Evaluación técnico - económica de la aplicación de nuevos empaques perforables en operaciones de aislamiento en la Asociación Llanos Norte
Autor: Barragán Bárcenas, María Jimena
Asesor: Ruíz Serna, Marco Antonio (Thesis advisor)
Fecha: 2008
Programa: Bogotá - Medicina -Fisioterapia
Facultad: Facultad de Medicina

Resumen: En la Asociación Llanos Norte, operada por Occidental de Colombia Inc., se realizaron en 2007 un total de 59 operaciones de workover que requirieron de la instalación de empaques tapón o retenedores de cemento. El presente estudio presenta una comparación económica para establecer la viabilidad técnica - económica de la aplicación de nuevos empaques que requieran menor tiempo para ser molidos lo cual implicaría un menor tiempo en operación del equipo de workover y por lo tanto un ahorro en costos. El trabajo incluye una revisión estadística de los trabajos de aislamientos realizados en los últimos tres años así como una revisión bibliográfica de las características técnicas de los nuevos empaques analizados. La metodología aplicada para hacer la evaluación económica se basó en una recopilación estadística del tiempo de duración de la perforación de los empaques actuales en operaciones de aislamiento y operaciones de squeeze y el costo de los mismos, así como una recopilación de los tiempos ofrecidos para los nuevos empaques y sus costos. En el estudio también se elaboraron matrices que permiten tener en cuenta la producción anticipada debido al efecto del ahorro en tiempo y con esto establecer de si de acuerdo al precio del barril, la producción anticipada compensa o supera la diferencia en costos con las operaciones actuales es decir si es viable la aplicación de los nuevos empaques. / Abstract: In Llanos Norte Association, currently operated by Occidental de Colombia Inc., in 2007 were performed 59 isolation operations which required the installation of bridge plugs and cement retainers packers. This study presents an economical comparison to establish the technical - economical viability of implementation of new packers with a lower drill out time what led to a lower workover equipment operation time and therefore a cost savings. The work includes a statistical revision of isolation jobs performed within the last three years as well as a literature review of new packers technical aspects. The methodology applied for the economical evaluation was based on a statistical compilation of packers drill out time in current isolation operations and their costs; moreover a compilation of offered time and costs of new fast drill packers. This study also developed matrix that take into account the anticipate production because of the savings in time, and with this establish if according to the price per barrel the anticipate production offsets or exceeds the cost different between and proposed packers.

EVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE NUEVOS
EMPAQUES PERFORABLES EN OPERACIONES DE AISLAMIENTO EN LA
ASOCIACION LLANOS NORTE
MARIA JIMENA BARRAGAN BARCENAS
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
SEDE MEDELLÍN
FACULTAD NACIONAL DE MINAS
ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGIA
Medellín, 2008
iEVALUACIÓN TÉCNICO-ECONÓMICA DE LA APLICACIÓN DE NUEVOS
EMPAQUES PERFORABLES EN OPERACIONES DE AISLAMIENTO EN LA
ASOCIACION LLANOS NORTE
MARIA JIMENA BARRAGAN BARCENAS
Trabajo dirigido de Grado presentado como requisito para optar al título de
INGENIERO DE PETRÓLEOS
Director
Ing. MARCO ANTONIO RUIZ
Escuela de Procesos y Energía - UNAL
UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA
SEDE MEDELLÍN
FACULTAD NACIONAL DE MINAS
ESCUELA DE PROCESOS Y ENERGIA
2008
iiDEDICATORIA
A mi familia, por brindarme siempre todo su apoyo…
iiiAGRADECIMIENTOS
Gracias a Dios por permitirme llegar hasta este momento tan importante de mi vida y
lograr otra meta más en mi carrera.
A Occidental de Colombia, Inc. por darme la oportunidad de realizar mi práctica
profesional y por todas las enseñanzas recibidas en este periodo que representan una
contribución enorme en mi desarrollo integral como Ingeniero de Petróleos.
A todo el equipo de Ingeniería de Operaciones – Bogotá por creer en mis capacidades,
delegar en mí este trabajo y contribuir en el desarrollo del mismo.
A Marco Antonio Ruiz Serna, I.P., profesor de Ingeniería de Petróleos de la Universidad
Nacional de Colombia por ser el director de este trabajo y por sus aportes
A la Universidad Nacional De Colombia y a los profesores de Ingeniería de Petróleos por
brindarme todo el conocimiento necesario para mi formación profesional.
ivABSTRACT
In Llanos Norte Association, currently operated by Occidental de Colombia, Inc., in
2007 were performed 59 isolation operations which required the installation of Bridge
Plugs and Cement Retainers Packers.
This study presents an economical comparison to establish the technical-economical
viability of implementation of new packers with a lower drill out time what led to a lower
workover equipment operation time and therefore a cost savings.
The work includes an statistical revision of isolation jobs performed within the last
three years as well as a literature review of new packers technical aspects.
The methodology applied for the economical evaluation was based on a statistical
compilation of packers drill out time in current isolation operations and their costs;
moreover a compilation of offered time and costs of new fast drill packers.
This study also developed matrix that take into account the anticipate production
because of the savings in time, and with this establish if according to the price per
barrel the anticipate production offsets or exceeds the cost different between and
proposed packers.
vRESUMEN
En la Asociación Llanos Norte, operada por Occidental de Colombia Inc., se realizaron
en 2007 un total de 59 operaciones de Workover que requirieron de la instalación de
empaques tapón o retenedores de cemento.
El presente estudio presenta una comparación económica para establecer la
viabilidad técnica - económica de la aplicación de nuevos empaques que requieran
menor tiempo para ser molidos lo cual implicaría un menor tiempo en operación del
equipo de workover y por lo tanto un ahorro en costos.
El trabajo incluye una revisión estadística de los trabajos de aislamientos realizados
en los últimos tres años así como una revisión bibliográfica de las características
técnicas de los nuevos empaques analizados.
La metodología aplicada para hacer la evaluación económica se basó en una
recopilación estadística del tiempo de duración de la perforación de los empaques
actuales en operaciones de aislamiento y operaciones de squeeze y el costo de los
mismos, así como una recopilación de los tiempos ofrecidos para los nuevos
empaques y sus costos.
En el estudio también se elaboraron matrices que permiten tener en cuenta la
producción anticipada debido al efecto del ahorro en tiempo y con esto establecer de
si de acuerdo al precio del barril, la producción anticipada compensa o supera la
diferencia en costos con las operaciones actuales es decir si es viable la aplicación
de los nuevos empaques.
