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CEMENTACION REMEDIAL EN LINER INTERMEDIO DE POZO HORIZONTAL
Javier Malavé - Petróleos de Venezuela, S.A. y Maximiliano Medina - Petróleos de Venezuela, S.A.
RESUMEN
Durante la construcción del pozo horizontal MVR-107, Campo Mata-R, Distrito Anaco - PDVSA
Oriente se presentó una falla en la cementación primaria del Liner Intermedio de 7" (Sección de
Construcción de Angulo 0° - 82° de Inclinación), la cual fue detectada posterior a la bajada del Liner de
Producción ranurado de 4 1/2”, durante la instalación de la completación.
Se planificó una operación de cementación remedial, cuyo objetivo era aislar el intervalo
productor de arenas de agua presurizadas. La operación representaba un gran riesgo por la probabilidad
de pérdida del hoyo de producción durante la cementación secundaria, adicionalmente, existía la
restricción de no poder usar equipos de fondo tradicionales (empacaduras, retenedores, etc.), y la
necesidad de ejecutar las operaciones con la mínima perturbación del intervalo productor.
El diagnóstico de la falla y su magnitud involucraron el uso de tecnologías de registros
ultrasónicos para la inspección del revestidor y la evaluación de la cementación. La operación se
ejecutó a través de la metodología de cementación remedial circulante, en la cual se perforó el
revestidor intermedio, 60 pies por debajo de la arena "problema", retornando por una discontinuidad
mecánica del revestimiento, en el colgador de 9-5/8" x 7". Se colocaron retenedores perforables como
fondo del pozo para evitar contacto con la zona productora, y sobre las perforaciones para actuar como
empacadura de cementación. Se utilizó una lechada liviana de 13.5 lpg, controlando los caudales de
bombeo y retornos para garantizar la colocación del cemento en la zona planificada.
El pozo fue completado según se había planificado, logrando cumplir con las metas de
producción establecidas y con un aporte exiguo de agua, todo lo cual permite concluir que se lograron
los objetivos planteados al aislar el intervalo productor de las arenas de agua supradyacentes, sin
afectar su productividad.
INTRODUCCIÓN
En la construcción de pozos productores de hidrocarburos, el éxito en las operaciones de cementación
de los diferentes revestidores, especialmente los de producción, es garantía de la productividad y vida
útil del activo. Por tal razón, la industria invierte, cada año, grandes cantidades de dinero, tiempo y
conocimientos en asegurar, por todos los medios, que se logren excelentes cementaciones primarias
basados en una adecuada planificación, una mejor operación y una satisfactoria evaluación1.
La evaluación de las cementaciones es la vía que conduce a la toma de una de las decisiones
más críticas y traumáticas en la vida de un pozo: ¿Realizar una cementación remedial o no? Por lo
compleja de su concepción, las incertidumbres en su planificación, los riesgos durante su ejecución, las
cargas innecesarias a los que es sometido el pozo y su costo elevado, las cementaciones remediales se
tratan de evitar a toda costa1. En general, el criterio que impera para realizar cementaciones secundarias
durante la primera completación del pozo está basado en la existencia del aislamiento necesario entre
nuestras zonas productoras de hidrocarburos y otras que pongan en riesgo la productividad de nuestro
pozo, tales como: arenas de agua presurizadas y arenas de baja presión "ladronas".
Todo el análisis anterior está asociado con pozos verticales convencionales, donde las prácticas
operacionales y equipos para cementaciones secundarias están ampliamente desarrollados y evaluados.
Sin embargo, la creciente tendencia mundial de desarrollar nuevas arquitecturas de pozos (horizontales,
inclinados y multilaterales) obliga a pensar en alternativas para reparar cementaciones primarias, o en
cualquier caso, asegurar el aislamiento zonal.
En los pozos horizontales, cuyo objetivo es construir la última fase del pozo en una sola arena
productora, con la visión de maximizar su productividad a través de un aumento significativo del área
de flujo de la formación hacia el pozo, entonces, el aislamiento zonal debe estar garantizado por la
buena cementación de la última sección y la zapata del revestidor intermedio, instalado antes de la
perforación del hoyo horizontal.
Cuando se detecta una falla en la cementación primaria del revestidor intermedio, la cual debe
ser reparada, se presenta un escenario de alta complejidad, pues la operación remedial debe realizarse
en una sección de alta inclinación, donde el desplazamiento del fluido de perforación por cemento se
convierte una tarea ardua. Más aún, si se agrega a este escenario el caso de que la detección de la falla
se realiza posterior a la perforación del hoyo productor, como es el caso del pozo MVR-107, entonces,
se adicionan grandes riesgos operacionales asociados a las herramientas, tipo de cementación y a la
limpieza del pozo, los cuales pueden generar desde una disminución en la capacidad productiva del
pozo hasta la pérdida total de las fases intermedia y productora.
