Registros geofísicos para el control del estado técnico de los pozos petroleros (página 2)
Enviado por Pablo Armando Topes
Núcleo: Recipiente donde se encuentran colocados los imanes y enrollada la bobina.
Bobina: Construida de un alambre conductor.
Imanes: Ubicados a cada lado del núcleo en la misma posición para generar mayor campo magnético.
Housing: Encierra todo el dispositivo, está hecho de hierro duro inoxidable para que no afecte la señal que va a ser registrada.
El principio de funcionamiento está dado porque todo conductor que se exponga a la influencia de un campo magnético generará corriente o flujo de electrones. El CCL al poseer una bobina la cual está fija a dos imanes, uno a cada lado con los polos iguales, induce corriente constantemente sobre la bobina, al acercarse objetos magnetizables a la zona de influencia de los imanes, la corriente que circula por la bobina sufrirá alteraciones en función a la distancia a la que se aproxima el material y a su consistencia física, estos cambios son registrados en superficie y se obtienen en un registro en mV (Figura 27).
Figura 19. Herramienta CCL, (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012).
Registro de adherencia del cemento y registro de densidad variable (CBL–VDL)
Los registros CBL y VDL son registros de ondas sónicas, algunas de las herramientas se muestran en la figura 20, estas poseen una teoría común para la medición y la interpretación. Los principios en que se fundamentan se describen en el presente epígrafe.
El principal objetivo de la medición del Registro de Adherencia del Cemento es determinar las zonas en el pozo donde la cementación presenta problemas, su combinación con el Registro de Densidad Variable ha sido por muchos años la forma principal de evaluar la calidad de la cementación.
Según (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012) las herramientas generalmente presentan dos secciones: acústica y electrónica. La sección acústica contiene un transmisor y dos receptores, el transmisor emite un pulso omnidireccional a una relativamente baja frecuencia, de 10 a 20 KHz, que induce una vibración longitudinal a la tubería de revestimiento, la onda generada viaja a través de la camisa y es detectada por los receptores localizados a 0,91 y 1,52 m (3 y 5 pies) del transmisor, el primer receptor
corresponde con el registro CBL y el segundo con el VDL. La sección electrónica mide la amplitud de la porción deseada de la señal del receptor y la transmite a la superficie para ser registrada. En la figura 21 se puede observar un esquema de la herramienta y las señales acústicas.
Figura 20. Herramientas para registrar CBL y VDL, (Bellabarba et al., 2008).
Figura 21. Esquema de la herramienta geofísica que proporciona los registros CBL-VDL, (Smolen, 1996).
El Registro CBL, es una grabación de la amplitud del primer arribo de energía al receptor. Parte de la onda sónica frontal que se dispersa a lo largo de la camisa se usa para determinar la amplitud y el tiempo de tránsito, en la figura 22 se representa gráficamente.
Figura 22. Fundamentos sónicos del registro CBL medidos en el receptor a 0,91 m (3 pies). TT es el tiempo de tránsito y E1, E2, E3 son los niveles de energía. (Sookram, 2007).
El perfil de cementación CBL se basa fundamentalmente en el uso de señales acústicas para determinar la calidad de adherencia del cemento a la camisa,
detectando zonas de vacío, deshidratación y contaminación causada por el lodo; para indicar la buena o mala adherencia del cemento con la tubería, se mide la atenuación que sufre la onda sónica al incidir en la misma, lo cual se manifiesta por la amplitud que registra la curva. En términos del oído humano, la amplitud significa "cuán ruidoso" por tanto se puede comparar con el efecto de golpear una campana de metal desde el interior, pero que exteriormente se encuentra sostenida con las manos, como una camisa. En la práctica el cemento reemplaza a las manos, de tal manera que una pobre cementación aumentaría la amplitud y por consiguiente una buena cementación la disminuiría.
Los registros CBL efectuados en distintas etapas del fraguado del cemento muestran que la atenuación aumenta con el tiempo y llega al máximo cuando el cemento fraguó totalmente, debido a que durante el proceso de asentamiento, la velocidad y amplitud de las señales varía significativamente. Según (Schlumberger, 2004) es recomendable no correr el CBL hasta 24-36 horas después del trabajo de cementación, para obtener resultados confiables.
El registro de cementación se mide en milivoltios o como una atenuación en decibeles por pie (db/ft) o como Índice de Adherencia (bond index). Las mediciones son realizadas configurando una ventana electrónica para evaluar la amplitud de la señal recibida en la camisa. Típicamente la ventana o puerta es configurada para medir la amplitud de la primera onda. La premisa es que la señal del revestimiento llegará antes que cualquier otra, entonces, considerando que los primeros ciclos son provenientes del revestimiento y que la intensidad de la señal es función del material presente en el anular (espacio que queda entre camisa y pared del pozo) el registro de amplitud del primer ciclo permite una evaluación de la calidad de la cementación.
Cuanto más grande sea el relleno de cemento en el anular, más débil es la señal en el receptor y por consiguiente la amplitud es más pequeña, en función de lo anterior la amplitud del CBL se puede clasificar de la siguiente forma (Figura 23):
Amplitudes bajas indican buena adherencia.
Amplitudes altas indican pobre adherencia.
Amplitudes medias indican una deficiencia en la adherencia del cemento que puede comprometer o no el aislamiento hidráulico.
La interpretación cuantitativa se determina mediante el Índice de Adherencia (BI por sus siglas en inglés) según la ecuación 2. Este índice proporciona una evaluación cuantitativa de la calidad de la cementación usando únicamente el registro CBL, está linealmente relacionado al porcentaje de la superficie de la camisa adherida al cemento.
Donde:
Efreepipe y Emedido: son las amplitudes CBL en tubería libre y las amplitudes CBL medidas.
E100%: es el valor de amplitud esperado para 100% adherencia.
Figura 23. Interpretación de la herramienta CBL para los diferentes estados de la cementación, (Sookram, 2007).
La práctica indica que índices de cementación mayores de 8 representan un buen aislamiento hidráulico a lo largo de la sección de la camisa y se puede aceptar hasta índices de cementación de 7 para considerar buena cementación. Un índice de adherencia mucho menor que 8 indica la probabilidad de canalización de lodo o cemento contaminado.
Entre los factores que afectan al CBL se encuentran:
Alargamiento (Stretching): En escenarios de buena adherencia cemento – tubería, la amplitud de E1 disminuye, desplazando la medición del Tiempo de Tránsito a la sección no lineal de E1 lo que genera un aumento del TT medido, (Figura 24).
Microanillo: es el espacio capilar de (100-200 micrones) presente entre el revestidor y el cemento que puede contener líquido o gas. El principal problema con un microanillo es que provoca menos energía dispersa en el medio circundante y la amplitud, por consiguiente, es más alta por lo que el CBL parecerá ser peor de lo que realmente es.
Un factor importante a la hora de determinar el índice de adherencia es que el efecto del microanillo deja sin uso cualquier resultado por lo que se recomienda que para determinar estas afectaciones se corra el registro de imágenes ultrasónicas USI en combinación con el CBL.
Figura 24. Comparación de TT en tubería libre con buena adherencia, (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012).