viTABLA DE CONTENIDO
PÁGINA
ABSTRACT V
RESUMEN VI
LISTA DE FIGURAS IX
LISTA DE TABLAS X
1 INTRODUCCION 1
2 GENERALIDADES 2
2.1 ANTECEDENTES HISTORICOS DEL CAMPO 2
3 OPERACIONES DE CAMPO 3
3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO 3
3.1.1 Aislamientos de Zonas 5
3.1.2 Cementaciones Remediales 8
4 EMPAQUES TAPÓN Y RETENEDORES DE CEMENTO USADOS EN LAS
OPERACIONES DE AISLAMIENTO 14
4.1 GENERALIDADES 14
4.2 OPERACIÓN ACTUAL 15
5 EMPAQUES TAPÓN Y RETENEDORES DE CEMENTO DE RÁPIDA
PERFORACIÓN 20
5.1 HALLIBURTON LATIN AMERICA: EMPAQUES PERFORABLES FAS DRILL 20
5.1.1 Fas Bridge Plug 20
5.1.1.1 Características 20
5.1.1.2 Operación 21
5.1.2 Fas SVB Squeeze Packer 21
5.1.2.1 Características 21
5.1.2.2 Operación 21
5.2 TACKER OIL TOOLS 22
5.2.1 Retenedor de Cemento “1505” 22
5.2.1.1 Características 22
5.2.1.2 Operación. 24
vii6 EVALUACIÓN TÉCNICO – ECONÓMICA 25
6.1 ASPECTOS TÉCNICOS 25
6.2 ASPECTOS ECONÓMICOS 25
6.2.1 Análisis Económico 27
6.2.2 Evaluación Implementando el uso de Retenedor de cemento y Empaque Tapón
de Rápido Fresado 30
6.2.3 Evaluación Implementando sólo el uso de Retenedor de cemento de rápido
fresado. 31
6.2.4 Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo
el uso de Empaque Tapón. 31
6.2.5 Consideración De La Producción Anticipada De Los Pozos. Matriz De
Sensibilidades. 35
7 CONCLUSIONES 39
8 RECOMENDACIONES 41
BIBLIOGRAFIA 42
viiiLISTA DE FIGURAS
PÁGINA
FIGURA 3.1. Trabajos De Ws/Wo Realizados en 2006-2008. 4
FIGURA 3.2. Tendencia De Trabajos De Ws/Wo Realizados En 2005-2008. 5
FIGURA 3.3. Estado Mecánico Pozo LY-54. 6
FIGURA 3.4. Estado Mecánico Pozo CY-67. 7
FIGURA 4.1. Ensamblaje De La Setting Tool. 16
FIGURA 4.2. Lista De Partes De Setting Tool 16
FIGURA 4.3. Herramientas Para Aislamiento. 19
FIGURA 5.1. Esquema Fas Bridge Plug. 20
FIGURA 5.2. Esquema Fas Squeeze Packer. 22
FIGURA 5.3. Esquema Herramienta De Fijación Hidráulica. 23
FIGURA 5.5. Esquema Retenedor De Cemento “1505”. 24
FIGURA 6.1. Gráfica De Sensibilidades, Casing De 9 5/8”. 37
FIGURA 6.2. Gráfica De Sensibilidades, Casing De 7”. 38
ixLISTA DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 6.1. Número de Trabajos donde se utilizó Empaques Tapón o Retenedores de
Cemento. 25
Tabla 6.2. Porcentaje de uso de empaques tapón y retenedores de cemento 26
Tabla 6.3. Trabajos a realizarse en el 2008 26
Tabla 6.4. Empaques Tapón necesarios en 2008. 26
Tabla 6.5. Retenedores de Cemento necesarios en 2008. 26
Tabla 6.6. Propuesta comercial 1 para Empaques Fas Drill de 7” y 9 5/8”. 27
Tabla 6.7. Propuesta comercial dos para Empaques Fas Drill de 7” y 9 5/8”. 28
Tabla 6.8. Costos de Operación actual 28
Tabla 6.9. Tiempos de Perforación de empaques en trabajos de Cementación 30
Tabla 6.10. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo el Uso de
Retenedor y Empaque Tapón - Casing 9 5/8” 32
Tabla 6.11. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso
de Retenedor de Cemento – Casing 9 5/8” 32
Tabla 6.12. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso
de Empaque Tapón – Casing 9 5/8”. 33
Tabla 6.13. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo el Uso de
Retenedor y Empaque Tapón - Casing 7” 33
Tabla 6.14. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso
de Retenedor de Cemento – Casing 7” 33
Tabla 6.14. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso
de Retenedor de Cemento – Casing 7” 34
xTabla 6.15. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso
de Empaque Tapón – Casing 7”. 34
Tabla 6.16. Matriz de Sensibilidades para Casing de 9 5/8”. 36
Tabla 6.17. Matriz De Sensibilidades Para Casing De 7”. 36
xi1 INTRODUCCION
En los últimos cinco años, en el campo Caño Limón y en los campos aledaños a
éste operados por Occidental de Colombia Inc, se han incrementado notoriamente
las campañas de perforación e intervención de los pozos. Los trabajos de
workover más comunes implican el aislamiento de algunos intervalos abiertos a
producción, lo cual se realiza mediante cementaciones remediales o instalando
empaques para aislamiento mecánico.
El procedimiento actual para realizar cementaciones remediales requiere el uso de
dos empaques mecánicos perforables (empaque tapón y empaque retenedor de
cemento) que permitan ubicar el cemento a la profundidad a la cual se quiera
hacer el aislamiento.
Debido al alto número de este tipo de trabajos por año y con esto el alto número
de empaques perforables necesarios, es pertinente realizar un análisis de la
aplicación de nuevos dispositivos de este tipo ofrecidos actualmente en la industria
con el fin de determinar si su uso permite tener una optimización en las técnicas y
tiempos operacionales y con esto un reducción del costo de este tipo de
operaciones.
12 GENERALIDADES
2.1 ANTECEDENTES HISTORICOS DEL CAMPO
La historia de las operaciones de Occidental de Colombia Inc, división de la compañía
multinacional Occidental Oil and Gas Corporation, se inicia en el país a finales de la
década de los 70’s, cuando en aquel entonces “Occidental International Exploration
and Production Corporation” dirigió estudios y exploraciones en la región del
Magdalena Medio. No obstante el 1 de Julio de 1980, luego de haberse enfocado en
el departamento de Arauca y haber perforado alrededor de 61 pozos que resultaron
de bajo potencial, Occidental firma con Ecopetrol el Contrato de Asociación Cravo
Norte, el cual abarco los bloques exploratorios Cinaruco, Cravo Norte, Rondon,
Orocue y Guarrojo que abarcaban una extensión de 1000 hectáreas cada uno.
El 20 de abril de 1983, se inicio la perforación del pozo Cano Limón 1, pozo
direccional que alcanzo una profundidad total de 10,176 pies. El pozo produjo de la
formación Carbonera Inferior a una tasa de 10,690 barriles de fluido por día (BFPD)
equivalentes a 3,425 barriles de petróleo por día (BOPD) de 31° API.
Este descubrimiento se dio luego de tres años en los cuales se hicieron 4000 Km de
sísmica, 12 pozos exploratorios y 20 pruebas estratigráficas. En julio del mismo año
se declaro la productividad del yacimiento.
El contrato de asociación se firmo por 18 años divididos en dos periodos: el de la
exploración que tiene una duración máxima de 6 años y el segundo de 22 años. Al
finalizar este periodo todas las instalaciones, equipos y producción restante pasaran a
ser propiedad de ECOPETROL. Las condiciones económicas del Contrato de
Asociación Cravo Norte le aseguran al estado Colombiano el 82% de las utilidades
netas generadas por el proyecto petrolero. En 1985, la compañía Shell adquirió un
25% de la Asociación Cravo Norte, en 1985, con lo cual la participación quedo
conformada en un 50% para ECOPETROL, 25% para OXY y el 25% restante para
Shell. En el último semestre de 1998 Shell vendió sus acciones a OXY, quedando
conformado el contrato de asociación Cravo Norte por ECOPETROL y Occidental de
Colombia. Inc., cada uno con el 50% de participación.
2El 8 de diciembre de 1985 se inicio la producción comercial con 19 pozos perforados
con una producción promedio de 8000 barriles de fluido por día (BFPD).
Caño Limón cambió completamente las perspectivas económicas de Colombia, pues
a principios de los años ochenta el país afrontaba situaciones conflictivas respecto al
manejo cambiario, las exportaciones habían caído sustancialmente y el déficit fiscal
afectaba sensiblemente las finanzas del Estado.
En los últimos años, se han explorado muchos más kilómetros de áreas cercanas a
las comprendidas por el contrato de asociación Cravo norte, con el objetivo de añadir
nuevas reservas. Ejemplo de estas actividades son los campos Pastora, Matanegra
oeste, La yuca este pertenecientes al contrato de asociación Chipirón y otros campos
como Caricare pertenecientes al contrato de asociación Rondón.
3 OPERACIONES DE CAMPO
3.1 TRABAJOS DE REACONDICIONAMIENTO
Los trabajos de reacondicionamiento se catalogan en Occidental de Colombia, como
todas aquellas intervenciones en las cuales se modifiquen las características del pozo
y no sólo características del estado mecánico del mismo.
La decisión de realizar un trabajo de reacondicionamiento en la asociación Cravo
Norte se toma de acuerdo a las consideraciones y expectativas de ganancias en
aceite analizadas conjuntamente por los diferentes RMT (Reservoir Management
Teams) y el departamento de Operaciones y Producción.
En el análisis se tienen en cuenta los siguientes aspectos técnicos:
• Producción de aceite
• Corte de Agua
• Interferencia con otros pozos
• Requerimientos de equipos para realizar el trabajo.
Además se considera como principal aspecto económico el tiempo en que la
producción del pozo, compensará el costo del trabajo de workover.
Los trabajos de reacondicionamiento que se realizan con más frecuencia son:
3• Cañoneo TCP
• Aislamiento de zonas.
• Aislamiento y Cañoneo.
• Cementación Remedial (Squeeze)
• Cementación Remedial y Cañoneo.
• Inyector a Productor / Productor a Inyector
Adicionalmente se realizan con menor frecuencia (alrededor de 2 al año) trabajos de
Control de Arena, Fracturamientos Hidráulicos, Re-cañoneos, entre otros.
Por otra parte, los servicios a pozos (Well Services) que son los trabajos más
numerosos anualmente, consisten básicamente en cambio del equipo Levantamiento
Artificial debido a una falla del mismo o cambio del equipo de Levantamiento Artificial
debido a un rediseño propuesto para aumentar la tasa de producción.
Las siguientes figuras muestran la cantidad de trabajos realizados durante los últimos
tres años y la cantidad de acuerdo al tipo realizados durante 2007 y lo estimado para
el 2008.
180
162
160 145
140
120 112
WS
100
80
62
52 52 WO
60
40
20
0
2006 2007 2008
Figura 3.1. Trabajos de WS/WO realizados en 2006-2008.Occidental de Colombia.