En este trabajo se describen todos los pasos ejecutados para el diagnóstico de la falla en la
cementación primaria del Liner Intermedio en el pozo MVR-107, así como la planificación y
operaciones asociadas al trabajo remedial, donde se logró el aislamiento zonal de la zona productora sin
afectar su productividad.
ANTECEDENTES
La perforación del pozo MVR-107 formó parte de la estrategia de explotación de hidrocarburos
planeada por el Distrito Anaco de PDVSA GAS para la formación Oficina en el yacimiento L1L
(ZM-303) del Campo Mata-R ubicado, en la Unidad de Explotación Area Mayor de Oficina, donde se
plantearon expectativas de producción de 17 MMPCGD y 190 BNPD. La arquitectura definida para el
pozo fue de tipo horizontal, tal como se muestra en la figura N°1.
El pozo se desarrolló tal como estaba conceptualizado, perforándose una fase conductora, hoyo
vertical de 17 ½” de diámetro hasta 2705’ donde se corrió y cementó un revestidor de 13 3/8”; una fase
de superficie, hoyo vertical de 12 ¼” de diámetro hasta 8017’ en el cual se cementó un revestidor de
9 5/8”; una fase intermedia, hoyo direccional de 8 ½” de diámetro hasta 11732’ con 57° de inclinación,
el cual permitió recopilar la información necesaria del yacimiento objetivo, cotejar con los resultados
de la sísmica 3D y caracterizar con los modelos estáticos y dinámicos definidos.
Una vez ubicado y correlacionado el objetivo, se abandonó con cemento parte del hoyo
perforado y continuó direccionalmente desde 9040’ hasta 11970’ alcanzando 82° de inclinación. Para
realizar el revestimiento del hoyo, se corrió hasta el fondo del pozo, sin ningún tipo de problemas, un
liner de 7” x 35 lpp, P-110, rosca STL con un colgador hidráulico y empacadura de tope incorporada.
Se realizó la instalación del colgador hidráulico, con ciertos inconvenientes para lograr
acumular la presión que acciona el mecanismo de la herramienta de asentamiento, a través del
aislamiento de esféricas de bronce y baquelita. Se probó la circulación, se realizaron las operaciones
correspondientes a la cementación primaria del liner y se asentó la empacadura tope de colgador.
Durante la cementación se observaron irregularidades en los parámetros operacionales, tales
como:
- En el perfil de presión de la operación, posteriores a la ruptura de pines, no se alcanzaron los
valores de presión de desplazamiento correspondientes a la simulación del trabajo.
- Se observaron retornos en superficie de parte de los preflujos, durante la cementación.
- No se logró el asentamiento de los tapones de desplazamiento, aún sobredesplazando un
total de 2 bls; sin embargo, al despresurizar el sistema y no se observó contraflujo.
Bajó una sarta de limpieza con mecha de 8 1/2” hasta 4380’, donde procedió a circular y
observó retorno de cemento contaminado. Continuó bajando hasta 6865’ donde se registró un apoyo de
7 Klbs y, finalmente, terminó de limpiar el revestidor de 9-5/8” hasta 7489’.
Durante la limpieza del revestidor de 7”, se encontró cemento no fraguado desde 7500’ hasta
8092’, posteriormente, se bajó libre de apoyos hasta 11874’, donde se perforó el sistema de flotación y
la zapata hasta 11980’. En este nivel se realizó una prueba de integridad de presión, la cual arrojó un
resultado de 12.8 lpg de densidad equivalente. Al comparar ésta información con los resultados de la
prueba de integridad de presión realizada en la zapata del revestidor anterior de 9 5/8”, la cual dio
como resultado 13,53 lpg de densidad equivalente, se optó por correr registro de cementación CBL-
VDL para contar con más elementos de evaluación.
Las condiciones de alta inclinación del hoyo no permitieron confiar en la calidad de los datos
obtenidos con el CBL-VDL, donde se observaron bajas señales de amplitud y arribos de formación,
que permitieron inferir la existencia de una pequeña capa de cemento cercana a la zapata del revestidor
de 7”. Aunque existía desconfianza con el registro CBL-VDL, los resultados de la prueba de integridad
de presión representaban un argumento sólido para confirmar la presencia de una zapata cementada y,
por ende, el aislamiento zonal de la arena L1L.
Por lo anterior, se decidió continuar con la perforación de la fase de producción, perforándose
sin problemas hoyo horizontal de 5 7/8” de diámetro desde 11970’ hasta 12939’, bajando la densidad
del lodo desde 10,3 lpg hasta 8,4 lpg.
