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Cementacion remedial de pozos - cementaciÓn de pozos petroleros, cementaciÓn forzada o remedial



INTRODUCCIÓN
La cementación tiene una gran importancia en la vida del pozo, ya que los trabajos de una buena completación dependen directamente de una buena cementación.
El programa de cementación debe diseñarse para obtener una buena cementación primaria. El trabajo debe aislar y prevenir la comunicación entre las formaciones cementadas así como entre el hoyo abierto y las formaciones superficiales detrás del revestidor. Debe considerarse el no fracturar alrededor de la zapata del conductor o de la sarta de superficie durante las subsiguientes operaciones de perforación o cuando se corren las otras sartas de revestimiento.
Es el proceso que consiste en inyectar cemento a presión a través de disparos en la tubería de revestimiento al espacio anular. Esta es una medida para remediar una cementación primaria defectuosa


La Cementación Remedial tiene varias aplicaciones entre las más comunes se tiene:
Reparar un trabajo de cementación primaria fallida debido a canalización de lodo o una altura de cemento insuficiente en el espacio anular.
Eliminar la intrusión de agua proveniente de arriba, debajo o dentro de la zona productora de hidrocarburos.
Reducir la relación gas petróleo de producción a través del aislamiento de la zona de gas del intervalo de petróleo adyacente.
Reparar tuberías fracturadas debido a corrosión o fallas por ruptura.
Abandonar una zona no productiva o depletada.
Sellar zonas de pérdida de circulación.
Prevenir la migración vertical de los fluidos del reservorio dentro de las zonasproductor
Capitulo 1. CEMENTACIÓN DE POZOS PETROLEROS.
En este capítulo se describen de manera general las operaciones de cementación que se efectúan en los pozos petroleros.
1.1 CEMENTACIONES: CLASIFICACIÓN.
En la industria petrolera, la cementación de pozos es el proceso mediante el cual se coloca una lechada de cemento en el espacio anular formado entre las formaciones que se han perforado y la tubería de revestimiento de produción “casing”. En muchas ocasiones este trabajo consiste en una simple operación donde se bombea cemento por el fondo de la tubería de revestimiento a través del zapato guía y por el respectivo espacio anular hasta sellar las formaciones las interés.
De acuerdo a los objetivos que se persiguen, la cementación de pozos se clasifica en los siguientes tipos:
* Cementación primaria.


* Cementación forzada o remedial.
* Tapones de cemento.
Cementación Primária: Descripción y Objetivos.
La cementación primaria es el proceso que se realiza una vez finalizada la fase de perforación y consiste en bombear cemento hacia el espacio anular comprendido entre las paredes de la(s) formacion(es) perforada(s) y el diametro externo de la tuberia de revestimiento corrida en el pozo (“casing” de producción), en una longitud que cubra hasta el espesor de la formación productiva mas superior.


GRAFICA 1.1: CEMENTACION PRIMARIA.
En la actualidad existen varias técnicas de cementación primaria y la selección de cual es la más acertada a usar depende de varios factores. Acontinuación se indican las técnicas de cementación primaria más comunes.
* Cementación en una etapa.
* Cementación en doble etapa.
* Cementación de Liner.
* Objetivos de la cementación primaria.
Los principales son:
* Proporcionar aislamiento a las formaciones productivas, entre ellas y de posibles acuíferos.
* Fijar la tubería de revestimento dentro del pozo.
* Prevenir la corrosión de la tubería de revestimiento mediante la aplicación de la técnica de doble etapa.
* Evitar derrumbes en las zonas de formaciones no consolidadas.
* Prevenir la migración vertical de los fluidos del yacimientos entre las zonas productoras.
* Evitar surgencias sin control debido a la presencia de altas presiónes detrás del revestimiento.
Cementación Forzada o Remedial (“Squezze”): Descripción, Ojetivos y Aplicabilidad.
Es el proceso que conciste en inyectar cemento a presión a través de disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio anular. El propósito de esta técnica es corregir una mala cementación primaria detectada por medio del respectivo registro eléctrico para control de la calidad de cementación.
* Objetivos de las Cementaciones Forzadas
Los principales son:
* Corregir un mal trabajo de cementación primaria debido a canalización de fluidos o a una altura insuficiente de cemento en el espacio anular.
* Mejorar el sello de cemento entre dos zonas productivas.
* Reducir o eliminar la intrusión de agua y/o gas al intervalo productor.
* Sellar total oparcialmente un intervalo que se seleccionó incorrectamente.

Aplicabilidad de la Cementación Remedial.
La aplicación de la cementación remedial ha incrementado considerablemente en los últimos tiempos, debido a que se tiene un mejor entendimiento de la mecánica de fractura de la roca y de las propiedades de filtrado de las lechadas de cemento. Las cementaciones remediales tienen utilidad en los siguientes casos:
1. Controlar alto GOR: Aislando la zona productora de gas, se conserva la energía del yacimiento.
2. Controlar excesiva producción de agua o gas: estos fluidos pueden ser aislados de la arena productora para disminuir la relación agua/petroleo o gas/petroleo, evitando futuras conificaciones.
3. Reparar fallas o roturas en la tubería de revestimiento: el cemento puede ser forzado a través de los huecos generados por la corrosión en el “Casing”.
4. Sellar zonas ladronas o zonas de pérdida de circulación.
5. Proteger contra la migración de fluido dentro de una zona productora.
6. Asilar zonas permanentemente. En pozos donde existen varias zonas potencialmente productoras, se deja producir una primero para posteriormente aislarla y empezar a producir otra.
7. Prevenir migración de fluidos de zonas o pozos abandonados: se aplica para abandono de pozo, sellar o taponar zonas productoras depletadas o completadas a hueco abierto.
Tapones de cemento: Descripción y objetivos.
Consiste en colocar un cierto volumen de lechada de cemento en el pozo para cumplir los siguientes objetivos:
*Resolver un problema de pérdida de circulación durante la perforación.
* Desviar la trayectoria del pozo arriba de un pescado o para iniciar la perforación direccional.
* Taponar una determinda zona o el pozo.
* Proporcionar un marrre en la prueba del pozo.

1.2 CEMENTO: GENERALIDADES.
El cemento es una mezcla compleja de caliza, sílice, hierro y arcilla, molidos y calcinados, que al entrar en contacto con el agua forma un cuerpo sólido. De los cementos conocidos, el Portland es el más importante en cuanto a términos de calidad. Es el material idóneo para las operaciones de cementación de pozos por ser el ejemplo típico de un cemento hidráulico que fragua y desarrolla resistencias a la compresión como resultado de la hidratación, proceso que involucra reacciones químicas entre el agua y los componentes presentes en el cemento.


El fraguado y posterior endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de cemento y agua se deja estática al aire, también se presenta si la mezcla se coloca en agua. El desarrollo de la resistencia es predecible, uniforme y relativamente rápido. El cemento fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de tal forma que este fluido no afecta sus propiedades.
Procesos básicos del Cemento.
Existen dos procesos básicos a los cuales esta sometido el cemento.
Hidratación.
Se presenta cuando ocurre una reacción química en la lechada de cemento que provoca el bloqueo del agua dentro del cemento, siendo similar a lo que generalmente se observa en la industria de laconstrucción. Como el cemento se bombea en el pozo debe tener más agua que la requerida para desarrollar óptima resistencia de compresión.
Deshidratación.
Cuando el cemento se deshidrata, físicamente las moléculas de agua salen de la lechada de cemento formándose el respectivo tapón. Este proceso ocurre cuando el cemento soporta un diferencial de presión contra un medio permeable y el agua es forzada dentro de este, que para nuestro caso sería el espacio poroso de la roca, concentrándose el material de cemento restante en la cara de la formación. La tasa de deshidratación de la lechada de cemento, es cuantificada mediante las pruebas de perdida de filtrado.
La diferencia entre ambos procesos mencionados es que el cemento deshidratado desarrolla resistencia a la compresión mucho más rápido que un cemento hidratado.
Tipos de Cemento mas Comunes en la Industria Petrolera.
Los principales son:
* Clase A: Es el tipo generalmente utilizado en trabajos para cementación de “casing” superficial.
* Clase G y H: Conocidos como cementos petroleros. Son básicos para emplearse desde superficie hasta 10000 pies. Pueden modificarse con aceleradores y retardadores para aplicarlo en un amplio rango de condiciones de presión y temperatura.
A continuación se presenta la Tabla 1.1. con las diferentes clases de cemento y sus principales propiedades.
Clase API | Agua de Mezcla (gl/sx) | Densidad de Lechada (lb/gal) | Profundidad (pies) | Temperatura de fondo (sF) |
A (Portland) | 5,2 | 15,6 | 0 - 6000 | 80 – 170 |B (Portland) | 5,2 | 15,6 | 0 - 6000 | 80 – 170 |
C | 6,3 | 14,8 | 0 - 6000 | 80 – 170 |
(Alta Temprana) | | | | |
D (Retardada) | 4,3 | 16,4 | 6000 - 10000 | 170 – 230 |
E (California Básico) | 4,3 | 16,4 | 6000 - 10000 | 170 – 230 |
F | 4,3 | 16,4 | 10000 - 16000 | 230 – 320 |
G | 5 | 15,8 | 0 - 8000 | 80 – 200 |
H | 4,3 | 16,4 | 0 - 8000 | 80 – 200 |

TABLA 1.1. CLASES DE CEMENTO Y SUS PROPIEDADES.

