONE. EnCana seleccionó los sistemas FlexSTONE debido a sus mejores propiedades mecánicas, particularmente su capacidad para superar la expansión térmica de la tubería de revestimiento y del cemento fraguado. Para contrarrestar los problemas de migración de gas somero, típicos del oeste de Canadá, los sistemas LiteCRETE y FlexSTONE incorporaron la tecnología GASBLOK.19 La lechada inicial LiteCRETE se coloca normalmente desde los 250 m [820 pies] hasta la superficie. El sistema de cola FlexSTONE se bombea entre los 590 m [1936 pies] y los 250 m aproximadamente. Los registros de evaluación de la cementación de los seis pozos construidos para utilizar tecnología SAGD indicaron una buena adherencia en las zonas consideradas críticas para el aislamiento del yacimiento. Durante las operaciones de reparación de uno de los pozos, se extrajo la tubería de revestimiento ranurada y se corrieron el generador de Imágenes Ultrasónicas USI y la herramienta de evaluación de Adherencia del Cemento CBT para evaluar la calidad de aislación

Invierno de 2002/2003

0.5000 1.5000 2.5000 3.5000 6.5000

Señales del procesamiento Localizador de coples de tubería de revestimiento 1

Promedio de espesor 3 Radio interno mínimo 122 mm

92 92

Radio interno máximo 122 mm

Radio interno mínimo mm 122

Radio interno máximo

92 92

mm 122

mm 10

Radio interno Radio interno promedio promedio API 100 122 mm 92 92 mm 122 Excentricidad Radio externo Radio externo de la promedio promedio herramienta

Rayos gamma 0

1

mm -0 122 mm

92 92

mm 122

-500.0 -6.0 -5.6 -5.2 -4.8 -4.4 -4.0 -3.6 -3.2 -2.8 -2.4 -2.0 -1.6 -1.2 -0.8 -0.4 0.5

Amplitud del eco menos el valor máximo

-1000.0 -500.0 0.3 2.6 3.0 3.5 4.0 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7.0 7.5 8.0

13

Micro pérdida de adherencia

Seudo atenuación corta 0

dB/m

0

dB/m

50

Atenuación discriminada dB/m

Micro espacio anular de gas o seco

Adherido

50

Promedio de impedancia acústica 0

Líquido

50

Seudo atenuación cercana

0 Mapa del cemento con clasificación de impedancia

mm

Mrayl 10 1

Min Índice de adherencia discriminado 0 200

Amplitud

Max

Curva del registro sónico de densidad variable µs 1200

> Evaluación de la cementación en un pozo para inyección de vapor. Se corrieron el generador de Imágenes Ultrasónicas USI y la herramienta de evaluación de Adherencia del Cemento CBT para evaluar la calidad del cemento luego de la exposición al vapor. El registro no indica deterioro de la calidad del cemento y muestra fuerte adherencia entre la formación y el cemento, y entre el cemento y la tubería de revestimiento.

del cemento luego de la exposición al vapor (arriba). El registro no indica deterioro de la calidad del cemento y muestra fuerte adherencia entre el cemento y la formación, y entre el cemento y la tubería de revestimiento. No hay indicación alguna de migración de gas o de flujos hacia la superficie debido a ventilaciones de la tubería de revestimiento. El rol de los laboratorios de soporte al cliente en la cementación de pozos La implementación exitosa de la nueva tecnología de cementación depende mucho de una red internacional de especialistas en cementación. Schlumberger opera Laboratorios de Soporte al Cliente (CSLs, por sus siglas en inglés) en Houston, Texas, EUA; Aberdeen, Escocia; y Kuala Lumpur, Malasia.20 Los CLSs forman un enlace esencial entre el desarrollo de productos y las operaciones de campo al sustentar la introducción de nueva tecnología, asistiendo en la capacitación del personal de campo y proporcionando retroalimentación durante el desarrollo de productos.