Una vez culminada las operaciones de perforación de la fase producción de 5 7/8”, se da inicio a
la fase de completación con el revestimiento del hoyo abierto utilizando liner ranurado de 4 ½” colgado
con una empacadura permanente tipo recuperable. Se instaló el liner ranurado a la profundidad de
12938’ y realizó procedimiento de asentamiento de la empacadura, en el cual no se pudo probar la
eficiencia en el sello hidráulico entre la tubería de producción y el anular, siendo una posible falla en la
empacadura recuperable. Para corroborar la comunicación se bajó con una espiga de sellos y se probó
la comunicación hidráulica, comprobando una presunta falla a nivel de la empacadura recuperable.
Para solventar esta situación, se decidió incluir en el diseño de completación original del pozo,
representado en la figura N° 2, una empacadura hidráulica adicional, con la finalidad de eliminar la
comunicación hidráulica entre la tubería de producción y los revestidores, a través de la
empacadura/colgador, tal como se muestra en la figura N° 3.
Luego de introducir el cambio en el diseño de completación, se instalaron los equipos en el
pozo y al realizar las respectivas pruebas de presión se detectó que la comunicación persistía. La
remota posibilidad de que dos elemento de aislamiento fallaran, nos permitió inferir que el escenario
más probable es aquel en el cual la comunicación hidráulica existía entre el liner de 7” y el hoyo
abierto de 8 ½”, para lo cual se decidió recuperar los equipos de completación y realizar un diagnóstico
para poder identificar y corregir el problema.
DIAGNOSTICO Y DEFINICION DEL ESCENARIO
Una vez descartada la comunicación hidráulica entre la tubería y el espacio anular de ésta última con el
revestidor de 7”, se clarifica el escenario, pues el único camino alternativo para el retorno de fluidos
hacia superficie es a través del anular entre el liner de 7” y el hoyo abierto, lo que evidencia claramente
una falla en la cementación primaria.
Sin embargo, aún quedaba por determinar el punto de retorno de fluidos en el revestidor de 7”,
teniendo como opciones factibles el sello a nivel de la empacadura de tope del colgador de 9-5/8” x 7”
o alguna discontinuidad en el propio liner. Para dilucidar esta incertidumbre, en primer término, se
utilizó una empacadura mecánica recuperable, la cual se asentó a 7527’se colocó una presión de 500
psi por el anular y se obtuvo retorno de fluido por tubería, con lo que se evidenció que el punto de
comunicación se encontraba sobre este nivel y se redujo el intervalo de investigación a la sección entre
7527’ y 7489’. En segundo término, se tomaron decisiones basadas en la mayor probabilidad de falla a
nivel del colgador de 9-5/8” x 7”, para lo que se colocó una empacadura adicional en el tope del
colgador, probando, con anterioridad, la alta eficiencia de la integridad del sello hidráulico en ésta área.
Con estos resultados, se descartó la falla a nivel del colgador y se procedió a inspeccionar la
condición mecánica del revestidor de 7” con el uso de la herramienta de última generación CAST-V,
en modo hoyo entubado, la cual genera imágenes de alta resolución en 360° de la superficie interna del
revestidor, a través del cálculo del diámetro interno, espesor y ovalidad del tubular, a partir de las
mediciones de amplitud y tiempo de tránsito de señales ultrasónicas emitidas y recibidas por un único
transductor rotacional2. En la figura N° 4 se pueden observar las imágenes arrojadas por el registro
ultrasónico, donde se interpreta que existe una zona de discontinuidad mecánica entre 7502’ y 7505’,
donde en los diferentes cortes transversales realizados en ésta área se presentan los daños en el
colgador a este nivel, asociados, principalmente, a los aumentos en los tiempos de tránsito. Al
correlacionar esta profundidad con el diagrama mecánico de equipos asociados a la bajada del liner de
7” (figura N° 5) se infiere que el punto de retorno de fluidos está ubicado entre el colgador y su
receptáculo pulido superior.
Con ésta nueva información se concluyó la fase de diagnóstico de campo al realizar todos los
esfuerzos para comprender la magnitud y características de los orígenes de la falla durante la
cementación primaria del revestidor de 7” y la completación del pozo. Se procedió, entonces, a definir
el escenario bajo el cual se desarrollarían las siguientes operaciones de reparación en el pozo al delinear
sus objetivos, restricciones y riesgos asociados, donde en la figura N° 6 se puede observar el esquema
mecánico que describe gráficamente este escenario.
Se planteó como objetivo principal conseguir el aislamiento de la arena L1L, para lo que se
definió las arena problema supradyacente más próxima, siendo esta el miembro J3 de la formación
Oficina (~11160’ - 11210’ MD), la cual tiene una alta saturación de agua libre, permeabilidad de hasta
100 md y una presión de formación de 4385 psi, ésta última muy superior a los 2380 psi de la arena
productora. Esta información fue tomada con la utilización del registro de resonancia magnética
(MRIL), el cual permite identificar la cantidad y tipos de fluidos contenidos en un yacimiento3, y el
registro de presión (SFT), que permite medir presiones de formación en puntos localizados de un
intervalo, con la toma de muestras de fluido al penetrar una probeta en la arena sujeta a investigación4.