Aditivos del Cemento.
Todas las mezclas agua-cemento utilizadas en la industria petrolera, contienen aditivos para modificar algunas de sus propiedades.
Los aditivos permiten variar la densidad de la mezcla, la resistencia a la compresión, el tiempo de fraguado, controlar la filtración y reducir la viscosidad.
Aceleradores.
Son productos químicos que reducen el tiempo de fraguado de los sistemas de cemento, incrementando la velocidad de desarrollo de resistencia compresiva.
* Aceleradores de fraguado
Generalmente trabajan para disminuir el tiempo de espesamiento y desarrollar resistencia compresiva en corto tiempo. Hay tres tipos básicos de acelerantes:
1. Cloruro de calcio.
2. Cloruro de sodio.
3. Agua de mar.
* Retardadores.
Son productos químicos que prolongan el tiempo de fraguado de los sistemas de cemento.
Algunos retardadores de fraguado son:
* Cloruro de Sodio: Buen retardador cuando el agua de mezcla está saturada de sal.
* Lignosulfonatos: Son compuestos químicos derivados de la pulpa de madera y se usan en un rango de 0.1 a 1.5% BWOC.
*Derivados de Celulosa: su principal función es controlar la pérdida de fluidos, por lo cual mantienen una proporción constante de agua y sólidos en las lechadas de cemento.
Extendedores.
Son materiales que disminuyen la densidad de los sistemas de cemento y/o reducen la cantidad de cemento por unidad de volumen del producto fraguado.
Aumentan el rendimiento de la lechada (pies cúbicos de lechada por saco de cemento) y por tanto disminuyen el costo general.
Se clasifican en:
* Base de agua: Arcillas, extendedores químicos (Bentonita).
* Agregados de bajo Peso: Pozzolans, Gilsonita, Perlita expandida.
* Sistemas Ultra-Livianos: Nitrógeno, microesferas Litefil.
Densificantes.
Se utilizan para Incrementar la densidad de los sistemas del cemento.
Dispersantes.
Son químicos que reducen la viscosidad de las lechadas de cemento. Ayudan a mantener una distribución uniforme de los componentes en la lechada, lo que da por resultado mantener las propiedades de flujo. Se usan para:
1 Inducir flujo turbulento.
2 Reducir el contenido de agua y así aumentar la resistencia compresiva de la lechada.
* Controlar la pérdida de fluidos.
Controladores de filtrado y de circulación
Los de filtrado controlan la pérdida de la fase acuosa de los sistemas de cemento, frente a zonas permeables. Los de cilculacion controlan la pérdida de cemento hacia zonas permeables de la formación o fracturas.
Aditivos especiales
Es la miscelánea de aditivos complementarios para la cementación, tales como antiespumantes,controladores de la regresión de la resistencia compresiva, etc. Tiene aplicación para:
* Corregir anomalías en la tubería de revestimiento.
* Abandonar una zona no productiva o depletada.

CEMENTACIÓN FORZADA O REMEDIAL (“SQUEZZE”).
INTRODUCCIÓN.
Cementación forzada es el nombre que se le da a la operación efectuada por una unidad de alta presión, donde las presiones alcanzadas son relativamente altas para inyectar el cemento a la formación, a través de los orificios de los disparos efectuados en el interior de la tubería de revestimiento. Utilizando para ello, una herramienta cementadora recuperable el retenedor de cemento con su herramienta soltadora.
Es probable que la mayoría de cementaciones remédiales se realicen para reparar una  cementación primaria defectuosa. En estos casos una reparación exitosa se hace tan  crítica como la cementación original. En otras aplicaciones, como el abandono, la  integridad del cemento también puede ser de primordial importancia.
Cementación remedial es cualquier práctica de cementación ejecutada en un pozo y que no forma parte de la cementación primaria. La reparación inmediata de una pobre cementación primaria de un “casing” o de un “liner” también se incluye dentro de cementación remedial.
OBJETIVOS.
El proceso de aislamiento de zonas intermedias normalmente es una operación donde la lechada de cemento es forzada bajo presión en un punto específico del pozo. Sus aplicaciones incluyen el aislamiento de agua o gas de la formación productora,recompletamiento de un intervalo depletado o no deseado, reparación del “casing” o de una falla de la tubería y de un mal trabajo de cementación primaria.
Estudios de laboratorio combinado con prácticas de campo han clasificado las técnicas de cementación forzada en dos: forzamiento a alta y a baja presión, debido a la diferencia de presión que se aplica cuando el cemento entre en contacto con la formación.
Los principales objetivos son:
* Reparar un trabajo de cementación primaria fallida debido a canalización del lodo o a una altura insuficiente de cemento en el espacio anular.
* Eliminar la intrusión de agua proveniente de formaciones adyacentes a las zonas productoras de hidrocarburos.
* Reducir la relación gas-petróleo de producción a través del aislamiento de la zona de gas del intervalo adyacente de petróleo.
* Reparar rotura de tuberías debido a corrosión o fallas por fatiga.
* Abandonar una zona no productiva o depletada.
* Sellar zonas de pérdida de circulación.
* Prevenir la migración vertical de los fluidos del yacimiento.

TIPOS.
Existen tres tipos de cementación remedial que se indican a continuación:
Reparación de huecos en el pozo.
Este tipo se caracteriza por llenar espacios vacíos relativamente pequeños en el pozo con cemento hasta alcanzar presión de “Squeeze” y formar el respectivo tapón. Limitado a espacios vacíos pequeños durante la perforación o a zonas productoras de arena que pueden crear cavernas las cuales no permiten que el cemento se deshidrate contra la formacióny por lo tanto no forme el tapón de cemento.

Reparación de la Cementación Primária.
Se refiere básicamente a la reparación de canales de cemento formados durante la cementación primaria. Cualquier corrección a un canal producido a través del tiempo por la erosión que ejerce el flujo de fluido ya sea en la formación o en el “Casing” e inclusive la reparación de un micro-ánulo, se encuentran dentro de esta categoría. Casi siempre se refiere a áreas anulares cercanas a la cara de la formación.
Reparación de la Formación.
Se caracteriza por grandes espacios vacíos o cavernas que se presentan detrás del hueco revestido, incluyendo fracturas naturales o inducidas, intervalos erosionados o de grandes producciones de arena. En estas situaciones es posible que no se pueda formar un tapón deshidratado de cemento y por tanto va a existir comunicación entre el hueco y la formación. El problema puede ser muy grande y por lo que es difícil estimar la cantidad de cemento necesaria para llenar el espacio vacío.

TÉCNICAS.
Las técnicas aplicadas en estos trabajos son generalmente conocidas por las preciones altas y bajas requeridas, al igual que por el tipo de empacadura a ser utilizadas. Dependiendo de estas herramientas sera posible o no incrementar la presión hasta alcanzar las exigencias del problema que se trata de reparar
Cementación forzada a alta presión.
Es obligatoria cuando las perforaciones presentan costra del filtrado de lodo “Mud Cake” en el momento de la operación. En la práctica significa que unacementación forzada a alta presión se planifica si el fluido de “Workover” forma costra de lodo en la cara de la formación. La alta presión es necesária para fracturar la formación a aislar y la operación de fracturamiento remueve la costra de lodo de los perforados para que el cemento pueda entrar a la formación y deshidratarse contra ella. Cuando la fractura empieza se llena con cemento, evitando la entrada de fluidos. La cantidad de cemento desplazada hacia la formación está controlada por la tasa a la que fue inicialmente fracturada. La presión final de forzamiento es otro dato comúnmente reportado. Muchos supervisores de campo y gerentes de operación establecen como objetivo una presión final de forzamiento de 2.500 a 5.000 psi, sin embargo este valor no es una medida de cuanta presión positiva o de “drawdown” va a soportar el intervalo aislado. Cuando se alcanza la presión de forzamiento el cemento todavía se encuentra en forma plástica, sin embargo la configuración de los perforados actúan como válvulas tipo “check” para que el cemento pueda quedar en la cavidad de la perforación independiente de la dirección de la presión. La presión que puede soportar el cemento utilizado es generalmente mayor a la del “casing”.
Este tipo de operación requiere mezclar grandes volúmenes de cemento, usualmente de 100 a 500 sacos.


FIGURA 2.1. ESQUEMA DEL FLUIDO EN UN
“SQUEEZE” A ALTA PRESION.

Cementación forzada a baja presión.
Un trabajo de cementación remedial también se puede obtener mediante latécnica de baja presión. El filtrado de cemento se deposita en la cavidad de la perforación a presiones moderadas. Cuando la cavidad de la perforación está llena de cemento, la cara de la formación esta efectivamente aislada de las presiones dentro del pozo.
Esto ocurre debido a la baja permeabilidad de la costra de cemento que se forma debido a los controladores de filtrado. Numerosos trabajos de cementación forzada a baja presión han resultado con altas presiones de forzamiento.

FIGURA 2.2: ESQUEMA DEL FLUIDO EN UN
“SQUEEZE” A BAJA PRESION.:
MÉTODOS PARA CEMENTACIÓN REMEDIAL.
Existen varios métodos para el posicionamiento del cemento, “bullhead”, “bradenhead”, tapón balanceado, forzamiento en bloque y mediante “Coiled-Tubing”. En estos métodos existen dos puntos claves: Primero: obtener un cemento sin contaminar donde se desee colocar y segundo: una vez que el cemento esté en el sítio indicado, mantenerlo ahí hasta que frague. Mantener el cemento en su lugar se puede realizar con cualquier método de posicionamiento; sin embargo también es fundamental la presión que se aplica en el momento en que se realiza el trabajo, para decidir que método utilizar a fin de obtener los mejores resultados según la situación que se presente.
Método “Bradenhead” o tapón balanceado.
Es el método más aplicado para realizar una cementación forzada. Requiere el uso de tubería de producción o de trabajo sin el uso de “packers”. La presión de bombeo se incrementa cerrando los preventores o las válvulas de control enel cabezal después de que el cemento ha sido bombeado hacia el fondo de la sarta de cementación. Una cantidad predeterminada de cemento se mezcla y bombea hasta lograr una altura determinada dentro de la tubería de trabajo. Entonces la tubería es retirada a una altura promedio de 30 pies por encima de la lechada y se bombea el fluido desplazante hasta que se alcance la presión de forzamiento o hasta que se bombee una cantidad específica de fluido. Si continúa el bombeo, la lechada de cemento se mueve contra las zonas más débiles debido a que no puede circular por el anular ya que el pozo esta cerrado en superficie. Este método se aplica frecuentemente en pozos que requieran trabajos de cementación forzada, en tapones y en ocasiones para aislar zonas con pérdida de circulación parcial durante la perforación.
Cuando se realiza este tipo de trabajo los fluidos de la tubería son desplazados dentro de la formación por delante del cemento. En pozos profundos el cemento puede quedar a médio camino antes de que se cierre la válvula del “casing” en superfície. Por tanto la aplicabilidad de este tipo de cementación remedial es restringida.

