La evaluación del recubrimiento de cemento se mejora cuando los ingenieros
consideran los registros de evaluación de cementaciones en el contexto de los
eventos que tuvieron lugar durante la perforación y el subsiguiente emplazamiento
de la lechada de cemento. Este tipo de enfoque integrado ayuda a los ingenieros a
confirmar la existencia de aislamiento zonal o determinar las razones por las que
no se ha logrado. En este último caso, un análisis completo de la historia del
pozo ofrece a los operadores pautas de orientación valiosas para mejorar las
cementaciones futuras.
Las operaciones de cementación primaria se encuentran entre los eventos más importantes que se producen durante la vida productiva de un pozo. El recubrimiento de cemento desempeña un rol crucial para el establecimiento y manteni-miento del aislamiento zonal en el pozo, la susten-tación de la tubería de revestimiento y la prevención de la corrosión externa de la tubería de revestimiento.
La cementación de un pozo implica una infi-nidad de parámetros geológicos, químicos y mecánicos. La operación puede dividirse en varias actividades principales: la perforación del pozo, la entubación del pozo, el emplazamiento de la lechada de cemento en la tubería de revestimiento hasta el espacio anular del pozo, el fraguado del cemento y por último la evaluación de la calidad del recubrimiento de cemento resultante.1 Entre las consideraciones secundarias se encuentran los tratamientos de remediación para corregir los problemas de cementación y los efectos a largo plazo de la producción en la integridad del recu-brimiento de cemento.
La cementación primaria requiere que el pozo se encuentre en una condición que conduzca al
emplazamiento exitoso de la lechada de cemento. Por ejemplo, el pozo debe estar libre de zonas fuera de calibre o desmoronadas. Causados por la presencia de formaciones blandas o no consolida-das o bien como resultado de las prácticas de perforación, los derrumbes generan pozos irregu-lares y ensanchados que son difíciles de limpiar y tienden a retener fluidos de perforación gelifica-dos o deshidratados que pueden contaminar la lechada de cemento. Dado que además generan vacíos en la pared del pozo, que deben ser rellenos con cemento, los derrumbes tienen que ser consi-derados en los cálculos del volumen de cemento. Para determinar la localización y el volumen de los derrumbes, los ingenieros por lo general utilizan las mediciones derivadas del calibrador en agujero des-cubierto antes de bajar la tubería de revestimiento. Si no se cuenta con mediciones derivadas del cali-brador, es preciso estimar el volumen de cemento. A la hora de diseñar la operación de cementación, los ingenieros también pueden guiarse por otras consideraciones relacionadas con la formación, incluyendo las presiones de poro, los gradientes de fractura y las localizaciones de las zonas potencia-les de pérdidas de circulación.
1. Nelson EB: “Fundamentos de la cementación de pozos,” Oilfield Review 24, no. 2 (Diciembre de 2012): 63–65.
2. La separación con respecto a las paredes del pozo es definida por el API de la siguiente manera:
standoffAPI = , en donde rpozo es el diámetro del pozo, rtubería es el diámetro de la tubería de revestimiento y w es el espacio anular más pequeño. El API también ha publicado pautas de orientación acerca de los valores de separación recomendados.
Instituto Americano del Petróleo: API Specification 10D: Specification for Bow-String Casing Centralizers, Washington, DC: API (Marzo de 2002).
Instituto Americano del Petróleo: API Standard 65—Part 2: Isolating Potential Flow Zones During Well Construction, Washington, DC: API (Diciembre de 2010).
3. Smith RC: “Successful Primary Cementing Can Be a Reality,” Journal of Petroleum Technology 36, no. 11 (Noviembre de 1984): 1851–1858.
Crook RJ, Benge G, Faul R y Jones RR: “Eight Steps Ensure Successful Cement Jobs,” Oil & Gas Journal 99, no. 27 (2 de julio de 2001).
Bittleston S y Guillot D: “Mud Removal: Research Improves Traditional Cementing Guidelines,” Oilfield Review 3, no. 2 (Abril de 1991): 44–54.
4. Fluido libre es el volumen de fluido libre de partículas que se separa de una lechada de cemento estacionaria. El fluido libre se mide vertiendo una lechada de cemento en un cilindro graduado y dejando que el cilindro permanezca imperturbado durante 30 minutos. Un técnico mide el volumen de fluido libre de partículas, que se expresa como un porcentaje del volumen total de lechada. El fluido libre se minimiza durante el diseño de la lechada de cemento. Para obtener más información sobre la medición del fluido libre, consulte: Instituto Americano del Petróleo: API RP 10B–2: Recommended Practice for Testing Well Cements, Washington, DC: API (Julio de 2005).
5. Para obtener más información sobre la evaluación de cementaciones, consulte: Allouche M,Guillot D, Hayman AJ, Butsch RJ y Morris CW: “Cement Job Evaluation,” en Nelson EB y Guillot D (eds): Well Cementing–2da ed. Houston: Schlumberger (2006): 549–612.
wrpozo– rtubería
Volumen 28, no.1 1111
A medida que la tubería de revestimiento se baja en el pozo, los centralizadores instalados en la parte externa de la tubería establecen una sepa-ración entre la tubería de revestimiento y el pozo, que proporciona trayectos de flujo abierto en un espacio anular. La pauta general para la centrali-zación es mantener una separación suficiente entre la tubería de revestimiento y las paredes del pozo para lograr la efectividad de la remoción del lodo y de la operación de cementación.2 Si la centra-lización de la tubería de revestimiento es deficiente, las restricciones anulares pueden entrampar el fluido de perforación entre la tubería de revesti-miento y el pozo, impidiendo el llenado de cemento. Este problema se exacerba a medida que se incre-menta el ángulo de desviación de un pozo.
Durante muchos años, la industria ha empleado estrategias para potenciar la obten-ción de resultados óptimos en el emplazamiento del cemento. Estas estrategias, a las que en la industria se alude colectivamente como buenas prácticas de cementación, establecen que el fluido de perforación debe ser acondicionado antes de una operación de cementación.3 El acon-dicionamiento es un proceso que incluye homoge-nización, remoción de recortes, dispersión del lodo gelificado y ajuste de las propiedades reológicas para facilitar la cementación. Muchos simulado-res del emplazamiento del cemento proporcionan recomendaciones que abordan el acondiciona-miento del fluido de perforación. En ausencia de simuladores del emplazamiento del cemento, el personal de cementación habitualmente hace cir-cular al menos un volumen anular de fluido de per-foración antes de bombear la lechada de cemento. Esta precaución se adopta después de bajar la tube-ría de revestimiento con el fin de remover los recortes y el gas arrastrado, romper la resistencia de gel del fluido y reducir su límite elástico y su viscosidad plástica. No obstante, estas medidas generales pueden resultar cuestionables como con-secuencia de los pozos altamente diversos y cada vez más complejos que se perforan en nuestros días.