En la figura N° 7 y tabla N° 1 se pueden observar los resultados de los registros corridos para este
pozo.
Los objetivos secundarios para este trabajo, según orden de prioridades, se establecieron en
torno a proporcionar la estabilidad y soporte mecánico del revestidor de 7” que garantizara la vida útil
del pozo a este nivel, así como, eliminar la comunicación hidráulica con la formación a través de la
discontinuidad mecánica en el colgador de 9-5/8” x 7”.
De la misma manera, se establecieron las restricciones asociadas a las operaciones de
cementación remedial, siendo las siguientes:
- Evitar el desplazamiento de cemento hacia la zona productora, bien sea por el espacio anular
o dentro el liner ranurado, por la dificultad que representaba su remoción posterior que
garantizara la comunicación de la formación con el pozo.
- Descartar el uso de herramientas para cementaciones remediales, tales como retenedores y
tapones de hierro fabricados en materiales ferrosos, que involucraran operaciones de fresado
para ser removidos del pozo.
- Evitar el uso de empacaduras mecánicas recuperables de cementación, debido al alto riesgo
que significa una falla en el equipo que lo deje atrapado y cementado en el pozo.
- Dificultad en el control de flujo, volúmenes y desplazamiento del fluido de perforación por
cemento, en las condiciones de alta inclinación del hoyo, con la tubería de revestimiento
descansando en la parte baja del pozo y gran incertidumbre en el área de flujo, debido a lo
prolongado del tiempo de exposición del hoyo sin cementar, lo cual pudo generar alta
inestabilidad del mismo.
- Necesidad de tener éxito en el primer trabajo, pues la posterior adecuación del pozo y las
siguientes cementaciones secundarias significaban un incremento exponencial en los
tiempos y costos de operación.
Finalmente, se evaluaron los riesgos asociados a las operaciones de cementación remedial,
determinando que una falla en cualquiera de las fases del trabajo o desestimar alguna de las
restricciones podrían generar los siguientes efectos:
- Reducción del área de flujo la zona productiva.
- Taponamiento de las ranuras del liner de 4-1/2”.
- Pérdida del hoyo de producción por la dificultad de la limpieza de cemento en dimensiones
menores a 4” y en condiciones horizontales.
- Pérdida de la fase intermedia debido a la dificultad de fresar herramientas de servicio en
condiciones de alto ángulo.
- Atascamiento de herramientas de cementación debido a la probabilidad de retorno de
cemento por fisura en el colgador de 9-5/8” x 7”.
PLANIFICACION CEMENTACION REMEDIAL
Con el escenario definido, se procedió a realizar sesiones de trabajo para elaborar la planificación de
las operaciones de cementación remedial, donde se discutieron tres aspectos fundamentales:
metodología de cementación, herramientas y especificaciones de los fluidos para cementar.
La condición del pozo, en la cual se tiene circulación por el espacio anular entre el
revestimiento y el hoyo (figura N° 6), permitió establecer que el mejor método para asegurar el
desplazamiento de fluido era la cementación remedial circulante, la cual, en cierta manera, se asemeja a
la cementación primaria y consiste en circular una lechada de cemento a través de dos orificios o
perforaciones que estén comunicados hidráulicamente1,6. De acuerdo a lo anterior, se planificó el
trabajo con el siguiente procedimiento:
1. Asentar un elemento de sello como fondo de pozo falso, a la profundidad de 13200’, para
evitar que, por caída libre o circulación, el cemento se desplazara hacia el interior del liner
ranurado.
2. Perforar huecos de circulación de gran diámetro (BH – Big Hole) en el revestidor de 7” con
una densidad de disparos de 4 TPP en el intervalo (11260’ – 11264’) a una distancia
prudente del hoyo productor (> 600’) y con un espesor suficiente para aislar la arena J3
(> 50’), lo cual garantizaba nuestro objetivo principal y minimizaba nuestros riesgos de
productividad.
3. Asentar un elemento para actuar como retenedor de cementación a 11120’ y realizar la
circulación de cemento a través del espacio anular entre revestidor de 7” y hoyo abierto.
4. Probar circulación y realizar cementación circulante con 70 bls de lechada de baja densidad,
controlando los perfiles de presión, flujos de entrada y retorno, para detectar pérdidas de
circulación o desplazamiento de cemento hacia las zonas productoras. En la figura N° 8 se
muestra el diagrama de planificación de la cementación.