HERRAMIENTAS DE REACONDICIONAMIENTO.
Unidad de bombeo para cementación.
Son unidades adecuadas para trabajos de: cementación, fracturamiento, cementación forzada, acidificación o cualquier otro trabajo relacionado con el bombeo. Estas unidades estan provistas de accesórios y conecciones capaces de soportar altas presiones.
Retenedor de cemento (“cement retainer”).
Heramienta quepuede ser bajada a su posición mediante cable o con tubería y su función es la de permitir bombear el cemento a la presión deseada (acoplado el “stinger”) y luego evitar el retorno del mismo.
Tapón puente (“bridge plug”).
Es conocido también como CIBP (“casing irretrievable bridge plug”), son tapones metálicos que se asientan mecánicamente con la tubería o eléctricamente mediante cable. Su proposito es aislar un intervalo inferior indeseable.
Tapones de cemento.
Se utilizan para separar la lechada de cementación del espaciador o de lodo, para prevenir la contaminación del cemento. El tapón de fondo tiene en su centro un delgado diafragma, cuado llega al collar flotador el diafragma se rompe al alcanzar una determinada presión. Normalmente se lanza antes del espaciador o del cemento. Los tapones son normalmente fabricados de goma pero el de tope es sólido (acero).
“Setting tool”.
Herramienta que permite acentar mecánicamente un retenedor de cemento o un tapón puente, maniobrando la tubería en superficie con rotación, tensión y aplicación de peso. Esta herramienta siempre baja acoplada inferiormente con el “stinger”.
“Stinger”.
Es una herramienta que en un “squeeze” es usada conjuntamente con el retenedor de cemento y va colocada en el interior de este. Puede ser bajada conjuntamente con el retenedor de cemento o mediante cable eléctrico una vez que el retenedor esté acentado en su posición. Su función es la de permitir que sa abra la válvula del retenedor de cemento.
Centralizadores.
Son de tipobisagra, de espiral o rígido. Ambos sirven para centralizar la tubería de revestimiento en el pozo dando las siguientes ventajas:
* Mejora la eficiencia del desplazamiento.
* Reduce el riesgo de diferencial de atrapamiento.
* Previene problemas de asentamiento.
* Reduce el arrastre en pozos direccionales.
Los centralizadores están acoplados a la tubería de revestimiento utilizando un mecanismo de bisagra, mientras que un collar sirve para colocarlos en posición. El espaciado y cantidad de centralizadores depende del ángulo del hueco y del espesor de las formaciones productivas. Los suplidores pueden proveer un programa óptimo para el uso de los espaciadores, utilizando el criterio recomendado por el API. Los centralizadores se distribuyen en las secciones críticas, de mayor ángulo, en la zapata y justo debajo del colgador, mientras que en el resto de la tubería de revestimiento se los coloca esporádicamente.
Raspadores.
Son cepillos de acero que van acoplados a la tubería de revestimiento y asegurados con collares. Utilizados para remover físicamente la costra de lodo e impurezas.
Cabezales de cementación.
Conectan la línea de descarga de la unidad de cementación hacia la parte superior de la tubería de revestimiento y permiten que los respectivos tapones sean cargados en la parte superior del cabezal de cementación.
Espaciadores.
Antes de bombear cualquier lechada, usualmente se bombearán una série de limpiadores espaciadores, incluyendo a base aceite, limpiadores detergentes, lododesperdicio, y una pastilla viscosa. El propósito de los espaciadores es:
* Separar físicamente el lodo del cemento.
* Remover lodo y el revoque del espacio anular.
* Humectar la tubería de revestimiento y la formación.
* Proveer menos hidrostática de cabeza, es decir reducir las presiones de bombeo.
Las principales características del espaciador son:
* Se prefiere un régimen de flujo turbulento para generar un desplazamiento y erosión del revoque de pared.
* Un mínimo de tiempo de contacto de 10 minutos, es considerado suficiente y determinará el volumen bombeado.
* Bajo condiciones de flujo laminar la densidad y presión de fricción del espaciador debe ser mayor que la del fluido desplazado.

INFORMACIÓN GENERAL DEL CAMPO.
GENERALIDADES.
El campo petrolero donde se ubican los pozos problema es uno de los más grandes del país, siendo un anticlinal fallado en dirección Norte–Sur, de aproximandamente 35 Km. de largo y 15 Km. de ancho, localizado en la Región Amazónica en la provincia de Sucumbíos, cantón Shushufindi, aproximadamente 150 Km. al este de Quito, como se muestra en la siguiente figura.



FIGURA 3.1 UBICACIÓN DEL CAMPO.
FUENTE: Departamento de Yacimientos. EP PETROECUADOR.
Los yacimientos productores son las areniscas T, U, y G2, que se encuentran a una profundidad aproximada de 8.800 a 9.500 pies, con espesores promedios entre 50 y 70 pies cada uno, separados por lutitas y calizas las cuales impiden la comunicación entre si permitiendo que se comportende manera independientemente.
El estado actual de los pozos del campo (a diciembre de 2010) se presenta en la tabla 3.1. y en la figura 3.2.
ESTADO ACTUAL DE POZOS |
Produciendo | 86 |
Cerrados | 25 |
Esperando por abandono | 2 |
Abandonados | 10 |
Inyectores | 7 |
Reinyectores | 15 |
Total | 145 |
TABLA 3.1 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
FUENTE: Departamento de Ingeniería en petróleos del Distrito Oriente. Petroecuador, 31 de julio de 2010.

FIGURA 3.2 ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS
FUENTE: Departamento de Ingeniería en petróleos del Distrito Oriente. Petroecuador, 31 de julio de 2010.

La ubicación de los pozos se muestra en la siguiente figura.

FIGURA 3.3. UBICACIÓN DE LOS POZOS EN EL CAMPO.
FUENTE: Departamento de Ingeniería Civil, Petroproducción.
HISTÓRIA DEL CAMPO.
Fue descubierto por el Consorcio TEXACO-GULF en 1968 con la perforación del pozo SSF-01 que se inicio el 4 Diciembre de 1968 alcanzando una profundidad de 9.772 pies, completándose el 13 de Enero de 1969 con una producción inicial de 2.621 BPPD, siendo el API de 32.5°.
Hasta diciembre de 1972 se perforaron más de 20 pozos alcanzando una producción aproximada de 70.000 BPPD con un BSW promedio de 1.5 %.
En diciembre de 1973 se logro incrementar la tasa de producción hasta 100.000 BPPD, con aproximadamente 30 pozos productores. La producción del campo llego a 120.000 BPPD en el año 1987 con unos 75 pozos.
Hasta diciembre de 2010 se han perforado 145 pozos, 86 de los cuales se encuentran produciendo. Los demásestán cerrados debido a la baja producción de petróleo y/o alta producción de agua, daños mecánicos en los pozos y algunos de ellos se han convertido en reinyectores para el agua de formación.

DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIONES PRODUCTORAS.
Las principales formaciones productoras son: Napo con los yacimientos T y U, las arenas G2 y Basal Tena en la formación Tena.
* Formación Napo.
Posee una serie de calizas fosilíferas intercaladas con areniscas calcáreas y lutitas negras, depositada en un ambiente marino indicando que es una excelente roca madre, siendo su espesor aproximado de 1.100 pies. Los yacimientos de la formación Napo producen mediante un empuje parcial de agua.
Basándose en las características petrofísicas, en los horizontes calcáreos y en las características de los fluidos que la saturan, se la subdivide para su estudio en 3 secciones: Inferior, medio y superior.
* Napo Inferior.
Es una sucesión de areniscas cuarzosas que presentan estratificación cruzada e intercalaciones de lutitas de color variable y glauconita. Las areniscas son de grano fino a medio, con formas subangulares y subredondeadas. Su espesor varía entre 400 y 800 pies.
* Napo Medio.
Constituida principalmente por una serie de calizas masivas o en capas muy gruesas con una coloración gris claro, siendo el espesor promedio entre 260 y 290 pies.
* Napo Superior.
Formada principalmente por lutitas de coloración gris a negro, intercalada por calizas de coloración grisobscura, parcialmente fosilíferas. El espesor promedio es de 720 pies.

* Formación Tena.
En todo el Oriente Ecuatoriano se encuentra ubicada sobre la formación Napo, constituida por limolita de color rojo o café, areniscas cuarzosas de tono claro, tamaño de grano entre medio a fino, siendo la matriz arcillosa. En general la formación alcanza una profundidad entre 1.650 y 3.300 pies.
En la siguiente figura se presenta la columna estratigráfica de las zonas productoras del campo.
FIGURA 3.4. COLUMNA ESTRATIGRÁFICA ZONA DE INTERÉS.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos. Petroecuador.