Los lavados químicos y los fluidos espaciadores se bombean delante de la lechada de cemento para facilitar la remoción del fluido de perforación y evi-tar que éste se mezcle con la lechada de cemento. Los tipos y volúmenes de los lavados y espaciado-res son seleccionados sobre la base de las propie-dades del fluido de perforación y la geometría del pozo, además del ambiente físico y químico del fondo del pozo.
Cuando es factible, el movimiento de la tube-ría de revestimiento —en forma de vaivén, rota-ción o ambos— se realiza durante la circulación del fluido de perforación y el bombeo de los col-chones de prelavado y las lechadas de cemento.
El movimiento de la tubería de revestimiento ayuda a reducir la viscosidad del fluido de perfo-ración y desalojar el fluido de perforación gelifi-cado de las restricciones del espacio anular, proporcionando así un ambiente mejorado para el emplazamiento del cemento.
La lechada de cemento está diseñada para que su desempeño se ajuste a los parámetros del ambiente anticipado del pozo. La disponibilidad de datos precisos de presión y temperatura es esencial como información para el diseño de la lechada. Los parámetros del cemento que deben ser opti-mizados son las propiedades reológicas, el tiempo de densificación, el desarrollo de resistencia, la permeabilidad, el fluido libre y la durabilidad a largo plazo.4
Durante la ejecución de la operación, es pre-ciso adoptar recaudos para preparar los colcho-nes de prelavado y las lechadas de cemento de acuerdo con el diseño y bombear estos fluidos con las tasas planificadas a fin de asegurar el emplazamiento exitoso del cemento. La presión de boca de pozo también debe ser examinada a lo largo de toda la operación para verificar que los fluidos se emplacen correctamente y que el pozo se mantenga bajo control. Los equipos modernos de mezcla y bombeo del cemento están provistos de sensores que permiten a los ingenieros regis-trar y monitorear atentamente estos parámetros.
Después del fraguado y el endurecimiento del recubrimiento de cemento, la adquisición de regis-tros (perfilaje) ayuda a los ingenieros a determinar la calidad del aislamiento zonal.5 La interpretación de registros puede mejorarse si el personal de perfilaje se informa acerca de las actividades de perforación y cementación previas y de las pro-piedades físicas del cemento. La información rela-cionada con la geometría del pozo, las zonas potenciales de pérdidas de circulación, el tipo de lodo, las propiedades del fluido espaciador y del cemento, las pruebas de presión y los eventos inusuales que tuvieron lugar durante las operacio-nes de perforación y cementación pueden ayudar a los ingenieros de perfilaje a calibrar correcta-mente las herramientas y asegurar que se obten-gan suficientes datos derivados de los registros para la evaluación del recubrimiento de cemento. Basado en las prácticas de cementación estable-cidas, un sistema para impartir un formato com-patible a toda la información relevante permite un análisis más eficiente y detallado de los pará-metros principales que inciden en la cementa-ción primaria y el aislamiento zonal.
Los ingenieros de Schlumberger han desarro-llado una técnica con la cual el personal de perfi-laje y los operadores pueden observar y analizar fácilmente los eventos previos asociados con el
pozo, mejorando de ese modo la interpretación de registros. Este artículo presenta algunos casos de estudio de Alaska, Colorado y Texas, en EUA, y del Golfo de México. Estos casos ilustran cómo la ejecución de un examen exhaustivo de todo el proceso de construcción de pozos ayuda a los ingenieros a verificar el éxito de la operación de cementación primaria o a diagnosticar por qué no se han alcanzado los objetivos de la cementación. En este último caso, las lecciones aprendidas pro-porcionan una orientación para las operaciones de remediación y el mejoramiento de los resultados en los pozos futuros con parámetros similares.
Evaluación integrada del cementoEn el contexto de la cementación de pozos, el con-cepto de seguir una operación de cementación desde la etapa de diseño, pasando por la etapa de ejecución hasta la etapa de evaluación, existe desde hace algún tiempo. En consecuencia, Schlumberger ha organizado equipos dedicados de ingenieros de perforación, geomecánica, perfilaje y cementación, que ejecutan análisis multidiscipli-narios virtualmente de todos los parámetros perti-nentes a la vida productiva de un pozo. Una de las comunidades de estos ingenieros se encuentra ubicada en los Centros de Ingeniería Petrotécnica (PTECs) de Schlumberger distribuidos por todo el mundo. Su principal objetivo es proporcionar información a los operadores para construir los pozos de manera segura y eficiente y maximizar la productividad. Los ingenieros recolectan los datos y organizan la información para conformar un flujo de trabajo que permite utilizar las historias de los pozos vecinos durante la planificación del pozo.
Dentro de los centros PTEC, un grupo de equi-pos multidisciplinarios de ingenieros especialistas en integridad de pozos (WIEs) analizan, en colabo-ración, numerosos parámetros de pozos y organi-zan la información en un flujo de trabajo que permite la visualización directa de la historia y el estado actual del pozo. En coyunturas clave, los equipos WIE también pueden analizar y monito-rear el estado actual de un pozo en forma remota. Dado que con frecuencia los conjuntos de datos provienen de diversas fuentes y poseen diversos formatos, deben ser normalizados para permitir un examen coherente. Los ingenieros realizan esta tarea mediante el ingreso de los datos en la plataforma del software de pozos Techlog.
Esta plataforma consiste en un vasto conjunto de módulos que admite los innumerables tipos de datos adquiridos durante toda la vida productiva de un pozo. Una interfaz gráfica del usuario de carácter interactivo permite a los ingenieros eva-luar los detalles a lo largo de todo el proceso de construcción del pozo.
12 Oilfield Review
Los equipos WIE utilizan la plataforma del software para examinar, en colaboración, la geolo-gía de las formaciones y la petrofísica, la geometría de los pozos, los eventos inducidos por la perfora-ción, los fluidos de perforación y cementación, los eventos asociados con el emplazamiento del cemento y los registros de evaluación del cemento (Figura 1). Esta información se organiza de manera tal de generar una exposición cronológica de los eventos relacionados con el pozo, que se uti-liza en el servicio de integridad de pozos Invizion Evaluation recientemente desarrollado. Los datos complementarios, tales como los resultados de las pruebas de laboratorio y las predicciones de los procesos de modelado, pueden exhibirse dentro de la presentación en ventanas separadas.
La capacidad del sistema para visualizar y eva-luar todos los datos de pozos disponibles permite a los equipos WIE efectuar interpretaciones mejoradas y determinar porqué se logró o no el aislamiento zonal. Mediante la utilización del servicio Invizion Evaluation, se han efectuado evaluaciones holísticas en más de 100 sartas de revestimiento de todo el mundo.