5. Reversar fluidos y comprobar eficiencia de desplazamiento con estricto control de los
volúmenes y retornos.
6. Limpiar todo el pozo hasta su profundidad final e instalar equipos de completación.
Con las limitaciones y riesgos asociados a las herramientas de cementación se optó por hacer
uso de elementos de última generación, tales como, empacaduras/retenedores elaborados en materiales
compuestos con un mínimo porcentaje de elementos ferrosos, lo que facilita su perforabilidad y asegura
la eliminación de residuos en el pozo. Basados en disponibilidad (02 unidades en Venezuela para el
momento de la operación), se optó por escoger las Fas Drill Sliding-Valve Packers (figura N° 9), las
cuales tienen una válvula deslizante operada con espiga que permite mantener presión en ambos
sentidos de flujo5, siendo factible usar este elemento tanto de fondo de pozo como de empacadura de
cementación.
El diseño de fluidos se basó en los mismos fundamentos usados para cementaciones primarias7.
Siendo el fluido del pozo base aceite mineral, se planificó bombear adelante de la lechada de
cementación, 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de lavador base agua, de tal manera que se pudiera
aumentar la eficiencia de la remoción, tanto del lodo base aceite como del revoque; de igual manera, se
pretendía cambiar la humectabilidad de la tubería de revestimiento y de la formación para mejorar la
adhesión de la capa de cemento a estas superficies y asegurar el aislamiento zonal1.
Con respecto a la lechada, la misma fue diseñada con una densidad de 13.5 lpg, de acuerdo a las
presiones de poro de las formaciones a cementar. El filtrado se estableció menor a 50 ml para aumentar
la probabilidad de llenado de todos los espacios vacíos en el anular y asegurar la circulación con menos
restricciones. Las condiciones de temperatura fueron el criterio para el uso de cemento clase “G” y la
adición de sílice. Finalmente, se adicionó aditivo anti-migratorio, debido a que la mayoría de las arenas
a cementar son productoras de hidrocarburos gaseosos.
OPERACIÓN CEMENTACION REMEDIAL
Luego de identificar plenamente la discontinuidad mecánica en la conexión entre el colgador de 9-5/8"
x 7" y su receptáculo pulido a 7503', y visualizado el plan de cementación remedial se procedió a
ejecutar la operación. Con un equipo de coiled tubing enhebrado se corrió la herramienta Fas Drill
Packer de 7" para ser asentada a la profundidad de 13200’, sin embargo, durante la bajada de la
herramienta se observó apoyo 1 Klbs a 10760'. Se tensionó hasta 6 Klbs sin lograr recuperar o mover el
elemento, detectándose un asentamiento prematuro de la herramienta, por lo que se decidió realizar el
procedimiento de asentamiento del Fas Drill Packer a esta profundidad.
El pre-asentamiento de la herramienta, alteró el procedimiento establecido de cementación, para
lo cual se utilizó una empacadura mecánica recuperable de 7" y se asentó a 7835' para probar integridad
y asentamiento del Fas Drill Packer. Una vez asentada la empacadura se presurizó en directo con 3000
psi, observando estabilidad de presión, lo cual comprobó la integridad mecánica del liner entre estos
dos puntos, continuó presurizando hasta acumular 5000 psi, máxima presión diferencial soportada por
el Fas Drill Packer, cuando se observó una caída brusca de la presión hasta 2200 psi, logrando con
esto soltar el anclaje de la herramienta y restableciendo la circulación en directo a través del anular del
revestidor de 7” y el hoyo abierto. Bajó con herramientas de fresado sin apoyos hasta 11708', donde
encontró Fas Drill Packer y procedió a llevarlo hasta tope de Empacadura/Colgador de 7" x 4-1/2" a
11838'. Quedando sólo una herramienta perforable disponible y con la visión de seguir el plan
establecido, se procedió a combinar el aislamiento del liner ranurado de 4-1/2” con los restos del Fas
Drill Packer pre-asentado y colocando sobre éste 20 bls de píldora viscosa para cubrir un total de 250'
en el liner de 7", los cuales ofrecieran suficiente resistencia al movimiento de fluidos y sirvieran como
fondo falso del pozo. De acuerdo a la planificación, se perforaron los huecos de circulación (11260' -
11264') con cañón de 4-1/2", 4 TPP, BH, HMX, transportados con guaya eléctrica.
Con la sarta de trabajo se asentó el segundo Fas Drill Packer a 11113' y probó circulación en
directo satisfactoriamente a través de los huecos de circulación y por detrás del revestidor de 7" con
una presión de 2150 psi. Inició cementación circulante con 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de
lavador base agua, observando reducción de presión hasta 1250 psi. Seguidamente, se bombearon 70
bls de una lechada anti-migratoria de bajo filtrado de 13.5 lpg, cuyas propiedades se muestran en la
Tabla N° 2. Por último, se desplazó lechada con 5 bls de lavador base agua y fluido base aceite mineral
hasta lograr colocar todo el cemento en el espacio anular, finalizando con una presión de 2600 psi.
