UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGIA CARRERA DE INGENIERIA EN GAS Y PETROLEO
PROPUESTA DE APLICACIÓN DEL SISTEMA WELL LIFE PARA AUMENTAR LA VIDA UTIL DE LA CEMENTACION EN EL TRAMO 4194 - 5200 DEL POZO SABALO 9
PERFIL DE PROYECTO DE GRADO
POSTULANTE: ROBERTO B. RAMIREZ VEIZAGA
ORURO – BOLIVIA BOLIVIA
2016
AGRADECIMIENTO A Dios todo poderoso por haber brindado la oportunidad de seguir realizando mis sueños. Agradezco a la Universidad de Aquino Bolivia y en especial a la Facultad de Ciencias y Tecnología, por haberme abierto sus puertas durante estos años y brindarme la oportunidad para desarrollarme como profesional y prepararme para enfrentar en frentar nuevos retos. Al al Ing. Fernando Parra, por ser excelentes docentes y personas,
quienes brindaron su
conocimiento y
dedicación en beneficio de este proyecto.
DEDICATORIA A mis padres Edgar e Maria Catalina, porque siempre se preocuparon por formarme como un hombre de bien, dejando grabado en mi mente sus consejos, ejemplos y la muestra de su gran amor hacia mi persona. A mi enamorada Ailin y su familia y mis hermanos Monica Diego Mirian Angelica y Milton que siempre han estado conmigo en los buenos y malos momentos, por haberme brindado su cariño durante toda mi trayectoria de mis estudios.A todos mis familiares,
quienes
han
contribuido
incondicionalmente en mi formación como ser humano.
INTRODUCCIÓN El presente proyecto tiene la finalidad de realizar la propuesta para incrementar la vida útil del cemento en el pozo SBL X-9 de la Formación Huamampampa tramo (4194 – 5200) m. aplicando el sistema Well Life.
La razón que hace importante a este proyecto, es el problema que se presentó en la cementación de la formación Huamampampa del pozo SBL-X9, en el cual el cemento tiende a fallar por pérdida de adherencia en la interfaz roca-cemento, lo cual genera agrietamiento de cemento y por consiguiente filtrado de agua hacia el pozo por las surgencias descontroladas de alta presión haciendo que el cemento pierda su vida útil y en un futuro se haga un reacondicionamiento del pozo incrementando el costo y previsto.
Lo que se pretende demostrar con el presente proyecto es que con la aplicación del sistema Well Life en la cementación del tramo 4194 – 5200 m, del pozo SBL-X9, aumentar la vida útil del cemento, evitando el reacondicionamiento del pozo implica realizar estudios y evaluaciones que pueden ser costosas, este tipo de cementación ya fue aplicado en diferentes pozos del mundo con resultados óptimos.
Lo que se espera del presente proyecto es demostrar que la cementación del tramo 4194 – 5200 m, del pozo SBL-X9,, se lo puede realizar con el sistema Well Life y demostrar que es aplicable a las características geológicas y físicas de la formación Huamampampa.
Lo que cubrirá el presente proyecto dentro de la cadena hidrocarburífera está enmarcado en la etapa determinacion, para ello se presentara la propuesta de aplicación del sistema Well Life de la formación Huamampampa del pozo SBL-X9.
Dentro de las limitaciones del presente proyecto, la cementacion por el sistema well life no se aplicara a otras formaciones (Fm los Monos y Fm Icla), también no está contemplado el diseño de la terminación.
ANTECEDENTES. Antecedentes nacionales. La gestión 2013 se ha caracterizado por el desarrollo de actividades innovadoras buscando la excelencia en la consecución de los objetivos que nos trazamos. Eso nos permitió consolidarnos como el mayor productor de gas y petróleo del país, lo que a la vez ratifica el compromiso de la empresa con la estrategia sectorial de exploración para reponer e incrementar reservas, afirmó Jorge Ortiz Paucara, presidente del directorio de YPFBAndina. YPFB Andina realiza actividades de exploración y desarrollo en 18 Áreas de Contratos en los que es operador, así como socio estratégico de los campos San Alberto y Sábalo, operados por Petrobras Bolivia y en los cuales la empresa tiene una participación accionaria del 50%. En la gestión 2013 la empresa alcanzó una inversión de $us 114,4 millones en sus campos operados y no operados. Los recursos fueron destinados a la perforación de 11 pozos, cuatro exploratorios, siete de desarrollo y la intervención de cuatro pozos, principalmente en los campos Yapacaní y Río Grande, que cuentan con las mayores reservas a cargo de la compañía. Para el desarrollo de estas actividades, la compañía apostó a la implementación y utilización de nuevas técnicas exploratorias, entre ellas Well Life Analysis, ElastiCem, ElastiSeal, SwellPackers, Resina WellLock, Casing Drilling, las cuales contribuyeron a la consecución de mayores niveles de eficiencia en sus resultados. Los proyectos de desarrollo que coadyuvaron al incremento en la producción de YPFB Andina fueron la perforación de los pozos YPC-23, YPC-25, YPC-27 y YPC-28D en el campo Yapacaní, al norte del departamento de Santa Cruz; y RGD-88, RGD-87D y RGD-78D en el campo Río Grande, en el Área Centro del mismo departamento; proyectos que derivaron en una producción adicional de aproximadamente 43 millones de pies cúbicos diarios.