PARÁMETROS DEL CAMPO.
Los principales parámetros de los yacimientos del campo se obtuvieron de los análisis PVT realizados a cada uno de ellos y cuya información consta en la siguiente tabla.
  |   |
  | YACIMIENTOS |
PARÁMETROS |   |   |   |   |
  | Basal Tena | U Superior | Uinferior | T |
  |   |   |   |   |
Temperatura(sF) | 181 | 217 | 219 | 221 |
  |   |   |   |   |
Presión Inicial (PSI) | 2595 | 2737 | 3867 | 4050 |
  |   |   |   |   |
Presión de burbuja (PSI) | 870 | 1140 | 797 | 950 |
  |   |   |   |   |
API | 28,9 | 31 | 28,8 | 32,1 |
  |   |   |   |   |
Boi (BY/BN) | 1,129 | 1,208 | 1,15 | 1,227 |
  |   |   |   |   |
Bob (BY/BN) | 1,145 | 1,233 | 1,172 | 1,257 |
  |   |   |   |   |
GOR (PCS/BN) | 187 | 320 | 734 | 386 |
  |   |   |   |   |
µo (CP) | 4,459 | 1,93 | 2,4216 | 0,9918 |
  |   |   |   |   |
µg (Cp) | 0,0136 | - | 0,0176 | 0,01427 |
  |   |   |   |  |
Co (x10-6 PSI-1) | 7,7 | 8,87 | 8,59 | 8,25 |
  |   |   |   |   |
Cg (x10-2 PSI-1) | 6,84E-02 | - | 2,03E-02 | 6,21E-02 |
  |   |   |   |   |
Rs (SCF/STB) | 150 | 320 | 141 | 275 |
  |   |   |   |   |
Contenido azufre (%) | - | 1,15 | 1,10-1,22 | 0,52-0,64 |
TABLA 3.2. INFORMACIÓN PVT DEL CAMPO.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos. Petroecuador.
INTERPRETACIÓN PETROFÍSICA.
Es importante porque suministra información correspondiente a porosidad, permeabilidad y saturación, datos fundamentales para determinar si en una formación existe presencia de hidrocarburos y cómo se encuentran distribuidos en relación a otros fluidos dentro del yacimiento.
Actualmente uno de los principales factores que influyen de manera directa en el comportamiento de la producción de un yacimiento tiene que ver con el tipo de fluido presente así como también con las propiedades de las rocas. En la tabla 3.3. se indican las principales características petrofísicas de los yacimientos del campo.
PROPIEDADES PETROFÍSICAS |
  |   |   |   |   |   |
YACIMIENTOS | Salinidad. (ppm de CL) | Rw (ohm-m) @ | Ho (ft) | Φ (%) | Sw (%) |
  |   | 200 sF |   |   |   |
Basal Tena | 35.000 | 0,086 | 3 | sep-23 | 28 |
U Superior | 40.000 - 60.000 | 0,054 | 16 | oct-20 | 28 |
U Inferior | 40.000 - 60.000 | 0,054 | 36 | dic-24 | 14 |
T Superior | 15.000 - 25.000 | 0,093 | 4 | sep-20 | 28 |
T Inferior | 15.000 - 25.000 | 0,093 | 44 | dic-23 | 16 |
TABLA 3.3. PROPIEDADES PETROFÍSICAS DEL CAMPO.FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos. Petroecuador.

CASOS FRECUENTES DONDE SE APLICA CEMENTACIÓN REMEDIAL.
Cementación forzada es el nombre que se le da a la operación efectuada por una unidad de alta presión, donde las presiones alcanzadas son relativamente altas para inyectar el cemento a la formación, a través de los orificios de los disparos efectuados en el interior de la tubería de revestimiento.
La cementación remedial se aplica con mayor frecuencia en los siguientes casos:
REPARAR UNA FUGA EN EL “CASING”.
Cuando un revestimiento se a dañado en la parte superior de la cementación primaria o incluso en un sector que estuvo cementado, resulta necesario forzar cemento a presión a través de ésta rajadura y dentro del espacio anular “casing”-hueco, para aislar la zona de interés.
La figura 4.1 ilustra la cementacion de una fuga en el “casing”.




FIGURA 4.1:REPARACION DE UNA FUGA DE “CASING”

REPARAR O SELLAR CANALES INDESEABLES EN EL CEMENTO DETRÁS DEL “CASING”.
Esta canalización detrás de la tubería de revestimiento se presenta por deficiencias durante la cementación primaria y permite que intervalos adyacentes puedan comunicarse de manera indeseable.
Detectado el problema (Fig. 4.2) y dependiendo del intervalo o intervalos a reparar, se dispara frente a ellos o cercanamente, procurando hacerlo en una zona admisible inferior, sobre un posible contacto agua-petróleo y que no se halle en cuellos de la tubería, los disparos se realizan generalmente en una sección del“casing” de dos pies y con dos disparos por pie (2DPP) y para formaciones consideradas duras (poca admisión y/o baja permeabilidad) es recomendable disparar intervalos de cuatro pies a cuatro disparos por pie (4DPP).

FIGURA 4.2: CANALIZACION DETRÁS DEL “CASING”
DESPUÉS DE UNA CEMENTACION PRIMARIA

AISLAR LA PRODUCCIÓN DE AGUA Y/O GAS.
Es un motivo frecuente para la cementación forzada de un pozo y se requiere dado los siguientes casos:
Aislamiento de producción de agua en una misma zona.
En este caso resulta necesario cementar los punzados inferiores para aislarlos, permitiendo la producción de petróleo por los punzados superiores. Esto se hace colocando un retenedor de cemento sobre el contacto agua-petróleo y taponando a presión los punzados inferiores. Si no han sido taponados los punzados superiores durante la operación de cementación forzada, el pozo podrá producir, de lo contrario será necesario redisparar e/o incrementar nuevos disparos hacia arriba si la zona de interés lo permite, para que produzca.

FIGURA 4.3: AISLAMIENTO DE PRODUCCION
DE AGUA EN UNA MISMA ZONA
Aislamiento de producción de gas en una misma zona.
Cuando la relación gas-petróleo no es excesiva y se requiere taponar los punzados superiores solamente para excluir la entrada de gas, se puede colocar un tapon puente por debajo de estos disparos para que así solo los punzados que quedan superiormente puedan taponarse a presión. Logrado un trabajo de reparación satisfactorio, el tapón puente se perfora quedando los punzadosinferiores abiertos para la producción. De existir suficiente espesor productor disponible, se puede incrementar el área efectiva de producción efectuando mas disparos en la parte inferior de la zona productiva.

FIGURA 4.4. AISLAR PRODUCCION DE GAS EN UNA MISMA ZONA.
Aislar totalmente los intervalos productores de agua o gas.
La figura 4.5., en su parte superior izquierda muestra la invasión de agua dentro de la arena en el fondo del pozo, arriba a la derecha muestra la cementación forzada a través de un retenedor de cemento dentro del área con presencia de agua dejando algo de cemento en el interior de “casing”, en la parte izquierda inferior muestra la etapa posterior a la perforación del cemento y el retenedor, llegando a la suficiente profundidad para ejecutar nuevos disparos realizados en la zona de petróleo sobre el nivel del agua, el cuadro inferior derecho muestra el pozo reacondicionado a un estado de producción con nuevos punzados.

FIGURA 4.5: Zona Productora de agua en el fondo del pozo
es sellada mediante “SQUEEZE”
La figura 4.6., muestra la secuencia de operaciones necesarias cuando se desea ir a una zona más inferior del pozo, dejando cementada la superior que estaba invadida por agua y/o gas.

FIGURA 4.6: ZONA PRODUCTORA DE AGUA EN LA PARTE SUPERIOR DEL PETRÓLEO ES SELLADA MEDIANTE “SQUEEZE”.

TAPAR HUECOS EN EL “CASING”.
Debido a problemas de uso, construcción e incluso de materiales se originan perforaciones por corrosión en el revestidor que requieren ser cementadas a presión para sellarel espacio anular detrás del tubo. Este puede constituirse en un problema complicado de cementación forzada, particularmente a profundidades superficiales donde la formación se fractura a presiones relativamente bajas.

FIGURA 4.7: CEMENTACION DE UN GUECO
EN EL “CASING”

TAPONAR FRACTURAS EN LA FORMACIÓN.
El “squeeze” en la fractura de la formación dependerá de la colocación de la lechada de cemento en las fracturas, la misma que debe ser colocada de manera que no se abran nuevas fracturas y las existentes no se hagan más grandes. Una mezcla de cemento de baja pérdida de agua es recomendable, así no se deshidratará antes de ser colocada en las fracturas. En fracturas de formaciones con baja permeabiilidad, un material de apoyo, generalmente arena, será necesario para mantener abierta la fractura y permitir que la llechada permanezca en el lugar mientras es colocada.
SELECCIÓN DE POZOS DE INTERÉS PARA APLICACIÓN DE CEMENTACIÓN REMEDIAL.
A continuación se presenta una breve información sobre los sistemas actuales de producción en los pozos del campo, la historia de completación y reacondicionamiento y los critérios para seleccionar los casos donde se aplica Cementación Remedial.
DISTRIBUCIÓN DE POZOS DE ACUERDO A LOS SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
En el campo actualmente se aplica tres métodos de levantamiento artificial: Gas Lift (PPG), Bombeo Hidráulico (PPH) y Bombeo Electro-Sumergible (BES), como se indica en la tabla 5.1.
METODO | CANTIDAD DE POZOS | PRODUCCION BPPD. |
PPG | 1 | 800 |
PPH| 8 | 12000 |
BES | 77 | 42000 |
TOTALES | 86 | 54800 |
TABLA 5.1. DISTRIBUCION DE POZOS CON DIFERENTES SISTEMAS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.
FUENTE: Petroproducción (septiembre de 2011)
REACONDICIONAMIENTOS Y ESTADO ACTUAL DE LOS POZOS.
La tabla 5.2. permite visualizar el número de reacondicionamientos efectuados en los pozos del campo y su estado actual.
Pozo | Ns Workover | Estado actual. | Pozo | Ns Workover | Estado actual. |
A 1 | 16 | Productor | S 49 | 19 | Productor |
A 2 | 12 | Cerrado | S 50 | 13 | Inyector |
A 3 | 25 | Productor | S 51 | 23 | Productor |
A 5 | 8 | Cerrado | S 52 | 19 | Abandonado |
A 7 | 7 | Cerrado | S 52B | 1 | Productor |
A 8 | 8 | Cerrado | S 53 | 17 | Productor |
A 9 | 20 | Cerrado | S 54 | 14 | Productor |
A 10 | 21 | Productor | S 56 | 18 | Productor |
S 1 | 12 | Productor | S 57 | 19 | Productor |
S 2 | 18 | Productor | S 59 | 24 | Productor |
S 3 | 15 | Cerrado | S 60 | 12 | Productor |
S 5 | 8 | Inyector | S 61 | 14 | Productor |
S 6 | 3 | Abandonado | S 62 | 13 | Abandonado |
S 7 | 12 | Cerrado | S 63 | 6 | Productor |
S 8 | 16 | Abandonado | S 64 | 7 | Productor |
S 9 | 11 | Productor | S 65 | 11 | Productor |
S 10 | 13 | Abandonado | S 66 | 4 | Productor |
S 11 | 10 | Productor | S 67 | 11 | Productor |
S 12 | 5 | Abandonado | S 68 | 13 | Productor |
S 13 | 12 | Inyector | S 69 | 15 | Productor |
S 14 | 19 | Productor | S 70 | 13 | Productor |
S 15 | 16 | Cerrado | S 72 | 7 | Productor |
S 15B | 11 | Cerrado | S 73 |10 | Productor |
S 16 | 8 | Cerrado | S 74 | 4 | Productor |
S 17 | 10 | Productor | S 75 | 11 | Productor |
S 18 | 12 | Productor | S 76 | 8 | Productor |
TABLA 5.2. NUMERO DE REACONDICIONAMIENTOS Y ESTADO ACTUAL DE POZOS EN EL CAMPO.
FUENTE: Petroproducción