4Tendencias por Tipo de WO
0.6
0.5
BP (1) & CEMENT
0.4 BP (1), CEMENT &
TCP
BP (2) & CEMENT
BP (2), CEMENT & ejatnecroP
TCP
0.3
INJ TO PRO
SAND CONTROL
SQZ
0.2
SQZ + TCP
TCP
0.1
0
2004.5 2005 2005.5 2006 2006.5 2007 2007.5 2008
Años
Figura 3.2. Tendencia de Trabajos de WS/WO realizados en 2005-2008.Occidental de
Colombia, Inc.
3.1.1 Aislamientos de Zonas
Las principales razones para realizar un aislamiento de zonas son el aumento en el
corte de agua de los intervalos abiertos a producción, el aumento en la producción de
arena o la depletación de los mismos.
Los aislamientos de zonas con dispositivos mecánicos se realizan cuando se quiere
aislar una zona inferior y dejar en producción uno superior ya existente o abrir una
zona superior o simplemente cuando se quiere aislar definitivamente un intervalo.
Los dispositivos mecánicos más utilizados en este caso son los Empaques Tapón
(Bridge Plug) acerca de los cuales se entrará en detalle más adelante.
A continuación se presentan procedimientos detallados de los programas operativos
para realizar los diferentes trabajos:
5Aislamiento: En este caso sólo se aislara un intervalo abierto a producción debido a
un aumento en el corte de agua.
Ejemplo:
Pozo: La Yuca-54
Figura 3.3. Estado Mecánico Pozo LY-54. Occidental de Colombia, Inc
OBJETIVO:
Aislar el intervalo (7,300 – 7,319 FT-MD), y dejar abierta la unidad C4C en el intervalo
(7,276 - 7,292 FT-MD).
ESTADO MECÁNICO:
Última tocada de fondo @ 7791.0’ Top of Sand Fill Up [Noviembre 25,2003]
PLT-Schlumberger.
Casing: 9 5/8” N-80, 47 #/ft. N-80 , BTC [185 Jts], Float Shoe Top @ 7999.0’ , Float
Collar Top @ 9120.0’.
PROGRAMA:
1. Movilizar y armar Equipo de Workover.
62. Retirar la tubería de producción instalada y recuperar el equipo ESP instalado
(513 Upper Pump 38 GC 4100 AR 6955.0’ 513 Middle Pump 38 GC 4100
AR6965.0’ 513 Lower Pump 103 GC 4100 AR, Motor 228 HP).
3. Bajar canasta de calibración para revestimiento de 9 5/8” hasta fondo (Top of
Sand fill @ 7791.0’). Registrar el fondo. Dependiendo del fondo encontrado,
considerar limpieza.
4. Bajar y sentar Empaque Tapón para revestimiento de 9 5/8” a 7298’ (Punto
medio de los cauchos).
5. Bajar con Dump Bailer y colocar 1 pie de cemento sobre el empaque tapón
(T.O.C estimado @ 7,297’).
6. Completar el pozo con ESP de acuerdo al programa suministrado por
Ingeniería de Operaciones Bogotá.
• Aislamiento y Cañoneo: Se asilará un intervalo inferior y se cañoneará uno
superior.
Pozo: CY-67
Figura 3.4. Estado Mecánico Pozo CY-67. Occidental de Colombia, Inc
7OBJETIVO:
Aislar mediante bridge plug los intervalos actualmente abiertos y abrir a producción el
intervalo 7444-7452’ de M1C1.
ESTADO MECÁNICO:
Ultima tocada de fondo @ 7,835’. (Top of Sand Fill,[Weatherford GR -CCL], Abril 22
2008)
Casing: 9 5/8” [55 Jts N-80 47 PPF] & [133 Jts N-80 43.5 PPF]. Float Shoe @
8048.55’. Float Collar @ 8004.63’.
PROGRAMA
1) Bajar y sentar Empaques Tapón para revestimiento de 9 5/8” @ 7,736’ (Punto
medio de los cauchos) y 7,702’ (Punto medio de los cauchos) respectivamente.
2) Bajar sarta TCP (cañones 41/2” cargas HSC-4000-311 espaciados a 12 SPF),
correlacionar con GR y CCL para perforar permitiendo un bajo balance de 250 PSI
a favor de la formación el intervalo 7444-7452 (KIB1).
INTERVAL Sand Unit Perforated Thickness, Ft
7,444’-7,452’ M1C1 8
TOTAL 8
3) Recuperar sarta de cañoneo. Si hay arena en la cabeza de disparo, verificar fondo
con CCL y tomar muestra para enviar a Bogotá.
4) Completar el pozo con ESP de acuerdo al programa suministrado por Ingeniería
de Operaciones Bogotá.
5) Instalar cabeza de pozo y realizar conexiones.
3.1.2 Cementaciones Remediales
Se define cementación remedial como cualquier práctica de cementación ejecutada
en el pozo que no haga parte de la cementación primaria o este envuelto en la
cementación primaria de un nuevo Liner. La reparación inmediata de una pobre
cementación primaria o una pobre instalación de un nuevo Liner también se incluye
dentro de cementación remedial.
8(cid:1) CLASIFICACIÓN
Existen tres tipos de cementación remedial las cuales se dividen como se muestra a
continuación
REPARACIÓN DEL HUECO
Es el mismo trabajo de cementación forzada estándar. Este tipo de cementación
remedial está caracterizado por llenar relativos espacios pequeños con cemento hasta
alcanzar presión de Squeeze contra el fluido para deshidratar el cemento y formar un
tapón competente de cemento en el hueco y así crear sello entre este y la formación.
Limitado a espacios vacíos pequeños (zonas lavadas “wash out” durante la
perforación o productoras de arena pueden crear cavernas las cuales no permiten que
el cemento se deshidrate contra la formación y por lo tanto no forme el tapón de
cemento).
REPARACIÓN DEL POZO
Se refiere básicamente a reparación de canales de cemento durante la cementación
primaria. Cualquier corrección a un trabajo de cementación primaria, 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 o inclusive la reparación de un micro-anulo, se encuentran
dentro de esta categoría. Casi siempre se refieren a áreas anulares cercanas a la cara
de la formación.
REPARACIÓN DE LA FORMACIÓN
Este tipo de cementación remedial está caracterizado por largos sistemas de espacios
vacíos o cavernas que se presentan detrás del hueco revestido, inclusive fracturas
naturales o inducidas, intervalos erosionados e intervalos de grandes producciones de
arena. La clave para estas situaciones de cementación es que no se puede formar un
tapón deshidratado de cemento y por lo tanto va a permitir comunicación entre el
fluido y la formación. Este sistema puede ser muy grande y por lo tanto es muy difícil
estimar la cantidad de cemento necesario para llenar el espacio.
9FUNCIONES BÁSICAS DEL CEMENTO
Existen 2 procesos básicos a la cual se somete el cemento, la cual es importante
distinguir. El primer método es deshidratación y el segundo hidratación.
DESHIDRATACIÓN
Cuando el cemento es deshidratado, físicamente se esta sacando las moléculas de
agua fuera de la lechada de cemento formando un tapón de cemento. Esto ocurre
cuando el cemento es sometido a un diferencial de presión contra un medio
permeable y el agua es forzada dentro de este, que para nuestro caso seria a los
espacios porosos de la roca, concentrándose el material de cemento restante en la
cara de la formación. La rata de deshidratación de la lechada de cemento, la cual es
clave, es usualmente cuantificada por las pruebas de perdida de filtrado.
HIDRATACIÓN
La hidratación del cemento se presenta cuando ocurre una reacción química en la
lechada de cemento. Esta reacción bloquea el agua dentro del cemento y es igual a
lo que comúnmente se observa en la industria de la construcción. Debido a que el
cemento debe ser bombeado debe tener más agua que la necesaria para desarrollar
un resistencia a la compresión optima. Lo importante de estos dos procesos es que el
cemento deshidratado desarrolla resistencia a la compresión mucho más rápido que
un cemento hidratado.
APLICABILIDAD DE LAS CEMENTACIONES REMEDIALES
La aplicación de la cementación remedial ha aumentado considerablemente y se ha
logrado un mejor entendimiento de la mecánica de fractura de la roca y de las
propiedades de filtrado de las lechadas de cemento las cuales son presurizadas
contra un medio permeable.
Las cementaciones remediales son ampliamente usadas en los pozos para los
siguientes casos:
1. Para controlar altos GORs. Aislando la zona de producción de gas de la de
aceite, se puede obtener un GOR que mejore la producción de aceite.
2. Para controlar agua o gas excesivos. Arenas con agua o gas pueden ser
aisladas por debajo o por encima respectivamente de la arena productora de
10aceite para disminuir la relación agua/aceite o gas/aceite. Aislar zonas que
producen agua o gas pueden evitar futuras conificaciones.
3. Para reparar fallas o grietas en el Casing o tubería de revestimiento. El
cemento puede ser forzado a través de los huecos generados por la corrosión
en el Casing.