Toda vez que es posible, los CSLs emprenden proyectos a corto plazo de manera que los centros de productos se puedan concentrar en actividades de más largo plazo. El personal de los CSLs trabaja con las organizaciones de los GeoMarket de Schlumberger para apoyar los procesos de llamado a licitación o de presentación de propuestas para las compañías de E&P y a fin de aprovechar las oportunidades de desarrollo de productos en un entorno de colaboración mutua. Todo esto se traduce en productos y servicios de mejor calidad, además de innovaciones efectuadas con fines específicos. Los proyectos típicos de los CSLs incluyen desarrollos de bajo costo, sin embargo, ciertos proyectos han sido establecidos para apoyar alianzas. Los clientes a menudo ponen en marcha proyectos de corto plazo para satisfacer sus requisitos técnicos o ambientales específicos. Muchos de esos proyectos implican la colaboración con proveedores de productos regionales para que los productos de disponibilidad inmediata se ajusten a los requisitos específicos del operador.

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> Predicción del comportamiento del cemento. El consistómetro que se muestra en esta foto tiene un amplio rango de presión y temperatura de operación; de hasta 150 MPa [22,000 lpc] y 204°C [400°F]. Este equipo, que se encuentra ubicado en el CSL de Houston, puede fijarse a un enfriador que permite provocar un enfriamiento controlado. Otros consistómetros de estas instalaciones pueden alcanzar temperaturas y presiones más altas. Los CSLs de Aberdeen y Kuala Lumpur también tienen consistómetros.

> Análisis de la migración de fluidos. La migración de líquidos o gases a través de las lechadas de cemento hidratantes, constituye una de las causas principales de fallas de terminación de pozos. El analizador de migración de fluidos que se muestra en esta foto ofrece adquisición y análisis de datos de última generación y permite correr la celda de prueba con cualquier ángulo para simular la desviación del pozo. Este dispositivo, que se encuentra ubicado en el CSL de Houston, mide la pérdida de fluido a través de filtros (cedazos) estándar o en muestras de núcleos de rocas. El análisis y despliegue de los datos se mejoran gracias a la captación de más de doce canales de datos, incluyendo presiones absolutas y diferenciales, flujo de gas y líquido y temperatura.

En relación con el soporte de las operaciones de campo, todos los CSLs están equipados para seguir los procedimientos estándar establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) para la realización de estudios intensivos de formulación de productos. Estos procedimientos incluyen aseguramiento de la calidad y control de calidad del cemento, pruebas de compatibilidad de fluido y mediciones tales como tiempo de espesamiento, resistencia a la compresión, pérdida de fluido y agua libre, bajo las condiciones de presión y temperatura observadas en el subsuelo (arriba a la izquierda). Existen equipos para simular virtualmente todas las condiciones de cementación del pozo que permiten aplicar altas temperaturas y altas presiones a las lechadas de cemento. La evaluación del comportamiento de la lechada bajo condiciones dinámicas de pozo asegura que la lechada permanezca fluida hasta su adecuado emplazamiento en el pozo (arriba a la derecha).

La transferencia de tecnología es una función clave para los CSLs, porque la diseminación de las lecciones que se aprenden también ayuda a la red mundial de aproximadamente 100 laboratorios de área y de distrito a mejorar sus operaciones. Si bien muchos de los cursos ofrecidos por los CSLs están destinados a los ingenieros de Schlumberger, ciertos seminarios se ofrecen a clientes. Los CSLs también evalúan equipos y técnicas novedosas antes de desplegarse a nivel local. Por ejemplo, el CSL de Houston participa en el diseño de todos los sistemas FlexSTONE bombeados en América del Norte y América del Sur. El CSL de Houston ofrece capacitación técnica, implementación de nueva tecnología y soporte de cementación para operaciones de campo internacionales y para clientes en América del Norte y América del Sur. Este laboratorio cumplimenta los proyectos de ingeniería a corto plazo, a solicitud del cliente, y desarrolla soluciones específicas para problemas locales. Reciente-