Inversión histórica Entre 2009 y 2013, periodo en que se instaló el nuevo modelo de gestión de la compañía, la subsidiaria de YPFB Corporación desarrolló una inversión de $us 708 millones, recursos que permitieron duplicar la producción de gas natural en campos operados y un incremento de 41% en San Alberto y San Antonio, pasando de un nivel consolidado de producción (a la participación de YPFB Andina) de 459 millones de pies
Al culminar el 2013, la empresa alcanzó una capacidad de entrega máxima promedio de 213 MMpcd, un incremento del 25% respecto de los 170 MMpcd de capacidad máxima registrada a fines de 2012. Según Ortiz, las actividades de perforación e intervención en los campos Operados permitieron incrementar la producción para cumplir el objetivo de desarrollar e incorporar nuevas reservas, además de superar los compromisos asumidos con YPFB mediante Acuerdos de Entrega de Hidrocarburos (AEH), para la atención de mercado interno y de exportación de gas natural al Brasil; situación que le permitió a YPFB Andina demandar participación en nuevos mercados para la comercialización de los volúmenes excedentes. Además de las otras labores en materia de desarrollo, en 2013 se desarrollaron actividades importantes en materia exploratoria en busca de mayores reservas de hidrocarburos para el país. En ese marco, se iniciaron trabajos de exploración, mediante la adquisición Sísmica 2D para los proyectos Sararenda y Palacios Norte -en las Áreas Sur y Norte, respectivamente- para coadyuvar a la obtención de datos que proporcionen mayor certeza sobre la existencia de nuevos reservorios hidrocarburíferos, cuyo potencial se estima en 1TCF (trillón de pies cúbicos).
Perforación exitosa en Iquiri-1 y San Telmo Ws En el pozo RGD-89D_ST se habilitó los reservorios Iquiri-1 (devónico), que produjo inicialmente 5 millones de pies cúbicos por día (MMpcd ), y San Telmo Ws que aportará a la producción 2 MMpcd, haciendo un total de 7 MMpcd. La perforación se inició a fines de agosto de 2013, alcanzando una profundidad final de 3.740 metros bajo boca de pozo (mbbp), sumando en total una inversión que ronda los $us 7.8 millones. Gracias a este pozo, la producción diaria del campo Río Grande se incrementará desde 71 MMpcd a 78 MMpcd, informó YPFB Andina. El Plan de Desarrollo del Campo Río Grande, uno de los más ambiciosos de YPFB Andina, contempla la perforación de 21 pozos adicionales en el área Sur de la estructura (iniciando en la gestión 2014 que contempla la perforación de 5 pozos en cronograma), pozos que permitirán incrementar aún más la producción de este campo, que se constituye en uno de los más importantes de los Campos Operados por la Compañía. Próximas actividades de exploración tienen como objetivo investigar nuevas posibilidades en el reservorio Iquiri-1 al norte de la estructura, tal es el caso del po
RGD-4Re (Re-entry), proyecto que de resultar positivo permitirá la generación de nuevos proyectos de perforación para el desarrollo de las reservas que puedan incorporarse. El campo Río Grande, ubicado aproximadamente a 55 Kilómetros al sudeste de la ciudad de Santa Cruz de la Sierra, fue descubierto en Julio de 1961, iniciando su producción en 1962, mismo que cuenta con varios reservorios ubicados en niveles someros del Cretácico y otros más profundos del Carbonífero y Devónico, todos productores de gas y condensado.
Antecedentes del campo San Antonio. La extensión del bloque San Antonio es de 59.375 hectáreas El 22 de abril de 1996 se rúbrica un contrato de asociación petrolífera entre YPFB (50%) y Petrobras (50%), para la exploración y producción de hidrocarburos en el denominado Bloque. El 10 de octubre de 1996 se constituye como fecha efectiva de la migración del contrato de asociación inicialmente firmado a un contrato de riesgo compartido, modificándose la participación accionaria de la manera siguiente: Andina S.A. con el 50% de las acciones, Petrobras operador del Bloque con el 35% y Total con el 15 % restante. Al 2006 se tenían 5 pozos productores, uno listo para entrar en producción y uno en etapa de perforación, además de una capacidad de planta instalada de 670 MMpcd. En base a la información obtenida en el proceso de auditoría, más algunos datos actualizados, se presenta una descripción de las características geológicas del Campo, las operaciones de perforación realizadas, la producción del campo y las reservas estimadas.