CONTINÚA : TABLA 5.2
Pozo | Ns Workover | Estado actual. | Pozo | Ns Workover | Estado actual. |
S 19 | 17 | Productor | S 77 | 4 | Productor |
S 20 | 26 | Inyector | S 78 | 10 | Productor |
S 21 | 11 | Inyector | S 79 | 11 | Productor |
S 22 | 14 | Cerrado | S 80 | 8 | Productor |
S 22B | 22 | Productor | S 82 | 10 | Productor |
S 23 | 15 | Productor | S 83 | 4 | Productor |
S 24 | 15 | Productor | S 84 | 10 | Productor |
S 26 | 9 | Productor | S 86 | 7 | Productor |
S 27 | 12 | Productor | S 87 | 2 | Productor |
S 28 | 19 | Productor | S 88 | 6 | Productor |
S 29 | 13 | Cerrado | S 89 | 7 | Productor |
S 30 | 16 | Productor | S 91 | 9 | Productor |
S 31 | 24 | Cerrado | S 92 | 12 | Productor |
S 33 | 4 | Inyector | S 93 | 5 | Inyector |
S 35 | 28 | Productor | S 94 | 21 | Productor |
S 36 | 17 | Productor | S 95 | 3 | Productor |
S 39 | 2 | Abandonado | S 98D | 1 | Productor |
S 41 | 22 | Productor | S 99 | 4 | Productor |
S 42 | 6 | Inyector | S 101 | 6 | Productor |
S 42B | 14 | Productor | S 104D | 0 | Productor |
S 43 | 8 | Productor | S 105 | 1 | Cerrado |
S 44 | 21 | Productor | S 106D | 5 | Productor |
S 45 | 7 | Abandonado | S 108D | 1 | Productor |
S 45B | 8 | Productor | S 109D | 4 |Productor |
S 46 | 19 | Productor | S 110D | 4 | Productor |
S 47 | 5 | Inyector | S 111D | 1 | Productor |
S 48 | 23 | Cerrado | S 119D | 1 | Productor |
  |   |   | S 127D | 1 | Productor |
TABLA 5.2. NUMERO DE REACONDICIONAMIENTOS Y ESTADO ACTUAL DE POZOS EN EL CAMPO.
FUENTE: Petroproducción.

ANÁLISIS Y SELECCIÓN DE POZOS DE INTERÉS.
De los 86 pozos que se encuentran produciendo en el campo, se a tomado en cuenta aquellos con levantamiento artificial de tipo hidráulico dejando de lado los que producen mediante BES, esto debido al costo del equipo electrosumergible.
A continuación se presentan el historial de reacondicionamiento y la información actual de los pozos de interés, de los cuales se leleccionará tres con el fin de aplicar los procesos de Cementación Remedial que mejoren la producción de los mismos.

Pozo S-46.
Localizado al noreste del campo, fue perforado entre el 2 y el 22 de febrero de 1974, produciendo desde esta fecha con los siguientes intervalos productores:
Arena U 9.168 - 9.114 (24’) 4DPP
Arena T 9.401 – 9.356 (45’) 4DPP
Actualmente este pozo se encuentra produciendo:
Arena U 9.168 - 9.114 (24’) 4DPP
Arena T 9.386 – 9.358 (28’) 4DPP
La tabla 5.3. muestra el historial de “workovers”.
Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 09/10/1974 | Estimulación de arenas U y T por fracturamiento. |
2 | 22/03/1977 | Cambio de completación para Gas-Lift. |
3 | 29/05/1977 | Cambio de completación y rectificación de profundidades de los mandriles de Gas Lift. |
4 | 24/06/1982 |Rediseño de Gas-Lift y cambio de completación. |
5 | 12/06/1983 | Cambio de completación. Estimulación con solventes. |
6 | 19/06/1983 | Cambio de completación por pescado de “Wireline”. |
7 | 11/12/1984 | Cambio de completación. Diseño de Gas-Lift. |
8 | 07/02/1988 | Realizar prueba de inyectividad a la arena U. |
9 | 05/08/1991 | Bajar completación para evaluar con bombeo hidráulico. |
10 | 25/08/1992 | Cambio de completación (Comunicación bajo mini cavidad): Evaluación de U y T por separado. Completar pozo. |
11 | 18/07/1992 | Bajar bomba electrosumergible. |
12 | 12/03/1993 | Reparación del equipo electrosumergible. |
13 | 01/08/1996 | Registro PSGT. Aislar T con CIBP. Evaluación de arena U. Bajar BES. |
14 | 04/04/1997 | Aumentar densidad de disparos en la arena U. Evaluar. Rediseñar BES. |
15 | 02/11/1997 | Reparación de bomba electrosumergible. |
16 | 21/03/1998 | Reparación de bomba electrosumergible. |
17 | 04/08/1998 | Moler CIBP. Cambio de BES a PPH |
18 | 09/04/2000 | Cambio de completación por cavidad mala. |
19 | 01/01/2003 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing”. |
TABLA 5.3. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO S-46.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.
La información actual del pozo se muestran en la tabla 5.4.
Pb: 1.010 psi | Qs: 400 bl/día |
Pwh: 80 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 2.296 psi | μw = 0,47 cp |
API: 26,1 | Tubería: |
GOR: 355 PCS/BF | OD: 2,875 pulg |
Profundidad: 9.144 pies |ID: 2,441 pulg |
ppm: 7.500 | Casing: |
L: 9.144 pies | OD: 5,5 pulg |
fw: 0,0321 | ID: 4,892 pulg |
Bomba: JET 9-I | |
TABLA 5.4. DATOS ACTUALES DEL POZO S-46.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

Pozo S-49.
Se convirtió en un pozo productor desde el año 1974 mediante flujo natural. Actualmente los intervalos productores son:
Arena U 9.030 - 9.024 (6’)
9.060-9.050 (10’)
Arena T 9.272 – 9.260 (12’)
La tabla 5.5. presenta el historial de workovers de este pozo.

Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 19/09/1977 | Estimulación de arena U con fracturamiento y arena T mediante acidificación. |
2 | 29/12/1978 | Instalación de mandriles de Gas Lift. |
3 | 10/07/1979 | Recuperación de tapón RZR y herramientas dejadas en el pozo. |
4 | 24/08/1983 | Se bajó instalación de bomba REDA (DN-1300) |
5 | 05/01/1985 | Aislamiento de la entrada de agua con cementación forzada. Chequeo de “casing”. Repunzonamiento de las arenas U y T, se baja BES. |
6 | 27/03/1986 | Reparación de la instalación REDA. Cementación forzada en las arenas Hollín y T. Evaluación de la arena U. |
7 | 26/03/1989 | Reparación del equipo electro sumergible. |
8 | 06/06/1989 | Reparación del equipo electro sumergible y B'UP en la arena U. |
9 | 10/07/1989 | Reparación del equipo eléctrico sumergible. Toma de registro de corrosión del “casing”. |
10 | 06/10/1991 | Reparación del equipo electro sumergible. |
11 | 18/03/1992 | Reparación de la bomba eléctricasumergible e instalación. |
12 | 01/11/1998 | Evaluación de la arena U. Cambio de BES a PPG |
13 | 15/11/1998 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” |
14 | 24/02/2000 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” |
15 | 22/10/2000 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” |
16 | 16/03/2004 | Redisparar la arena T, evaluación con B'UP, diseñar y bajar BES. |
17 | 29/03/2007 | Cambio de completación para bombeo hidráulico. |
18 | 15/05/2007 | Cambio de completación por pescado (B/JET + herramienta de pesca WL) |
19 | 23/08/2007 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing”. |
20 | 23/03/2009 | Cambio de completación por obstrucción metálica baja cavidad. |
21 | 04/12/2009 | Cambio de completación de bombeo hidráulico por comunicación bajo cavidad. |
TABLA 5.5. HISTORIAL DE WORKOVERS DEL POZO S-49.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

La informaión actual del pozo se muestran en la siguiente tabla.
Pb: 1.010 psi | Qs: 520 bl/día |
Pwh: 90 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 1.449 psi | μw = 0,47 cp |
API: 27 | Tubería: |
GOR: 260 PCS/BF | OD: 3,5 pulg |
Profundidad: 9.040 pies | ID: 2,992 pulg |
ppm: 9.040 | Casing: |
L: 9.040 pies | OD: 7 pulg |
fw: 0,774 | ID: 6,276 pulg |
Bomba: JET 8-A | |
TABLA 5.6. DATOS ACTUALES DEL POZO S-49.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

Pozo S-66
Los intervalos productores con los cuales inició laproducción en 1986 fueron:
Arena T 9.248 – 9.253 (5’) 9.256 – 9.268 (12’)
Arena U 9.016 – 9.039 (23’) 9.049 – 9.059 (10’)
En la actualidad este pozo se encuentra produciendo unicamente la arena U, en los intervalos antes mencionados.
A continuación se presenta la tabla 5.7. con el historial de workovers del pozo.

Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 21/02/1989 | Cambio de completación por fuga en la tubería. Evaluación de la arena U. Tratamiento anti incrustaciones. |
2 | 27/10/1999 | Cierre de arena U por alto BSW, se produce de arena BT. Cambio de completación por comunicación “tubing-casing”. |
3 | 27/10/1999 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing”. Repunzonamiento y evaluación de la arena U. |
4 | 18/06/2000 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” |
5 | 18/10/2009 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” |
6 | 22/11/2009 | Cambio de completación por comunicación “tubing-casing” (camisa defectuosa). Se baja completación para evaluación sin torre. |
TABLA 5.7. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO S-66.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petroleos del Distrito Oriente. Petroecucador.
La información actual del pozo consta en la siguiente tabla.
Pb: 1.010 psi | Qs: 450 bl/día |
Pwh: 64 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 1.219 psi | μw = 0,47 cp |
API: 26 | Tubería: |
GOR: 152 PCS/BF | OD: 3,5 pulg |
Profundidad: 8.974 pies | ID: 2,992 pulg |
ppm: 46.550 | Casing: |
L: 8.974 pies | OD: 7 pulg |
fw: 0,04 | ID: 6,276 pulg |Bomba: JET 9-J | |
TABLA 5.8. INFORMACIÓN ACTUAL DEL POZO S-66.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petroleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

Pozo S-99.
Inicialmente los intervalos productores fueron:
Arena Ti 9.314 – 9.330 (16’) 9.292 – 9.304 (12’)
Arena U 9.119 – 9.127 (8’) 9.092 – 9.102 (10’)
En el “workover” número dos, en septiembre del 2003, se “squeezó” la arena Ti y se perforó la zona Basal Tena en el intervalo:
BT 8.320 – 8.340 (20’) 5 DPP
En la actualidad se encuentran produciendo las arenas U y Ts en los siguientes intervalos:
Arena U 9.118 – 9.110 (8’) 9.092 – 9.102 (10’)
Arena Ts 9.270 – 9.256 (14’)
La arena BT se encuentra produciendo actualmente en el intervalo antes mencionado.
El historial de “workover” del pozo se presenta en la tabla 5.9.
Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 23/07/1998 | Cambio de completación por empacadura FH desasentada. |
2 | 01/12/2003 | Cambio de completación por empacadura FH desasentada. |
3 | 15/03/2006 | Repunzonamiento de la arena Basal Tena. Evaluación y diseño de BES. |
4 | 10/05/2008 | Cambio de completación por hueco en tubería bajo primer packer. Cierre del pozo. |
TABLA 5.9. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO S-99.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

La actual información del pozo se muestran en la siguiente tabla.
Pb: 807 psi | Qs: 400 bl/día |
Pwh: 74 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 1.100 psi | μw = 0,47 cp |
API: 26,3 | Tubería: |
GOR: 263 PCS/BF | OD: 3,5pulg |
Profundidad: 8.330 pies | ID: 2,992 pulg |
ppm: 30.570 | Casing: |
L: 8.330 pies | OD: 7 pulg |
fw: 0,404 | ID: 6,276 pulg |
Bomba: JET 9-J | |
TABLA 5.10. DATOS ACTUALES DEL POZO S-99.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.
Pozo S-108D
En junio del 2006 se realizaron las operaciones de completación y pruebas iniciales del pozo, produciendo hasta la actualidad el siguiente intervalo:
Arena Ui 9.628 – 9.648 (20’)
La tabla 5.11. presenta el historial de “workovers” del pozo.
Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 16/07/2007 | Realización de una cementación forzada en la arena Ui. Repunzonamiento de la arena, evaluación y diseño de BES. |
2 | 20/10/2007 | Cambio de completación por “tubing” colapsado. |
TABLA 5.11. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO S-108D.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

La actual información del pozo se muestran en la siguiente tabla.
Pb: 1.010 psi | Qs: 450 bl/día |
Pwh: 75 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 1.231 psi | μw = 0,47 cp |
API: 25,3 | Tubería: |
GOR: 180 PCS/BF | OD: 3,5 pulg |
Profundidad: 9.080 pies | ID: 2,992 pulg |
ppm: 39.200 | Casing: |
L: 9.637 pies | OD: 7 pulg |
fw: 0,648 | ID: 6,276 pulg |
Bomba: JET 9-A | |
TABLA 5.12. DATOS ACTUALES DEL POZO S-108D.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

Pozo A-01.
Fue perforado en 1969, su completación se realizó el 6 de abril del mismo año.Las perforaciones iniciales fueron:
Arena U 9.276’ – 9.294’ (18’)
Actualmente se encuentra produciendo:
Arena U 9.286’ – 9.276’ (10’)
9.298’ – 9.290’ (8’)
Arena Napo “G-2” 9.165 – 9.153 (12')
La siguiente tabla muestra el historial de reacondicionamientos con su descripción respectiva.
Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 01/05/1978 | Perforación a 2 DPP en arena U. |
2 | 05/04/1981 | Se disparan arena T y bajan instalación para BES. |
3 | 13/07/1981 | Se saca bomba REDA y se baja tubería de producción. |
4 | 30/06/1983 | Instalación de válvulas de gas. |
5 | 14/07/1984 | Se baja completación eléctrica sumergible. |
6 | 17/01/1985 | Reparación de bomba REDA. |
7 | 13/06/1986 | Se cambia bomba eléctrica. |
8 | 14/05/1991 | Se realiza cambio de tubería de producción por rotura. |
9 | 02/08/1991 | Bajar revestidor de 5 1/2” hasta 9.350’, redisparamiento de arena U. Evaluación y bajada de completación para gas-lift. |
10 | 13/07/1992 | Disparo y evaluación de arena G2, evaluación de arena T. Se cambia la completación por rotura de tubería de producción. |
11 | 16/07/1993 | Se cambia la completación por hueco en la tubería. |
12 | 08/03/1994 | Cambio de completación y cabezal. |
13 | 29/06/1994 | Cambio de tipo de levantamiento de PPG a PPH. |
14 | 14/11/1995 | Se cambia completación por cavidad Kobe mala. |
15 | 20/04/2001 | Se realizó cambio de BHA por comunicación “tubing-casing”. |
16 | 20/06/2003 | Se realizó cambio de BHA por comunicación “tubing-casing”. |
TABLA5.13. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO A-01.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

La actual información del pozo se muestra en la siguiente tabla.
Pb: 1.010 psi | Qs: 1.540 bl/día |
Pwh: 88 psi | μ0 = 2,8 cp |
Pwf: 1.470 psi | μw = 0,47 cp |
API: 24 | Tubería: |
GOR: 690 PCS/BF | OD: 2,875 pulg |
Profundidad: 9.280 pies | ID: 2,441 pulg |
ppm: 73.400 | Casing: |
L: 9.280 pies | OD: 7 pulg |
fw: 0,606 | ID: 6,276 pulg |
Bomba: JET 11-K | |
TABLA 5.14. DATOS ACTUALES DEL POZO A-01.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

Pozo A-08.
Este pozo se perforó en 1972 y su completación termino el 20 de septiembre del mismo año. Los intervalos inicialmente disparados fueron:
Arena U 9.119 – 9.220 (21’)
9.230 – 9.243 (13’)
Arena T 9.422 – 9.439 (17’)

La siguiente tabla muestra el historial de reacondicionamientos.
Workover # | Fecha | Descripción |
1 | 27/02/1979 | Aislamiento de agua, se repunzonó y disparó la arena U. |
2 | 27/03/1981 | Se baja instalación BES REDA. |
3 | 08/01/1983 | Se repara bomba REDA. |
4 | 24/03/1983 | Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala |
5 | 31/07/1983 | Se repara BES. Se estimula con solventes y tratamiento antiescala |
6 | 07/07/1984 | Se aisla corte de agua de la arena U. Se cambia a levantamiento por gas. Se evalua arena T. |
7 | 30/03/2005 | Se redispara y evalúa arena Basal Tena. Se completa de acuerdo aresultados. |
8 | 10/07/2006 | Se recupera tubería de 2 7/8''. |
9 | 28/04/2009 | Moler CIBP. Punzonar los intervalos de la arena Us. Evaluar T y Us por separado. |
TABLA 5.15. HISTORIAL DE “WORKOVERS” DEL POZO A-08.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.
La actual información del pozo se presenta en la tabla 5.16.
Pb: 350 psi | Qs: 600 bl/día |
Pwh: 96 psi | μ0 = 1,1825 cp |
Pwf: 691 psi | μw = 0,47 cp |
API: 34 | Tubería: |
GOR: 233 PCS/BF | OD: 2,875 pulg |
Profundidad: 9.112 pies | ID: 2,441 pulg |
ppm: 56.000 | Casing: |
L: 9.112 pies | OD: 5.5 pulg |
fw: 0,711 | ID: 4,892 pulg |
Bomba: JET 8-A | |
TABLA 5.16. DATOS ACTUALES DEL POZO A-08.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.
OBSERVACIÓN: Basados en los “workovers”, fracción de agua (fw), espesores de zonas productoras y barriles producidos, se han seleccionado para su reacondicionamiento los pozos: S-49, S-108D.