Cementación de areniscas agotadas en AlaskaUn operador de Alaska extrae la producción de un yacimiento caracterizado por la presencia de areniscas agotadas, zonas potenciales de pérdi-das de circulación, y una ventana estrecha de presión de fractura. Los pozos poseen ángulos de
desviación de 60° y el intervalo de producción se encuentra ubicado entre 2 990 y 3 070 m [9 800 y 10 060 pies]. La temperatura estática de fondo de pozo (BHST) es de aproximadamente 66°C [150°F] y la temperatura en el tope del cemento (TOC) anticipado —a alrededor de 1 200 m [4 000 pies]— es de 24°C [75°F]. Para evitar el fraguado prema-turo en la profundidad total (TD), se agregó un retardante a la lechada de cemento, pero el retar-dante también planteaba el riesgo de sobre-re-tardo de la lechada a la profundidad del TOC.
Debido a la estrechez de la ventana de presión de fractura, fue necesario un bajo contraste de densi-dad del fluido para evitar la falla del pozo.6 Las den-sidades del fluido de perforación, el fluido espaciador y la lechada de cemento fueron de 10,4, 11, y 11,5 lbm/US galón [1 250, 1 320 y 1 380 kg/m3], res-pectivamente. De acuerdo con las regulaciones esta-tales, antes de continuar con las operaciones, los ingenieros deben confirmar la localización del tope del cemento y verificar la presencia de un cemento competente alrededor de la circunferencia de la tubería de revestimiento. Debido al pequeño con-traste de densidad existente entre los fluidos del pozo, el operador por lo general tenía que esperar varios días después de la operación de cementación para que el cemento fraguado desarrollara un carác-ter acústico único que pudiera ser discernido por la mayoría de las herramientas de perfilaje operadas con cable. Esa demora implicó un costo elevado en términos de tiempo de equipo de perforación.
Para determinar si la cementación y el perfi-laje podían proceder con más eficiencia y a la vez se redujera el tiempo de espera del fraguado del cemento (WOC), el operador optó por utilizar el servicio Invizion Evaluation. Los ingenieros reci-bieron los datos recolectados durante las opera-ciones de perforación y cementación, además de las composiciones y las propiedades reológicas de los fluidos de pozos.
La desviación de los pozos generaba un lado estrecho del espacio anular, en el que la contami-nación del cemento con lodo sería más probable. Conociendo las propiedades reológicas del fluido de perforación, el fluido espaciador y la lechada de cemento, los ingenieros efectuaron simulacio-nes del emplazamiento del cemento para obtener pautas con las cuales prevenir la contaminación de la lechada de cemento y estimar si el cemento cubriría todo el intervalo de interés (Figura 2).7
Los resultados de las simulaciones indicaron que existía el riesgo de remoción incompleta del lodo y además proporcionaron una estimación del volu-men de cemento contaminado con lodo.
En el laboratorio, los ingenieros de Schlumberger prepararon lechadas de cemento cuyas composiciones se correspondían con la estimación de la contaminación con lodo y cura-ron las muestras en un analizador ultrasónico de cemento (UCA) a la temperatura BHST del pozo. Las pruebas indicaron que, a pesar de la contamina-ción, la lechada de cemento fraguaría en 10 horas; sin embargo, el diferencial de impedancia era de sólo 0,3 Mrayl; demasiado pequeño para ser detectado con las herramientas de perfilaje con-vencionales.8 Serían necesarios tres días de curado para que el cemento desarrollara un con-traste de impedancia acústica suficientemente alto para permitir la evaluación con los métodos convencionales de perfilaje, lo que confirmaba la experiencia previa del operador.
6. Una ventana estrecha de presión de fractura describe una condición en la que la densidad del lodo requerida para perforar un intervalo sin influjo de fluidos se aproxima a la que provocaría la fractura o la falla de la formación.
7. Para obtener más información sobre las simulaciones del emplazamiento del cemento, consulte: Piot B: “Primary Cement Job Design,” en Nelson EB y Guillot D (eds): Well Cementing 2da ed. Houston: Schlumberger (2006): 435–458.
Abbas R, Cunningham E, Munk T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno de 2002/2003): 18–31.
8. La unidad de impedancia acústica es el rayl, normalmente expresado en Mrayl. Un rayl = 1 kg/s/m2.
9. Para ver una descripción de la operación de la herramienta Isolation Scanner, consulte: Bellabarba M, Bulte-Loyer H, Froelich B, Le Roy-Delage S, van Kuijk R, Zeroug S, Guillot D, Moroni N, Pastor S y Zanchi A: “Aseguramiento del aislamiento zonal más allá de la vida productiva del pozo,” Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 20–33.
Figura 1. Mediciones y propiedades del pozo para el servicio Invizion Evaluation. Los ingenieros especialistas en integridad de pozos analizan diversos tipos de datos para generar una presentación Invizion Evaluation que muestra las mediciones relacionadas con la perforación, los datos de emplazamiento del cemento y los registros de evaluación del cemento.
Composiciones de los fluidos de perforación
Propiedades reológicas de los fluidos de perforación
Velocidad de penetración
Peso sobre la barrena
Datos de esfuerzos de torsión, impactos y vibraciones
Localizaciones de zonas de pérdidas de circulación
Localizaciones de derrumbes
Geometría del pozo
Modelo mecánico del subsuelo (estabilidad del pozo)
Litología
Resistividad
Plan de entubación
Presión y temperatura
Composiciones del colchón de prelavado, el espaciador y la lechada de cemento
Propiedades reológicas del colchón de prelavado, el espaciador y la lechada de cemento
Temperaturas de circulación
Temperaturas estáticas
Tiempos de densificación de la lechada de cemento
Desarrollo de la resistencia del cemento
Programa de centralizadores
Movimiento de la tubería de revestimiento durante el desplazamiento
Simulación del desplazamiento del cemento
Simulación de la impedancia acústica del cemento
Registro de adherencia del cemento
Registro de densidad variable
Impedancia acústica
Atenuación de ondas flexurales
Ecos de la tercera interfaz
Mapa de la presencia de sólidos
Perforación Emplazamiento del cementoEvaluación del recubrimientode cemento
Volumen 28, no.1 13
Los equipos WIE recomendaron la utilización del servicio de evaluación del cemento Isolation Scanner dada su capacidad para adquirir medi-ciones de impedancia acústica más sensibles.9
Esta herramienta combina las técnicas clásicas de ecos de pulsos de las herramientas ultrasóni-cas de perfilaje de adherencia del cemento con una técnica de generación de imágenes por ondas flexurales que proporciona imágenes más efectivas del relleno del espacio anular, inclu-yendo los ecos de las reflexiones en la interfaz existente entre el cemento y la formación; los ecos de la tercera interfaz (TIE). Los ecos TIE también permiten a los ingenieros determinar si el material presente detrás de la tubería de revestimiento es sólido, líquido o gaseoso. Mediante la correlación de los datos obtenidos con el analizador UCA con
las capacidades de la tecnología Isolation Scanner, los equipos WIE determinaron que el perfilaje podría comenzar tan solo 27 horas después del emplazamiento del cemento. Los datos de la eje-cución de la cementación y los datos de laborato-rio, combinados con la información derivada de los registros, ilustraron la presencia de un cemento efectivo a través de todas las secciones del recubrimiento. El operador continuó empleando esta técnica de evaluación, con la consiguiente reducción del WOC y los costos de terminación.