FIGURA 1: UBICACIONES DEL POZO SBL-X9
FUNTE: GOOGLE MAPS
2.3. ANTECEDENTES DEL POZO SABALO-X9. El pozo SAL X-9 se encuentra en el Departamento de Tarija, Provincia Gran Chaco, Municipio de Caraparí - Serranía de San Alberto, en las coordenadas X= 410,880.94, Y= 7, 579,409.63 El Pozo SAL X-9, se perforó en 1990 como Pozo Exploratorio de Yacimiento Profundo, para investigar los niveles arenosos de las formaciones Huamampampa y Los Monos del Sistema Devónico, el mismo llegó a una profundidad de 4.518,50m. y descubrió “Excelentes reservorios de Gas y Condensado” en las areniscas
HMP-1 y HMP-2 del
pozo San Alberto X-9 en el Sub Andino Sur . El nivel SBL X-9 se probó en agujero abierto, produciendo hasta 7.730 MMPCD de gas y 176 BPD de condensado con presión de surgencia de hasta 4.630 Psi. 1
El costo del Pozo fue de $u$. 11.171.540 (Dpto. de Perforación de YPFB). El Campo San Alberto en función de los resultados fue considerado como una “Megaestructura”
de alrededor de 36,8 Km 2, de Hidrocarburos Líquidos y Gaseosos.
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. La Formación Huamampampa del pozo Sábalo 9, está compuesta por areniscas de grano fino, es una formación productora, que en algunos tramos cuenta con intercalación de lutitas, que llegan incluso a 20 metros de potencia, al cementar este tramo la contaminación del agua de mezcla con materiales orgánicos o inorgánicos. Temperaturas
de
circulación
de
fondo
de
pozo
(BHCT)
estimadas
incorrectamente. Falta de homogeneidad de la mezcla entre cementos y aditivos. Volúmenes de pre flujos, lavadores químicos y espaciadores insuficientes para la limpieza adecuada y eliminación del lodo de perforación.
IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
La cementación de los pozos petroleros es una operación la cual se debe tratar con sumo cuidado.
Temperatura de circulación de fondo de pozo (BHCT) estimadas incorrectamente.
Mala o falta centralización del casing en el espacio anular (Stand off bajo).
Falta homogenidad de la mezcla entre cementos y aditivos.
Cisallamiento y/o agritamiento del cemento.
Falla en la adherencia entre la formación – cemento y cemento- casing.
Agritamiento del pozo.
TABLA 1: PROBLEMAS TRAMO (4194 - 5200m) CAUSA La
PROBLEMAS
perdida
de
aderencia
en
la
interface
roca
-
cemento en el tramo
El
proceso
EFECTO de
Reduccion de la vida
reacondicionamiento del
útil
tramo
programado
4194-5200
del
pozo Sabalo-9
tramo
de
cementación para
el
4194-5200
del
pozo Sabalo-9
4194-5200 del pozo Sabalo-9
FUENTE: Elaboración propia 3.2.
FORMULACIÓN DEL PROBLEMA.
¿Con la aplicación del sistema Well LIfe en la cementación del tramo 41945200 del pozo Sabalo-9 se podrá incrementar la vida útil de la cementacion? OBJETIVOS. Objetivo general Proponer la utilización de aditivos Well Life para incrementar la vida útil del cemento en el pozo Sábalo 9 llegando a producir una lechada elástica y autocurable que pueda evitar el agrietamiento del cemento y asi no dejar que haya filtrado de agua y tenga las propiedades para adherirse roca - cemento y tubería - cemento. Optimizar la cementación primaria en el liner 7” en el pozo sábalo x-9 de la
formación Huamampampa tramo (4194-5200 m).
Objetivo Especificos
Evaluar la información de los parámetros de la perforación del tramo 41945200 del pozo Sabalo-9 de la formación Huamampampa para establecer las condiciones mínimas de aplicación de cementación por el sistema de Well Life,
Establecer las técnicas mínimas para realizar los cálculos respectivos del proceso de cementación por el sistema Well Life en la formación Huamampampa del pozo Sabalo 9.
Realizar la Simulacion del procedimiento de la aplicación de cemntacion por el sistema Well Life del tramo 4194-5200 del pozo Sabalo-9 utilizando es softward WELL LIFE
JUSTIFICACION Justificación técnica. La cementación para el sistema Well Life ofrecerá la operación adecuada para el problema de adherencia de formación – cemento y de agrietamiento del cemento en el tramo 4194-5200 del pozo Sabalo-9 . Para la aplicación de cementacion por el sistema Well Life ya existe la tecnología suficiente ya que forma parte de los servicios de SCHLUMBERGER regula mediante la norma ISO 10426 – 4. Dentreo del desarrollo técnico del proyecto, para la cementacion de aplicaran las siguientes normas.
Reglamento normas técnicas DS 28397 Normas de seguridad ISO 10426 / (ANSI RP 10 B-4). AOI
SPEC
8ª(
Specification
For
Drilling
And
Well
Serving
Structures/Especificaciones De Estructuras para perforación y servicios de pozo)
AOISPEC
10
(Soecification
for
material
and
testing
for
well
cementes/especification para materiales y prueba de cmentacion para pozos)
API SPEC 10ª/ISO 10426 -1 (well cements/especificación de cementacion para pozos).