4. Para sellar zonas ladronas o zonas de perdida de circulación.
5. Para proteger contra la migración de fluido dentro de una zona productora.
6. Para 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. Para corregir un trabajo de cementación primaria defectuosa. Pueden resultar
problemas de canalización o insuficiente llenado en los trabajos de
cementación primaria que pueden ser solucionados a través de cementación
forzada.
8. Para prevenir migración de fluidos de zonas abandonadas o pozos. La
cementación forzada es usada para sellar perforaciones viejas o para taponar
zonas productoras depletadas completadas en hueco abierto.
TIPOS DE CEMENTACIÓN REMEDIAL
El proceso de aislamiento de zonas intermedias normalmente es una operación donde
la lechada de cemento es forzada bajo presión a un punto específico del pozo. Sus
usos incluyen la exclusión o aislamiento de agua, gas o aceite de la formación
productora, recompletamiento de un intervalo depletado o no deseado, reparación del
casing o falla de la tubería y reparación de una falla de un trabajo de cementación
primaria usualmente llamada canal.
Estudios de laboratorio combinado con prácticas de campo han clasificado las
técnicas de cementación forzada en dos, forzamiento a alta presión y forzamiento a
baja presión, esto debido a la diferencia de presión que es aplicada cuando el
cemento está en contacto con la formación.
CEMENTACIÓN FORZADA A ALTA PRESIÓN
11Una cementación forzada a alta presión es obligatoria cuando las perforaciones
presentan torta del filtrado de lodo (Mud Cake) en el momento de la operación. En la
práctica esto significa que una cementación forzada a alta presión es planeada si el
fluido de Workover forma torta de lodo en la cara de la formación. La “alta presión” es
la presión necesaria para fracturar la formación a aislar. Esta operación de
fracturamiento remueve la torta de lodo de los perforados para que el cemento pueda
entrar a la formación y deshidratarse contra esta. Una vez la fractura es iniciada, esta
es llenada con cemento, evitando la entrada de fluidos al pozo. Este tipo de
operación requiere mezclar grandes volúmenes de cemento, usualmente de 100 a
500 sacos. La cantidad de cemento desplazada hacia la formación está controlada
por la rata a la que la formación fue inicialmente fracturada y no tiene relación a la
habilidad del intervalo de permanecer aislado.
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 esta no es una medida
de cuanta presión positiva o de drawdown va a soportar el intervalo aislado. Cuando
la presión de forzamiento es alcanzada el cemento todavía se encuentra en forma de
masilla, sin embargo la configuración de los perforados actúan como válvulas tipo
check para que el cemento se pueda establecer en la cavidad de la perforación
independientemente de la dirección de la presión. La presión que puede soportar el
cemento utilizado es usualmente mayor a lo que la tubería o el casing pueden
soportar.
CEMENTACIÓN FORZADA A BAJA PRESIÓN
Un trabajo de cementación remedial también se puede obtener mediante la técnica de
baja presión, el filtrado de cemento es depositado 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 torta 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.
12El método de cementación forzada a baja presión esta comúnmente asociado a
pequeñas cantidades de cemento circuladas contra los perforados, para así permitir
que el cemento se deposite dentro de la formación a una moderada presión
diferencial. La presión se mantiene baja intencionalmente para evitar cualquier
fractura a la formación. Previniendo cualquier fractura, el volumen de cemento
requerido será bajo. La cantidad de cemento utilizado será solo el necesario para
construir una torta de filtrado en cada perforación. En numerosas operaciones de
cementación remedial se han requerido menos de un barril de cemento. Mientras el
volumen involucrado sea bajo, la operación entera puede ser conducida con bombas
de bajo caudal en contraste con las bombas de trabajo pesado que deben ser
utilizadas en operaciones de cementación forzada normal o de alta presión. La mayor
ventaja de utilizar esta técnica de cementación forzada es que se puede conducir la
operación con equipos pequeños de bombeo. El rango de baja presión incluye
cualquier presión por debajo de la presión de fracturamiento de la formación.
TÉCNICAS DE CEMENTACIÓN FORZADA
Existen varios métodos o técnicas para el posicionamiento del cemento, “bullhead”,
“bradenhead”, tapón balanceado, forzamiento en bloque, forzamiento mediante
“Coiled Tubing”, etc. En todos estos métodos existen solo dos cosas claves para
resaltar. Primero, obtener un cemento sin contaminar donde se desee colocar y
segundo, una vez que el cemento este en el sitio, mantenerlo ahí hasta que se
establezca. Mantener el cemento en su lugar se puede realizar con cualquier método
de posicionamiento del cemento, sin embargo también es fundamental la presión que
se aplica después del asentamiento. Para decidir que técnica o método utilizar para
obtener los mejores resultados según la situación que se presente
MÉTODO “BRADENHEAD” O TAPÓN BALANCEADO
El método original para realizar una cementación forzada fue el método “Bradenhead”,
el cual es acompañado con tubería de producción o tubería de trabajo sin el uso de
empaques. La presión se aumenta cerrando las preventoras o las válvulas de control
en cabeza después de que el cemento ha sido bombeado hacia el fondo de la sarta
de cementación. Una cantidad predeterminada de cemento es mezclada y bombeada
13hasta una altura específica de la tubería de trabajo. La tubería es luego retirada y
posteriormente se bombea el fluido de desplazamiento hasta que la presión de
forzamiento es alcanzada o hasta que una cantidad especifica de fluido ha sido
bombeado. Si el bombeo continúa, la lechada de cemento es forzada a moverse
dentro o contra zonas más débiles debido a que no puede circular por el anular ya que
la cabeza del pozo esta cerrada en superficie. Este método se usa frecuentemente en
pozos someros que requieran trabajos de cementación forzada, en tapones y a veces
aislando zonas con pérdida de circulación parcial durante la perforación.
Cuando a pozos someros se les realiza este tipo de trabajo, los fluidos de la tubería
son desplazados dentro de la formación por delante del cemento. En pozos más
profundos, el cemento puede quedarse a medio camino antes de que la válvula del
casing en superficie sea cerrada. La aplicabilidad de este tipo de cementación
remedial es restringida.
4 EMPAQUES TAPÓN Y RETENEDORES DE CEMENTO USADOS EN LAS
OPERACIONES DE AISLAMIENTO
4.1 Generalidades
Durante los últimos 10 años, los materiales y diseños de los empaques utilizados en
operaciones de aislamiento han variado, representando el avance en la tecnología de
pozos, pero el concepto básico y sus funciones se han conservado.
Los retenedores de cemento (Cement Retainers) tienen como función principal,
asegurar el correcto posicionamiento de los fluidos y retener el cemento bajo presión
durante las operaciones de cementación remedial. Están diseñados para ser
removidos del wellbore mediante equipos y técnicas convencionales de perforación.
La función principal de los empaques tapón es el aislamiento mecánico de una zona
así como servir de base para contener el cemento en un trabajo de cementación
remedial.
Existen en la actualidad muchos tipos de empaques y características de los mismos
que varían de acuerdo compañía de servicios que los proporciona, a grandes rasgos,
podemos clasificarlos en empaques retirables y empaques perforables.
144.2 Operación Actual
En las operaciones actuales de aislamiento, se utilizan un empaque tapón (Bridge
plugs) y empaque retenedor de cemento (Cement Retainer, cuantos sean necesarios
dependiendo de los intentos de squeeze que se realicen).
En operaciones de aislamiento se utiliza generalmente un empaque tapón perforable y
permanente, es decir no retirable.
Ambos tipos de empaques se sientan a la profundidad deseada mediante Electric Line
de acuerdo a los procedimientos detallados que se presentan a continuación y
teniendo en cuenta que a esta profundidad no se tenga collares del casing.
Los elementos que se utilizan para sentar los empaques son la Setting Tool o
herramienta fijadora, y el Kit adaptador.
Descripción de la Setting Tool:
La setting tool utilizada, es un dispositivo en el cual los productos de la combustión
son utilizados para generar presión y así accionar la secuencia de partes que sientan
los empaques.
La presión requerida es proporcionada a través de la combustión de un gas conocido
como “High Temperature Power Charge”. La presión es confinada en el área
adecuada mediante el uso de sellos O’rings.
La setting tool posee una cabeza de disparo conectado a la Electric line mediante la
cual se transmite la ignición eléctrica para causar la combustión del gas. Los
productos de esta combustión son principalmente: Monóxido de Carbono, Hidrógeno,
Agua, nitrógeno, metano, Cloruro de potasio, óxido de estroncio, carbono, óxidos de
nitrógeno, fracciones de parafinas. Estos productos desplazan el pistón que a su vez
desplaza el aceite multigrado 15W40 contenido en la cámara (ver figura 4.1) el cual
rompe el punto débil de la herramienta, desplazando las cuñas del empaque
(ajustándose al diámetro del casing) y permitiendo su asentamiento.
15Figura 4.1. Ensamblaje de la Setting Tool. Baker Hughes Inc.