Durante toda la operación se controlaron los flujos de entrada y retorno, sin detectar diferencias que
representaran pérdidas de circulación o movimiento de fluidos hacia zonas no planificadas. Se circuló
en reverso dentro del revestidor de 7” sin observar presencia de cemento y detectando los lavadores y
espaciadores que retornaron por la fisura del colgador de 9-5/8” x 7" a 7503', tal y como se esperaba de
acuerdo con el balance de fluidos de la operación, siendo esto un indicativo del éxito obtenido en la
colocación del cemento.
Se limpió el pozo hasta el tope del Fas Drill Packer a 11113' y se probó cementación
presurizando el pozo con 3000 psi, evidenciándose que aún se requería eliminar la comunicación
hidráulica, a nivel de la discontinuidad mecánica en el colgador de 9-5/8” x 7”. Utilizando una
empacadura mecánica recuperable de 9-5/8” se realizó la prueba de inyectividad en la fisura a 7503’,
acumulando 2250 psi a una tasa de bombeo de 2 bpm. Se realizó cementación forzada de baja presión
con 30 bls de una lechada de cemento de bajo filtrado de 13.5 lpg, con propiedades que se muestran en
la Tabla N° 3. La operación se ejecutó sin contratiempos, logrando desplazar toda la lechada hacia la
formación y con una presión final de 2450 psi.
Seguidamente, se limpió el pozo hasta tope de la Empacadura/Colgador a 11838' donde rotó la
sarta de limpieza hasta observar en superficie retornos de los restos de los Fas Drill Packers, lo cual
fue indicativo del eficiencia en la remoción de estos elementos. Las cementaciones fueron probadas
con pruebas positivas de presión de hasta 3000 psi, observando estabilidad y descartando la
comunicación hidráulica con el anular. Se corrió registro de evaluación de cementación ultrasónico
CAST-V transportado con coiled tubing enhebrado y con una sarta que permitiera la centralización de
la herramienta en las zonas de alta inclinación. Se limpió el liner ranurado de 4-1/2” sin conseguir
evidencias de migración de cemento hacia ésta área y logrando recuperar los restos faltantes de los
elementos perforables. Finalmente, el pozo fue completado según su planificación original y
adecuadamente habilitado a producción.
EVALUACION CEMENTACION REMEDIAL
Esta fase del proceso se fundamentó en una visión integral, donde se tomaron en cuenta diversos
factores que condujeron a la determinación de la existencia de aislamiento zonal necesario para
garantizar la producción de la arena L1L. Los factores analizados fueron parámetros operacionales,
pruebas de presión, registro de evaluación de cemento y, finalmente, las pruebas de producción.
Los aspectos operacionales son los siguientes:
- Desplazamiento de cemento con perfil de presiones ajustado a lo esperado y con
comportamiento de flujo estable, sin pérdidas de fluido.
- Retorno de los lavadores en la circulación de reversa, lo que indica que se logró colocar
suficiente cemento en el espacio anular.
- Durante la limpieza del pozo se perforó cemento fraguado y colocado, de acuerdo a la
planificación, sin detectar movimiento del mismo hacia la zona productora del pozo.
Las pruebas positivas de presión se realizaron con 3000 psi aplicados frente de la fisura y
huecos de circulación, dando como resultado estabilidad en la medición, lo cual permitió concluir que
se había logrado reparar la comunicación hidráulica por el espacio anular y, de igual manera, se había
colocado el cemento en un punto que nos proporcione el aislamiento zonal necesario.
El registro de evaluación de cemento debe ser estudiado con mucho detenimiento, puesto que
las condiciones de inclinación el intervalo de interés ocasionan que la herramienta tenga,
constantemente, una tendencia a estar descentralizada, sin embargo, una de las ventajas que ofrecen los
registros ultrasónicos es que permiten calcular el valor de la eccentricidad. Varios autores8,9 han
concluido que un valor de eccentricidad mayor de 0.2” reduce en 50 % la amplitud de la señal y puede
arrojar resultados erróneos. En la figura N° 10 se muestra la sección de mayor interés el registro
CAST-V corrido en el pozo MVR-107, donde se puede observar que a este nivel la centralización de
la herramienta es muy difícil, sin embargo, existe un tramo corto (11260’ – 11330’) donde la
eccentricidad es menor de 0.2”. En esta sección de datos confiables podemos interpretar, con el mapa
de impedancias acústicas, que existe presencia de cemento en este espacio anular y los canales que
pudieran existir no están interconectados, todo lo cual es garantía de aislamiento zonal.
