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CEMENTACION POZOS HORIZONTALES.pdf

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CEMENTACION REMEDIAL EN LINER INTERMEDIO DE POZO HORIZONTAL Javier Malav - Petrleos de Venezuela, S.A. y Maximiliano Medina - Petrleos de Venezuela, S.A.

RESUMEN Durante la construccin del pozo horizontal MVR-107, Campo Mata-R, Distrito Anaco - PDVSA Oriente se present una falla en la cementacin primaria del Liner Intermedio de 7" (Seccin de Construccin de Angulo 0 - 82 de Inclinacin), la cual fue detectada posterior a la bajada del Liner de Produccin ranurado de 4 1/2, durante la instalacin de la completacin. Se planific una operacin de cementacin remedial, cuyo objetivo era aislar el intervalo productor de arenas de agua presurizadas. La operacin representaba un gran riesgo por la probabilidad de prdida del hoyo de produccin durante la cementacin secundaria, adicionalmente, exista la restriccin de no poder usar equipos de fondo tradicionales (empacaduras, retenedores, etc.), y la necesidad de ejecutar las operaciones con la mnima perturbacin del intervalo productor. El diagnstico de la falla y su magnitud involucraron el uso de tecnologas de registros ultrasnicos para la inspeccin del revestidor y la evaluacin de la cementacin. La operacin se ejecut a travs de la metodologa de cementacin remedial circulante, en la cual se perfor el revestidor intermedio, 60 pies por debajo de la arena "problema", retornando por una discontinuidad mecnica 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 cementacin. Se utiliz una lechada liviana de 13.5 lpg, controlando los caudales de bombeo y retornos para garantizar la colocacin del cemento en la zona planificada. El pozo fue completado segn se haba planificado, logrando cumplir con las metas de produccin 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.

INTRODUCCIN En la construccin de pozos productores de hidrocarburos, el xito en las operaciones de cementacin de los diferentes revestidores, especialmente los de produccin, es garanta de la productividad y vida til del activo. Por tal razn, la industria invierte, cada ao, grandes cantidades de dinero, tiempo y

conocimientos en asegurar, por todos los medios, que se logren excelentes cementaciones primarias basados en una adecuada planificacin, una mejor operacin y una satisfactoria evaluacin1 . La evaluacin de las cementaciones es la va que conduce a la toma de una de las decisiones ms crticas y traumticas en la vida de un pozo: Realizar una cementacin remedial o no? Por lo compleja de su concepcin, las incertidumbres en su planificacin, los riesgos durante su ejecucin, 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 completacin del pozo est 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 presin "ladronas". Todo el anlisis anterior est asociado con pozos verticales convencionales, donde las prcticas operacionales y equipos para cementaciones secundarias estn 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 ltima fase del pozo en una sola arena productora, con la visin de maximizar su productividad a travs de un aumento significativo del rea de flujo de la formacin hacia el pozo, entonces, el aislamiento zonal debe estar garantizado por la buena cementacin de la ltima seccin y la zapata del revestidor intermedio, instalado antes de la perforacin del hoyo horizontal. Cuando se detecta una falla en la cementacin primaria del revestidor intermedio, la cual debe ser reparada, se presenta un escenario de alta complejidad, pues la operacin remedial debe realizarse en una seccin de alta inclinacin, donde el desplazamiento del fluido de perforacin por cemento se convierte una tarea ardua. Ms an, si se agrega a este escenario el caso de que la deteccin de la falla se realiza posterior a la perforacin del hoyo productor, como es el caso del pozo MVR-107, entonces, se adicionan grandes riesgos operacionales asociados a las herramientas, tipo de cementacin y a la limpieza del pozo, los cuales pueden generar desde una disminucin en la capacidad productiva del pozo hasta la prdida total de las fases intermedia y productora. En este trabajo se describen todos los pasos ejecutados para el diagnstico de la falla en la cementacin primaria del Liner Intermedio en el pozo MVR-107, as como la planificacin y operaciones asociadas al trabajo remedial, donde se logr el aislamiento zonal de la zona productora sin afectar su productividad.