Figura 4.2. Lista de partes de Setting Tool, referida a la figura anterior. Baker Hughes, Inc
Procedimiento detallado de Asentamiento con Electric-Line:
La operación de asentamiento de los empaques la realiza la compañía que presta el
servicio con el cable eléctrico, correlacionando la profundidad de asentamiento con
16CCL-GR (Casing Collar Locator), basado en el registro de cemento (CBL-VDL-GR-
CCL).
Para la operación se con empaque modelo "EZ-SV" de la compañía Halliburton, y el
modelo "K-1" ó “N-1” de la compañía Baker Oil Tools.
Se debe tener en cuenta que un “EZ-SV” de Halliburton viene con un sello de bronce
para volver un Cement Retainer en BP o viceversa. En el caso del Baker, los N-1 son
BP y los K-1 son Cement Retainer; sin embargo ambos se pueden utilizar como BP,
ya que el Cement Retainer de Baker tiene una camisa corrediza que solo se puede
abrir al intoducir el Stinger, de lo contrario no permite comunicación a través de el.
El procedimiento para sentar cualquiera de los dos tipos de empaques se detalla a
continuación:
1. Correr canasta calibradora para revestimiento, con el fin de asegurar que no
hayan obstrucciones en el mismo que impidan el correcto asentamiento. Las
canastas utilizadas de acuerdo al revestimiento son:
Revestimiento. OD de Canasta (Gauge Ring/Junk
Basket)
9-5/8” 43.5#, 47#, 8-3/8”
53.5#
7” 23#, 29#, 32# 5-7/8”
2. Instalar la unidad de guaya rápida. Bajar Finder de acuerdo al revestimiento
en que se este trabajando hasta la profundidad programada para la canasta.
Sacar sarta. Retirar el ensamblaje y las poleas. Instalar poleas de cable
eléctrico. Bajar la canasta
3. Correlacionar con la canasta por encima de perforaciones en un trayecto de
300 pies. Registrar esta correlación.
4. Después de correlacionar bajar la canasta a la profundidad programada.
5. Sacar la canasta del pozo.
17Marcar el cable eléctrico 50 pies por encima de la sección donde se
correlaciono. Esta señal sirve como referencia para bajar el empaque; esto
se hace debido a que por la longitud y diámetro del empaque el CCL queda
muy centralizado y es posible que no se tenga señal de los collares cuando
este correlacionando con el empaque.
6. Instalar el kit adapter al empaque. Colocar la carga explosiva en el kit
adapter. Conectar la sonda CCL al kit adapter; medir la distancia que hay del
CCL al centro de los cauchos y al fondo del empaque tapón.
7. Bajar el empaque al pozo y correlacionar en el mismo sitio donde
correlaciono con la canasta. Registrar mínimo 200 pies de sección.
8. Continuar bajando el empaque hasta el mínimo espacio requerido por debajo
de la profundidad de asentamiento del empaque; el termino mínimo espacio
requerido puede ser hasta 2 pies.
9. Levantar la sarta y ubicar el tapón en la profundidad de asentamiento. Aquí
se necesita tener en cuenta la distancia que hay desde el CCL hasta el punto
medio de los cauchos, ya que la medida registrada es la del CCL.
10. Desde la unidad de cable eléctrico se acciona la carga tipo lenta; la carga se
detecta que dispara por pérdida de la tensión en el cable después de 2 a 3
minutos; por seguridad se espera 5 minutos sin mover el cable eléctrico.
11. Sacar registrando al menos 200 pies.
12. Bajar a tocar el empaque tapón. Se ajusta la correlación de CCL y se toca
fondo; el tapón se encontrará aproximadamente un pie más arriba debido a
que por efecto del disparo se corre el mandril del kit adapter unas nueve (9)
pulgadas.
1813. Sacar la herramienta del pozo. Cerrar el ariete ciego. Bajar el ensamblaje a
la planchada. Despresurizar la cámara donde están acumulados los gases
generados por la detonación. Desensamblar el kit adapter, la sonda del CCL
al cable.
EEEzzz PPPaaaccckkkeeerrr
SSSSSSeeeeeettttttttttttiiiiiinnnnnngggggg TTTTTToooooooooooollllll
AAAdddaaapppttteeerrr KKKiiittt
SSttiinnggeerr
Figura 4.3. Herramientas para Aislamiento. Occidental de Colombia, Campo Caño Limón
195 EMPAQUES TAPÓN Y RETENEDORES DE CEMENTO DE RÁPIDA
PERFORACIÓN
Los nuevos empaques analizados, son denominados de “Rápida perforación” y toman
distintos nombres de acuerdo a los modelos de las compañías que los suministran.
Los siguientes son las especificaciones técnicas de las propuestas recibidas.
5.1 Halliburton Latin America: Empaques Perforables Fas Drill
5.1.1 Fas Bridge Plug
5.1.1.1 Características
Estos empaques se utilizan de manera similar a los empaques convencionales; el
equipo y la operación de asentamiento es la misma que en el caso anterior; sin
embargo, los empaques convencionales tienen limites operacionales de 250º F Y
5,000 PSI de presión diferencial mientras los empaques Fas Drill operan hasta 350º F
y 8,000 a 10,000 psi de presión diferencial.
Estos empaques pueden ser perforados con brocas tricónicas convencionales, Junk
Mills, o brocas PDC; tienen poco contenido de material ferroso por lo cual la
característica mas importante es que en condiciones normales el tiempo de molienda
es alrededor de 0.5 horas.
Figura 5.1. Esquema Fas Bridge Plug. Halliburton Latin America
205.1.1.2 Operación
Los Fas Drill, pueden sentarse utilizando tubing, coiled tubing, drill pipe, o con
Electric-Line. El procedimiento es similar al explicado previamente en el caso de los
empaques convencionales.
5.1.2 Fas SVB Squeeze Packer
5.1.2.1 Características
Este empaque retenedor de cemento utilizado en operaciones de cementación
remedial, tiene una válvula deslizante operada por un stinger. La válvula deslizante
es abierta y cerrada a través de la tubería de trabajo. Cuando se coloca peso sobre el
empaque de asentamiento, la esta válvula abre, cuando el peso de la sarta es retirado
del empaque, la válvula se cierra, aislando así el cemento debajo del empaque de la
presión y el fluido sobre este.
La ventaja principal es nuevamente el bajo contenido de hierro que minimiza los
tiempos de perforación.
5.1.2.2 Operación
Luego que se detiene la circulación, se rota la sarta de trabajo. Esta rotación mueve
hacia abajo la manga de asentamiento liberando los seguros y asentando así el
empaque.
Para expandir los elementos del empaque y ajustarse al diámetro interno del casing,
se aplican una serie de esfuerzos, durante la operación el stinger se inserta en el
empaque, aislándolo y distribuyendo el peso en los cauchos del empaque. El peso
total de la sarta se aplica sobre el empaque para que haya un ajuste correcto al
casing.
21Figura 5.2. Esquema Fas Squeeze Packer. Halliburton Latin America
5.2 Tacker Oil Tools
5.2.1 Retenedor de Cemento “1505”
5.2.1.1 Características
Es una herramienta utilizada de manera convencional como Tapón de Aislamiento de
abandono de zonas o, como Retenedor de Cemento en operaciones de cementación.
Se rota fácil y rápidamente debido a la composición de los materiales que lo
conforman.
Se profundiza rápidamente debido a su diámetro permitiendo buen pasaje de fluido
entre la herramienta y el Casing.
El sistema de acuñamiento y elementos empaquetadote de accionamiento conjunto
permiten una fijación efectiva en un alto rango de pesos de Casing para cada medida.
El diseño especial de las mordazas elimina los problemas asociados a los
acuñamientos. Este modelo de retenedor posee un sistema de Válvula tipo SIiding
Valve que permite el aislamiento de la presión en ambas direcciones. La Válvula
está diseñada para operarla con un stinger convencional asegurando la apertura o
cierre deseado. Es compatible con la mayoría de las condiciones de los pozos. Se
puede fijar y operar con la Herramienta Fijadora hidráulica* o con taponera de wireline
convencional.
22Esta construido en aluminio. La temperatura de trabajo es de 140° C. Proporciona
rápido fresado (dos horas) debido a que sus partes están construidas en materiales
no ferrosos
* Herramienta Fijadora Hidráulica:
La Herramienta Fijadora Hidráulica 'SCRH' es una herramienta utilizada en
operaciones de fijación y cementación junto con el Retenedor de Cemento. La
herramienta se puede utilizar con Coiled Tubing o Tubing. Se profundiza rápidamente
debido a su diámetro, permitiendo buen pasaje de fluido entre la herramienta y el
Casing. Posee un sistema de seguridad que impide su accionamiento accidental. El
sistema de seguridad permite ser calibrado antes de bajarlo, ajustándose a los
requerimientos y condiciones del pozo. La herramienta permite realizar la operación
de fijación de Retenedor de Cemento y el trabajo de inyección o squeeze en la misma
carrera, minimizando así los tiempos de operación. El sistema de fijación es por medio
de una cupla de corte lo que asegura la fuerza de empaquetamiento antes del librado
del tapón. Es compatible con las condiciones presentadas en la
mayoría de los pozos. Están construidos en acero 4140 TyR. Temperatura de trabajo
140º C.