Solución para la presión detrás de la tubería de revestimiento en ColoradoLa extensión productiva Niobrara de la cuenca de Denver-Julesburg se encuentra ubicada en una región densamente poblada de la Cordillera Frontal
(Front Range) de Colorado, en EUA. Este campo pro-duce aproximadamente 250 000 bbl/d [39 700 m3/d] de petróleo de la formación Niobrara. Uno de los operadores principales posee más de 8 400 pozos activos en la región. El aislamiento zonal efectivo es de particular importancia porque algunos pozos se encuentran ubicados en las adyacencias inmediatas de áreas residenciales. La presión detrás de la tubería de revestimiento, provocada por la migración de gas a través de una lechada de cemento de cola inadecuada, es causa de pre-ocupación y ha sido confirmada por el registro de adherencia del cemento (CBL) y los registros del generador de imágenes ultrasónicas USI en cier-tos casos. Para mitigar la migración de gas, el operador optó por probar el servicio Invizion Evaluation y proporcionó a los equipos WIE los
Figura 2. Presentación del pozo de Alaska. Los carriles 1 a 5 inclusive muestran la información y las mediciones del pozo obtenidas antes del emplazamiento del cemento. Los carriles 6 a 9 inclusive presentan la información relacionada con la ejecución de la cementación. El carril 9 predijo que podía esperarse cierta contaminación con lodo (rojo) en la lechada de cemento inicial hasta una profundidad de 9 200 pies, pero no se predijo la existencia de contaminación a través de la lechada de cola por debajo de 9 150 pies (carril 9, gris oscuro). Los carriles 10 a 14 inclusive muestran los resultados de la evaluación del cemento. Los registros acústicos y ultrasónicos que fueron corridos 27 horas después del emplazamiento del cemento confirmaron la cobertura adecuada del cemento y el aislamiento zonal tanto a través de la porción inicial como a través de la porción de cola del recubrimiento de cemento por debajo de 4 000 pies (carril 14, predominantemente marrón).
50 dB/m 155
1 000
Lodo
Espa
ciad
orIn
icia
lCo
la
2 000
3 000
4 000
5 000
6 000
7 000
8 000
9 000
10 000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14
ºAPI
Gamma Ray
pies
Profundidad, Well Schematic
0 150 grados
Deviation
0 90 ohm.m
A16H
0,2 2 000 %
Porosidad-neutróntermal
45 –15 g/cm3
Cement AnnularDensity
1 2
g/cm3
Densidad volumétrica
1,95 2,95
%
En los centralizadores
0 100
%
Entre loscentralizadores
0 100
18090 2700 360 Mrayl
PromedioOrientación dela imagen, °
Orientación dela imagen, °
0 10
Mrayl
Mínima
0 10
Mrayl
Máxima
0 10
dB/m
Promedio
0 200 Zona
s de
eva
luac
ión
del c
emen
to
dB/m
Mínima
0 200
dB/m
Máxima
0 200
%
CEM_PERC_CEM_COV
0
LodoLechada de colaLechada inicialEspaciador100 18090 2700 360
Rayos gammaEsquema del pozo Desviación Resistividad Porosidad Densidad anulardel cemento
Separación de la tuberíade revestimiento
Simulación deldesplazamiento del lodo
Mapa de impedanciaacústica
Impedancia acústica Atenuación deondas flexurales
Mapa de sólidos,líquidos y gas
Cobertura simuladadel cemento
Mapa de atenuaciónde ondas flexurales
Calidad del pozo Simulación del diseño y el emplazamiento del cemento Evaluación del cemento
–1 Mrayl 9
GasSólidoLiquido
14 Oilfield Review
datos de pozos pertinentes, que fueron cargados en la plataforma Techlog para generar una pre-sentación integral (Figura 3).
El análisis indicó que en los pozos previos, la centralización de la tubería de revestimiento era deficiente, lo que producía la remoción deficiente del lodo. Esto a su vez permitía la formación de canales en el recubrimiento de cemento que ser-vían como conductos para la migración del gas anular a la superficie. Sobre la base de estos resul-tados, el operador incrementó la densidad de los centralizadores en un 50%, lo que mejoró el des-plazamiento de la lechada de cemento y la remo-ción del lodo. Y ya no se observó la presión detrás de la tubería de revestimiento.
La investigación incluyó además la utilización del software de análisis de esfuerzos ejercidos sobre el cemento CemSTRESS para estimar los esfuerzos radiales y tangenciales impuestos en las sartas de revestimiento, los recubrimientos de cemento y las formaciones durante la vida produc-tiva de un pozo.10 Los parámetros de entrada inclu-yeron el módulo de Young, la relación de Poisson y la resistencia a la compresión del cemento.
El software evalúa el desempeño del recubrimiento de cemento en condiciones de compresión y de ten-sión o en ambas; además, permite identificar tanto los micro espacios anulares internos como externos y predecir su tamaño y su desarrollo con el tiempo.11
En los pozos que experimentaron procesos de fuga de gas, el análisis CemSTRESS indicó que el módulo de Young de la formación que rodea a la sección de cola del recubrimiento de cemento era demasiado bajo para sustentar las propiedades mecánicas de las composiciones del cemento que se había bombeado. Como resultado, la simulación del recubrimiento de cemento indicó la ocurrencia de falla bajo tracción, una posible explicación para la adherencia deficiente entre la tubería de reves-timiento y el cemento a través de ese intervalo. Los ingenieros modificaron la composición de la lechada de cemento para mejorar la flexibilidad del recubrimiento. Además, la lechada de cemento contenía un aditivo para provocar la expansión leve del recubrimiento de cemento después del fra-guado y de ese modo mejorar la adherencia. El ope-rador ha aplicado la estrategia de cementación revisada con éxito en los pozos de la región.
Mitigación de la migración de gas en el sur de TexasUn operador que producía de la lutita Eagle Ford en el sur de Texas experimentó ciertas dificultades durante la cementación de la tubería de revesti-miento de superficie.12 La tubería de revestimiento de superficie de 103/4 pulgadas se colocó dentro de 24 m [80 pies] de tubería guía de 16 pulgadas. La sarta de revestimiento se extendía en sentido vertical desde la superficie, pasando por la tubería guía, y hacia el interior de un agujero descubierto de 131/2 pulgadas hasta una profundidad de 1 379 m [4 525 pies]. El operador enfrentó tres riesgos de cementación principales: pérdida de circulación, derrumbes del pozo y migración de gas desde las zonas de flujo somero ubicadas entre 76 y 183 m [250 y 600 pies] de profundidad medida. Un pozo vecino de la misma localización de múltiples pozos experimentó migración de gas fuera de la tubería de revestimiento y requirió la implementación de ope-raciones de inyección forzada de cemento con fines de remediación y un parche de tubería de revesti-miento para solucionar el problema. El parche redujo el diámetro interno de la tubería de revesti-
Figura 3. Presentación del pozo de Colorado. La primera presentación (izquierda) indica numerosas áreas de separación deficiente de la tubería de revestimiento (carril 1, rojo). La simulación del desplazamiento del cemento predijo la existencia de áreas de desplazamiento deficiente del lodo (carril 2, rojo). El mapa de impedancia acústica mostró además regiones de cobertura deficiente del cemento (carril 3, azul) hasta la superficie; lo cual explicó la presencia de presión detrás de la tubería de revestimiento en la superficie después de la cementación. La segunda presentación (centro) muestra los resultados obtenidos a través del mejoramiento de la centralización de la tubería de revestimiento. El simulador indicó un nivel eficiente de remoción del lodo y desplazamiento del cemento hasta una profundidad de aproximadamente 2 000 pies (carril 2, verde). Si bien el cemento no llegó a la superficie, no se observó la presencia de gas o presión. La tercera presentación (derecha) muestra los resultados de las propiedades reológicas mejoradas de la lechada de cemento además del mejoramiento de la centralización. El cemento llegó a la superficie y el mapa de impedancia acústica muestra una adherencia competente sin canales contiguos (carril 3). Con la utilización de este diseño no se observó la presión detrás de la tubería de revestimiento.