ANTECEDENTES La perforacin del pozo MVR-107 form parte de la estrategia de explotacin de hidrocarburos planeada por el Distrito Anaco de PDVSA GAS para la formacin Oficina en el yacimiento L1L (ZM-303) del Campo Mata-R ubicado, en la Unidad de Explotacin Area Mayor de Oficina, donde se plantearon expectativas de produccin de 17 MMPCGD y 190 BNPD. La arquitectura definida para el pozo fue de tipo horizontal, tal como se muestra en la figura N1. El pozo se desarroll tal como estaba conceptualizado, perforndose una fase conductora, hoyo vertical de 17 de dimetro hasta 2705 donde se corri y cement un revestidor de 13 3/8; una fase de superficie, hoyo vertical de 12 de dimetro hasta 8017 en el cual se cement un revestidor de 9 5/8; una fase intermedia, hoyo direccional de 8 de dimetro hasta 11732 con 57 de inclinacin, el cual permiti recopilar la informacin necesaria del yacimiento objetivo, cotejar con los resultados de la ssmica 3D y caracterizar con los modelos estticos y dinmicos definidos. Una vez ubicado y correlacionado el objetivo, se abandon con cemento parte del hoyo perforado y continu direccionalmente desde 9040 hasta 11970 alcanzando 82 de inclinacin. Para realizar el revestimiento del hoyo, se corri hasta el fondo del pozo, sin ningn tipo de problemas, un liner de 7 x 35 lpp, P-110, rosca STL con un colgador hidrulico y empacadura de tope incorporada. Se realiz la instalacin del colgador hidrulico, con ciertos inconvenientes para lograr acumular la presin que acciona el mecanismo de la herramienta de asentamiento, a travs del aislamiento de esfricas de bronce y baquelita. Se prob la circulacin, se realizaron las operaciones correspondientes a la cementacin primaria del liner y se asent la empacadura tope de colgador. Durante la cementacin se observaron irregularidades en los parmetros operacionales, tales como: En el perfil de presin de la operacin, posteriores a la ruptura de pines, no se alcanzaron los valores de presin de desplazamiento correspondientes a la simulacin del trabajo. Se observaron retornos en superficie de parte de los preflujos, durante la cementacin. No se logr el asentamiento de los tapones de desplazamiento, an sobredesplazando un total de 2 bls; sin embargo, al despresurizar el sistema y no se observ contraflujo. Baj una sarta de limpieza con mecha de 8 1/2 hasta 4380, donde procedi a circular y observ retorno de cemento contaminado. Continu bajando hasta 6865 donde se registr un apoyo de 7 Klbs y, finalmente, termin de limpiar el revestidor de 9-5/8 hasta 7489. Durante la limpieza del revestidor de 7, se encontr cemento no fraguado desde 7500 hasta 8092, posteriormente, se baj libre de apoyos hasta 11874, donde se perfor el sistema de flotacin y la zapata hasta 11980. En este nivel se realiz una prueba de integridad de presin, la cual arroj un