Figura 5.3. Esquema Herramienta de Fijación Hidráulica. Tacker Oil Tools
235.2.1.2 Operación.
Una vez que se haya armado en superficie con la Herramienta Fijadora, se profundiza
hasta la zona requerida para su asentamiento.
Circular fluido a través de la herramienta moviéndola hacia arriba y hacia abajo con el
fin de despejar los residuos en el Casing.
Enviar la bola desde superficie (si se bajó circulando) y presurizar el tubing hasta
alcanzar la presión requerida para su fijación. En este momento se iniciará la
circulación en superficie. De esta forma el retenedor quedará fijado en la zona.
En el momento que se produce la comunicación de presión y circulación la
herramienta fijadora se desvincula automáticamente del retenedor permitiendo retirar
o no el stinger. Cuando el stinger se retira la válvula queda cerrada automáticamente.
Con el stinger introducido queda habilitada la circulación a través del retenedor
indicando en superficie que se puede realizar el trabajo de inyección o squeeze.
Figura 5.5. Esquema Retenedor de Cemento “1505”. Tacker Oil Tools
246 EVALUACIÓN TÉCNICO – ECONÓMICA
6.1 ASPECTOS TÉCNICOS
Los principales aspectos técnicos para tener en cuenta al momento de escoger un
empaque son en la asociación Cravo Norte son:
• Diámetro del Casing
• Peso del Casing
• Métodos y dispositivos para el asentamiento.
• Desviación del Pozo
No obstante este último no es un factor tan decisivo teniendo en cuenta que la
mayoría de los pozos no tienen alto grado de desviación.
Las especificaciones técnicas de los empaques se presentaron en la sección 5.
6.2 ASPECTOS ECONÓMICOS
Para llevar a cabo la evaluación económica, fue necesario determinar la cantidad de
empaques que se utilizarían en el 2008 con el fin de tener este estimativo en caso de
requerirse una negociación de un buen número de empaques con las compañías
proveedoras, para eso se realizó una revisión histórica de todos los trabajos
realizados en el 2007 y las características de los pozos, obteniéndose los siguientes
resultados:
Contador de Diámetro del casing Descripción del Trabajo
: Casing Diameter ISOLATE ISOLATE AND PERFORATE SQUEEZE SQUEEZE AND PERFORATE Grand Total
7 1 2 3
9.625 11 35 4 6 56
Grand Total 12 35 4 8 59
Tabla 6.1. Número de Trabajos donde se utilizó Empaques Tapón o Retenedores de
Cemento, Occidental de Colombia Inc.
25De acuerdo a lo anterior, el porcentaje de uso de empaques tapón en el 2007
teniendo en cuenta el número de trabajos y diámetro casing de los pozos se muestra
a continuación
Trabajos 2007 # Pozos 7" # Pozos 9 5/8"
BP & CEMENT 1 11
BP,CEMENT & TCP 0 35
SQUEEZE 0 4
SQUEE & TCP 2 6
Total Trabajos 59
Porcentaje Empaques Tapón 5% 95%
Porcentaje Retenedores 3% 17%
Tabla 6.2. Porcentaje de uso de empaques tapón y retenedores de cemento, Occidental de
Colombia Inc.
Los porcentajes anteriores, permitieron realizar un pronóstico de acuerdo a los
siguientes trabajos establecidos a realizarse en 2008:
Descripción de Trabajos 2007 2008 # Trabajos 2008
1 BP (9,625") & CEMENT 23% 20% 10
2 BP(9,625") , CEMENT & TCP 60% 54% 27
3 BP (7"), CEMENT 0% 2% 1
4 BP (7"), CEMENT & TCP 3% 2% 1
5 SAND CONTROL 3% 4% 2
6 SQUEEZE 5% 6% 3
7 SQUEEZE & TCP 8% 8% 4
Total Trabajos con
46
empaques
Tabla 6.3. Trabajos a realizarse en el 2008, Occidental de Colombia Inc.
Finalmente, se estableció el siguiente número de empaques necesarios en el 2008;
teniendo en cuenta posibles fallas en la operación el número inicial se aumentó en
dos unidades:
BP para 2008
Casing 7" Casing 9 5/8"
4 46
Tabla 6.4. Empaques Tapón necesarios en 2008.
Retenedores para 2008
Casing 7" Casing 9 5/8"
4 10
Tabla 6.5. Retenedores de Cemento necesarios en 2008.
266.2.1 Análisis Económico
El análisis económico realizado consistió en la realización de un balance y
comparación de los costos de la operación actual y la operación con los empaques de
rápida perforación.
En general los costos de ambas operaciones (teniendo en cuenta las horas de taladro
y el costo de los empaques) se calculan mediante la siguiente expresión:
Costo = (Hrs *Tarifa /24)+(Costo +Costo )
Operacion Taladro EmpaqueTapón RetenedordeCemento
Para efectos de realizar un análisis comparativo consistente, se pidió a varias
empresas que suministran herramientas, las especificaciones técnicas y las
cotizaciones de los empaques.
Las siguientes fueron las propuestas recibidas:
Tabla 6.6. Propuesta comercial para Empaques Fas Drill de 7” y 9 5/8”. Halliburton Latin
America
27No. Precio U$S
Item Descripción Cant.
Parte Unitario TOTAL
Retenedor de Cemento TACKER modelo CRH para casing de 7", fijación a
cable (con Kit de Wire Line TACKER) o con tubería (con Setting Tool SCRH
I.a 1505-7000 1 4.200 4.200,00
TACKER). Posibilidad de cementar con Setting Tool SCRH o Stinger. Material
NO Ferroso de fácil y rápida molienda.
Retenedor de Cemento TACKER modelo CRH para casing de 9 5/8", fijación
a cable (con Kit de Wire Line TACKER) o con tubería (con Setting Tool SCRH
I.b 1505-9580 1 8.900 8.900,00
TACKER). Posibilidad de cementar con Setting Tool SCRH o Stinger. Material
NO Ferroso de fácil y rápida molienda.
Precio U$S
Item Descripción Cant
Unitario TOTAL
II.a Cargo por Adapter Kit TACKER para fijación a cable (con Wire Line) por operación 300
II.b Cargo por Setting Tool Hidráulico TACKER modelo SCRH para fijación y/o cementación. por operación 1700
II.c Cargo por Stinger TACKER para cementación. por operación 1400
II.d Cargo por Operador por día o fracción 850
II.e Cargo por Kilometraje por km 2
Tabla 6.7. Propuesta comercial para Empaques Fas Drill de 7” y 9 5/8”. Tacker Oil Tools
Las siguientes son las tarifas de la operación actual:
DESCRIPCION UNIDAD 9 5/8" 7"
EZ DRILL
Squeeze packer Un $ 5,900 $ 5,910
Bridge plug Un $ 5,400 $ 3,583
Mechanical setting tool - Operacion Dia o Fraccion $ 838 $ 838
Mechanical setting tool - Stand By Dia o Fraccion
Stinger - Operacion Dia o Fraccion $ 423 $ 423
Stinger - Stand by Dia o Fraccion
Adapter kit for Wireline Corrida $ 235 $ 235
Tabla 6.8. Costos de Operación actual, Occidental de Colombia Inc.
La evaluación se realizó teniendo en cuenta que para el uso de los empaques es
necesario la adquisición del adapter kit y la setting tool, pues estas herramientas son
específicas de acuerdo a las características de cada empaque, además también es
necesario el stinger requerido para los retenedores de cemento. Las tarifas por stand
by no se tienen en cuenta en el análisis.
De acuerdo a lo anterior, los empaques de la propuesta número dos, se pueden bajar
con tubería con el setting tool hidráulico presentado en el capítulo 5 y se pueden bajar
con wireline. En este último caso si al cementar hay que utilizar stinger, en cambio en
28el setting tool es parte de la herramienta. Una de las ventajas de estas herramientas
es que al bajarla con el setting tool hidráulico se fija y cementa en la misma carrera,
con el ahorro del cargo de wire line y tiempos de taladro. Sin olvidar que se trata de
una aleación no ferrosa, de fresado menor a dos horas.
Teniendo en cuenta que las condiciones para el asentamiento son similares en el
caso de los empaques convencionales y los de perforación rápida (utilizando wireline),
la diferencia principal en la operación, son los materiales de los cuales están hechos y
por lo tanto el tiempo de perforación de los mismos.