0 180
Orientación dela imagen, °
90 270 360
–1 Mrayl 9LodoLechada inicialLechada de colaEspaciador
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
6 000
6 500
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
4 500
5 000
5 500
6 000
6 500
500
1 000
1 500
2 000
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4 000
4 500
5 000
5 500
6 000
6 500
piesProf.,
0 180Mrayl
Orientación dela imagen, °
90 270 360
Separación dela tubería
de revestimiento
Simulación deldesplazamiento
del cemento
Mapa de impedanciaacústica
Impedancia acústica
–1 Mrayl 9
Entre loscentralizadores
0 100%
%
En loscentralizadores
58 100
Entre loscentralizadores
0 100%
%
En loscentralizadores
58 100
Entre loscentralizadores
0 100%
%
En loscentralizadores
58 100
Máxima
–1 9
Mrayl
Promedio
–1 9
Mrayl
Mínima
–1 9
1 2 3 4
piesProf.,
Mrayl
Separación dela tubería
de revestimiento
Simulación deldesplazamiento
del cemento
Mapa de impedanciaacústica
Impedancia acústica
Máxima
–1 9
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de revestimiento
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del cemento
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LodoLechada inicialLechada de colaEspaciador 0 180
Orientación dela imagen, °
90 270 360
–1 Mrayl 9LodoLechada inicialLechada de colaEspaciador
Volumen 28, no.1 15
miento hasta tal punto que llegó a interferir con los planes de desarrollo posterior del pozo. El operador buscó el asesoramiento de Schlumberger para que propusiera medidas destinadas a mejorar los resultados de las operaciones de cementación en los pozos futuros.
Para prevenir la migración de gas a lo largo de la sarta de revestimiento de superficie, se emplearon prácticas de cementación actualizadas. Tanto la lechada de cemento de cola como la lechada de cemento inicial tenían un aditivo incorporado para el control de la migración de gas. Además, la lechada de cola fue diseñada para fraguar rápi-
damente a fin de minimizar al máximo la proba-bilidad de migración de gas. Y el programa de centralizadores se diseñó para proporcionar una separación máxima a través de las zonas de gas someras; los ingenieros instalaron un centraliza-dor por cada unión de tubería de revestimiento hasta los 305 m [1 000 pies]. Posteriormente, a mayores profundidades en las que el pozo seguía siendo vertical, se colocó un centralizador cada cuatro uniones de tubería de revestimiento. Para minimizar aún más el riesgo de migración de gas, el operador optó por instalar un empacador externo a la tubería de revestimiento (ECP) den-tro del espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la tubería guía.
La operación de cementación detuvo con éxito la migración de gas; no obstante, después de que la lechada de cemento llegara a la super-ficie, se observaron problemas de pérdida de cir-culación y el retroceso del TOC en el pozo antes de que el tapón superior alcanzara el extremo inferior de la sarta de revestimiento. Los equipos
WIE emplearon el servicio Invizion Evaluation para investigar estos problemas y verificar el ais-lamiento zonal del espacio anular.
La presentación general indicó que el TOC se encontraba a 73 m [240 pies]. Además, se obser-varon derrumbes y canales de fluidos en la lechada de cemento. Para examinar los datos de manera más exhaustiva, los equipos WIE dividie-ron el pozo en cinco zonas de análisis (Figura 4).
En la zona 1, que se extendía desde la TD hasta 1 237 m [4 060 pies], la adherencia del cemento era efectiva a pesar de que había un 10% de con-taminación con lodo. En la zona 2, entre 4 060 y 2 006 pies [1 234 y 611 m], se observaron eviden-cias de invasión de lodo y pérdidas de circula-ción; sin embargo, la interpretación indicó una adherencia efectiva dentro del intervalo. La dis-crepancia entre la localización pronosticada y la localización medida de la interfaz entre la lechada de cola y la lechada inicial proporcionó evidencias de que ambas lechadas se habían mezclado durante el desplazamiento.
Figura 4. Visualización conjunta de un servicio Invizion Evaluation para un pozo en la lutita Eagle Ford. Los ingenieros dividieron la presentación Invizion Evaluation en cinco zonas (izquierda). Las observaciones clave fueron las siguientes: si bien la lechada de cemento había llegado a la superficie durante el desplazamiento, las pérdidas se produjeron de allí en adelante y la profundidad del tope de los sólidos fue de 240 pies (carril 13). Entre 240 y 550 pies, se observaron canales de fluidos. Y entre 500 y 1 200 pies (carril 4), se observaron derrumbes.
Orientación dela imagen, °
225135 31545 45
Orientación dela imagen, °
225135 31545 45
50 155
–490
,00
2,06
2,56
3,05
4,03
4,52
5,02
5,51
51,0
0
3,54
pies °API
Rayos gammaZonaciónProf.,
0 150
mV
Potencial espontáneo
–240 60
%
Densidad volumétrica
60 0
%
Porosidad-neutrón
60 0 Orientación dela imagen, °
1 000
Zona
5Zo
na 4
Zona
3Zo
na 2
Zona
1
2 000
1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 136
3 000
4 000
ohm.m
Arreglo de 10 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas0 20
ohm.m
Arreglo de 20 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas
%
%20 0 Separación en los
centralizadores
0 100
Separación entrecentralizadores
0 100
ohm.m
Arreglo de 30 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 60 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 90 pulgadas
Resistividad Calibrador Pozo en 3D Geometría del pozo Riesgo decontaminación
con lodo
Simulación deldesplazamiento
del cemento
Registro de adherenciadel cemento
Registro dedensidad variable
Mapa deimpedancia acústica
Mapa de atenuaciónde ondas flexurales
Mapa de sólidos,líquidos y gas
Porosidad
Calidad del pozo Diseño y emplazamiento del cemento Evaluación del cemento
Litología
0,2 2 000
mV0 100 225135 31545 45
Mrayl dB/m
DerrumbePozo demenor tamaño
AltoIntermedioBajoNinguno
LodoLechada de colaLechada inicialEspaciador
GasSólidoLiquido
10. Bellabarba et al, referencia 9.11. Un micro espacio anular es un espacio pequeño que
puede formarse entre la tubería de revestimiento y el recubrimiento de cemento o entre este último y la formación.