Finalmente, la prueba de producción para este pozo es conclusiva, ya que se obtuvieron los
siguientes resultados:
- Producción de gas: 7.308 MMPCGD.
- Producción de crudo: 390 BNPD.
- Porcentaje de agua y sedimentos: 6 %.
Con esto, es muy claro que los objetivos de producción fueron alcanzados y que se logró
contener la amenaza de producción de agua producto del deficiente aislamiento zonal.
CONCLUSIONES
1. La calidad de la información en registros de evaluación de cemento, producto de la eccentricidad de
la herramienta, puede conducir a toma de decisiones incorrectas.
2. Las herramientas ultrasónicas de inspección de revestidor y evaluación de cemento, por su
flexibilidad y calidad de información, fueron determinantes en el diagnóstico del escenario, en la
evaluación de las operaciones realizadas y en la toma de decisiones generadas a partir de su
análisis.
3. Las herramientas para cementación remedial perforables representan un avance tecnológico que
transforma problemas en oportunidades, al tener el mismo desempeño que las herramientas
tradicionales con la ventaja de que son fácilmente removidas del pozo, incluso en escenarios de alta
inclinación.
4. Cuando un escenario permita la circulación en el espacio a ser cementado, la metodología de
cementación circulante se convierte en la mejor alternativa, pues se controla y optimiza la remoción
de lodo; sin embargo, la planificación y ejecución de las operaciones debe ser muy cuidadosa para
medir y reducir los riesgos asociados.
5. La evaluación de cementaciones remediales debe realizarse de manera integral, tomando en cuenta
los resultados operacionales, las pruebas de presión y los registros eléctricos.
6. Durante la construcción de pozos horizontales, es de suma importancia determinar certeramente el
aislamiento zonal de la zona productora antes de que ésta sea perforada, pues las operaciones
remediales que se pudieran generar, serían de menor riesgo al ser ejecutadas en ese momento.
7. El logro del aislamiento de la arena L1L en el pozo horizontal MVR-107 fue una operación de alto
riesgo, que se desarrolló en un escenario complejo, pero que con el adecuado diagnóstico, la
correcta planificación, la tecnología, el eficiente manejo de la información, el conocimiento y la
excelente ejecución terminó siendo una muy buena solución y una experiencia para ser compartida.
REFERENCIAS
1. Jones, R. y Watters, L.: “Petroleum Well Construction Book”, John Wiley and Sons, 1998, NuevaYork, USA.
2. Halliburton Integrated Solutions: “Conformance Technology Catalog”, www.myhalliburton.com, 2002,USA.
3. Coates, G., Xiao, L. y Prammer, M.: “Registros Eléctricos RMN”, Halliburton Co., 1999, Houston,USA.
4. Halliburton Co.: “Sequential Formation Tester Data Sheet”, www.myhalliburton.com, 2004, USA.
5. Halliburton Co.: “Service Tools Catalog”, www.myhalliburton.com, 2004, USA.
6. Jones, R.: “Remedial Cementing Workshop”, Watters Engineering – PDVSA CIED, 2003,Venezuela.
7. Beirute, R.: “Optimized Procedures for Squeeze Cementing”, Beirute Consulting, 2003, USA.
8. Batcheller, G.: “Cement Job Evaluation: The Big Picture”, Beirute Consulting, 2003, USA.
9. Frisch, G., Graham, W. y Griffith, J.: "Assessment of foamed - cement slurries using conventionalcement evaluation logs and improved interpretion methods", SPE 55649, 1999, USA.
ANEXOS
Tabla N° 1: Resultados de Tomas de Presión de registro SFT en el pozo MVR-107.
Tabla N° 2: Propiedades de lechada para cementación circulante en el pozo MVR-107.
Tipo de Cemento Clase “G”
Densidad (lpg) 13.5
Resistencia a la compresión (psi) 1640
Tiempo de Espesamiento (Hrs.) 05:04
Pérdida de Filtrado (cc/30 min) 46
% Anti-migratorio 1
% Sílice 35
Tabla N° 3: Propiedades de lechada para cementación forzada en el pozo MVR-107.
Tipo de Cemento Clase “G”
Densidad (lpg) 13.5
Resistencia a la compresión (psi) 1740
Tiempo de Espesamiento (Hrs.) 02:00
Pérdida de Filtrado (cc/30 min) 42
% Anti-migratorio 1
% Sílice 35
Figura N° 1: Plan de perfil direccional del pozo MVR-107.