Salto de ciclo: en casos de muy buena adherencia, la amplitud de E1 es tan pequeña que no supera el nivel de detección, en este caso la medida de tiempo de tránsito se desplaza hacia E3, manteniendo la medida de amplitud de CBL en E1 (Figura 25). La presencia de gas en el fluido de pozo también puede producir saltos de ciclo.
Figura 25. Muestra los fundamentos del salto de ciclo, (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012).
Formaciones rápidas: en casos de buen cemento y cuando el TT de la formación es menor al TT del revestidor, la señal de la formación es la que llega primero, por lo tanto CBL se verá afectado y no será posible evaluar el índice de adherencia ya que E1 es debido a los arribos de formación y no del revestidor. De sospecharse su presencia, se debe registrar con herramientas que tienen arreglos de espaciamiento más cortos como las herramientas compensadas, (Figura 20).
Centralización: una selección inadecuada de los centralizadores para el tamaño del revestidor, así como centralizadores rotos, débiles en pozos desviados o herramienta dañada o doblada, traen como consecuencia que el tren de onda resultante carezca de sentido pues el camino de la onda será desbalanceado (Figura 26).
Figura 26. Muestra los efectos de la descentralización de la herramienta CBL, (Jiménez, Ticonas y Arellano, 2012).
Otros factores que pueden afectar las medidas de amplitud son: el esfuerzo compresivo del cemento gaseoso, el tamaño y el peso de la tubería de revestimiento, los fluidos en el pozo, presión y temperatura, tamaño del revestidor, cambio en las propiedades del fluido, anular estrecho y las tuberías múltiples.
Las desventajas que presenta el método son que valores de amplitud altos pueden ser ambiguos debido a microanillos líquidos, canales, cementos contaminados o cementos livianos; es sensible a las formaciones rápidas y extremadamente sensible a la descentralización de la herramienta.
El registro de densidad variable (VDL por sus siglas en inglés) es un registro continuo de la amplitud de la forma de la onda sónica para un periodo de mil &µs que sigue a la generación del sonido en el transmisor; determina la calidad de adherencia del cemento con la formación y la camisa mediante el comportamiento de numerosos trenes de onda estrechamente espaciados, dando como resultado un mapa de
contornos. En la figura 27 se muestra un registro VDL frente a una camisa sin cemento (camisa limpia).
Figura 27. Registro de Detector de Collares (CCL) y Registro de Densidad Variable (VDL). A la izquierda se observa el CCL y a la derecha el VDL donde se aprecia las señales de la tubería de revestimiento y patrones de reflexión Chevron (ondas en forma de M acostadas pertenecientes a los collares o unión de camisas), (Cruzalegui y Martín, 2012).
Para tener una buena imagen del tren de ondas completo provenientes de la primera formación en secciones cementadas y con buena adherencia a la tubería, la premisa es que las señales provenientes del cemento deben ser más fuertes que las provenientes de la camisa. El VDL utiliza el receptor lejano a 1.52 m (5 pies) para poder discriminar mejor entre la onda de tubería y la onda de formación. Generalmente la velocidad del sonido en la formación es menor que en la tubería y al utilizar un mayor espaciamiento, se permite una mejor separación entre ambos trenes de ondas (Figura 28).
Figura 28. Representación gráfica del tren de ondas correspondiente con el registro VDL, primeras entradas son proveniente de la camisa (TR) seguidamente de la formación y por último las provenientes del lodo, (Espinoza, 2011).
En la interpretación del VDL se destacan dos situaciones:
A. Mala adherencia del cemento a la tubería (Figura 29 A):
Se reconoce por la presencia de fuertes líneas paralelas en toda la secuencia de ondas.
Se reconoce por la presencia de fuertes líneas paralelas entre 200 a 400 &µs, (primeras entradas) debido a las señales del revestidor. Seguidamente las líneas son onduladas debido a las señales de la formación. La intensidad de estas señales onduladas indicará el grado de adherencia del cemento a la formación.
B. Mala adherencia del cemento a la formación (Figura 29 B):
Se reconoce porque entre 400 a 1000 &µs se tendrán señales de formación muy débiles debido al mal acople entre cemento y formación y se caracteriza por la presencia borrosa de señales onduladas. Además, puede existir la presencia de señales fuertes algo onduladas, con menor espesor que las anteriores al final de la pista, correspondiente a las señales de lodo.
Un buen acople del cemento entre la camisa y la formación está dado por la ausencia completa de líneas en los primeros arribos seguido de líneas paralelas que se notan con bastante nitidez. Ejemplo de ello se muestra en Figura 29 C.
Existen herramientas de compensación de adherencia del cemento diseñada específicamente para hacer el Registro de la Adherencia del Cemento (CBL) y de Densidad Variable (VDL) pero con la característica que la herramienta posee mayor número de receptores que transmisores y a pequeñas distancias. En la Figura 30 se describe la Herramienta Sónica de Arreglo Delgado (SSLT) que es una herramienta compensada.
Figura 29. Registros CBL-VDL; a la izquierda CBL y a la derecha VDL. A: mala adherencia a la camisa, B: mala adherencia a la formación, C: buena adherencia a camisa y a la formación, (Cruzalegui y Martín, 2012).
Según (Torrico, 2011) las características de las herramientas es que por lo general poseen dos transmisores y tres receptores con espaciamientos de 0.73 y 1.04 m (2.4 y 3.4 pies) permitiendo la representación de una curva de atenuación compensada del agujero, un espaciamiento de 1.52 m (5 pies) para grabar un registro VDL y un corto espaciamiento de 0.24 m (0.8 pies) que provee una evaluación de la adherencia en presencia de formaciones estables afectando el espaciado estándar de 0.91 m (3 pies) del CBL (Figura 30), sin embargo, existen otras configuraciones entre receptores y transmisores. La sonda, al ser liviana y rígida, puede ser eficientemente centralizada por medio de centralizadores en línea y juntas flexibles, proporcionando una medición de CBL de calidad en pozos altamente desviados.
El principio de la medición consiste en grabar los dos sets de receptores de amplitud de 0,732 y 1.036 m (2.4 y 3.4 pies), luego computar su relación a, (ecuación 3). Esta relación es también usada para calcular la atenuación.
Donde:
Au2: Amplitud de E1, en el receptor 2 desde el transmisor de encendido superior.
Au3: Amplitud de E1, en el receptor 3 desde el transmisor de encendido superior.
AL2: Amplitud de E1, en el receptor 2 desde el transmisor de encendido inferior.
AL3: Amplitud de E1, en el receptor 3 desde el transmisor de encendido inferior.
Figura 30. Diagrama de la herramienta CBT, (Torrico, 2011).
Se puede demostrar que la atenuación calculada de esta relación es independiente de la sensibilidad del receptor, la fuerza del transmisor, la atenuación por los fluidos del agujero y es mucho menos afectada por la descentralización de la sonda que el registro CBL convencional.
En comparación con las herramientas convencionales, las compensadas son poco afectadas por la descentralización de la herramienta, se puede correr en pozos horizontales y presenta arreglo de espaciamientos más cortos lo que facilita la detección de formaciones rápidas.