12. La tubería de revestimiento de superficie consiste generalmente en una sarta de tubería de gran diámetro para proteger los acuíferos de agua dulce y proporcionar resistencia estructural para las sartas de revestimiento adicionales, incluyendo la sarta final de tubería de revestimiento de producción.
16 Oilfield Review
En la zona 3, entre 611 y 381 m [2 006 y 1 250 pies], se observaron bolsones de lodo. La inter-pretación de los registros indicó la presencia de sólidos aglutinados alrededor de la tubería de revestimiento y el desarrollo de canales de fluido. Se observaron resultados similares en la zona 4, entre 381 y 171 m [1 250 y 560 pies] (Figura 5). La zona 5 se extendía desde una profundidad de 560 pies hasta la superficie y se observaron cana-les de fluido en el recubrimiento de cemento (Figura 6). La presencia del ECP inflado resultó evi-dente a una profundidad de 23 m [75 pies]. La tor-tuosidad de los canales y su posición en el lado ancho del espacio anular insinuó la presencia de flujo de fluido hacia el interior del espacio anular después del emplazamiento de la lechada de cemento.
El análisis general indicó que, a pesar de los pro-blemas operacionales, la operación de cementación logró un aislamiento zonal adecuado. Una posible explicación para las pérdidas y el TOC más bajo es que durante el desplazamiento la presión de bombeo puede haber iniciado el inflado del ECP, reduciendo de ese modo el tamaño anular efec-tivo dentro de la tubería guía. El incremento
resultante de la presión de bombeo a profundida-des someras puede haber provocado el fractura-miento de la formación. Por otra parte, la formación de canales fue un posible resultado de la centrali-zación inadecuada de la tubería de revestimiento por debajo de 305 m [1 000 pies]. Por consiguiente, la recomendación para los pozos vecinos futuros es eliminar el ECP del diseño del pozo e instalar un centralizador en cada unión de la tubería de revestimiento.
Planeación de un pozo en el área de aguas profundas del Golfo de MéxicoUn operador que surcaba la etapa de desarrollo de un área prospectiva de aguas profundas en el Cañón del Mississippi, en el Golfo de México, experimentó ciertas dificultades durante la ter-minación de un pozo de exploración perforado en unos 1 237 m [4 059 pies] de agua. Previamente, el operador había perforado hasta una profundidad de más de 6 100 m [20 000 pies] y había cemen-tado una sarta de revestimiento de 14 pulgadas dentro de una tubería de revestimiento corta (liner) de 16 pulgadas. La longitud de la superpo-
sición entre la sarta de revestimiento y el liner era de 2 725 m [8 940 pies], y la holgura anular en el solape del liner de 1,08 cm [0,425 pulgadas]. La sarta de revestimiento fue diseñada para aislar una zona compuesta enteramente por sal. Las pér-didas de fluido producidas durante las operacio-nes de perforación y cementación indicaron la presencia de zonas de pérdida de circulación.
Después de la operación de cementación, se efectuó una carrera de perfilaje para localizar el TOC (Figura 7). Basados principalmente en los datos de atenuación del registro CBL y en un índice de adherencia (BI) computado, los ingenie-ros de perfilaje estimaron que el TOC se localizaba a 5 680 m [18 640 pies]—1 210 m [3 960 pies] por debajo de lo esperado— lo que significaba que la porción superior de la zona de sal se encontraba sin cementar.
El operador, que planea perforar un pozo vecino similar en el futuro, contactó a Schlumberger para que le proporcionara un servicio Invizion Evaluation para el pozo exploratorio y lo ayudara a formular estrategias para evitar dificultades que impidieran el aislamiento zonal exitoso en el
Figura 5. Interpretación de la zona 4 de un pozo de la lutita Eagle Ford efectuada con el servicio Invizion Evaluation. La zona 4 se extiende entre 560 y 1 250 pies. Los resultados de la interpretación indican la adherencia efectiva de la tubería de revestimiento (carril 3, marrón) y algunas manchas aparentes de fluido (azul), que también son pronosticados por la simulación del emplazamiento del cemento (carril 8). La curva de rayos gamma (carril 1) muestra un valor promedio inferior a 70ºAPI. Los datos de resistividad (carril 3) no indican que se haya producido invasión de lodo, salvo a aproximadamente 650-750 pies. Los valores del calibrador (carril 4) promediaron los 42 cm [16,5 pulgadas], lo que indicó la existencia de secciones de derrumbe. La separación de la tubería de revestimiento (carril 6) fue de un promedio del 60% aproximadamente. Los resultados de la interpretación indican la presencia de sólidos adheridos alrededor de la tubería de revestimiento y algunas manchas de fluidos (carril 13).
900
800
600
700
Zona
4
1 000
1 100
1 200
Orientación dela imagen, °
225135 31545 45225135 31545 45
–490
,00
2,06
2,56
3,05
4,03
4,52
5,02
5,51
51,0
0
3,54
pies °API
Rayos gamma
Zoni
ficac
ión
Prof.,
0 150
mV
Potencial espontáneo
–240 60
%
Densidad volumétrica
60 0
%
Porosidad-neutrón
60 0 Orientación dela imagen, °
1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 136
ohm.m
Arreglo de 10 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas0 20
ohm.m
Arreglo de 20 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas
%
%20 0 Separación en
los centralizadores
0 100
Separación entrecentralizadores
0 100
ohm.m
Arreglo de 30 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 60 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 90 pulgadas
Resistividad Calibrador Pozo en 3D Geometría del pozo Riesgo decontaminación
con lodo
Simulación deldesplazamiento
del cemento
Registro de adherenciadel cemento
Registro dedensidad variable
Mapa deimpedancia acústica
Mapa de atenuaciónde ondas flexurales
Mapa de sólidos,líquidos y gas
Porosidad
Calidad del pozo Diseño y emplazamiento del cemento Evaluación del cemento
Litología
0,2 2 000
mV0 100 225135 31545 45
Mrayl
Orientación dela imagen, °
50 155dB/m
DerrumbePozo de menortamaño
AltoIntermedioBajoNinguno
LodoLechada de colaLechada inicialEspaciador
GasSólidoLiquido
Volumen 28, no.1 17
pozo vecino. El operador proporcionó los datos de archivos del pozo previo. Esta información —que incluyó datos derivados de los registros adquiridos durante la perforación (LWD) en agujero descu-bierto; las composiciones y las propiedades físicas del fluido de perforación, el fluido espaciador y las lechadas de cemento; y análisis de los fluidos de pozo que retornaron a la superficie— fue integrada en la presentación Invizion Evaluation. Los ingenie-ros descubrieron además que, durante la carrera previa de perfilaje, en realidad se había adquirido, aunque nunca examinado, un número significativa-
Figura 6. Interpretación de la zona 5 de un pozo de la lutita Eagle Ford efectuada con el servicio Invizion Evaluation. La zona 5 se extiende desde la superficie hasta 560 pies. Los resultados de la interpretación indican que el tope de los sólidos se encontraba a 240 pies (carriles 11 a 13 inclusive) y señalan la presencia de un canal de fluido posterior a la cementación (carril 13, azul). Los valores derivados del registro de rayos gamma varían entre 33 y 70ºAPI desde 250 hasta 275 pies (carril 1). Se observa cierta invasión de lodo a unos 500 pies, donde se localizó el área de derrumbe. El valor promedio de porosidad-neutrón es 45% y el de la medición de porosidad derivada del registro de densidad, 30%. La mayor parte de la zona contenía zonas de derrumbe según el registro calibrador (carril 4). Se instaló un centralizador por cada unión, lo que resultó en una separación promedio del 65%. Las presiones de cementación dinámicas se mantuvieron por debajo de la presión de fractura de la formación. El registro de evaluación del cemento muestra el tope del cemento a 240 pies. En el mapa procesado de sólidos, líquidos y gas (SLG) (carril 13), se observa la existencia de canales de fluidos desde el tope de los sólidos hasta 560 pies en el lado ancho del espacio anular. La tortuosidad de los canales de fluidos insinúa que éstos se formaron después del emplazamiento del cemento. Además, es evidente un empacador externo a la tubería de revestimiento a 75 pies. Un pozo vecino requirió la ejecución de operaciones de inyección forzada de cemento con fines de remediación entre 500 y 800 pies. En esta región del pozo, no se observó la presencia de gas.