resultado de 12.8 lpg de densidad equivalente. Al comparar sta informacin con los resultados de la prueba de integridad de presin realizada en la zapata del revestidor anterior de 9 5/8, la cual dio como resultado 13,53 lpg de densidad equivalente, se opt por correr registro de cementacin CBLVDL para contar con ms elementos de evaluacin. Las condiciones de alta inclinacin del hoyo no permitieron confiar en la calidad de los datos obtenidos con el CBL-VDL, donde se observaron bajas seales de amplitud y arribos de formacin, que permitieron inferir la existencia de una pequea capa de cemento cercana a la zapata del revestidor de 7. Aunque exista desconfianza con el registro CBL-VDL, los resultados de la prueba de integridad de presin representaban un argumento slido para confirmar la presencia de una zapata cementada y, por ende, el aislamiento zonal de la arena L1L. Por lo anterior, se decidi continuar con la perforacin de la fase de produccin, perforndose sin problemas hoyo horizontal de 5 7/8 de dimetro desde 11970 hasta 12939, bajando la densidad del lodo desde 10,3 lpg hasta 8,4 lpg. Una vez culminada las operaciones de perforacin de la fase produccin de 5 7/8, se da inicio a la fase de completacin con el revestimiento del hoyo abierto utilizando liner ranurado de 4 colgado con una empacadura permanente tipo recuperable. Se instal el liner ranurado a la profundidad de 12938 y realiz procedimiento de asentamiento de la empacadura, en el cual no se pudo probar la eficiencia en el sello hidrulico entre la tubera de produccin y el anular, siendo una posible falla en la empacadura recuperable. Para corroborar la comunicacin se baj con una espiga de sellos y se prob la comunicacin hidrulica, comprobando una presunta falla a nivel de la empacadura recuperable. Para solventar esta situacin, se decidi incluir en el diseo de completacin original del pozo, representado en la figura N 2, una empacadura hidrulica adicional, con la finalidad de eliminar la comunicacin hidrulica entre la tubera de produccin y los revestidores, a travs de la empacadura/colgador, tal como se muestra en la figura N 3. Luego de introducir el cambio en el diseo de completacin, se instalaron los equipos en el pozo y al realizar las respectivas pruebas de presin se detect que la comunicacin persista. La remota posibilidad de que dos elemento de aislamiento fallaran, nos permiti inferir que el escenario ms probable es aquel en el cual la comunicacin hidrulica exista entre el liner de 7 y el hoyo abierto de 8 , para lo cual se decidi recuperar los equipos de completacin y realizar un diagnstico para poder identificar y corregir el problema.

DIAGNOSTICO Y DEFINICION DEL ESCENARIO Una vez descartada la comunicacin hidrulica entre la tubera y el espacio anular de sta ltima con el revestidor de 7, se clarifica el escenario, pues el nico camino alternativo para el retorno de fluidos hacia superficie es a travs del anular entre el liner de 7 y el hoyo abierto, lo que evidencia claramente una falla en la cementacin primaria. Sin embargo, an 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 trmino, se utiliz una empacadura mecnica recuperable, la cual se asent a 7527se coloc una presin de 500 psi por el anular y se obtuvo retorno de fluido por tubera, con lo que se evidenci que el punto de comunicacin se encontraba sobre este nivel y se redujo el intervalo de investigacin a la seccin entre 7527 y 7489. En segundo trmino, se tomaron decisiones basadas en la mayor probabilidad de falla a nivel del colgador de 9-5/8 x 7, para lo que se coloc una empacadura adicional en el tope del colgador, probando, con anterioridad, la alta eficiencia de la integridad del sello hidrulico en sta rea. Con estos resultados, se descart la falla a nivel del colgador y se procedi a inspeccionar la condicin mecnica del revestidor de 7 con el uso de la herramienta de ltima generacin CAST-V, en modo hoyo entubado, la cual genera imgenes de alta resolucin en 360 de la superficie interna del revestidor, a travs del clculo del dimetro interno, espesor y ovalidad del tubular, a partir de las mediciones de amplitud y tiempo de trnsito de seales ultrasnicas emitidas y recibidas por un nico transductor rotacional2 . En la figura N 4 se pueden observar las imgenes arrojadas por el registro ultrasnico, donde se interpreta que existe una zona de discontinuidad mecnica entre 7502 y 7505, donde en los diferentes cortes transversales realizados en sta rea se presentan los daos en el colgador a este nivel, asociados, principalmente, a los aumentos en los tiempos de trnsito. Al correlacionar esta profundidad con el diagrama mecnico de equipos asociados a la bajada del liner de 7 (figura N 5) se infiere que el punto de retorno de fluidos est ubicado entre el colgador y su receptculo pulido superior. Con sta nueva informacin se concluy la fase de diagnstico de campo al realizar todos los esfuerzos para comprender la magnitud y caractersticas de los orgenes de la falla durante la cementacin primaria del revestidor de 7 y la completacin del pozo. Se procedi, entonces, a definir el escenario bajo el cual se desarrollaran las siguientes operaciones de reparacin en el pozo al delinear sus objetivos, restricciones y riesgos asociados, donde en la figura N 6 se puede observar el esquema mecnico que describe grficamente este escenario.

