Con la finalidad de incrementar el porcentaje de éxito en los trabajo de perforación y cementación en pozos HP (HP–High Pressure por sus siglas en inglés) y alto ángulo donde los condiciones para distribuir el cemento uniformemente genera problemas de canalización que se traducen en falta de integridad del pozo y obligan a realizar trabajos remediales, se buscó la correcta aplicación de diferentes tecnologías entre ellas: el manejo de la presión durante la cementación (MPC por sus siglas en ingles), desde la etapa de Diseño, Planeación y Ejecución, para pozos terciarios en aguas someras en elgolfo de México.
Entender e identificar el comportamiento de las formaciones es clave; si es zona de pérdida, de influjo o de interés. Al igual que conocer la ventana entre el gradiente de pérdida y de influjo.
Existen diferentes formas para realizar una MPC, ya sea controlandola contra presión en el fondo, en la zapata anterior o en superficie. Previo a este documento las pérdidas de fluido durante las cementaciones eran severas. Posterior a esta metodología las pérdidas disminuyeron en un 95%.
Este documento se enfoca en trabajos de cementación con MPC a través de tuberías de revestimiento corridas. Lo cual es único, ya que la mayoría de estas operaciones se realizan a través deliners.
La metodología de este trabajo ha aumentado el éxito en las cementaciones del 82% al 94% de eficiencia, mejora el aislamiento zonal corroborados por registros de cementación CBL-VDL. Disminuye la pérdida de fluidos a la formación y al tener un mejor aislamiento zonal reduce el corte agua-aceite mejorando la producción
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El Campo A es un campo terciario en un ambiente HP y con alto ángulo alcanzando los 90°en inclinación. La problemática de este campo en particular es que es la ventanaoperacionalde la zona de producciónes muy reducida por lo que se tienen pérdidas severas durante la perforación y cementación. De igual forma se tiene una zona productora de agua muy cercana al yacimiento la cual se debe de atravesar. Es por esta razón que brindar integridad es muy difícil y la producción de agua es esperada.
En los pozos perforados del campo A previo a la metodología de este documento estaban acompañados por cementaciones remediales, pérdidas totales o severas durante las cementaciones y la producción de aceite invadida por agua.
La producción excesiva o indeseable de agua es una grave preocupación en la producción de petróleo y gas. Por lo tanto, a medida que muchos campos en todo el mundo alcanzan la madurez, el control de la producción de agua es un tema importante.
Además, no todos los pozos tienen el potencial económico para cubrir el costo de los trabajos de reparación. Es por este motivo que los pozos deben de ser perforados y cementados de manera adecuada desde la primera vez y evitar realizar trabajos remediales.
Perforaciones
La perforación en secciones de pletadas, zonas de pérdida, baja presión de fractura son algunos de los desafíos que se tienen que afrontar en el día a día. Los pozos con un nivel de complejidad bajo son cada vez menos.
La perforación con equipos que permiten perforar gestionando las presiones es más común a medida que los pozos se vuelven más complicados. Tales son los equipos de perforación congestión de las presiones (MPD-Managed Pressure Drillingpor sussiglas en inglés).
La perforación con MPD es común en ambientes de aguas profundas o Alta Presión/AltaTemperatura (HPHT–High Pressure/ High Temperature por sus siglas en ingles).Y por lo general estas etapas son cementadas a través de tuberías cortes o Liners.
Los equipos MPD están diseñados para trabajar con la tubería de perforación. Sin embargo, la complejidad para cementar tuberías de revestimiento en pozos de ambientes terciarios de aguas someras obliga a utilizar e instalar estos equipos a través del cabezal. Por lo que la instalación de las líneas del equipo MPD se realiza de una manera no convencional.
Conclusiones
Con esta metodología desarrollada se ha logrado perforar y cementar pozos con éxito mecánico que anteriormente representaban problemáticas tanto en TNP (Tiempo No Productivo) como en aislamiento zonal.
Los pozos se han podido perforar de manera satisfactoria y las cementaciones han mejorado significativamente tanto en integridad. Como en la disminución de las pérdidas de fluidos durante éstas.
En los Pozo A-1 hasta el PozoA-4 se tenían pérdidas severas a totales, superiores a los 500 bbls. Desde el pozo A-5 se implementó la metodología hasta el Pozo A-8 y las pérdidas se redujeron un 5% del volumen bombeado durante las cementaciones.
Al disminuir las pérdidas en las cementaciones y aplicando las mejores prácticas mencionadas anteriormente, los resultados de los trabajos brindaron aislamiento zonal en las zonas de producción.
El pozo A-6 con una longitud desarrollada de 2,425 metros, inclinación de 66° y pérdidas de 4%, se cementó de manera satisfactoria. Corroborado por el registro CBL-VDL donde se tienen amplitudes de hasta 1.5 mVy buena adherencia TR-Cemento y Cemento-Formación.
La producción de agua que se tenía anteriormente en este campo fue erradicada. Produciendo el 100% de aceite como se observa en la producción del Pozo A-6 y Pozo A-7.
Estas buenas prácticas desarrolladas y lecciones aprendidas no están limitadas a pozos de alto ángulo, HP y con equipo de MPD. Estas pueden ser aplicadas en otros tipos de pozos para mejorar los resultados en las cementaciones y aumentar la producción.
Los Ingenieros Xavier Omar Alviso Zertuche, Gunther Alex Liewald Loyola y Filiberto Reguero Cesar presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