100
200
300
400
500
Zona
5
Orientación dela imagen, °
225135 31545 45
Orientación dela imagen, °
225135 31545 45
50 155
–490
,00
2,06
2,56
3,05
4,03
4,52
5,02
5,51
51,0
0
3,54
pies ºAPI
Rayos gamma
Zoni
ficac
ión
Prof.,
0 150
mV
Potencial espontáneo
–240 60
%
Densidad volumétrica
60 0
%
Porosidad-neutrón
60 0 Orientación dela imagen, °
1 2 3 4 5 7 8 9 10 11 12 136
ohm.m
Arreglo de 10 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas0 20
ohm.m
Arreglo de 20 pulgadas
0,2 2 000 pulgadas
%.
%20 0 Separación en los
centralizadores
0 100
Separación entrecentralizadores
0 100
ohm.m
Arreglo de 30 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 60 pulgadas
0,2 2 000
ohm.m
Arreglo de 90 pulgadas
Resistividad Calibrador Pozo en 3D Geometría del pozo Riesgo decontaminación
con lodo
Simulación deldesplazamiento
del cemento
Registro de adherenciadel cemento
Registro dedensidad variable
Mapa de impedanciaacústica
Mapa de atenuaciónde ondas flexurales
Mapa de sólidos,líquidos y gas
Porosidad
Calidad del pozo Diseño y emplazamiento del cemento Evaluación del cemento
Litología
0,2 2 000
mV0 100 225135 31545 45
Mrayl dB/m
DerrumbePozo de menortamaño
AltoIntermedioBajoNinguno
LodoLechada de colaLechada inicialEspaciador
GasSólidoLiquido
Cruzamiento
Figura 7. Registro de un pozo de exploración del área de aguas profundas del Golfo de México. Los ingenieros se basaron principalmente en los datos del índice de adherencia (BI) (carril 2) para estimar el TOC. El BI cae significativamente a 18 640 pies (línea roja), y los ingenieros escogieron esa profundidad como la del TOC. Este hallazgo no resulta tan evidente en el mapa de impedancia acústica (carril 1) ni en el registro de densidad variable (carril 3).
Mapa de impedancia acústica
Prof.,
18 700
19 100
pies
Índice de adherencia Registro de densidad variable
Mrayl 100 0
Índice de adherencia a partir de laatenuación discriminada
1 2 3
100
%
% 0
Nivel del índice de adherenciapara el aislamiento zonal
AmplitudMínima Máxima0,00
0
0,50
0
1,50
0
2,50
0
3,50
0
4,50
0
5,50
0
6,50
0
7,50
0
18 Oilfield Review
mente mayor de datos. Los datos adicionales incluyeron la atenuación de ondas flexurales (FA), los ecos TIE, y un mapa de sólidos, líquidos y gas (SLG).13
Los datos adquiridos en agujero descubierto revelaron la presencia de tres intervalos a lo largo de la zona de sal, que se encontraban contamina-dos con otros minerales (Figura 8). Los ingenieros habían asumido previamente que la zona de sal era continua. Los intervalos contaminados fueron identificados como posibles sitios en los que se producían incidentes de pérdida de circulación, y su presencia ayudó a explicar por qué el TOC se encontraba por debajo de la profundidad prevista.
Provistos de los datos patentados del lodo, el espaciador y la lechada de cemento, además de las cartas de presión obtenidas durante la operación de cementación, los equipos WIE llevaron a cabo simulaciones del emplazamiento de los fluidos. Las primeras simulaciones confirmaron que los datos de presión coincidían con la ocurrencia de problemas de pérdida de circulación cuando las
válvulas a flotación se convertían en la tubería de revestimiento antes de la ejecución de la opera-ción de cementación.14 Además, los ingenieros observaron que la presión de desplazamiento del fluido excedía la presión de fractura existente en el intervalo. La presión elevada resultaba proba-blemente del huelgo anular restringido entre el liner y la sarta de revestimiento.
El segundo grupo de simulaciones examinó la capacidad del fluido espaciador y la lechada de cemento para desplazar el fluido de perforación (Figura 9). Los ingenieros observaron que los centralizadores habían sido instalados sólo en el extremo inferior de la sarta de revestimiento. Por encima de los centralizadores, la separación de la tubería de revestimiento era deficiente y las simulaciones indicaban un proceso deficiente de remoción del lodo y la presencia de un canal de tamaño considerable por encima de aproximada-mente 5 700 m [18 700 pies]; una profundidad con-sistente con lo que era el tope del cemento según las conclusiones de la interpretación previa.
Figura 9. Simulaciones del emplazamiento del cemento para un pozo exploratorio del Golfo de México. Los centralizadores se instalaron solamente en la parte inferior de la sarta de revestimiento. Por encima de aproximadamente 5 880 m [19 300 pies], la separación de la tubería de revestimiento fue deficiente (carril 1). Las simulaciones del desplazamiento (carril 2) predijeron que la cobertura completa del cemento (gris) se incrementaba hasta una profundidad de 5 700 m [18 700 pies]. Por encima de esa profundidad, el espacio anular contenía fluido de perforación (marrón). La simulación del riesgo de contaminación con lodo coincidió. La contaminación con lodo (carril 3, rojo) comenzó cuando se redujo la separación de la tubería de revestimiento. La cobertura completa del cemento (carril 3, verde) se predijo en la región centralizada.