Herramienta de evaluación de la cementación (CET)
La herramienta de evaluación de la cementación (CET) es una herramienta ultrasónica introducida por Schlumberger en 1988 anterior a la herramienta USI. Tiene como principal aplicación mapear la distribución del cemento detrás de la camisa, determinar la impedancia acústica y posible fuerza de compresión del material que está en el espacio anular, además de diferenciar entre el gas y el líquido detrás de la camisa.
La herramienta utiliza una técnica de transmisión–recepción (ecos de pulso), que funcionan mediante transductores. La configuración de la herramienta se muestra en la figura 31, incluye 8 transductores (receptores y transmisores) orientados en un arreglo helicoidal separados a 45°, cada transductor muestrea un área alrededor de 2,5 cm de diámetro, un noveno transductor es incluido en la herramienta orientado a una distancia fija de una lámina blanca con una cavidad accesible al fluido del pozo, que es utilizado para medir la velocidad acústica del mismo.
Figura 31. Diagrama de la herramienta CET, (Smolen, 1996).
Cada transductor emite un pulso ultrasónico de aproximadamente 500 kHz (Figura 32 a). La onda acústica viaja del transductor a la pared y regresa (Figura 32 b), esta primera onda se muestra como onda A1 y es la primera reflexión, la misma es seguida por una serie de arribos de ondas de resonancia con la camisa que son denominadas B1, B2, B3, etc. Existen ondas dentro de la tubería cerca de la pared que van perdiendo energía en cada reflexión. Estas series de onda A1 más B1, B2 y B3 son la base de toda la interpretación de las herramientas de ecos de pulso (o herramientas que detectan reflexiones múltiples de las ondas). El tiempo de
arribo de la onda A1 es usado para las mediciones del diámetro de la camisa, la intensidad es usada como un indicador de la rugosidad de la superficie interna. La serie de ondas B es usada para medir espesor de la pared del pozo y la impedancia acústica de lo que está detrás de la camisa.
Figura 32. a Orientación de cada transductor con respecto al ambiente del pozo; b Diagrama de atenuación del eco de la onda, (Smolen, 1996).
El decaimiento del eco es prácticamente exponencial y es controlado por la impedancia del cemento. En caso de tubería libre con lodo en ambos lados, el decaimiento es lento y con cemento detrás de la cañería es rápido, debido a la gran impedancia acústica del cemento.
Para medir la impedancia acústica del medio anular, la onda A1 es monitoreada con una puerta o ventana posicionada en W1, las series de ondas B de resonancia de la camisa son detectadas en W3 y W2. En camisa libre la energía en W2 y W3 es alta, en pozo con camisa cementada la energía se pierde en el cemento y en la formación y toda la serie B se reduce, esto se puede observar en la figura 33.
Figura 33. Decaimiento de la señal para camisa libre (superior) y para camisa cementada (inferior), (Smolen, 1996).
El uso de la herramienta CET, al tener como aplicación mapear la distribución del cemento detrás de la camisa, muestra una ventaja sobre las herramientas acústicas ya que estas últimas pueden determinar la presencia de cemento pero no distingue si existen canales. Ejemplo de ello se observa en la figura 34.
Figura 34. Comparación entre registro CET y CBL-VDL. En el intervalo seleccionado el CBL muestra baja amplitud el VDL registra una buena cementación y en el CET se observa la presencia de canales (en blanco).
Cortesía de EPEP Occidente.
Herramienta de imagen ultrasónica (USI)
La herramienta de Imagen Ultrasónica (USI, por sus siglas en inglés) fue introducida en 1991 por Schlumberger (Figura 35). Es básicamente una herramienta de rotación continua de ecos de pulsos y es una mejora terminada de la CET; realiza evaluación de cemento e inspección de la tubería de revestimiento con una cobertura de 360 grados que evalúa directamente la impedancia acústica del medio detrás de la camisa, registrando la cementación y evaluando la distribución de cemento, así como identificando las zonas que presentan un buen aislamiento hidráulico. Proporciona información de las condiciones de la tubería y su grado de corrosión con imágenes detalladas del radio interno y externo.
Figura 35. A la izquierda la herramienta USI y a la derecha un esquema de la misma (Schlumberger, 2004), (Schlumberger, 1993).
La sonda incluye un transductor rotatorio desmontable disponible en diferentes tamaños para diferentes diámetros de camisa, la dirección de la rotación está controlada por el transductor. La figura 36 muestra a la izquierda el modo de medición estándar (transductor frente a la pared del pozo) que se registra a la subida de la sonda; hacia la derecha nuestra el modo en que mide la propiedad del fluido (transductor frente a una placa dentro de la herramienta) que se registra a la bajada de la sonda.
Figura 36: Transductor de diferentes tamaños, y modos de medición, (Schlumberger, 1993).
El principio físico de la herramienta es similar al de la herramienta CET, el transductor envía un impulso ultrasónico entre las frecuencias de 195 y 650 kHz y luego cambia a modo de recepción. El impulso sónico viaja a través del fluido del pozo y choca con la camisa (Figura 37). La mayor parte de la energía se refleja de vuelta hacia el transductor. La energía restante entra en la camisa, sufre múltiples reflexiones dentro de la tubería de revestimiento y entre la superficie anular y la tubería, en cada superficie parte de la energía se refleja y parte se transmite en función del contraste de impedancia acústica en la interfaz.
La impedancia acústica de la tubería de revestimiento y del fluido del pozo son básicamente constantes, las reflexiones dentro de la tubería disminuyen a una velocidad que depende de la impedancia acústica del material fuera de la misma. El transductor, que en ese instante actúa como un receptor, ve una reflexión inicial de alta amplitud seguida por una señal que decae exponencialmente con tiempos igual a dos veces el tiempo requerido para que la señal viaje a través de la tubería.
Figura 37. Representación esquemática del viaje de la energía a través de los medios, (Schlumberger, 1993).
Según (Schlumberger, 1993) el análisis de las reflexiones recibidas en el transductor se realiza mediante técnicas de procesamiento rápido (traitment trés tôtuna) desarrolladas para obtener información confiable de la adquisición USI. Esta técnica deriva la impedancia acústica directamente de la resonancia para realizar las siguientes mediciones:
Impedancia acústica del cemento o cualquier materia que se encuentre en el espacio anular (entre camisa y formación).
Espesor de la tubería ya que la pared de la tubería tiene frecuencias de resonancia natural aproximadas que son inversamente proporcional al espesor.
Radio interno de la tubería: se registra el tiempo de tránsito que se convierte en una medida del radio interno utilizando la medición de las propiedades de fluidos para calcular la velocidad del sonido en el lodo y teniendo en cuenta las dimensiones del propio transductor. Se utilizan estos datos como entrada en el sistema de procesamiento para calcular el radio interno de la tubería.
La amplitud del eco principal se registra para generar una imagen ya que cualquier daño en el interior de la tubería ocasiona un efecto de dispersión en la señal reflejada y disminuye la amplitud del eco principal, de tal forma que la imagen de amplitud es un excelente indicador cualitativo de las condiciones internas de la tubería.
Estas medidas hacen que la herramienta USI sea adecuada para dos aplicaciones principales: registro de evaluación de cemento y registro de inspección de la camisa para controlar el daño y el desgaste de la tubería, como se explica a continuación:
Evaluación del Cemento: su propósito es determinar si existe cemento alrededor de la camisa y si proporciona un soporte adecuado para la tubería y el aislamiento hidráulico. El registro USI en modo cemento permite evaluar la presencia y calidad de la cementación (Figura 38).