Otra variable necesaria en el análisis es el tiempo empleado en la operación de
perforación de los empaques. Para determinar el tiempo de perforación empleado en
las operaciones actuales, se revisaron trabajos de cementación de años anteriores
(reportados en el software de reporte de operaciones, Open Wells. Landmark
Graphics Corporation) en los cuales se reportara y se independizara el tiempo de
molienda de los empaques, del tiempo de molienda del cemento. Este último factor no
debe incluirse ya que es el mismo sin importar que tipo de empaques se utilice y será
mayor o menor de acuerdo a la longitud del intervalo a aislar y a las profundidades de
asentamiento de los empaques.
Luego de hacer la revisión de los trabajos de cementación remedial, se encontraron
13 pozos todos con casing de 9 5/8’” en los cuales se reportó el tiempo de
perforación de los empaques sin incluir el cemento.
En la siguiente tabla se presentan los tiempos de perforación en cada caso, así mismo
se resaltan el mejor, el peor de los casos y el promedio de la operación total.
29Pozo Casing Moliendo CR [Hrs] Moliendo BP [Hrs] BP + CR [Hrs]
Pozo 1 9 5/8 5 3.5 8.8
Pozo 2 9 5/8 5 3 8
Pozo 3 9 5/8 4 2.5 6.5
Pozo 4 9 5/8 2.5 3.5 6
Pozo 5 9 5/8 4.5 9.5 14
Pozo 6 9 5/8 4 5.5 9.5
Pozo 7 9 5/8 6 4.5 10.5
3.5 6.5
Pozo 8 9 5/8 3
4 4
Pozo 9 9 5/8 4 5 9
Pozo 10 9 5/8 3.5 2.5 6
Pozo 11 9 5/8 5 3.5 8.5
Pozo 12 9 5/8 3 2.5 5.5
Pozo 13 9 5/8 2 2 4
Peor Caso 6 9.5 10.5
Mejor Caso 4 2 4
Promedio 4.3 3.88 8.2
Tabla 6.9. Tiempos de Perforación de empaques en trabajos de Cementación, Occidental de
Colombia, Inc.
6.2.2 Evaluación Implementando el uso de Retenedor de cemento y Empaque
Tapón de Rápido Fresado
En este caso, se emplearon los tiempos de perforación (Mejor, peor y promedio) de
los casos reales de los empaques tapón y empaque retenedor, se comparó con el
tiempo de perforación de 1 hora de los empaques de la primer propuesta y 4 horas de
los empaques de la segunda propuesta, se utilizaron los costos de los empaques
especificados en las tablas 6.6 – 6.8, para cada caso, así como el costo de las horas
30de la operación de la torre de Workover perforando los empaques, tomando como
referencia us$ 12,8001 por día.
6.2.3 Evaluación Implementando sólo el uso de Retenedor de cemento de
rápido fresado.
Para este análisis, se tomaron los tiempos de molienda reales mencionados en 6.2.2,
los costos de los empaques retenedores especificados en las tablas 6.6 – 6.7 y de los
retenedores actuales (tabla 6.8), así como el costo de las horas de operación de la
torre de Workover tomando como referencia us$ 12,800 por día.
6.2.4 Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo
el uso de Empaque Tapón.
El análisis se realizó similarmente al caso anterior, en este caso se tuvieron en cuenta
los costos del Fast Bridge plug y sus accesorios.
A continuación se presentan los resultados de los análisis respectivos para casing de
9 5/8” y 7”, de los cuales se puede concluir que considerando sólo el efecto del tiempo
de taladro y costo de los empaques, aún en el peor de los casos de los tiempos de la
operación actual, no se obtienen ventajas significativas aplicando los nuevos
empaques.
Las celdas en azul indican ahorro con el uso de los nuevos empaques, las rojas
indican lo contrario.
1 Referido al taladro de Workover Independence 23 de operación en la Asociación Cravo Norte
bajo el contrato CA-3186
31Tabla 6.10. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo el Uso de Retenedor y Empaque Tapón - Casing 9
5/8”
Fast CR + Fast CR +
BP+ CR [Hrs] Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERs 2 SAVINGS
BP[Hrs] BP[Hrs]
WORST CASE 10.5 $16,954 -$12,083 -$2,996
BETTER CASE 4 1 $13,460 $ 29,037.50 -$15,577 4 $19,950.00 -$6,490
NORMAL 8.2 $15,718 -$13,320 -$4,232
[ ] [ ] [ ]
8.2×(12900/24) + 5910+54 00 1×(12900/24)+ 15700+12800
A los costos anteriores se debe agregar us$29,120 correspondientes a la adquisición del stinger y el adapter kit en la primera propuesta y
us$3,400 del adapter kit en la segunda propuesta ya que el valor calculado incluye us$1,800 del alquiler del stinger para el empaque
retenedor de cemento debido a que sólo lo alquilan pues necesita reparación después de cada operación.
Tabla 6.11. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso de Retenedor de Cemento – Casing 9
5/8”
Fast CR + Fast CR +
BP+ CR [Hrs] Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERs 2 SAVINGS
BP[Hrs] BP[Hrs]
WORST
10,5 $16.954 -$4.683 $504
CASE
BETTER 4 1 $13.460 $ 21.637,50 -$8.177 4 $16.450,00 -$2.990
CASE
NORMAL 8,2 $15.718 -$5.920 -$732
32Tabla 6.12. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso de Empaque Tapón – Casing 9 5/8”.
Fast CR + Fast CR +
BP+ CR [Hrs] Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERs 2 SAVINGS
BP[Hrs] BP[Hrs]
WORST
10,5 $16.954 -$2.294 -$6
CASE
BETTER 4 1 $13.460 $ 19.247,88 -$5.788 4 $16.960,38 -$3.500
CASE
NORMAL 8,2 $15.718 -$3.530 -$1.243
Tabla 6.13. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo el Uso de Retenedor y Empaque Tapón -
Casing 7”
En este caso, sólo se tuvo en cuenta un tiempo promedio de ocho horas perforandode empaques
Fast CR + Fast CR +
BP+ CR [Hrs] Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERS 2 SAVINGS
BP[Hrs] BP[Hrs]
NORMAL 8 1 $11,466 $20,537 -$9,071 4 $11,950 -$484
33Tabla 6.14. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso de Retenedor de Cemento – Casing 7”
El valor incluye el alquiler del stinger (us$1400) para la propuesta 2.
BP+ CR Fast CR + Fast CR +
Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERS 2 SAVINGS
[Hrs] BP[Hrs] BP[Hrs]
NORMAL 8 1 $11.466 $15.920 -$4.455 4 $11.333 $133
Tabla 6.15. Evaluación Económica Empaques de Rápido Fresado, Incluyendo sólo el uso de Empaque Tapón – Casing 7”.
BP+ CR Fast CR + Fast CR +
Current Cost FAST PACKERS 1 SAVINGS FAST PACKERS 2 SAVINGS
[Hrs] BP[Hrs] BP[Hrs]
NORMAL 8 1 $11.466 $12.320 -$855 4 $9.933 $1.533
346.2.5 Consideración De La Producción Anticipada De Los Pozos. Matriz De
Sensibilidades.
Tendiendo en cuenta que el ahorro de tiempo de taladro (sin considerar otros factores
como el momento del arranque del pozo) trae como consecuencia que el pozo entre
en producción anticipadamente es pertinente incluir el efecto económico de esta
producción anticipada.
El análisis consiste en la elaboración de una matriz en la cual se tenga en cuenta las
sensibilidades a la producción y al precio del barril. Las entradas para cada fila de la
matriz se calculan de acuerdo a la siguiente relación:
X =(X ÷24)×7×X i:2,..,n
i,j i−1,j i,1
j:2,..n
En la anterior ecuación se lleva la producción diaria a producción por hora, se
multiplica por el precio del barril de crudo y finalmente se estableció multiplicar por 7
horas que corresponde al valor de ahorro de tiempo tomando como referencia el
tiempo promedio de perforación de los empaques actuales (8 horas) menos el tiempo
propuesto por la propuesta primer propuesta (1 hora) para hallar la ganancia
económica debida a las 7 horas de producción anticipada.
De acuerdo a lo anterior, las entradas en azul de la matriz corresponden a aquellas en
las cuales el cálculo anterior supera la diferencia del costo entre la operación actual y
la operación con los empaques propuestos, es decir, supera us$ 13,320 para el caso
de empaques para 9 5/8” y us$ 9,071 para empaques de 7”.
Las siguientes fueron las matrices obtenidas:
35Tabla 6.16 Matriz de Sensibilidades para Casing de 9 5/8”.