16 000
17 000
18 000
19 000
Entrecentralizadores
Simulación deldesplazamiento
Riesgo decontaminación
con lodo
piesPerf.,
0 100
En loscentralizadores
%
%
Separación dela tubería derevestimiento
0 100
Lodo
Lechada de cola
Lechada inicial
Espaciador
Alto
Intermedio
Bajo
Ninguno
Figura 8. Mediciones LWD adquiridas en agujero descubierto en un pozo de exploración del Golfo de México. Los picos del registro de rayos gamma (carril 1) indican tres zonas en las cuales la sal contiene inclusiones de otros minerales. La contaminación es confirmada con los datos de resistividad (carril 3) y litología (carril 4). La resistividad se incrementa a través de las zonas contaminadas, y la presentación de la litología muestra inclusiones de material extraño (azul y tostado) dentro de la sal (magenta). Las tres zonas fueron identificadas como sitios de pérdidas de circulación potenciales. También se presentan los componentes dinámicos de la perforación (carril 2) y los datos de la geometría del pozo (carril 5).
16 000
17 000
18 000
19 000
1 2 3 4 5
°API
Rayos gamma
pies
Prof.,
Rayos gamma Parámetros de perforación Resistividad profunda
Calidad del pozo
Litología Geometría del pozo
0 50 ppg
Densidad del lodo
0 50
pies/hr
Velocidad depenetración promedio
0 50
ohm.m0,2
Inclusiones
Inclusiones
Sal20 000 grados/100 pies
Severidad de la pata de perro
0 5
grados
Azimut
0 360
grados
Inclinación
0 20
Volumen 28, no.1 19
La integración de los datos adicionales deri-vados de los registros con los resultados previos fue reveladora (Figura 10). El mapa de impedan-cia acústica, combinado con los mapas FA y SLG, indicó que el TOC se encontraba mucho más alto de lo que se creía previamente; a aproximada-mente 4 880 m [16 000 pies]. Lamentablemente, esta profundidad seguía estando por debajo de la profundidad requerida para cubrir todo el inter-valo salino. Además, los equipos WIE confirma-ron que la calidad del recubrimiento de cemento era buena en las porciones centralizadas del espacio anular existente alrededor de la zapata de la tubería de revestimiento y que la lechada de cemento que se elevaba hasta 16 000 pies exhibía un claro canal de emplazamiento consistente con las simulaciones computarizadas, efectuadas des-pués de la ejecución de la operación.
La nueva información proveniente del servicio Invizion Evaluation permitió al operador ajustar el plan de terminaciones de pozos para el futuro. Los ingenieros del operador formularon un plan para mejorar la centralización de los tubulares en las regiones situadas por encima de la zapata de la tubería de revestimiento. Para reducir la caída de presión por fricción durante el bombeo y minimi-zar la pérdida de circulación, el operador decidió eliminar la sarta de revestimiento de 14 pulgadas y extender el liner de 16 pulgadas a través de la zona de sal. Además, se adoptarían recaudos para asegu-rar que las presiones de emplazamiento de los flui-dos se mantuvieran por debajo de las presiones de fractura de la formación, reduciendo aún más la probabilidad de pérdida de circulación y permi-tiendo a la vez que la lechada de cemento alcan-zara la profundidad prevista.
Expansión del alcance de las evaluaciones holísticas del recubrimiento de cementoLos ingenieros y el personal de la localización del pozo tienen sólo una posibilidad de lograr una operación exitosa de cementación primaria para cada sarta de revestimiento. Las operaciones de
cementación vigentes y el objetivo es mejorarlas y solucionar los resultados inferiores al nivel óptimo. El valor del servicio en el más largo plazo se incre-mentará a medida que los ingenieros y operadores se vuelvan más proactivos durante la cementación de pozos, tomando las decisiones relacionadas con la cementación en tiempo real haciendo uso de todas las mediciones de pozo y los datos obtenidos durante la perforación. Por ejemplo, la informa-ción puede ingresarse en la plataforma Techlog a medida que es adquirida, lo cual facilita la colabo-ración estrecha entre el personal involucrado en la perforación y cementación. Por último, los ingenie-ros pueden aplicar el servicio Invizion Evaluation en la etapa de planificación, permitiendo a los geó-logos y geofísicos colaborar con los ingenieros de perforación y cementación a fin de garantizar el éxito de la cementación primaria. —EBN
13. Bellabarba et al, referencia 9.14. El equipo de flotación, instalado cerca del extremo
inferior de una sarta de revestimiento, comprende las válvulas que permiten que el fluido de perforación ingrese en el interior de la tubería de revestimiento a medida que la sarta se baja en el pozo. Como resultado de ello, la tubería de revestimiento se llena con fluido de perforación antes de bombear la lechada de cemento. Antes de que comience la operación de cementación, se bombea una esfera u otro dispositivo de activación en el interior de la tubería de revestimiento. Cuando la esfera llega al equipo de flotación, las válvulas operan de manera que sólo permiten el flujo unidireccional fuera de la tubería de revestimiento y hacia el interior del espacio anular, impidiendo de ese modo la circulación inversa, o formación de tubo en U, de la lechada de cemento.
Figura 10. Información completa de registros recuperada de un pozo exploratorio del Golfo de México. El examen del mapa de impedancia acústica (carril 4), el mapa de atenuación de ondas flexurales (carril 5) y el mapa de sólidos, líquidos y gas (carril 7) revela la presencia de una interfaz neta entre un recubrimiento de cemento contaminado por debajo de aproximadamente 16 000 pies y el espaciador a profundidades más someras.
16 000
pies dB/pies Mrayl Mrayl0 5
AtenuaciónProf,
17 000
18 000
19 000
0 8 20 dB/m 100
Impedancia
0 10 dB/m20 70
Registro deadherenciadel cemento
Impedanciaacústica
Registro dedensidadvariable
Mapa deimpedancia
acústica
Atenuaciónde ondas
flexurales
Mapa desólidos, líquidos
y gas
Mapa deatenuación de
ondas flexurales
1 2 4 5 6 73
Valores superioresa los de
la tubería libre
Valores superioresa los de la
línea de base GasSólidoLiquido
cementación con fines de remediación destina-das a resolver los problemas asociados con un recubrimiento de cemento defectuoso exhiben un índice de éxito bajo e incluso pueden reducir la productividad de un pozo.
La comprensión de las operaciones de cemen-tación primaria puede mejorarse si se examinan las historias de los pozos y a la vez se efectúan interpretaciones integrales de los datos deriva-dos de los registros. En realidad, los conocimien-tos adicionales provistos por el servicio Invizion Evaluation permiten incrementar aún más el valor de integrar toda la información disponible y permitir a los operadores tomar decisiones mejor informadas acerca de las prácticas de perfora-ción y cementación.
Hasta la fecha, el servicio Invizion Evaluation se ha centrado en el examen de las prácticas de