Por lo general cualquier material sólido en el espacio anular proporciona un apoyo adecuado a la tubería de revestimiento, por tanto, el objetivo principal es determinar si existe aislamiento hidráulico, este se logra cuando suficiente material de baja permeabilidad con suficiente fuerza de compresión para evitar el desplazamiento, está presente en el espacio anular. El cemento es un material ideal cuando se coloca correctamente ya que tiene una permeabilidad muy baja y alta resistencia a la compresión. Para determinar si una zona está aislada adecuadamente debe conocerse el tipo de material en el espacio anular y su condición (distribución y contaminación).
Figura 38. Registro USI en modo cementación, intervalo A y C zona de mala calidad de la cementación, cemento contaminado; B zona de buena cementación.
Cortesía de EPEP Occidente.
El modo de evaluación de cemento proporciona varios registros como se muestra en la figura 38. Estos son:
Carril 1: Registro de rayos gamma y un detector de coples para controlar la calidad de los registros.
Carril 2: Radio interno y externo de la tubería, este se compara con el radio nominal de la tubería y muestra el nivel de afectación que tiene la misma.
Carril 3: Registro de impedancia acústica.
Carril 4: Impedancia del cemento detrás de la tubería.
Carril 5: Mapa de distribución de la cementación. verde: presencia de microanillos, azul: contenido de líquido, rojo: gas o microanillo vacío, amarillo: cemento.
Carril 6: Mapa de calidad de la cementación en función de la impedancia.
Inspección de la tubería de revestimiento: el objetivo principal es controlar la corrosión, desgaste o daños de la tubería. La condición física de la tubería se controla midiendo su radio interno, el espesor y la estimación de la rugosidad de su superficie interna. Esta información se presenta como un conjunto de mapas (Figura 39), que puede ser interpretado en términos de:
Identificación, localización y cuantificación de la corrosión en la tubería de revestimiento.
Estimación de daños en la tubería de revestimiento causados por las operaciones de fresado.
Corrosión o daños que se caracterizan de acuerdo con el espesor del metal restante.
Pérdida interna o externa de metal.
Agujeros en la camisa.
Identificación de los centralizadores y otras anomalías de la tubería.
Figura 39. Registro USI en modo corrosión.
Cortesía de EPEP Occidente.
En el modo corrosión (Figura 39) se encuentran los siguientes registros:
Carril 1: Se corren registros de control de calidad como: rayos gamma, registro de descentralización y detector de coples.
Carril 2: Registro donde se muestran errores del procesamiento.
Carril 3: Mapa de amplitudes, muestra una imagen de la tubería en función de la amplitud del eco principal, la presencia de daños en la camisa crea una dispersión de la onda y disminuye su amplitud.
Carril 4: Muestra un mapa de radio interno de la camisa.
Carril 5: Muestra la variación del radio interno de la camisa en dos curvas, una de mínimo (azul) y otra de máximo (roja).
Carril 6: Muestra la variación del radio externo de la camisa en dos curvas, una de mínimo (azul) y otra de máximo (roja).
Carril 7: Presenta un mapa de densidad de la camisa.
Carril 8: Variación de densidad de la camisa en dos curvas: mínima y máxima.
Según (Beristain y Angel, 2009), el rango de muestreo es variable y se controla desde la superficie optimizando los resultados y eficiencia del trabajo. En la tabla 3 se muestra mayor información sobre la herramienta.
La herramienta presenta sus limitaciones a la hora de adquirir registros en lodos altamente atenuantes debido a las bajas relaciones señal-ruido. Su capacidad de sondeo radial se limita a la región del cemento adyacente a la tubería de revestimiento, el alto contraste que existe entre el acero y el material adyacente, (el lodo dentro de la tubería de revestimiento y el cemento detrás de la misma), provoca que la señal se debilite tan rápido que los ecos provenientes de los contrastes acústicos detrás de la tubería de revestimiento no son detectables en muchas ocasiones a menos que se encuentren cerca de la camisa y de superficies intensamente reflectoras. En cuestión de costos, esta herramienta tiene precios mucho mayores que los de las herramientas convencionales, (Bellabarba et al., 2008).
Tabla 3. Especificaciones mecánicas y de las mediciones de las herramientas USI, (Schlumberger, 2004).
IMAGEN ULTRASÓNICA DE LA CAMISA (UCI)
El UCI (Ultrasonic Casing Imager) es una evolución del USI (Ultrasonic Imager). Proporciona todas las respuestas requeridas en cuanto a la localización, identificación y cuantificación de los daños de corrosión. El diseño está específicamente ingeniado para lograr imágenes de alta resolución azimutal y detallado análisis interno y externo de la camisa. Proporciona cobertura azimutal completa con un transductor ultrasónico de 2 MHz enfocado para analizar las reflexiones, los arribos de la señal son analizados para obtener información del espesor de la camisa e imágenes del estado de la misma, además de obtener y cuantificar los defectos en la superficie interna y externa. Posee un mejorado sistema de centralización que asegura un registro uniforme en pozos horizontales (Figura 40), (Schlumberger, 2004).
Figura 40. Herramienta UCI, (Schlumberger, 2004).
Las principales aplicaciones de la herramienta son: realizar una evaluación integrada de la camisa además de la identificación, localización y cuantificación de la corrosión; estimar el daño de la tubería causado por el fresado, cuantificar la pérdida interna y externa de metal, identificar agujeros en la camisa, identificar centralizadores y otras anomalías.
La desventaja que presenta con el USI es que no registra calidad de la cementación pero en cuanto a la corrosión logra mayor resolución debido al uso de transductores especiales que son enfocados a una frecuencia de 2 MHz. En la tabla 4 se muestra en detalle las especificaciones de la herramienta.
Tabla 4. Especificaciones mecánicas y de las mediciones de las herramientas UCI, (Schlumberger, 2004).
ISOLATION SCANNER
Los registros de adherencia del cemento convencionales como el CBL y los ecos de pulsos ultrasónico son algunas técnicas utilizadas para diagnosticar el aislamiento zonal, pero presentan dificultades cuando intentan evaluar cementos con baja impedancia acústica o cementos contaminados con el lodo, estos pueden dar resultados ambiguos ya que estas herramientas dependen de un significativo contraste de impedancia acústica entre el cemento y el fluido. En la figura 41, se presenta un esquema de la herramienta Isolation Scanner.
Figura 41.Herramienta Isolation Scanner, (Sookram, 2007).
Según (Cruzalegui y Martín, 2012) Isolation Scanner es un método innovador que proporciona evaluación del cemento en tiempo real, mejora la evaluación de cementos ligeros, espumados o contaminados y puede evaluar cemento en revestimientos con espesores de hasta 20 mm. La tabla 5 resume especificaciones
técnicas y mecánicas de estas herramientas. Isolation Scanner es un servicio de evaluación de cemento que proporciona más confiabilidad al combinar las técnicas convencionales ecos de pulsos con una moderna técnica ultrasónica que induce una onda flexural en la camisa a través de un transmisor y mide las señales resultantes en dos receptores. La atenuación calculada entre los dos receptores proporciona una respuesta independiente que está calibrada con la medición del pulso de eco y comparada con datos medidos en laboratorio para producir una imagen del material que está inmediatamente detrás de la camisa (Schlumberger, 2016).