AOi SPEC 10D (Specification for brow – spring casing centalizers/ especificaciones de centralizadores).
Necesidad de evitar de realizar Work-over o cementación remedial debido al agritamiento de la cementación primaria.
Justificación Económica. Con la técnica de cementación por el sistema Well Life disminuirá económicamente a comparación de las otras técnicas de reacondicionamiento del pozo que conlleva a pérdidas económicas a la empresa. Por lo tanto su aplicación de este sistema Wel Life es un proceso viable y económico.
Justificacion Ambiental. En la aplicación y desarrollo del proyecto se realizará los respectivos controles de las normas
y reglamentos nacionales e internacionales, para la prevención de
contingencias ambientales. Con la técnica de cementación Well Life no se realizarán excesivas maniobras continuamente, ya que la técnica Well Life evitara daños en las paredes de pozo como también no permitirá el agritamiento de las paredes de pozo. En la cementación primaria del pozo SBL-X9 se tendrá un mínimo impacto con el ambiente ya que el desarrollo del proyecto cumplirá las normas establecidas delreglamento ambiental para el sector de hidrocarburos que hace referencia el uso de explosios.
Justificación Operacional Dentro del análisis operativo, la formación Huamampampa del pozo SBL X-3D cumple con los requisitos mínimos de aplicación del fluido base polímero. Tales son mencionados a continuación:
Tabla 1. Condiciones mínimas requeridas
Parámetros
Condiciones del Pozo SBL - 9
Condiciones mínimas para la aplicación de Fluidos base Polímeros
Cumple
4750 psi
200 a 12000 psi
Si
Temperatura
189 ºF
50 a 240 ºF
Si
Profundidad
3237 a 4159 m
20 m a 6000 m
Si
Presión
Tipo de Roca
Areniscas de grano fino a muy fino con intercalación de lutitas
Formaciones con areniscas y lutitas
Si
FUENTE: Elaboración propia en base a datos técnicos de PDVSA e informe final Pozo SBL X-3D
5.3. Justificacion Operacional. El proyecto es viable operacionalmente ya k el diseño debe de estar bajo normas de la área de producción petrolera. No existen barreras para la realización del proyecto, ya que el área de aplicación geográfica del pozo SBL 9 no es una área protegida. Si no por lo contrario es un área catalogada como zona tradicional en la industria hidrocarburifera .
MARCO TEORICO. Cementación La cementación es un proceso que consiste en colocar una lechada de cemento en el espacio anular formando entre las formaciones que se han perforado y la cañeria (Casing), que se instala en un pozo para producir petróleo, gas y/o agua. .Objetivo de la cementación.
Aislar zonas para evitar la contaminación de las zonas productivas, y para diferenciar la producción de las distintas zonas productoras.
Proteger el casing de la corrocion.
Soportar los esfuerzos producidos por la re perforación cuando se desea profundizar el pozo o durante el cañoneo para la producción.
FIGURA 2: PROBLEMAS CASING TRAMO (4194 - 5200m)
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 6.3. Tuberias de revestimiento.
Casing condu ctor 40” a 1500ft (12 a 450m).
Casing de superficie 100” a 5500ft (30 a 1650m).
Casing intermedio 4000 a 1600ft (1200 a 4800m).
Casing de production 5000 a 2000ft (1500 a 6000m).
FIGURA 3:Tuberias de revestimiento
Fuente: Mediante interneet DISPOSITIVOS, HERRAMIENTAS, Y EQUIPOS PARA CEMENTACIÓN. Cabezas de Cementación. Se colocan en la parte superior del último casing instalado en el pozo, y su función es alojar los tapones de goma que se enviaran durante el bombeo y desplazamiento de la lechada, por medio de un manifold de válvulas. Se fabrican de diferentes configuraciones para uno o dos tapones y distintos sistemas de roscado o acople rápido (quick latch).
Figura 4: Cabeza de Cementación
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001
Zapatos Guías Se utilizan para guiar el casing cuando se baja en el pozo abierto y evitar derrumbes. Están instalados en el extremo inferior del primer casing que se baja al pozo.
Figura 5: Zapato G uí a
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 Collares Flotadores Se utilizan para evitar el retorno del cemento una vez que el mismo ha sido ubicado en el espacio anular, y para asiento de los tapones de goma. Se instalan una o dos tramos por encima del zapato, hacia la superficie
Figura 6: Collar F lotador
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 Tapones de Goma Generalmente se utilizan dos: uno inferior o fusible y otro superior o de cierre. La función principal es separar físicamente los fluidos que se envían al pozo a través del casing y hacia el espacio anular y limpiar los residuos de los fluidos que se encuentran en las paredes del casing.
Figura 7: Tapones de G oma
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 Centralizadores El objetivo de su aplicación es el de centralizar el casing en el espacio anular para lograr una distribución uniforme del cemento alrededor del pozo, evitar zonas sin cemento y lodos no removidos.
Se construyen dos tipos de centralizadores; de arco flexible y rígido. Los centralizadores de arco flexible tienen una gran habilidad de mejorar el standoff donde el pozo ha sido ensanchado. Los de tipo rígido brindan un standoff positivo mayor donde el hueco se encuentra en calibre.