Se plante como objetivo principal conseguir el aislamiento de la arena L1L, para lo que se defini las arena problema supradyacente ms prxima, siendo esta el miembro J3 de la formacin Oficina (~11160 - 11210 MD), la cual tiene una alta saturacin de agua libre, permeabilidad de hasta 100 md y una presin de formacin de 4385 psi, sta ltima muy superior a los 2380 psi de la arena productora. Esta informacin fue tomada con la utilizacin del registro de resonancia magntica (MRIL), el cual permite identificar la cantidad y tipos de fluidos contenidos en un yacimiento3 , y el registro de presin (SFT), que permite medir presiones de formacin en puntos localizados de un intervalo, con la toma de muestras de fluido al penetrar una probeta en la arena sujeta a investigacin4 . 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, segn orden de prioridades, se establecieron en torno a proporcionar la estabilidad y soporte mecnico del revestidor de 7 que garantizara la vida til del pozo a este nivel, as como, eliminar la comunicacin hidrulica con la formacin a travs de la discontinuidad mecnica en el colgador de 9-5/8 x 7. De la misma manera, se establecieron las restricciones asociadas a las operaciones de cementacin 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 remocin posterior que garantizara la comunicacin de la formacin 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 mecnicas recuperables de cementacin, 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, volmenes y desplazamiento del fluido de perforacin por cemento, en las condiciones de alta inclinacin del hoyo, con la tubera de revestimiento descansando en la parte baja del pozo y gran incertidumbre en el rea de flujo, debido a lo prolongado del tiempo de exposicin del hoyo sin cementar, lo cual pudo generar alta inestabilidad del mismo. Necesidad de tener xito en el primer trabajo, pues la posterior adecuacin del pozo y las siguientes cementaciones secundarias significaban un incremento exponencial en los tiempos y costos de operacin.

Finalmente, se evaluaron los riesgos asociados a las operaciones de cementacin remedial, determinando que una falla en cualquiera de las fases del trabajo o desestimar alguna de las restricciones podran generar los siguientes efectos: Reduccin del rea de flujo la zona productiva. Taponamiento de las ranuras del liner de 4-1/2. Prdida del hoyo de produccin por la dificultad de la limpieza de cemento en dimensiones menores a 4 y en condiciones horizontales. Prdida de la fase intermedia debido a la dificultad de fresar herramientas de servicio en condiciones de alto ngulo. Atascamiento de herramientas de cementacin 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 procedi a realizar sesiones de trabajo para elaborar la planificacin de las operaciones de cementacin remedial, donde se discutieron tres aspectos fundamentales: metodologa de cementacin, herramientas y especificaciones de los fluidos para cementar. La condicin del pozo, en la cual se tiene circulacin por el espacio anular entre el revestimiento y el hoyo (figura N 6), permiti establecer que el mejor mtodo para asegurar el desplazamiento de fluido era la cementacin remedial circulante, la cual, en cierta manera, se asemeja a la cementacin primaria y consiste en circular una lechada de cemento a travs de dos orificios o perforaciones que estn comunicados hidrulicamente1,6. De acuerdo a lo anterior, se planific 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 cada libre o circulacin, el cemento se desplazara hacia el interior del liner ranurado. 2. Perforar huecos de circulacin de gran dimetro (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 cementacin a 11120 y realizar la circulacin de cemento a travs del espacio anular entre revestidor de 7 y hoyo abierto.