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mente, expertos en cementación del CSL de Houston y del Centro de Productos Riboud de Schlumberger, ubicado en Clamart, Francia, desarrollaron el sistema de aditivos de cementación líquidos de aguas profundas, DeepCEM, de aplicación mundial. Esta tecnología, que incluye un dispersante no retardador y un mejorador de fraguado de cemento, ha demostrado ser una solución óptima para la cementación de sartas someras en aguas profundas. Ha sido implementada con éxito en los mercados de aguas profundas de todo el mundo. El CSL ofrece un curso básico de laboratorio—un módulo avanzado de servicios para cementación—introducción de nuevas tecnologías en cursos de capacitación ofrecidos en el Centro de Capacitación de Kellyville, Oklahoma, EUA y capacitación para no especialistas. Debido a su ubicación, disponibilidad de equipos y proximidad a los proveedores de productos de campos petroleros, el CSL de Houston desempeña un rol vital en relación con el soporte de operaciones internacionales para las compañías con base en Houston. El CSL de Houston también cuenta con equipos de laboratorio especializados para el diseño y la evaluación del comportamiento de lechadas de cemento para un amplio rango de temperaturas y presiones; entre 2 y 316°C [35 y 600°F] y hasta 276 MPa [40,000 lpc]. Recientemente, el CSL de Houston adquirió un analizador ultrasónico de cemento de dos elementos (próxima página a la izquierda). Otras adquisiciones de equipos incluyen el analizador de migración de fluidos y el reómetro de alta presión y alta temperatura (HPHT, por sus siglas en inglés) (próxima página a la derecha). El reómetro HPHT ayuda a evaluar el comportamiento del fluido frente a una amplia gama de condiciones de pozo, para asegurar la eliminación óptima del lodo en condiciones extremas. El CSL de Kuala Lumpur, que brinda soporte de operaciones en una región que se extiende por el este de África, Medio Oriente y Asia, cubre el territorio más extenso de los tres CSLs. Entre los proyectos típicos del laboratorio de Kuala Lumpur se encuentran las pruebas de fluidos de cementación a temperaturas altas y bajas, pruebas de compatibilidad y mezcla de fluidos; todas en conformidad con las especificaciones del API. Entre los proyectos recientes se encuentran los diseños de sistemas FlexSTONE para Medio Oriente, los sistemas LiteCRETE de alta presión para China, la cementación de pozos geotérmicos y un sistema DeepCRETE de cementación salina, de baja densidad, para aguas profundas utilizado en la India, cuya densidad es de 1198 kg/m3 [10 lbm/gal]. Debido a que el CSL de Kuala Lumpur

Oilfield Review

soporta más de 23 laboratorios de campo que atienden a 35 países, la capacitación de ingenieros y técnicos de laboratorio constituye una actividad muy significativa. El CSL de Aberdeen ofrece soporte al cliente y pruebas similares a las ofrecidas por las instalaciones de Houston y Kuala Lumpur, y participa intensamente en actividades de capacitación. La instalación de Aberdeen ofrece soporte a Europa, los países de la ex-Unión Soviética (CIS) y África Occidental. Su trabajo en el Mar del Norte plantea numerosos desafíos y oportunidades de alcanzar soluciones que no dañen el medio ambiente, en el entorno donde se aplican las normativas ambientales más exigentes del mundo. En Noruega, por ejemplo, todos los productos químicos utilizados en los campos petroleros deben ser biodegradables, por lo cual el CSL de Aberdeen contribuyó a desarrollar agentes antiespuma, surfactantes y retardadores biodegradables. Respecto de otras áreas, este centro ha apoyado la introducción de tecnologías de cementación especializadas, tales como las tecnologías FlexSTONE, LiteCRETE y DeepCRETE. El control de calidad de los aditivos de las lechadas de cemento, la novedosa optimización del rendimiento de las mezclas y el desarrollo de aditivos de cemento nuevos y adaptados a las necesidades específicas de los clientes locales, constituyen funciones clave del CSL de Aberdeen. El CSL de Aberdeen también brinda capacitación para la utilización adecuada y la calibración de los equipos, así como para ejecutar los procedimientos de pruebas. Se ofrecen cursos básicos y avanzados varias veces por año, y también se brinda capacitación personalizada cuando resulta pertinente, especialmente para la introducción de nueva tecnología. Por ejemplo, se puede ofrecer capacitación especializada a los ingenieros de campo cuando su distrito adquiere equipos nuevos. El CSL de Aberdeen también realiza auditorías regulares de los procedimientos y resultados de las pruebas. Para estas auditorías, cada distrito lleva a cabo pruebas específicas, que luego se controlan para determinar la consistencia de los resultados. Si bien los tres CSLs tienen distintas capacidades y enfoques levemente diferentes, comparten el objetivo de mejorar continuamente la calidad del servicio, transferir y sustentar tecnología y capacitar al personal para atender mejor a los clientes. Los líderes de los CSLs se reúnen dos veces al año con el grupo de desarrollo de productos de cementación en el Centro de Productos Riboud de Schlumberger. Estas reuniones permiten que los profesionales especialistas en cementación de todo el mundo presenten los proyectos de campo en curso, analicen las nece-