OPERACIONES DE CEMENTACIÓN REMEDIAL RECOMENDADAS.
La cantidad de cemento requerida en las opeaciones de cementaciòn remedial es variable. Se considera que es una función del comportamiento hidráulico de los fluidos inyectados a las rocas en el subsuelo y del espesor de la formación.
De acuerdo a datos estadísticos recopilados de pruebas de admisión efectuadas en los diferentes campos petroleros se tiene la siguiente información:
a. Si la presión de admisión es alta, mayor de 3.000 psi, la cantidad de cemento a utilizarserá de 60 sacos y la inyección de la lechada a la formación se hará lo más rápido posible.
b. Si la presión de admisión está entre 1.500 psi y 2.750 psi, la cantidad de cemento a utilizar será de 100 sacos y la lechada se inyectará a la formación a una tasa promedio de 1.5 Bls/min.
c. Si la presión de admisión es baja o menor a 1.000 psi, se utilizarán de 120 a 160 sacos de cemento y la inyección de la lechada se hará a tasas de 0.5 a 1.0 bpm. Si encontramos una zona de pérdida muy severa, se recomienda que cuando la lechada salga de la tubería de producción, desplazarla por intervalos de tiempo de 5, 10 y 15 minutos y hasta de 30 minutos, cerrando y abriendo las válvulas de control hasta lograr que se forme un frente de cemento en la formación que permita concluir la operación con una presión final aceptable.
d. Existen formaciones de arena con inrtercalaciones de arcilla que presentan cierta elasticidad al momento de inyectar lo fluidos a la formación, de manera que la roca almacenadora sufre un aumento de volumen (hinchamiento) al recibir el fluido. Cuando se deja de inyectar y de ejercer presión, la roca recupera su estado original, comprimiendo y expulsando parte o la totalidad de los fluidos inyectados. Para formaciones de este tipo, es recomendable la utilización de un retenedor de cemento.
e. Si al finalizar la prueba de inyectividad con 10 Bls. de fluido y no hay retorno del mismo se puede efectuar la cementación forzada con herramienta RTTS.
f. A profundidades mayores de los8.000’ y en trabajos de cementaciones forzadas donde los estratos de la formación están poco consolidados y expuestos al regreso de fluidos de la formación, se recomienda el uso del retenedor de cemento (“Cement Retainer”). También en zonas con presencia de formaciones arcillosas y elásticas, que pueden originar retorno de los fluidos de la formación al pozo.
A continuación se describen las operaciones de cementación remedial recomendadas para los pozos seleccionados: Pozo S-49 y Pozo S-108-D.
*
CEMENTACIÓN FORZADA DEL POZO-49
El trabajo recomendado para lograr reducir el corte de agua en este pozo es una cementación remedial a alta presión con retenedor de cemento.
Obletivo
Aislar entrada de agua en arena U, entre 9.050 y 9.070’, mediante cementacion forzada . Redisparar a y probar.

Programa Principal
1.- Mover torre de reacondicionamiento a locación, controlar el pozo bombeando agua salada de 8,6 lbs/gal tratada con demulsificantes.
2.- Retirar arbol de navidad, instalar BOP, desasentar empacaduras y sacar completación de fondo, inspeccionándolas por presencia de corrosión o incrustaciones.
3.- Bajar raspador de tubería de 31/2”, limpiar hasta 9.178´, circular y sacar tubería.
4.- Mediante cable eléctrico bajar tapon puente EZ-drill para “casing” de 7” y asentarlo a 9.080´, para aislar arena “T” y relizar el trabajo en “U”.
5.- Con cable eléctrico bajar retenedor de cemento y asentarlo a 9.030´. También se lo puede bajar con tubería.
6.- Bajar “stinger” hasta el retenedor de cemento,acoplarlo y realizar prueba de inyectividad, bombeando 12 Bls de agua de matado de 8,6 lbs/gal a la formación a 2 bpm y 1000 psi. Presión máxima 3.800 psi, manterer presurizado el espacio anular con 600 psi.
7.- Deacerdo a los resultados de la prueba de inyectibidad realizar la cementación forzada a la arena “U” en el intervalo 9.070–9.050´ (20´), utilizando 150 sacos de cemento tipo “G” mas aditivos: 0,40% de HR-4 y 0,25% de CFR-2 (peso de la lechada 15,6 lb/gal), presión maxima 3800 psi, tasa máxima de 2,5 bpm y manteniendo 600 psi en el espacio anular.
8.- Reversar exceso de cemento, sacar tubería con “stinger”.
9.- Bajar broca, botellas y tubería. Perforar retenedor de cemento y tapón puente; limpiar hasta 9.080´y sacar tubería.
10.- Bjar tubería con “scraper” y limpiar hasta 9.100’. Circular y sacar tubería.
11.- Correr registro de cementación desde 9.200´ hasta 9.000´, reportar resultados.
11.- Bajar cañón Hiperjet II o similar y redisparar con 4 DPP la arena U en el intervalo 9.060´-9.050´ (10´). La profundidad será confirmada de acuerdo a los resultados del registro de cementación.
12.- Realizar prueba de producción de la zona recañoneada corriendo restauración de presión. De ser necesario realizar estimuación con ácido.
13.- Controlar el pozo sacar tubería con herramientas y completar para producir.
14.- Dar por finalizadas las operaciones del taladro en el pozo.

La figura 6.1. presenta el diagrama de completación del pozo problema antes de realizado el trabajo.

FIGURA 6.1: DIAGRAMA DECOMPLETACIÓN DEL POZO S-49.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador.

CÁlculos
En base a pruebas de inyectividad y reacondicionamientos efectuados anteriormente en el pozo, la cantidad de cemento recomendada para calcular el volumen de lechada es de 150 sacos, teniendo en cuenta un peso de 110 lbs para cada uno.

CANTIDAD DE QUÍMICOS
Los quÍmicos y los porcentajes de los mismos son recomendados por la companÍa de servicios, en base al siguiente procedimiento.
Cat=Num.de sacos*lib por saco*porcentaje.
Cat = cantidad de químicos a utilizar.
Para HR-4 al 0,40%, tenemos:
Cat=150 sxc*110 lbssxc*0.004=66 lbs

Para CTR-2 al 0,30%, se tiene:
Cat=150 sxc*110 lbssxc*0.004=66 lbs

VOLÚMENES REQUERIDOS
* Capacidad Tuberías.- La ecuación es:
Ctb=DI21029*H
Ctb = Capacidad de la tubería, barriles.
Para tubería de produccion de 3-1/2”, 9,3 lbs/pie, el DI=2,992” obtenido de tablas. Como la profundidad de la tubria es de 9.030´, tenemos:
Ctb=2,99221029*9030=79 Bls
* Capacidad del “Casing”.- La ecuación que se aplica es:
Ccsg==DI21029*H
Ccsg = Capacidad del “casing”, barriles.
Para tubería de revestimiento de 7”, 23 lbs/pie, el DI=6,366” obtenido de tablas y siendo la altura H la dstancia del retenedor de cemento al tapón puente, se tiene:
H=9080-9030=50´
Ccsg=6,36621029*50=2 Bls

* Volúmen requerido de agua, barriles:
Es la cantidad de agua necesaria para mezclar con el cemento y optener una óptima densidad de lechada, que se recomienda sea de 15,6lbs/gal para un cemento tipo “G”. De tablas se obtiene que en este tipo de cemento la densidad óptima se logra mezclando 5 galones de agua por cada saco, siendo la ecuación que se aplica:
Vag=110 lbs94 lbs*5galsxc*1 Bls42 gal=21 Bls
Vag=volúmen requerido de agua, barriles.
* Volumen Total de Lechada de Cemento en barriles.
De tablas se sabe que el rendimiento del cemento es de 1,15 pies3/sxc. La ecuación para calcular la cantidad de lechada es:
Vlec=110 lbs94 lbs*1,15pie3sxc*0,1781 Bls1 pie3=36 Bls.
Vlec= volúmen de lechada.

La figura 6.2. muestra la secuencia del desplazamiento de los volúmenes de fluido calculados para el caso analizado.

FIGURA 6.2: SECUENCIA DEL DESPLAZAMIENTO
DE LOS FLUIDOS, PARA EL POZO S-49.

Programa de ejecución
1) Con “stinger” fuera del retenedor desplazar 5 Bls de agua de matado y luego la mezcla de: 150 sacos de cemento tipo”G”, 66 lbs de HR-4, 50 lbs de CFR-2 y 21 barriles de agua. En total 36 barriles de lechada, con una densidad de 15,6 lb/gal.
2) A contianación bombear 5 brriles de agua fresca y 33 barriles de fluido de control.
3) Acoplar el “stinger” rápidamente en el retenedor, cerrar preventor, y forzar con 5 barriles adicionales de agua salada, a una tasa de inyección de 0,3 BPM y 3000 psi. Mantener 1000 psi en el espacio anular de ser posible
4) Aliviar la presión, desacoplar “stinger” del retenedor y reversar exceso de cemento con +/- 80 barriles de agua salada.
5) Esperar 12 hrs de fraguado.
La figura 6.3. muestra la completacióndel pozo despues de realizado el trabajo de cementación remedial.

FIGURA 6.3: DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO 49
DESPUÉS DE REALIZADO EL TRABAJO DE CEMENTACIÓN FORZADA.

TAPÓN BALANCEADO EN EL POZO 108-D

Objetivo.
Mediante tapón blanceado aislar entrada agua en arena U inferior, 9.642-9648’ (6’). Recañonear el intervalo superior, 9.626-9.642’ (16’) y probar.

Programa Principal.