BOPD
225 250 275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 550 575 600
$50 $3.281 $3.646 $4.010 $4.375 $4.740 $5.104 $5.469 $5.833 $6.198 $6.563 $6.927 $7.292 $7.656 $8.021 $8.385 $8.750
lerraB
$60 $3.938 $4.375 $4.813 $5.250 $5.688 $6.125 $6.563 $7.000 $7.438 $7.875 $8.313 $8.750 $9.188 $9.625 $10.063 $10.500
$70 $4.594 $5.104 $5.615 $6.125 $6.635 $7.146 $7.656 $8.167 $8.677 $9.188 $9.698 $10.208 $10.719 $11.229 $11.740 $12.250
$80 $5.250 $5.833 $6.417 $7.000 $7.583 $8.167 $8.750 $9.333 $9.917 $10.500 $11.083 $11.667 $12.250 $12.833 $13.417 $14.000 rep
$90 $5.906 $6.563 $7.219 $7.875 $8.531 $9.188 $9.844 $10.500 $11.156 $11.813 $12.469 $13.125 $13.781 $14.438 $15.094 $15.750
sralloD
$ 100 $6.563 $7.292 $8.021 $8.750 $9.479 $10.208 $10.938 $11.667 $12.396 $13.125 $13.854 $14.583 $15.313 $16.042 $16.771 $17.500
$ 110 $7.219 $8.021 $8.823 $9.625 $10.427 $11.229 $12.031 $12.833 $13.635 $14.438 $15.240 $16.042 $16.844 $17.646 $18.448 $19.250
$ 120 $7.875 $8.750 $9.625 $10.500 $11.375 $12.250 $13.125 $14.000 $14.875 $15.750 $16.625 $17.500 $18.375 $19.250 $20.125 $21.000
$130 $8.531 $9.479 $10.427 $11.375 $12.323 $13.271 $14.219 $15.167 $16.115 $17.063 $18.010 $18.958 $19.906 $20.854 $21.802 $22.750
Tabla 6.17 Matriz de Sensibilidades para Casing de 7”.
BOPD
225 250 275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 550 575 600
$50 $3.281 $3.646 $4.010 $4.375 $4.740 $5.104 $5.469 $5.833 $6.198 $6.563 $6.927 $7.292 $7.656 $8.021 $8.385 $8.750
$60 $3.938 $4.375 $4.813 $5.250 $5.688 $6.125 $6.563 $7.000 $7.438 $7.875 $8.313 $8.750 $9.188 $9.625 $10.063 $10.500 lerraB
$70 $4.594 $5.104 $5.615 $6.125 $6.635 $7.146 $7.656 $8.167 $8.677 $9.188 $9.698 $10.208 $10.719 $11.229 $11.740 $12.250
$80 $5.250 $5.833 $6.417 $7.000 $7.583 $8.167 $8.750 $9.333 $9.917 $10.500 $11.083 $11.667 $12.250 $12.833 $13.417 $14.000
rep
$90 $5.906 $6.563 $7.219 $7.875 $8.531 $9.188 $9.844 $10.500 $11.156 $11.813 $12.469 $13.125 $13.781 $14.438 $15.094 $15.750
sralloD
$100 $6.563 $7.292 $8.021 $8.750 $9.479 $10.208 $10.938 $11.667 $12.396 $13.125 $13.854 $14.583 $15.313 $16.042 $16.771 $17.500
$110 $7.219 $8.021 $8.823 $9.625 $10.427 $11.229 $12.031 $12.833 $13.635 $14.438 $15.240 $16.042 $16.844 $17.646 $18.448 $19.250
$120 $7.875 $8.750 $9.625 $10.500 $11.375 $12.250 $13.125 $14.000 $14.875 $15.750 $16.625 $17.500 $18.375 $19.250 $20.125 $21.000
$130 $8.531 $9.479 $10.427 $11.375 $12.323 $13.271 $14.219 $15.167 $16.115 $17.063 $18.010 $18.958 $19.906 $20.854 $21.802 $22.750
36Las gráficas correspondientes a cada matriz se presentan a continuación, en cada
gráfica la línea horizontal corresponde al punto de quiebre (valor que debe superarse)
a partir del cual se obtienen ganancias de acuerdo a las características de producción
y precio del crudo.
Cabe resaltar, que por medio de las siguientes gráficas al ubicar en ellas las
características de un pozo, se puede establecer si es conveniente o no la aplicación
de la nueva tecnología.
Figura 6.1. Gráfica de sensibilidades, Casing de 9 5/8”.
377"
$25.000
$50 $60 $70 $80 $90 $100 $110 $120 $130 Break Point
$20.000
$15.000
$10.000
$5.000
$0
225 250 275 300 325 350 375 400 425 450 475 500 525 550 575 600 625
Figura 6.2. Gráfica de sensibilidades, Casing de 7”.
387 CONCLUSIONES
(cid:2) Las características técnicas de los empaques de rápida perforación, son
similares a las de los convencionales entre estas: presiones y temperaturas
soportadas, profundidad de asentamiento, desviación del pozo permitida, así
como los métodos de asentamiento; por lo tanto técnicamente no existen
restricciones para utilizar estos empaques en los pozos de la asociación Cravo
Norte.
(cid:2) El ahorro en costos de taladro debido a la diferencia en los tiempos de
perforación ofrecidos por los nuevos empaques (0.5 horas y 4 horas para cada
uno) y los tiempos de perforación de los empaques actuales analizados en el
mejor caso, peor caso y tiempo promedio, no alcanza a ser suficientemente alta
para compensar el costo de los mismos si se utilizan los dos empaques de
rápida perforación.
(cid:2) Los nuevos empaques necesitan una herramienta de asentamiento y un kit
adaptador específicos para cada caso. Estas herramientas son diferentes a las
que se tienen en la operación actual, por lo cual son una variable más en el
análisis e incrementan el costo de adquisición de los nuevos empaques.
(cid:2) Para casing de 7”, si los tiempos de molienda resultan ser exactamente los
ofrecidos, se podría tener un ahorro aunque muy bajo al utilizar sólo el empaque
retenedor o el empaque tapón de la segunda propuesta comercial.
(cid:2) Debido al costo de la hora en operación de los taladros de Workover en la
Asociación Cravo Norte y al costo de los empaques de rápida perforación, sin
incluir el efecto de la producción anticipada, los empaques utilizados actualmente
siguen siendo económicamente más rentables que la nueva alternativa.
39(cid:2) De acuerdo a la matrices de sensibilidad, para casing de 9 5/8¨ con un precio de
crudo de us$ 90/ Barril para que la opción de utilizar ambos empaques de rápida
perforación se viable, se requiere que el pozo produzca al menos 525 barriles
de aceite por día.
(cid:2) Para empaques para casing de 7”, de acuerdo al efecto de producción
anticipada, es necesario que el pozo produzca 350 barriles de aceite para un
precio de us$90/Barril.
(cid:2) Los empaques de rápida perforación son una muy buena alternativa de ahorro
en aquellas operaciones en las cuales los costos de taladro sean elevados y un
ahorro así sea mínimo en tiempos represente un impacto significativo. Un claro
ejemplo de esto son las operaciones costa afuera o las operaciones en zonas de
condiciones geográficas o geológicas extremas.
408 RECOMENDACIONES
(cid:2) Seguir utilizando los empaques convencionales debido a que son
económicamente más viables.
(cid:2) Continuar con una segunda fase en el proceso de implementación de los
empaques de fácil perforación en la cual se acuerden mejores precios con las
empresas que los suministran.
(cid:2) Analizar otras posibilidades de asentamiento del mismo tipo de empaque como
bajar con tubería y setting tool hidráulico.
(cid:2) Evaluar la alternativa de utilizar empaques de rápida perforación al momento
de la aprobación de una operación de aislamiento, teniendo en cuenta los
escenarios de producción (potencial del pozo) y los resultados de las gráficas y
matrices del presente estudio.
(cid:2) Realizar una prueba piloto para comprobar los tiempos de molienda ofrecidos
por las compañías de servicio.
(cid:2) Hacer una discriminación de tiempos de molienda de empaques y cemento
más estricta en todos los trabajos de aislamiento, ya que estos datos son
necesarios en cualquier análisis que involucre tiempos operacionales.
(cid:2) Continuar con el análisis de nuevas alternativas y tecnologías que permitan
optimizar las operaciones actuales.
41BIBLIOGRAFIA
1. Caño Limon “Historia de un gigante” publicación Occidental de Colombia.
2. Gabela, Víctor H, Asociación ECOPETROL-Occidental Campo Caño
Limón. Llanos Orientales de Colombia. II Simposio Exploración de Cuencas
Subandinas. Bogotá Agosto de 1985.
3. Rivero, R, Dominguez, J. Caño Limón Field Colombia: The latest giant oil
reservoir in South America.
4. Halliburton Latin America. Brochure Fas Bridge Plug.
5. Halliburton Latin America. Brochure Fas Squeeze Packer.
6. Tacker Oil Tools. Brochure Retenedor de Cemento Modelo 'CRH'1505
7. Software Dynamic Surveillance System (DSS), Landmark Graphics Corporation
v. 2003.10.0.1.1006, Licensed By Occidental de Colombia, Inc
8. Software Open Wells. Landmark Graphics Corporation v. 2003.14, Licensed By
Occidental de Colombia, Inc.
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