4. Probar circulacin y realizar cementacin circulante con 70 bls de lechada de baja densidad, controlando los perfiles de presin, flujos de entrada y retorno, para detectar prdidas de circulacin o desplazamiento de cemento hacia las zonas productoras. En la figura N 8 se muestra el diagrama de planificacin de la cementacin. 5. Reversar fluidos y comprobar eficiencia de desplazamiento con estricto control de los volmenes y retornos. 6. Limpiar todo el pozo hasta su profundidad final e instalar equipos de completacin. Con las limitaciones y riesgos asociados a las herramientas de cementacin se opt por hacer uso de elementos de ltima generacin, tales como, empacaduras/retenedores elaborados en materiales compuestos con un mnimo porcentaje de elementos ferrosos, lo que facilita su perforabilidad y asegura la eliminacin de residuos en el pozo. Basados en disponibilidad (02 unidades en Venezuela para el momento de la operacin), se opt por escoger las Fas Drill Sliding-Valve Packers (figura N 9), las cuales tienen una vlvula deslizante operada con espiga que permite mantener presin en ambos sentidos de flujo5 , siendo factible usar este elemento tanto de fondo de pozo como de empacadura de cementacin. El diseo de fluidos se bas en los mismos fundamentos usados para cementaciones primarias7 . Siendo el fluido del pozo base aceite mineral, se planific bombear adelante de la lechada de cementacin, 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de lavador base agua, de tal manera que se pudiera aumentar la eficiencia de la remocin, tanto del lodo base aceite como del revoque; de igual manera, se pretenda cambiar la humectabilidad de la tubera de revestimiento y de la formacin para mejorar la adhesin de la capa de cemento a estas superficies y asegurar el aislamiento zonal1 . Con respecto a la lechada, la misma fue diseada con una densidad de 13.5 lpg, de acuerdo a las presiones de poro de las formaciones a cementar. El filtrado se estableci menor a 50 ml para aumentar la probabilidad de llenado de todos los espacios vacos en el anular y asegurar la circulacin con menos restricciones. Las condiciones de temperatura fueron el criterio para el uso de cemento clase G y la adicin de slice. Finalmente, se adicion aditivo anti-migratorio, debido a que la mayora de las arenas a cementar son productoras de hidrocarburos gaseosos.

OPERACIN CEMENTACION REMEDIAL Luego de identificar plenamente la discontinuidad mecnica en la conexin entre el colgador de 9-5/8" x 7" y su receptculo pulido a 7503', y visualizado el plan de cementacin remedial se procedi a ejecutar la operacin. Con un equipo de coiled tubing enhebrado se corri la herramienta Fas Drill

Packer de 7" para ser asentada a la profundidad de 13200, sin embargo, durante la bajada de la herramienta se observ apoyo 1 Klbs a 10760'. Se tension hasta 6 Klbs sin lograr recuperar o mover el elemento, detectndose un asentamiento prematuro de la herramienta, por lo que se decidi realizar el procedimiento de asentamiento del Fas Drill Packer a esta profundidad. El pre-asentamiento de la herramienta, alter el procedimiento establecido de cementacin, para lo cual se utiliz una empacadura mecnica recuperable de 7" y se asent a 7835' para probar integridad y asentamiento del Fas Drill Packer. Una vez asentada la empacadura se presuriz en directo con 3000 psi, observando estabilidad de presin, lo cual comprob la integridad mecnica del liner entre estos dos puntos, continu presurizando hasta acumular 5000 psi, mxima presin diferencial soportada por el Fas Drill Packer, cuando se observ una cada brusca de la presin hasta 2200 psi, logrando con esto soltar el anclaje de la herramienta y restableciendo la circulacin en directo a travs del anular del revestidor de 7 y el hoyo abierto. Baj con herramientas de fresado sin apoyos hasta 11708', donde encontr Fas Drill Packer y procedi a llevarlo hasta tope de Empacadura/Colgador de 7" x 4-1/2" a 11838'. Quedando slo una herramienta perforable disponible y con la visin de seguir el plan establecido, se procedi a combinar el aislamiento del liner ranurado de 4-1/2 con los restos del Fas Drill Packer pre-asentado y colocando sobre ste 20 bls de pldora 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 planificacin, se perforaron los huecos de circulacin (11260' 11264') con can de 4-1/2", 4 TPP, BH, HMX, transportados con guaya elctrica. Con la sarta de trabajo se asent el segundo Fas Drill Packer a 11113' y prob circulacin en directo satisfactoriamente a travs de los huecos de circulacin y por detrs del revestidor de 7" con una presin de 2150 psi. Inici cementacin circulante con 30 bls de lavador base aceite y 20 bls de lavador base agua, observando reduccin de presin 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 ltimo, se desplaz 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 presin de 2600 psi. Durante toda la operacin se controlaron los flujos de entrada y retorno, sin detectar diferencias que representaran prdidas de circulacin o movimiento de fluidos hacia zonas no planificadas. Se circul 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 operacin, siendo esto un indicativo del xito obtenido en la colocacin del cemento.