Invierno de 2002/2003

sidades apremiantes, intercambien ideas acerca de la implementación de nueva tecnología y provean información para los proyectos de investigación y desarrollo, actuales y futuros. Mejoramiento del aislamiento zonal desde el principio En un futuro dominado por el desarrollo de campos maduros o “marrones,” las compañías operadoras necesitarán, como nunca antes, producir petróleo y gas más eficazmente y con mayores réditos económicos. Cada pozo juega un papel crucial en este entorno comercial. Cada operación, se trate de la perforación misma del pozo, la eliminación del lodo, la cementación, la estimulación o cualquier otra, desempeña un rol clave en el rendimiento del pozo: cada operación debe ser exitosa desde el principio para evitar los altos costos de remediación.

> Evaluación del incremento de la resistencia del cemento. Este analizador de cemento ultrasónico de dos elementos permite la determinación no destructiva de la evolución de la resistencia del cemento mientras se tratan las muestras bajo condiciones de temperatura y presión de fondo. El dispositivo mide el cambio de velocidad de las señales ultrasónicas transmitidas a través de las muestras de cemento a medida que éstas se endurecen. Al aumentar la resistencia de la muestra de cemento, se reduce el tiempo de tránsito de la señal ultrasónica a través de la muestra. Luego se calcula la resistencia relativa del cemento utilizando algoritmos empíricos patentados.

Así como lo demuestran los ejemplos de este artículo, la implementación sensata de nueva tecnología permite solucionar problemas muy costosos o técnicamente difíciles de resolver con tecnología más antigua. Los operadores se comprometen a eliminar problemas tales como existencia de presión detrás de la tubería de revestimiento siempre que resulte posible; en muchos casos prestando más atención a la optimización de los sistemas de eliminación del lodo y a la cementación en las primeras etapas del diseño de pozos. Schlumberger continúa promoviendo el desarrollo de tecnología para asegurar productos de eficiencia y competencia sin precedentes en las operaciones de campo. Con innovaciones que complementen los productos y servicios existentes, se dispondrá de abundantes tecnologías ultra eficientes para abordar los difíciles yacimientos de campos maduros de los próximos años. —GMG

> Medición de las propiedades reológicas. Este reómetro de alta presión y alta temperatura, que se encuentra ubicado en el CSL de Houston, ofrece gran capacidad de medición de la viscosidad debido a los altos rangos del transductor del esfuerzo de torsión (esfuerzo de corte) y de la velocidad del motor (índice de cizalladura). Esto permite medir las propiedades reológicas de una variedad de fluidos diferentes con límites de presión y temperatura de 138 MPa [20,000 lpc] y 232°C [450°F]. En la cementación de pozos, es crucial conocer las propiedades reológicas en condiciones de presión y temperatura de fondo de pozo, para colocar correctamente el cemento sin poner en peligro la integridad del pozo.

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