Figura 8: Centralizador
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 Raspadores ó Limpiadores Se colocan en la parte exterior del casing y su función es eliminar el revoque grueso dejado en las paredes del pozo por el lodo de perforación, se construyen del tipo “r otativo” y “reciproco” para aplicarlos cuando se utilizan las buenas prácticas de rotar o reciprocar el casing durante el desplazamiento de la lechada.
Figura 9: Raspadores ó Limpiadores
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001
CENTRALIZACIÓN DE LA TUBERÍA Stand off .- es el porcentaje que representa el espacio anular con buena
centralización de la tubería respecto al hoyo. Eficiencia de desplazamiento.- indica el porcentaje de espacio anular cementado
en relación al espacio anular total. En la Figura 1.26 observamos la forma de obtener el valor del stand off, que es la relación de C, para el radio del hueco A menos el radio de la tubería B, y la eficiencia de desplazamiento es igual a la relación de áreas entre la cementada y la del anular.
Figura 10 Definición de stand off y eficiencia de desplazamiento
Fuente: Primary Cementing Best Practices, Haliburton 2002
Un ejemplo de esto ha sido estudiado para un caso específico de cementación en donde se tiene un lodo de 16.7 lb/gal, una lechada de cemento de 16.7 lb/gal y una rata de flujo de 7 bpm, de donde se obtuvo los siguientes resultados:
Tabla 2 Centralización de tuber ía
Stand off
Desplazamiento (%)
17
45
35
77
60
88
72
97
Fuente: Primary Cementing Best Practices, Halliburton 2002 La centralización de la tubería es muy importante, en especial en la zona de interés, en donde se requiere un buen desplazamiento del lodo y una buena eficiencia de desplazamiento (95% en adelante); mientras menor sea el standoff, menor será la eficiencia del desplazamiento (figura 1.27) y en muchos de los casos se podrá experimentar el efecto de péndulo (figura 1.28).
Figura 11 Porcentaje de Stand Off
Figura 11.1 Efecto de péndulo en la tubería
Standoff: 60%
Standoff: 15%
Fuente: Primary Cementing Best Practices, Halliburton 2002
Figura 11.2 Tubería centralizada
Fuente: Primary Cementing Best Practices, Halliburton 2002
6.5 Clasificación de los cementos. El American Petroleum Institute (API) ha identificado nueve tipos de cementos de acuerdo a su composición química y propiedades físicas, y estos son:
API Clase A y B .
API Clase C.
API Clase D, E y F.
API Clase G y H
API Clase J
CEMENTO CLASE A Diseñado para utilizarlo hasta una profundidad de 6000 ft, con temperaturas de hasta 170°F, donde no se requieran propiedades especiales y las condiciones del pozo lo permiten. No brinda ninguna resistencia a los sulfatos.
CEMENTO CLASE B Diseñado para emplearse hasta una profundidad de 6000 ft, con temperaturas de hasta 170°F, donde no se requieran propiedades especiales y las condiciones del pozo lo permiten, Brinda una moderada resistencia a los sulfatos.
CEMENTO CLASE C Se emplea hasta una profundidad de 6000ft, con temperaturas de hasta 170°F, puede emplearse donde se requiere alta resistencia a la compresión temprana; genera una moderada y alta resistencia a los sulfatos.
CEMENTO CLASE D Es empleado hasta una profundidad de 12000 ft, con temperaturas entre 170°F y 230°F, y puede soportar una presión moderada. Tiene una moderada y alta resistencia a los sulfatos.
CEMENTO CLASE E Y F
Este cemento se emplea en profundidades entre 14000 ft y 16000 ft, con temperaturas entre 170°F Y 230°F, puede soportar al tas presiones. Genera una moderada y alta resistencia a los sulfatos.
CEMENTOS CLASE G Y H Comúnmente conocidos como cementos petroleros, pueden emplearse desde la superficie hasta profundidades de 10000 ft, tal como se fabrican; y pueden modificarse con aceleradores y retardadores para usarlos en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura. En cuanto a su composición química son similares al cemento API Clase B. Están fabricados con especificaciones más rigurosas tanto físicas como químicas, por ello son productos más uniformes.
CEMENTO CLASE J Se quedó en fase de experimentación y fue diseñado para usarse a temperatura estática de 351°F de 16.000 ft de profundidad, sin necesidad del empleo de harina sílica, que evite la regresión de la resistencia a la compresión. En la tabla 1.4 se detalla propiedades importantes de los cementos API de acuerdo a su clasificación.
OTROS TIPOS DE CEMENTOS Además en la industria petrolera existen otros tipos de cementos como son: Cemento Standard.-
tiene características similares a los
cementos API
clases A y B, sin embargo este cemento puede no reunir especificaciones API como los de clase A o B.