Se limpi el pozo hasta el tope del Fas Drill Packer a 11113' y se prob cementacin presurizando el pozo con 3000 psi, evidencindose que an se requera eliminar la comunicacin hidrulica, a nivel de la discontinuidad mecnica en el colgador de 9-5/8 x 7. Utilizando una empacadura mecnica recuperable de 9-5/8 se realiz la prueba de inyectividad en la fisura a 7503, acumulando 2250 psi a una tasa de bombeo de 2 bpm. Se realiz cementacin forzada de baja presin 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 operacin se ejecut sin contratiempos, logrando desplazar toda la lechada hacia la formacin y con una presin final de 2450 psi. Seguidamente, se limpi el pozo hasta tope de la Empacadura/Colgador a 11838' donde rot 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 remocin de estos elementos. Las cementaciones fueron probadas con pruebas positivas de presin de hasta 3000 psi, observando estabilidad y descartando la comunicacin hidrulica con el anular. Se corri registro de evaluacin de cementacin ultrasnico CAST-V transportado con coiled tubing enhebrado y con una sarta que permitiera la centralizacin de la herramienta en las zonas de alta inclinacin. Se limpi el liner ranurado de 4-1/2 sin conseguir evidencias de migracin de cemento hacia sta rea y logrando recuperar los restos faltantes de los elementos perforables. Finalmente, el pozo fue completado segn su planificacin original y adecuadamente habilitado a produccin.

EVALUACION CEMENTACION REMEDIAL Esta fase del proceso se fundament en una visin integral, donde se tomaron en cuenta diversos factores que condujeron a la determinacin de la existencia de aislamiento zonal necesario para garantizar la produccin de la arena L1L. Los factores analizados fueron parmetros operacionales, pruebas de presin, registro de evaluacin de cemento y, finalmente, las pruebas de produccin. Los aspectos operacionales son los siguientes: Desplazamiento de cemento con perfil de presiones ajustado a lo esperado y con comportamiento de flujo estable, sin prdidas de fluido. Retorno de los lavadores en la circulacin de reversa, lo que indica que se logr colocar suficiente cemento en el espacio anular. Durante la limpieza del pozo se perfor cemento fraguado y colocado, de acuerdo a la planificacin, sin detectar movimiento del mismo hacia la zona productora del pozo.

Las pruebas positivas de presin se realizaron con 3000 psi aplicados frente de la fisura y huecos de circulacin, dando como resultado estabilidad en la medicin, lo cual permiti concluir que se haba logrado reparar la comunicacin hidrulica por el espacio anular y, de igual manera, se haba colocado el cemento en un punto que nos proporcione el aislamiento zonal necesario. El registro de evaluacin de cemento debe ser estudiado con mucho detenimiento, puesto que las condiciones de inclinacin el intervalo de inters ocasionan que la herramienta tenga, constantemente, una tendencia a estar descentralizada, sin embargo, una de las ventajas que ofrecen los registros ultrasnicos 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 seal y puede arrojar resultados errneos. En la figura N 10 se muestra la seccin de mayor inters el registro CAST-V corrido en el pozo MVR-107, donde se puede observar que a este nivel la centralizacin de la herramienta es muy difcil, sin embargo, existe un tramo corto (11260 11330) donde la eccentricidad es menor de 0.2. En esta seccin de datos confiables podemos interpretar, con el mapa de impedancias acsticas, que existe presencia de cemento en este espacio anular y los canales que pudieran existir no estn interconectados, todo lo cual es garanta de aislamiento zonal. Finalmente, la prueba de produccin para este pozo es conclusiva, ya que se obtuvieron los siguientes resultados: Produccin de gas: 7.308 MMPCGD. Produccin de crudo: 390 BNPD. Porcentaje de agua y sedimentos: 6 %.