Tabla 5. Especificaciones mecánicas y de las mediciones de las herramientas Isolation Scanner, (Schlumberger, 2007).
Los ecos de pulsos brindan información de corrosión a través de la rugosidad, del radio, del espesor de la camisa y de la impedancia de los materiales en el espacio anular, mientras que los servicios de Isolation Scanner al combinar impedancia acústica y atenuación flexural brindan información de un mapa de sólido, líquido y gas (SLG), atenuación flexural y un mapa de comunicación hidráulica (Figura 42).
Las mediciones de impedancias de los ecos de pulsos acústicos son hechas con un rotador desmontable que contiene cuatro transductores que transmiten y reciben a alta frecuencia; uno de ellos, de incidencia normal, está orientado a 180° del resto (Figura 43), que están alineados oblicuamente. Los transmisores emiten pulsos (alrededor de 250 kHz) para excitar la camisa en modo flexural, una vez excitada la camisa, la onda flexural se propaga mientras la energía acústica entra en el espacio anular y regresa hacia los transductores para ser recibida.
La herramienta tiene como ventajas que proporciona un mapa de la distribución de cemento de alta resolución que se puede observar en 3D, es muy poco afectado por segunda tubería o formaciones rápidas, proporciona mediciones de radios y espesores de la tubería.
Como desventajas la herramienta posee alta sensibilidad a lodos pesados o con alto contenido de sólidos, el modo de cementación es afectado por la corrosión de la camisa, la herramienta presenta fácil descentralización y es necesario que el fluido sea homogéneo puesto que la onda flexural es sensible a las propiedades de las zonas alteradas. Además la herramienta presenta poca profundidad de investigación.
Figura 42. Registros de Isolation Scanner. De derecha a izquierda, en la segunda pista de X270 a X370 claramente se observa material sólido; la tercera pista (atenuación flexural) revela que el cemento es contaminado, esto no se visualiza en la impedancia acústica, (Schlumberger, 2007).
Figura 43. Posición y ubicación de los transductores en la herramienta Isolation Scanner, (Sookram, 2008).
Resumiendo:
1. En las últimas décadas ha existido un desarrollo vertiginoso de los registros geofísicos aplicados al estudio del estado técnico de los pozos para evaluar: inclinación y diámetro del pozo, forma del pozo, estado de las camisas y calidad de la cementación. Junto al desarrollo tecnológico para la adquisición de datos se destaca el enorme desarrollo de algoritmos de procesamiento digital de señales e imágenes que facilitan la interpretación y elevan el poder resolutivo de estos métodos.
2. La termometría ha caído en desuso para evaluar la calidad de la cementación en los pozos, debido al desarrollo de las técnicas acústicas que proporcionan registros de alta calidad y determinan diferentes parámetros con mayor precisión.
3. La herramienta USI presenta gran efectividad ante la herramienta CET y UCI pues no sólo determina calidad del cemento como el CET, ni integridad de las camisas como el UCI. Con esta herramienta se puede realizar una interpretación de la integridad de las camisas y calidad de la cementación en una sola corrida.
4. Las herramientas modernas para controlar el estado técnico de los pozos incluyen técnicas novedosas como la excitación flexural para poder estudiar los cementos ligeros. Ejemplo de ello es el Isolation Scanner.
Ejemplos de aplicación de registros para el control del estado técnico de pozos
A continuación se presenta la interpretación de registros geofísicos disponibles para evaluar el estado técnico de pozos en un yacimiento gaso-petrolífero cubano.
CARÁCTERÍSTICAS GEOLÓGICAS DE LA REGIÓN DE ESTUDIO
Geológicamente el área está enclavada en el dominio Bahamas, cinturón de rocas distintamente deformadas, de rumbo NW-SE, de edad Jurásico a Eoceno, mayormente sedimentarias, que constituyen el cinturón plegado del Norte de Cuba. Este dominio está formado por las Unidades Tectono-estratigráficas (UTE) Cayo Coco, Remedios, Camajuaní y Placetas; el área de estudio se ubica al NW del cinturón donde predominan las formaciones Constancia, Cifuentes, Ronda, Morena, Santa Teresa, Carmita y la cobertura orogénica representada por las Formaciones Amaro y Vega Alta, todas perteneciente a la UTE Placetas que es una sección carbonatada, (García, 2015).
En la figura 44 se pueden observar los principales yacimientos que se encuentran en la región que son: Habana del Este, Boca de Jaruco, Canasí, Puerto Escondido, Jibacoa, Seboruco y Yumurí.
Figura 44. Ubicación de los yacimientos de la EPEP Occidente.
Cortesía de (EPEP_Occidente, 2016).
La Unidad Tectono-estratigráfica Placetas [Ducloz y Vuagnat, 1962] modificado por (Linares et al., 2011) está caracterizada por la deposición de una secuencia sedimentaria original de 1500 a 2000 m de espesor, de rocas con edades desde el Oxfordiano hasta el Mastrichtiano Superior. Se trata de una secuencia carbonatada- terrígena y carbonatado-silícea con particular abundancia de las silíceas y silíceo- arcillosa en la parte alta del Cretácico-Inferior. Como pequeñas áreas, se desarrollan rocas de un magmatismo de Margen Continental considerando conjuntos muy similares en la porción más occidental de Cuba. Esta unidad aflora o se registra por numerosos pozos petroleros en las provincias de Artemisa, La Habana, Matanzas, en
Cuba Central, Sierra de Camaján, Camagüey y probablemente exista en profundidad en el subsuelo al norte de las provincias de Las Tunas y Holguín. En el subsuelo, más que en los afloramientos, se evidencia la superposición de mantos de cabalgamientos que se han desplazado con dirección de sur a norte aproximadamente, repitiéndose diferentes partes del espesor sedimentario, que en ocasiones alcanza hasta 4000 m de espesor aparente. Con frecuencia los ángulos de inclinación de las capas alcanzan 60° y eventualmente son verticales. Los mejores afloramientos ocurren en la región noroccidental de Cuba, desde Corralillo hasta Jarahueca en Cuba Central.
En la UTE Placetas se reconocen las Formaciones Constancia, Cifuentes, Ronda, Morena, Santa Teresa, Carmita y su cobertura orogénica representada por las Formaciones Amaro y Vega Alta. A continuación se describen brevemente estas formaciones.
Formación Constancia: Son cuerpos de areniscas arcósicas y calcáreas y calizas en la parte alta, aflora desde Matanzas-Villa Clara hasta Esmeralda; también son encontradas en pozos petroleros desde Boca de Jaruco a Varadero. Su edad es Kimmeridgiano-Berriasiano y son considerados la base del Margen Continental, (P. Tuitt y G. Pardo) modificado por (García, 2015).
Formación Cifuentes: Secuencia compuesta por intercalaciones de argilitas y limolitas, de color gris en capas medias a fina bien estratificadas, aflora en Villa Clara, también se ha encontrado en varios pozos petroleros desde Boca de Jaruco a Varadero, los fósiles indican edad Tithoniano superior, (Shopov, 1982) modificado por (García, 2015).