Cemento Premium.- tiene características similares a los cementos API clases
G y H, sin embargo este cemento puede no reunir especificaciones API como los de clase G o H. Cemento Premium Plus.- tiene características similares a los
cementos API
clase C, sin embargo este cemento puede no reunir especificaciones API como los de clase C. Cemento Dyckerhoff.- El cemento
especial
Dyckerhoff es un cemento tipo G,
usado ampliamente para la cementación de pozos petroleros.
Disponible en moderada y alta resistencia a los sulfatos. Este no contiene sulfato de calcio y/o agua mezclada con el clinker. Las lechadas de cemento Dyckerhoff tienen un requerimiento de agua del 44%. El cemento Dyckerhoff se encuentra disponible en bulks o es sacos de 94 lb. Tiene una PH de 12.4, gravedad especifica de 3.15 y una densidad de 94 lb/ft3.
Tabla 3 Clasificación API del Cemento
Clase de
Requerimiento de
Densidad de
Profundidad
Temperatura
Cemento
agua (gal/sk)
la mezcla
recomendada
estática (ºF)
A
5,2
15,6
6.000
B
5,2
15,6
6.000
60-170 60-170
C
6,3
14,8
6.000
60-170
D
4,3
16,4
12.000
170-230
E
4,3
16,4
14.000
170-230
F
4,3
16,4
16.000
230-320
G
5,0
15,8
10.000
60-200
H
4,3
16,4
10.000
60-200
-
16.000
J
-
351
Fuente: Cementing 1, Halliburton, 2001 PROPIEDADES FÍSICAS DE LOS CEMENTOS Las propiedades de los cementos usados en diferentes campos de petróleos varían de acuerdo a los siguientes factores: Ubicación geográfica Condiciones del fondo del pozo Tipo de trabajo de cementación Tipo de lechada Las propiedades del cemento pueden ser modificadas mediante la utilización de aditivos y así cumplir los requerimientos para realizar un trabajo en particular.
Los cementos de clasificación API tienen propiedades físicas específicas para cada clase de cemento, mismas que básicamente definen sus características. Las principales propiedades físicas de los cementos son:
Ge = GRAVEDAD ESPECÍFICA Denota el peso por unidad de volumen, sin tomar en consideración otros materiales, tales como el aire o el agua; es decir, el peso de los granos de cemento específicamente; sus unidades son gr/cm3, kg/It y ton/m3.
PV= PESO VOLUMÉTRICO Denota el volumen por unidad de masa. Se toma en consideración el aire contenido entre los granos de cemento; sus unidades son gr/cm3, kg/It y ton/m3.
FINEZA DE LOS GRANOS DE CEMENTO Indica el tamaño de los granos del cemento. Su mayor influencia se da sobre el requerimiento de agua para la preparación de la lechada. Esta característica es un factor determinante, pero no único, para la clasificación de los cementos. Sus unidades
son cm2/gr, m2/kg. Representa el área expuesta al contacto con el agua y se determina como una función de permeabilidad al aire.
DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE PARTÍCULA Indica la eficiencia con la que se llevó a cabo la selección, la molienda y el resto del proceso de fabricación sobre la homogeneización de los materiales crudos molidos.
TAMAÑO PROMEDIO DE PARTÍCULAS Es el tamaño de grano que ocupa el 50% de un peso determinado de cemento, dentro de la gama de tamaños de grano que integran el cemento.
REQUERIMIENTO DE AGUA NORMAL Es el agua necesaria para la lechada con cemento solo. Debe dar 11 unidades de consistencia Bourden (Bc) a los 20 minutos de agitarse en el consistómetro de presión atmosférica a temperatura ambiente; se expresa en por ciento por peso de cemento.
REQUERIMIENTO DE AGUA MÍNIMA Denota el agua necesaria para la lechada de cemento. Debe dar 30 Bc a los 20 minutos de agitarse en el consistómetro de presión atmosférica a temperatura ambiente; se expresa en por ciento por peso de cemento.
DENSIDAD DE LA LECHADA Es la relación entre la masa de la lechada de cemento y su volumen, y está en función de la cantidad de agua requerida. Sus unidades son gr/cm3, lbs/gal, ton/m3. 6.6 ANALICIS DE PROPIEDADES MECANICAS.
FORMAS EN LAS QUE FALLA EL CEMENTO
Para que el recubrimiento de cemento garantice un buen aislamiento zonal se deben considerar las condiciones siguientes:
Agrietamiento
del
revestimiento
de
cemento.
Cizallamiento del cemento por esfuerzos compresivos.
La adherencia entre la formación y el cemento tanto como entre el cemento y el casing deben permanecer intactas.
El revestimiento de cemento debe mantener su integridad.