Con esto, es muy claro que los objetivos de produccin fueron alcanzados y que se logr contener la amenaza de produccin de agua producto del deficiente aislamiento zonal.

CONCLUSIONES 1. La calidad de la informacin en registros de evaluacin de cemento, producto de la eccentricidad de la herramienta, puede conducir a toma de decisiones incorrectas. 2. Las herramientas ultrasnicas de inspeccin de revestidor y evaluacin de cemento, por su flexibilidad y calidad de informacin, fueron determinantes en el diagnstico del escenario, en la evaluacin de las operaciones realizadas y en la toma de decisiones generadas a partir de su anlisis. 3. Las herramientas para cementacin remedial perforables representan un avance tecnolgico que transforma problemas en oportunidades, al tener el mismo desempeo que las herramientas

tradicionales con la ventaja de que son fcilmente removidas del pozo, incluso en escenarios de alta inclinacin. 4. Cuando un escenario permita la circulacin en el espacio a ser cementado, la metodologa de cementacin circulante se convierte en la mejor alternativa, pues se controla y optimiza la remocin de lodo; sin embargo, la planificacin y ejecucin de las operaciones debe ser muy cuidadosa para medir y reducir los riesgos asociados. 5. La evaluacin de cementaciones remediales debe realizarse de manera integral, tomando en cuenta los resultados operacionales, las pruebas de presin y los registros elctricos. 6. Durante la construccin de pozos horizontales, es de suma importancia determinar certeramente el aislamiento zonal de la zona productora antes de que sta sea perforada, pues las operaciones remediales que se pudieran generar, seran 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 operacin de alto riesgo, que se desarroll en un escenario complejo, pero que con el adecuado diagnstico, la correcta planificacin, la tecnologa, el eficiente manejo de la informacin, el conocimiento y la excelente ejecucin termin siendo una muy buena solucin y una experiencia para ser compartida.

REFERENCIAS 1. Jones, R. y Watters, L.: Petroleum Well Construction Book, John Wiley and Sons, 1998, Nueva York, USA. 2. Halliburton Integrated Solutions: Conformance Technology Catalog, www.myhalliburton.com, 2002, USA. 3. Coates, G., Xiao, L. y Prammer, M.: Registros Elctricos 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 conventional cement evaluation logs and improved interpretion methods", SPE 55649, 1999, USA.

ANEXOS Tabla N 1: Resultados de Tomas de Presin de registro SFT en el pozo MVR-107.

Tabla N 2: Propiedades de lechada para cementacin circulante en el pozo MVR-107. Tipo de Cemento Densidad (lpg) Resistencia a la compresin (psi) Tiempo de Espesamiento (Hrs.) Prdida de Filtrado (cc/30 min) % Anti-migratorio % Slice Clase G 13.5 1640 05:04 46 1 35

Tabla N 3: Propiedades de lechada para cementacin forzada en el pozo MVR-107. Tipo de Cemento Densidad (lpg) Resistencia a la compresin (psi) Tiempo de Espesamiento (Hrs.) Prdida de Filtrado (cc/30 min) % Anti-migratorio % Slice Clase G 13.5 1740 02:00 42 1 35

0

Tie-In

2000Seccin 12 1/4"

4000True Vertical Depth (1 in = 2000 feet) Elev Ref: RKB(821.78ft above MSL)Proposal Survey

6000Surveys MVR-107

8000

Tie-In Last Survey 1.21 7937 MD Casing Point 9 5/8'' 1.12 8012 MD KOP 1.21 8300 MD

Tie-In ST 19.27 9300 MD

10000PilotTope L2U

MVR-107 MVR-107 Horizontal Casing Point 7 5/8''88.24 11760 MD

CSH

FSH

11624 MD 10703 TVD

TD 55.00 11719 MD

0

2000

4000

Figura N 1: Plan de perfil direccional del pozo MVR-107.