Formación Ronda: Alteraciones de calizas radioláricas, argilitas y pedernal negro, con estratificación media, aflora en Cuba Central y también se ha encontrado en varios pozos petroleros desde Boca de Jaruco a Varadero, su edad es Berriasiano Valanginiano, (Wassall y Truit ,1954) modificado por (García, 2015).
Formación Morena: Es un corte carbonatado arcilloso con alternaciones de calizas radioláricas, argilitas y pedernal negro, presenta estratificación laminar y también aflora en Cuba Central y en los pozos petroleros desde Boca de Jaruco a Varadero, su edad es Hauteriviano Barremiano, (Shopov, 1982) modificado por (García, 2015).
Formación Santa Teresa: Estratificación en capas finas de silicitas radioláricas fácilmente deleznables y lentes de pedernales de varios colores presenta alto grado de plegamiento, su edad es Aptiano–Albiano, (H.Wassall, 1953) modificado por (García, 2015).
Formación Carmita: Se desarrolla en franjas alargadas y estrechas en las provincias desde Pinar del Río a Camagüey, sus calizas en capas medias tienen variada coloración, son encontradas en pozos petroleros sobre las rocas de la Fm. Santa Teresa, la edad es Cenomaniano–Turoniano, (P Truitt, 1953) modificado por (García, 2015).
Formación Amaro: Son megaturbiditas que en su parte inferior contiene brecha con escaso cemento con fragmentos de diferentes calizas y rocas silíceas, hacia arriba transicionan a calcilutitas y calcarenitas finas, aflora en varias provincias, y se conocen en pozos petroleros en la costa norte, (como horizonte productor), su edad es Campaniano–Maestrichtiano, (Wassall, 1954) modificado por (García, 2015).
Formación Vega Alta: Secuencia olistostrómica, aflora en Villa Clara y en pozos petroleros desde La Habana hasta Matanzas, en la parte baja son rocas arcillosas y la alta bloques de calizas y volcánicos en una matriz arcillosa carbonatada, contiene fósiles del Eoceno Inferior–Paleoceno, (L. Dodekov y Zlatarski, 1978) modificado por (García, 2015).
Las formaciones geológicas de los yacimientos gaso-petrolíferos de la región de estudio están compuestas principalmente por rocas terrígenas y carbonatadas con componentes areno-arcilloso. Los pozos que cortan estas formaciones requieren que muchas veces se terminen utilizando camisas de revestimiento y cementación para mantener su estabilidad y evitar problemas de derrumbe o estrechamiento de los pozos pues este ambiente es muy vulnerable a sufrir modificaciones por la reacción con el lodo de perforación.
Otra característica de gran importancia en el área es que el petróleo que se encuentra en estas rocas posee alta densidad y elevado contenido de azufre, parámetros que definen su calidad comercial; en algunos casos el contenido de azufre puede presentar valores anómalamente altos de Sulfuro de Hidrógeno (H2S), gas extremadamente tóxico que impacta en el medio ambiente y puede afectar seriamente la salud de las personas, por ello, la no utilización de tuberías de revestimiento adecuadas puede crear severos daños de corrosión.
En el área de estudio existe gran variedad de trabajos geofísicos realizados con el fin de evaluar el control del estado técnico de los pozos. El área investigada corresponde al litoral norte de los bloques La Habana, Mayabeque y Matanzas. El nombre y ubicación de los pozos investigados es información clasificada de la Empresa por lo que no aparecerán en este informe de investigación.
A continuación se describen dos casos de estudio donde la geofísica jugó un papel fundamental en la determinación de la solución final.
El primer caso sucedió en el año 2013, donde un pozo que se encontraba liquidado desde el año 1973, situado debajo de una intersección de calles a 200 m del mar y situado en una zona habitada y con desarrollo turístico, comenzó a derramar petróleo, aunque no eran grandes volúmenes. El hecho disparó todas las alarmas medioambientales e inmediatamente los técnicos y especialistas de la EPEP Occidente, se dieron a la tarea de diseñar un Plan de Trabajo para solucionar el problema a la mayor brevedad posible.
Todo apuntaba a que el derrame podía deberse a daño en la camisa y deficiente cementación; es necesario aclarar que en la época en que se liquidó el pozo no se contaba con herramientas que permitieran determinar la calidad del cemento, así que el primer paso fue correr un registro de Imágenes Ultrasónicas (USI) con el cual fue posible establecer con exactitud dónde estaba dañada la camisa y los intervalos mal cementados. Con esta valiosa información fue posible acometer los trabajos de reparación del pozo y liquidarlo con seguridad. Para ello se realizaron disparos (punzados) en la camisa para inyectar cemento a presión por detrás de esta. Teniendo en cuenta que el pozo se encontraba en una zona poblada, cercana al mar, y que se requería la utilización de material explosivo para hacer los punzados, fue necesario involucrar a una serie de entidades del Partido y el Gobierno, tales como: Poder Popular, CITMA, Bomberos, PNR, etc., que de conjunto con los especialistas de la empresa confeccionaron un estricto plan de medidas de seguridad para evitar cualquier tipo de riesgo, tanto para las personas residentes en la zona como para el medio ambiente. En la actualidad no quedan rastros de lo que pudo ser un serio problema gracias a la aplicación oportuna de la geofísica de pozos que resultó ser el principal eslabón de la cadena para su solución, (Bisbé, 2016).
El otro caso sucedió en un área residencial, densamente poblada que según estudios geólogo–geofísicos se presentaba como altamente perspectiva para el descubrimiento de depósitos de petróleo. Efectivamente, la perforación de tres pozos confirmó la existencia de reservas importantes de hidrocarburos. Todo parecía marchar satisfactoriamente pero resultó que el gas acompañante del petróleo en esta área presentaba valores anómalamente altos de sulfuro de hidrógeno (H2S), gas extremadamente tóxico, lo que hacía imposible la extracción del crudo sin impactar seriamente el medio ambiente, poniendo en riesgo no sólo la salud sino la vida de las personas. Al no conocerse previamente esta situación los pozos se habían encamisado utilizando tuberías convencionales por lo que estaban expuestas a un daño severo de corrosión. Esto determinó que se tomara la decisión de parar la extracción y abandonar el área. Para esto fue necesario realizar un cuidadoso trabajo de evaluación del estado de las camisas de cada pozo y del cemento detrás de estas; aunque ya se contaba con los registros de adherencia del cemento, se corrieron además registros ultrasónicos (USI), que demostraron que efectivamente había un elevado grado de corrosión y sobre la base de estos resultados se realizaron aislamientos que permitieron sellar los caños de forma tal, que no hubiera emanaciones de gas a la atmósfera. Hoy esta área se mantiene bajo monitoreo sin que se hayan detectado alteraciones, (Bisbé, 2016).
REGISTROS GEOFÍSICOS DISPONIBLES Y METODOLOGÍA DE INTERPRETACIÓN EMPLEADA
La tabla 6 resume los pozos, registros geofísicos e intervalos de profundidad que han sido objeto de interpretación.
Tabla 6. Registros geofísicos e intervalo de profundidad de los pozos estudiados.
La metodología de interpretación aplicada a cada registro se explica a continuación.