La integridad del cemento puede ser evaluada desde que la lechada de cemento es bombeada en el anular a través de varios eventos que ocurren en la vida del útil del pozo. Ejemplos de estos eventos pueden ser: 1. Hidratación de la lechada de cemento. 2. Cambio de fluidos en el pozo. 3. Pruebas de presión en el casing. 4. Completación y pruebas iniciales. 5. Producción/Inyección. Es recomendable que el nivel de esfuerzo del material se mantenga por debajo del límite de resistencia
para reducir fallas por fatiga, entonces, la fatiga en cementos
pueden ser reducidas diseñando un cemento que tenga una capacidad remanente significativa. Las fallas en el recubrimiento de cemento son usualmente causadas por la presión o la temperatura inducida por los esfuerzos durante las operaciones en los pozos. Bajo estas condiciones, el cemento puede experimentar una o más formas de falla: Agrietamiento, cizallamiento, despegadura o deformación plástica. El cemento puede agrietarse si los esfuerzos radial o tangencial son mayores que la resistencia a la tensión, ejemplos de eventos que pueden causar el agrietamiento del cemento
son la hidratación del cemento (reducción de volumen) y pruebas de
presión del casing, cuando éste se expande y el esfuerzo tangencial en el cemento excede la resistencia a la tensión. En este caso el(los) agrietamiento(s) en el cemento son radiales y podrían propagarse desde la interfaz casing-cemento, Figura 2.11 A. Las fallas de corte (cizallamiento) por esfuerzos compresivos en el cemento son debido a las amplias diferencias de los principales esfuerzos (radiales/tangenciales). Estas pueden ser causadas por
decrecimiento de la naturaleza compresiva del
esfuerzo tangencial, por ejemplo durante el encogimiento de la lechada de cemento. Esto también puede ser causado por un incremento en la naturaleza compresiva de los esfuerzos radiales, por ejemplo durante la expansión del casing.
Figura 12: Agrietamiento Radial
Figura 12.1 Cizallamiento por
compresión
Fuente: Documento técnico, Análisis Well Life, Hallibur ton El revestimiento de cemento podría despegarse en dos diferentes formas: Despegadura de la interfaz roca-cemento, Figura 12 Despegadura de la interfaz cemento-casing, Figura 12.1.
Las despegaduras de las interfaces pueden producir la migración vertical de fluidos. La magnitud de la migración de fluidos puede ser estimada por la presión diferencial, las propiedades de los fluidos y el ancho de los micro anulares creados. Incluso si el flujo de fluidos no es alto en el inicio, cualquier influencia química de los fluidos en el cemento deben ser considerados en la decisión.
Figura 12.2: Despegadura en la interfaz roca-cemento
Fuente: Documento técnico, Análisis Well Life, Hallibur ton Figura 12.3 Despegadura en la interfaz cemento-casing
Fuente: Documento técnico, Análisis Well Life, Hallibur ton
7. APLICACIÓN PRÁCTICA Para cumplir con el objetivo general se debe plantear objetivos específicos con sus respectivas actividades como se muestra en la siguiente tabla: Tabla 4 Acciones de la I nvestigación OBJETIVOS ESPECÍFICOS
ACTIVIDADES
- Recopilar información de los parámetros petrofísicos que intervienen en la producción
Evaluar la información de los del pozo Sabalo-9 Huamampampa. parámetros de la perforación del tramo
la
formación
la - Analizar las características geológicas de las formaciones huamampampa del pozo Sabaloformación Huamampampa para 9. establecer las condiciones mínimas de 4194-5200
del
pozo
Sabalo-9
- Seleccionar la información de la producción aplicación de cementación por el sistema del pozo Sabalo-9 de la formación
Huamampampa para identificar comportamiento histórico.
de Well Life,
Establecer las técnicas mínimas para
el
- Obtener datos técnicos de la profundidad, temperatura y presión estimada del pozo. -Adquirir los datos técnicos del cemento
realizar los cálculos respectivos del mediante el sistema Well Life y del cemento proceso de cementación por el sistema convencional a utilizar. Well
Life
en
la
formación -Seleccionar las características del pozo Sabalo-9 a cementar por el sistema Well Huamampampa del pozo Sabalo 9. Life.
Realizar
la
Simulacion
del
- Obtener los datos necesarios para el Software Well Life. - Introducir los datos al simulador para ejecutar
procedimiento de la aplicación de el sistema del Well Life. cemntacion por el sistema Well Life del
- Generar la simulación del sistema Well Life
tramo 4194-5200 del pozo Sabalo-9 del pozo Sabalo-9 Huamampampa para utilizando es softward WELL LIFE resultados obtenidos.
la formación analizar los
Fuente: Elaboración propia
MATRIZ MARCO LÓGICO Resumen narrativo de objetivos FIN: La finaldad del presente proyecto es realizar una propuesta que permita aislar del sistema Well
Life del pozo Sabalo-9
Indicadores objetivamente verificables
Medios de verificación
El incremento de la producción de agua en el pozo Sabalo – 9 que se verificara en los caudales de producción.
Historial de producción de pozo
Incremento de la producción de agua en el pozo sábalo - 9
Informes de riesgos PLT de las formaciones productoras huamampampa.
huamampampa…….?
Proponer la aplicación de cementación por el sistema Well Life para aislar el ingreso de agua execesiva en el pozo sábalo – 9 de la formación huamampampa .
-Falta de acceso a la informacion del historial de producción. -Ausencia de bibliografía y datos para la cementación por el sistema Well Life.
de las formaciones productoras Propósito:
Supuestos
-Ausencia de datos teóricos para la cementación por el sistema Well Life. -Falta de conocimiento.