0 2000 4000
10000
8000
6000
4000
2000
0
CSH
Sección 12 1/4"
FSH
Proposal Survey
Tie-In ST 19.27° 9300 MD
Tope L2U
11624 MD 10703 TVD
Casing Point 7 5/8'' 88.24° 11760 MD
TD 55.00° 11719 MD
KOP 1.21° 8300 MD
Tie-In Last Survey 1.21° 7937 MDCasing Point 9 5/8'' 1.12° 8012 MD
Tie-In
Surveys MVR-107
True Vertical Depth (1 in = 2000 feet)
Elev Ref: RKB(821.78ft above MSL)
MVR-107
Pilot
MVR-107
Horizontal
<<< SOUTH NORTH >>>
Figura N° 2: Plan de Completación Original del pozo MVR-107.
Figura N° 3: Completación Original modificada del pozo MVR-107.
13-3/8” @ 2700’
4-½” @ 12850’ MD - 90°
VALVULA DE SEGURIDAD @ 300’
TUBERIA PRODUCCION 4-1/2”
TUBERIA PRODUCCION 3-1/2”
COLGADOR 9-5/8” x 7” @ 7500’
CAMISA @ 7300’
HOYO PILOTO @ 11719’ - 55° HOYO 8-1/2”
9-5/8” @ 8000’ MD
7” @ 11760’ MD - 88°
EMPACADURA / COLGADOR7” x 4-1/2” @ 11610’
HOYO 5-7/8”
13-3/8” @ 2702’
4-½” @ 12938’ MD - 89°
VALVULA DE SEGURIDAD @ 313’
TUBERIA PRODUCCION 4-1/2”
TUBERIA PRODUCCION 3-1/2”
COLGADOR 9-5/8” x 7” @ 7489’
CAMISA @ 7292’
HOYO PILOTO @ 11732’ - 57° HOYO 8-1/2”
9-5/8” @ 8012’ MD
7” @ 11968’ MD - 82°
EMPACADURA / COLGADOR7” x 4-1/2” @ 11968’
HOYO 5-7/8”
EMPACADURA HIDRAULICA7” @ 7570’
Figura N° 4: Registro CAST-V de inspección de revestidor en pozo MVR-107.
Figura N° 5: Esquema mecánico de bajada de liner de 7” en pozo MVR-107.
7503.45
7503. 50
7505.53
No. PROF. (FT) LONG. (FT) OD ( IN) I D ( I N ) ID DESCRIPTION1 7489,00 9,15 8,324 6,250 Hyflo I I I L iner Packer 7 x 9-5/8
2 7498,15 6,02 7,140 6,000 PBR Seal nipple, 6.000 ID
3 7504,17 5,62 8,318 6,265 Hyflo I I Liner Hanger 7 x 9-5/8
4 7509,79 0,98 7,625 5,938 Plug Holder Bushing 7" STL
5 7510,77 4380,85 7,000 6,004 Liner, 7"35# P-110
6 11891,62 0,65 7,035 6,004 Landing Collar, 7"35#
7 11892,27 90,41 7,000 6,004 Liner Joints, 7"35#
8 11982,68 2,63 7,650 6,148 V Set Shoe, 7" 35#
Figura N° 6: Diagrama del pozo MVR-107 con resultados del diagnóstico.
Figura N° 7: Registro de Resonancia Magnética en el pozo MVR-107.
13-3/8” @ 2702’
4-½” @ 12938’ MD - 89°
COLGADOR 9-5/8” x 7” @ 7489’
CAMISA @ 7292’
HOYO PILOTO @ 10052’ - 57° HOYO 8-1/2”
9-5/8” @ 8012’ MD
7” @ 11968’ MD - 82°
EMPACADURA / COLGADOR7” x 4-1/2” @ 7471’
HOYO 5-7/8”
FISURA EN COLGADOR 9-5/8” x 7”
COMUNICACIÓN HIDRÁULICA EN LINER DE 7”
Figura N° 8: Diagrama de planificación de cementación circulante.
Figura N° 9: Fas Drill Sliding-Valve Packer
13-3/8” @ 2702’
4-½” @ 12938’ MD - 89°
COLGADOR 9-5/8” x 7” @ 7489’
CAMISA @ 7292’
HOYO PILOTO @ 10052’ - 57° HOYO 8-1/2”
9-5/8” @ 8012’ MD
7” @ 11968’ MD - 82°
EMPACADURA / COLGADOR7” x 4-1/2” @ 7471’
HOYO 5-7/8”
FISURA EN COLGADOR 9-5/8” x 7”
ARENA J3
AISL. (11260’ - 11264’)
ELEMENTO DE FONDO FALSO DE POZO @ 11320’
RETENEDOR @ 11120’
Figura N° 10: Registro de evaluación de cemento ultrasónico CAST-V para el pozo MVR-107.
Arena J3
Zona con información decalidad, por buenacentralización deherramienta, donde elregistro ultrasónicoevidencia aislamientozonal satisfactorio.