>

VALVULA DE SEGURIDAD @ 300

13-3/8 @ 2700

TUBERIA PRODUCCION 4-1/2

CAMISA @ 7300 COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7500 9-5/8 @ 8000 MD

TUBERIA PRODUCCION 3-1/2 EMPACADURA / COLGADOR 7 x 4-1/2 @ 11610 7 @ 11760 MD - 88 4- @ 12850 MD - 90

HOYO PILOTO @ 11719 - 55

HOYO 8-1/2

HOYO 5-7/8

Figura N 2: Plan de Completacin Original del pozo MVR-107.

VALVULA DE SEGURIDAD @ 313

13-3/8 @ 2702

TUBERIA PRODUCCION 4-1/2

CAMISA @ 7292 COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489 9-5/8 @ 8012 MD EMPACADURA HIDRAULICA 7 @ 7570 TUBERIA PRODUCCION 3-1/2 EMPACADURA / COLGADOR 7 x 4-1/2 @ 11968 7 @ 11968 MD - 82 4- @ 12938 MD - 89

HOYO PILOTO @ 11732 - 57

HOYO 8-1/2

HOYO 5-7/8

Figura N 3: Completacin Original modificada del pozo MVR-107.

7503.45

7503. 50

7505.53

Figura N 4: Registro CAST-V de inspeccin de revestidor en pozo MVR-107.

No. 1 2 3 4 5 6 7 8

PROF. (FT) 7489,00 7498,15 7504,17 7509,79 7510,77 11891,62 11892,27 11982,68

LONG. (FT) 9,15 6,02 5,62 0,98 4380,85 0,65 90,41 2,63

OD (IN) 8,324 7,140 8,318 7,625 7,000 7,035 7,000 7,650

ID (IN) 6,250 6,000 6,265 5,938 6,004 6,004 6,004 6,148

ID DESCRIPTION Hyflo III Liner Packer 7 x 9-5/8 PBR Seal nipple, 6.000 ID Hyflo II Liner Hanger 7 x 9-5/8 Plug Holder Bushing 7" STL Liner, 7"35# P-110 Landing Collar, 7"35# Liner Joints, 7"35# V Set Shoe, 7" 35#

Figura N 5: Esquema mecnico de bajada de liner de 7 en pozo MVR-107.

13-3/8 @ 2702

CAMISA @ 7292 COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489 9-5/8 @ 8012 MD FISURA EN COLGADOR 9-5/8 x 7 COMUNICACIN HIDRULICA EN LINER DE 7 EMPACADURA / COLGADOR 7 x 4-1/2 @ 7471 7 @ 11968 MD - 82

4- @ 12938 MD - 89

HOYO PILOTO @ 10052 - 57

HOYO 8-1/2

HOYO 5-7/8

Figura N 6: Diagrama del pozo MVR-107 con resultados del diagnstico.

Figura N 7: Registro de Resonancia Magntica en el pozo MVR-107.

13-3/8 @ 2702

FISURA EN COLGADOR 9-5/8 x 7

CAMISA @ 7292 COLGADOR 9-5/8 x 7 @ 7489 9-5/8 @ 8012 MD RETENEDOR @ 11120 AISL. (11260 - 11264) ELEMENTO DE FONDO FALSO DE POZO @ 11320 ARENA J3 EMPACADURA / COLGADOR 7 x 4-1/2 @ 7471 7 @ 11968 MD - 82

4- @ 12938 MD - 89

HOYO PILOTO @ 10052 - 57

HOYO 8-1/2

HOYO 5-7/8

Figura N 8: Diagrama de planificacin de cementacin circulante.

Figura N 9: Fas Drill Sliding-Valve Packer

Arena J3

Zona con informacin de calidad, por buena centralizacin de herramienta, donde el registro ultrasnico evidencia aislamiento zonal satisfactorio.

Figura N 10: Registro de evaluacin de cemento ultrasnico CAST-V para el pozo MVR-107.