Metodología de interpretación del Registro USI
La herramienta USI es adecuada para dos aplicaciones principales: registro de evaluación de cemento y registro de inspección de la camisa para controlar el daño y el desgaste de la tubería.
La interpretación de estos registros es cualitativa y permite determinar por intervalos cuáles son las zonas que presentan mala cementación y mal estado de las camisas. La adquisición de estos registros fue realizada por la compañía Schlumberger.
En modo cementación (Figura 38) primeramente se observan los carriles 3 y 6, que son mapas de impedancia acústica que reflejan la calidad de la cementación detrás de la tubería. Gran diversidad de colores en estos mapas sería indicador de una mala cementación, mientras que una imagen de color homogéneo correspondería con una cementación adecuada, esto se debe a que los mapas de impedancias presentan una escala de colores asociado a la impedancia de cada material y la presencia de varios colores estará indicando diferentes tipos de materiales en el espacio anular y no una cementación homogénea.
El carril 4 denota la impedancia que presenta la cementación con la comparación de diversas curvas, la irregularidad de ellas indican una mala cementación. Y en el carril 5 se observa un mapa de cementación que describe cómo es la cementación detrás de la camisa lo que corrobora la información anterior.
En modo corrosión primeramente se visualiza el carril 3, imagen de amplitud donde los colores claros indican daños en la tubería, en el lugar que aparezca una afectación se comprueba con los carriles de densidad de la camisa (carriles 8 y 7) y con los de radio interno (carriles 4 y 5) para ver el desgaste de material en el interior de la tubería; luego los registros se representan en tercera dimensión utilizando el mapa de densidad para visualizar las afectaciones de la camisa con más detalle (Figura 45).
Figura 45. Imagen 3D del registro de densidad de la tubería del pozo A, donde se visualiza con más detalle el desgaste de la camisa. Cortesía EPEP Occidente.
Metodología de interpretación del Registro CBL-VDL
El registro CBL mide las variaciones de amplitud producidas por la presencia o ausencia de cemento detrás de la tubería. La interpretación básica que se realiza es determinar intervalos donde exista baja amplitud (que estará indicando buena cementación) y alta amplitud (que evidencia una mala cementación). Existen cuatro casos donde el CBL muestra valores similares, ellos son: presencia de canal, cemento contaminado, cemento ligero y microanillos.
El registro CBL proporciona además, una medición cuantitativa del acoplamiento cemento tubería que se determina mediante el Índice de Adherencia (ecuación 2). Es un procesamiento donde se inserta un valor de corte para el índice de adherencia y se obtiene un registro representando las áreas mayores que el valor de corte (Figura 46); en la práctica los valores de índice de adherencia mayores que 70 y 80 % se consideran una zona con buena adherencia cemento tubería.
Figura 46. Registro CBL e Índice de Adherencia del pozo. A la izquierda Registro CBL y a la derecha índice de adherencia. Las áreas oscuras presentan índice de adherencia mayor de 70 %.
Cortesía de EPEP Occidente.
El registro VDL proporciona un mapa con los trenes de ondas que llegan al sensor ubicado a los 1.52 m (5 pies) del transmisor en la herramienta, la interpretación de ese registro es solamente cualitativa y describe si existe buena adherencia entre el cemento y la camisa o entre el cemento y la formación como se explicó anteriormente en el epígrafe 1.6.
Metodología de interpretación del Registro Caliper
La interpretación del registro Caliper es sencilla. Este registro es un indicador del diámetro del pozo para detectar las zonas donde este disminuye y así prevenir problemas como ataduras de barrenas y tranques de camisas, así como para detectar zonas donde este aumenta para poder determinar el volumen del pozo abierto, dato que se utiliza posteriormente en las operaciones de planificación de cementación.
El registro Caliper se utiliza como apoyo a los registros de temperatura pues un aumento del termograma puede estar dado por aumento del volumen de cemento detrás de la camisa debido a un aumento del diámetro del pozo.
Metodología de interpretación del Registro de Temperatura
La utilización de los registros de temperatura para evaluar el control del estado técnico de los pozos se enfoca mayormente en determinar el tope del anillo de cemento, el que se registra cuando existe un significativo incremento en el termograma. Con el desarrollo de modernas técnicas esta aplicación no es tan efectiva, pues las herramientas sónicas pueden determinar el tope de la cementación y además valorar cualitativamente su distribución, por tanto, este registro ha quedado confinado a ser utilizado mayormente en las camisas superficiales que se colocan a poca profundidad.
Resultados de la interpretación
A continuación se exponen los resultados de la interpretación realizada a los registros disponibles en los pozos mostrados en la tabla 6.
POZO A
En la figura 47 se observa un intervalo del pozo (285 – 350 m) donde la cementación en el espacio anular es deficiente, pues aparece cemento pero está marcado por la presencia de fuertes canales que en ocasiones se encuentran rellenos de líquido y gas. Esto se puede evidenciar de derecha a izquierda en el carril dos, donde se observa un volumen considerable de cemento (color amarillo) y en la pista uno (mapa de impedancia del cemento) en la que se observa la continuidad de los canales descritos anteriormente. Este ambiente es característico del pozo hasta los 355 m y se repite de 500 m a 640 m.
En la figura 48 a los 640 m aparece un cambio brusco de cemento canalizado a gas con presencia de cemento contaminado, esto se evidencia en el mapa de distribución de cemento (pista 6); aquí aparece un volumen considerable de gas (color rojo) y presencia de cemento contaminado (color verde), además la pista tres (mapa de impedancia) lo muestra con colores claros, correspondientes a baja impedancia, típica de los gases y en la pista siete se confirma lo antes mencionado ya que se puede ver la canalización de cemento contaminado dentro del gas, este ambiente aparece de 355 a 500 m y se vuelve a registrar desde 640 m hasta los 1345 m. De 1345 a 1355 m aparece una zona donde se registra una buena cementación, esto se puede verificar en la figura 49 en el intervalo señalado, único intervalo del pozo donde se registró buena cementación. Seguidamente, de 1355 y hasta el final del pozo, aparece un ambiente donde el cemento limpio es escaso y existe fuerte canalización rellena de gas y líquido.
El estado de la camisa es crítico, aparecen varios intervalos donde existen huecos y grietas de gran envergadura, aspecto que se aprecia mediante el registro de densidad tridimensional de la camisa presentado en la figura 50, los colores rojos indican que no existe material mientras que los colores azul oscuro marcan el espesor nominal de la camisa (9,1 mm) que solo se registra en pequeños intervalos.
En todo el pozo los espesores que predominan van de 5 a 7 mm presentado por color azul claro según la escala de colores, los intervalos con afectación se encuentran a profundidades de 2539 – 2544 m, 2680-2683 m, 2592-2597 m, 2784-2793 m y 2958 – 2962 m.
Por lo expuesto anteriormente se concluye que el pozo no llega a tener el aislamiento hidráulico requerido pues presenta una mala cementación en su totalidad y la camisa se encuentra en mal estado debido a la erosión y a las grietas que existen.