1. Abrir camisa de circulación a 9.483’
2. Mover torre de reacondicionamiento a locación, controlar el pozo bombeando agua salada de 8,6 lbs/gal.
3. Retirar arbol de navidad, instalar BOP, desasentar empacaduras y sacar completación de fondo, inspeccionando por control de corrosión e incrustaciones.
4. Bajar raspador de tubería de 3-1/2”, limpiar hasta 9.695´, circular y sacar tubería.
5. Bajar tubería de 3-1/2” a 9.656’ y asentar empacadura de prueba a 9.545’. Bombear colchón de +/- 2 Bls de agua salada.
6. Realizar tapón balanceado de arena “U”inf en el intervalo de 9.626´– 9.648´ (22´), utilizando 17 sacos de cemento clase “G”; densidad estimada de la lechada 15,8 Lbs/Gal + 0,4%Lwl.
7. Desasentar “packers” y sacar tubería a 9.528’, volver a asentar empcadura, y aplicar 100 psi de presión.
8. Quitar presión y esperar alrededor de 18 horas de fraguado.
9. Bajar broca, botellas con tubería de 3-½” y perforar hasta 9.658’. Circular, limpiar y sacar.
10. Correr registros de cementación desde 9.200´ hasta 9.000´. Reportar resultados.
11. Bajar cañón de 4” hiperjet osimilar y redisparar intervalo: 9.626 – 9.642’ (16’) con 10 DPP. Verificar con registro eléctrico.
12. Realizar prueba de producción con restauración de presión.
13. Controlar pozo, sacar tubería con herramientas, completar pozo para producir y dar por finalizadas las operaciones del taladro en el pozo.
El diagrama de la completación del pozo antes de realizado el trabajo, se muestra en la siguiente figura.

FIGURA 6.4: DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO 108-D.
FUENTE: Departamento de Ingeniería de Petróleos del Distrito Oriente. Petroecucador

Cálculos
Se debe tener en cuenta que la cantidad requerida de sacos de cemento se determina en base al volumen de lechada a bombearse.
CANTIDAD DE QUÍMICOS
Los químicos y los porcentajes de los mismos son recomendados por la compañía de servicios y de acuerdo con los técnicos de la operadora.
La cantidad requerida de químicos se obtiene por la siguiente ecuación.
Cat=Num.de sacos*lib por saco*porcentaje.
Cat = cantidad de químicos a utilizar.
Para LWL al 0,40%, se tiene:
Cat=17 sxc*110 lbssxc*0.004=7,48 lbs
VOLÚMENES
* Cantidad de lechada en el “casing”, barriles. Se calcula por:
Vlech==DI21029*H
Vlech = Volúmen de lechada, barriles.
Para tubería de revestimiento de 7”, 23 lbs/pie, el DI=6,366” y siendo H la altura del tapón balanceado, tenemos:
H=9658-9558=100´
Vlech=6,36621029*100=3,94 Bls=4 Bls
* Colchón de agua.- La ecuación es:
H=9700-9658=42´
Vag=6,36621029*42=1,65 Bls=2 Bls.
La figura 6.5. muestra el esquema de ubicación del tapónbalanceado dentro del “casing”.

FIGURA 6.5:ESQUEMA DE UBICACIÓN DEL TAPÓN DENTRO DEL “CASING”

* Capacidad de Tuberías:
Para una tubería de producción de 3-1/2” a 9.030’, 9,3 lbs/pie, DI=3,476”: tenemos:
Ctbg=2,99221029=0,0087 Bls/pie

Destbg=3.52-2,99221029=0,0032Blspie

Canul=6,3662-3,521029=0,0275 Bls/pie

La figura 6.6. muestra la distribución de las columnas de fluido en el pozo antes de recuperar la tubería de trabajo.

FIGURA 6.6:ESQUEMA DE UBICACIÓN DEL DE LA ALTURA DEL FLUIDO TAPÓN DENTRO DEL “CASING”

* Altura de balance, x.
Es la altura que alcanza la lechada de cemento tanto dentro de la tubería de trabajo como en el espacio anular. Siendo la ecuación:
Vlech=x-2*Ctbg+x-2*Destbg+x*Canul
4=x-2*0,0087+x-2*0,0032+x*0,0275
x=102,13 pies=103 pies
* Sacos de Cemento
De tablas se tiene que el rendimiento del cemento es de 1,15 pie3/sxc y la ecuación es:

Vlech=110 lbs94 lbs*Ysxc*1,15pie3sxc*0,781Blspie3

Ysxc=4 Bls110 lbs94 lbs1,15 pie3sxc0,1781Blspie3

Ysxc=16,60 sxc=17 sxc

* Volumen de agua que se mezcla con el cemento. La ecuación es:
Vlech=110 lbs94 lbs*17 sxc*5galsxc*1 Bls42 gal=2,5 Bls

Programa de operación.
1) Bajar tuberÍa a 9.656’ y bombear 2 bls. de cochón de agua.
2) Mezclar 17 sacos de cemento tipo”G” + 66 lbs de LWL con 2,5 barriles de agua. Teniendo la valvula abierta en superficie desplazar 4 Bls de lechada de cemento.
3) A continuación bombear 76,4 barriles de agua de matado para desplazar el cemento a la posición de balanceo.
4)Retirar tubería a 9.540’ y aplicar 1.000 psi. Despresurizar y esperar alrededor de 18 horas por fraguado de cemento.

La gráfica 6.7. muestra el diagrama de completación del pozo finalizada las operaciones.

FIGURA 6.7: DIAGRAMA DE COMPLETACIÓN DEL POZO S-108-D
DESPUES DE REALIZADO EL TRABAJO DE TAPÓN BALANCEADO.

AISLAR CORTE DE AGUA MEDIANTE CEMENTACIÓN FORZADA.
A continuación se presenta un programa alterno al programa principal de reacondicionamiento efectuado en el Pozo-03.
Objetivo.
Aislar corte de agua en arena T.
Programa alterno al programa principal.
1. Con unidad de cable eléctrico bajar cañones y disparar el intervalo 9.320’-9.324’ y 9.384’-9.388’ a 2 DPP.
2. Bajar retenedor de cemento acoplado a ponzón y acentar a 9.280’, realizar prueba de admisión en arena T. Si los resultados no son satisfactorios, bombear 250 galones de HCL al 15%.
3. Desacoplar punzón, mezclar 100 sacos de cemento y preparar lechada de 15.5 Lb/Gal. Bombear lechada, acoplar punzón y realizar cementación forzada a la arena T. Obtener presión de cierre. Presión máxima 3.500 psi; mantener 500 psi en el anular.
4. Desacoplar punzón, circular exceso de cemento, sacar tubería.
5. Bajar broca y canasta, esperar tiempo de fraguado, moler retenedor a 9.290’, continuar moliendo cemento hasta 9.390’, circular, sacar.
6. Con unidad de cable eléctrico, bajar cañones de alta penetración y redisparar el siguiente intervalo de arena T: 9.342’-9.372’ (30’) a 5 DPP.
7. Bajar completación de evaluación,asentar Ret. Matic a +/- 9.300’, abrir camisa de circulación, desplazar bomba jet y evaluar arena T incluyendo prueba de restauración de presión.
8. Suspender evaluación, sacar elementos de presión, controlar pozo, desasentar “packer” y sacar BHA de evaluación.
9. Continuar con el paso #1 del Programa Alterno #1.

Capitulo 2. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
3.1 CONCLUSIONES
* El trabajo de cementación en pozos, tanto primaria como remedial, es importante en la vida del pozo, ya que de la buena calidad de los mismos depende en gran medida el éxito de las operaciones de completación del pozo.
* Cementacion remedial se aplica para corregir una mala cementación primaria, tapar huecos en la tubería de revestimiento y aisla produccion de agua y/o gas.
* El cemento clase “G” es el más común para las operaciones de cementación, debido a sus propiedades, que permiten trabajar a altas presiones y temperatura.
* El tiempo promedio para el fraguado de la lechada de cemento es entre 12 y 18 horas, dependiendo de su tipo y de las características de las formaciones.
* La prueba de inyectividad es fundamental porque permite determinar la tasa de inyección y la presión para poder efectuar las opeaciones de cementación remedial.
* En un trabajo de cementación forzada a baja presión la lechada de cemento practicamente no penetra a la formación. Por ello la cantidad requerida de cemento depende del volumen de la mezcla calculada en función de la altura que ocupara dentro de la tubería derevestimeinto.
* Los trabajos de cementación remedial o forzada también se realizan para efectuar diferentes reparaciones en el pozo, ya sea a alta o a baja presión dependiendo de las características de la formación.

3.2 RECOMENDACIONES
* Se debe entender claramente que existen diferencias notables entre los trabajos de cementación primaria y remedial.
* Conocer todos los cálculos que se deben efectuar para realizar los trabajos de cementación, tales como: Sacos de cemento, volúmen y densidad de la lechada, presiones, tasas de inyección y de desplazamiento y aditivos, entre los principales.
* Mantenr la lechada de cemento sin contaminar y en el lugar indicado, hasta que frague.
* Durante una cementación forzada a alta presión, es recomendable mantener en el espacio anular una presión entre 500 y 1000 psi.
* Se debe utilizar el retenedor de cemento (“cement retainer”) para asegurar que el cemento está ubicado en o frente a la zona problema. También impide el retorno de cemento a la tubería de trabajo.
* Despues de toda cementación, sea primaria o remedial, se tiene que correr el respectivo registro para verificar la calidad del trabajo realizado.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

* https://cmtoti.blogspot.com/2010/07/cementacion-presion-squeeze.html
* https://es.scribd.com/doc/55683491/Cementacion-de-Pozos-Petroleros
* CEMENTING & CASING CALCULATIONS
* MANUAL REACONDICIONAMIENTO DE POZOS PETROLIFEROS Ing Kleber H. Quiroga S.





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