Componentes: Evaluar la información de los parámetros de la cementación de la perforación en el pozo Sabalo – 9 en el tramo 4194-5200 de la formación Huamampampa.
-Historial de producción del pozo sábalo – 9. -Características de las formación Huamampampa.
-presentacion de tablas y graficas. -informe petrofísicos de las formación Huamampampa.
-Falta de informacio y registros de presión y temperatura.
Eatablecer las técnicas minimas para realizar los cálculos respectivos del proceso de cementación por el sistema Well LIfe del tramo 4194-5200 del pozo sábalo-9.
Temperatura elevada conforme a la profundidad del sistema Well Life
-Analiisis petrofísicos de la formación Huamampampa.
Ausencia de datos técnicos del pozo sábalo -9
Realizar la simulación del procedimiento de la aplicación de cementación por el sistema Well LIfe para el tramo 4194-5200 de la formación Huamampampa utikizando el Softwar Well LIfe.
Analisis comparativo en función a los parámetros estudiados por la cementación.
Trabajos y análisis de la cementación en la formación.
Falta de equipo y material.
-Informacion de comportamiento en fondo de pozo.
-Datos errados
Actividades
- Recopilar información de los parámetros petrofísicos que intervienen en la producción del pozo
Sabalo-9 la formación Huamampampa. Analizar características geológicas de formaciones huamampampa
pozo Sabalo-9.
las las Determinar la presión estimada del
del pozo.
- Seleccionar la información de la producción del pozo
Sabalo-9 de la formación Huamampampa para identificar el comportamiento histórico. - Obtener datos técnicos de la profundidad, temperatura y presión
-determinar el origen -Porcentaje de la del agua. producción de agua. -determinar la producción de gaz del pozo Sabalo – 9.
-Historial de producción de gas.
-Informes de baja fiabilidad o de mala elaboración.
estimada del pozo. -Adquirir los datos técnicos del cemento mediante el sistema Well Life y del cemento convencional a utilizar. -Seleccionar las características del pozo
Sabalo-9 a cementar por el sistema Well Life. - Obtener los datos necesarios para el Software Well Life. - Introducir los datos al simulador para ejecutar el sistema del Well Life. - Generar la simulación del sistema Well Life
del pozo Sabalo-9 la formación Huamampampa para analizar los resultados obtenidos.
METODOLOGÍA Y HERRAMIENTAS Metodología Para lograr desarrollar una metodología adecuada es muy importante que los datos informativos sean lo más precisos posible, lo cual nos ayudará a elaborar una metodología concreta.
Métodos de investigación Investigación descriptiva
Para el presente proyecto se detallará la aplicación del sistema Well Life para la cementacion primaria.
Investigación explicativa Mediante esta investigación explicaremos la aplicación del sistema Well LIfede la cementacion primaria de la formación Huamampampa tramo (4194 – 5200) m, del pozo Sabalo-9, para la adeherencia del agritamiento de las paredes del pozo.
Investigación documental Nos servirá para analizar la los atributos de la utilización del sistema Well Life disminución de tiempo y costo en la perforación.
Técnicas de investigación Técnicas Las técnicas son los procedimientos e instrumentos que utilizamos para acceder al conocimiento. Encuestas, entrevistas, observaciones y todo lo que se deriva de ellas. La técnica con la que se trabajara en el presente perfil de proyecto es la técnica bibliográfica y documental a través de la consulta de libros, revistas, proyectos de grado, por información proporcionada por Y.P.F.B, la empresa Petrobras, la formación Huamampampa, información sobre el tramo (4194 – 5200) m del pozo Sabalo-9 y entrevistas a profesionales conocedores sobre el tema.
Los métodos de investigación que se utilizaran en el presente proyecto son de recopilación de información mediante observación directa y se procederá a recopilar la información necesaria para la elaboración del mismo.
ALCANCE Y APORTES DEL TEMA Alcance El proyecto está delimitado en alcance temático, geográfico y temporal.
Alcance Temático Las materias que se pretenden abarcar para el desarrollo del presente proyecto son explícitamente: perforación y fluidos de perforación.
Alcance Geográfico La propuesta del presente proyecto estará enfocado en formación Huamampampa tramo (4194 – 5200) m, del pozo Sabalo-9. .
Aporte del tema Mediante la implementación del presente proyecto se demostrara que con la aplicación de fluido base polímeros en la perforación del tramo 3237 – 4159 m, del pozo SBL-X3D, se podrá reducir el tiempo y costo de perforación, evitando realizar tratamiento al cutin de perforación debido a que los fluidos base aceite son muy contaminantes, este tipo de fluidos ya fue aplicado en diferentes pozos del mundo con resultados óptimos.
BIBLIOGRAFÍA.
CAIL GATLIN 1960. PRENTICE HALLS INC. EGLEWAS CLIPES N.Y “PETROLEUM Engineering Drilling And Well Completation Department of P.E. the University of Texas. 1982