Figura 47. Registro USI en modo cementación en el POZO A de 280 a 337 m. Se observa presencia de cemento pero con fuerte canalización rellena de fluido, caracteriza al pozo hasta los 355 m. Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 48. Registro USI en modo cementación en el POZO A de 615 a 680 m. En la parte superior se observa cemento canalizado que se encuentra desde 550 a 640 m y debajo una zona con alto contenido de gas canalizada con cemento contaminado. Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 49. Registro USI en modo cementación en el POZO A de 1340 a 1430 m. De 1345 a 1355 m se observa intervalo de alta impedancia lo que indica buena cementación pero con canales. De 1355 m y hasta el final de la camisa se caracteriza por tener cemento con presencia de canales rellenos de fluido y de gas como se observa en el carril 7.
Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 50. Registros tridimensionales de densidad del POZO A. Muestra rupturas existentes en la camisa en los intervalos de profundidad señalados.
Con permiso de EPEP Occidente.
POZO N
La figura 51 muestra los únicos intervalos de todo el pozo donde existe cementación parcial. Esto se puede confirmar de derecha a izquierda con el mapa de distribución del cemento (pista 2); aquí se observa un gran volumen de cemento en las áreas identificadas, además en el mapa de impedancia, pista 3, se muestran valores oscuros correspondientes a cemento limpio y en la pista uno se confirma lo anterior mostrando alta impedancia. En el resto del pozo la cementación es deficiente ya que existe abundante cemento contaminado como se observa por encima del intervalo A en la figura 51. Los intervalos señalados se encuentran en 727 – 737 m, 748 – 770 m y 792 – 796 m, que están identificados como A, B, y C respectivamente.
En la figura 52 se observa un intervalo del registro de densidad tridimensional de la camisa. Ella aparece representada por una fuerte erosión que se evidencia según la escala de colores mostrada, cuyo espesor predominante es de 4 a 7 mm. Aisladamente aparecen puntos de color azul claro con espesor de 11 mm aproximadamente, siendo este el mayor valor encontrado en la camisa, el espesor nominal (13 mm) no fue registrado en la camisa, este intervalo es representativo de todo el pozo.
Se puede concluir que el pozo presenta mala cementación, solo existen tres intervalos donde la cementación es parcial y el estado de la camisa indica alto grado de erosión en todo el pozo.
Figura 51. Registro USI en modo cementación y corrosión en el POZO N de 700 a 797 m. En el carril 8 se observa la distribución de cemento detrás de la camisa que es deficiente fuera de los intervalos A, B y C característico de casi todo el pozo. Los intervalos A, B y C son las únicas áreas de buena cementación.
Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 52. Registro tridimensional de densidad del POZO N. Se observa el nivel de erosión que presenta la camisa, solo en algunos puntos se registra valores relativamente altos, y no se llega a registrar el valor nominal (13 mm), esto es característico de toda la camisa. Con permiso de EPEP Occidente.
POZO B
En la figura 53 se observa un intervalo del pozo cuya parte superior está caracterizada por una cementación deficiente en la que existe abundante líquido y canales aislados de gas y cemento contaminado. Esto se evidencia en la pista seis que muestra un volumen considerable de agua hasta los 560 m y en la pista cuatro el mapa de impedancia muestra colores claros, típico de ese ambiente. Después de los 560 m el volumen de cemento aumenta pero aún persisten los canales rellenos de líquido que se visualizan en la pista siete. Este ambiente se registra hasta los 680 m y reaparece nuevamente de 730 m hasta el final del pozo (2021 m) interrumpido por pequeños canales rellenos de gas y cemento contaminados que se encuentran de forma aislada.
De 680 a 730 m se registra un intervalo (Figura 54) cuya cementación es buena lo que se comprueba en el carril seis que muestra gran distribución de cemento en el espacio anular y fuerte impedancia en el mapa de impedancia. En el carril 7 se observa la presencia de canales rellenos de fluidos pero están de forma aislada, por lo que se considera un intervalo con cementación parcial.
En la figura 55 se observan dos intervalos del registro de densidad tridimensional de la camisa, el primer intervalo (A) presenta afectaciones en los empates de calas y el otro intervalo (B) muestra agujero en la camisa, estos aparecen con colores rojos que están indicando la ausencia de material. El primero se registra en la mayoría de las uniones de calas y el segundo aparece como un círculo de 1 cm de diámetro aproximadamente registrándose a las profundidades 558, 943, 952, 1043, 1140, 1328, 1438, 1637, 1654, 1729, 1784, 1802 1851, 5, 1889, 1901, 1928,1965, 2007 y 2033 m. De forma general la camisa no presenta un alto nivel de erosión registrándose mayormente el espesor nominal de 12.6 mm (azul oscuro).
Se concluye que en el pozo solo existe un intervalo con buena cementación y el estado de la camisa, a pesar de no tener alto grado de erosión, es deficiente por la gran cantidad de aberturas que presenta.
Figura 53. Registro USI en modo cementación en el POZO B de 515 a 590 m. En el carril 5 se observa que la distribución de cemento es deficiente en la parte superior y es característico de los primeros 560 m, en la parte inferior aparece cemento canalizado y se extiende hasta los 975 m.
Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 54. Registro USI en modo cementación en el POZO B de 650 a 755 m. El intervalo de 680 a 730 m registra buena cementación evidenciado en el carril 6, mapa de distribución del cemento, donde se observa claramente un aumento del volumen de cemento (color amarillo). Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 55. Registro tridimensional de densidad del POZO B. En A se muestra una típica afectación de los empates de calas. B muestra agujero en la camisa y se repiten a varias profundidades.
Con permiso de EPEP Occidente.
POZO S
La figura 56 muestra que el registro Caliper corrido a la profundidad de 5550 a 7300 m registró en los primeros cuatrocientos metros un aumento considerable del diámetro, lo que supondría la utilización de mayor volumen de cemento en los trabajos de planificación de la cementación; de 5900 m hasta el final del pozo el registro no detectó grandes variaciones indicando una zona estable.
El registro de temperatura se corrió en la camisa superficial hasta los 395 m, en la figura 57 se puede observar que el termograma presenta una pequeña variación a los 230 m que pudiera estar asociada a la presencia del anillo de cemento pero con mala adherencia, a los 290 m reaparece otra pequeña variación pero mayor que la anterior; en ambos casos pudiera deberse al tope del anillo de cemento pero con mala adherencia o que el diámetro del pozo tuviera un aumento, lo que llevaría a incrementar el volumen de la cementación y por consiguiente se registraría un cambio en el termograma pero no se tienen los datos de Caliper en el pozo a esta profundidad y no es posible entonces precisar las causas de este comportamiento.
Figura 56. Registro Caliper del POZO S. La parte superior muestra un aumento del diámetro que después de los 5900 m disminuye y se mantiene constante hasta el final del registro.
Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 57. Registro de temperatura del POZO S. Muestra intervalos donde aumenta el termograma, posible presencia del tope de la cementación que pudiera estar contaminada.
Con permiso de la EPEP Occidente.
En la figura 58 se observan los registros CBL- VDL señalando las zonas donde existe buena cementación detrás de la camisa. Estos intervalos de buena cementación aparecen a las profundidades de 1900 – 1950 m, 2050 – 2075 m, 2125 – 2245 m, 2625 – 2860 m, 3030 – 3225 m, 3360 – 3595 m; dichas zonas se detectaron debido a la baja amplitud del CBL y a la ausencia de reflexiones de la camisa en el VDL. Por encima de los 1900 m prácticamente no se observa cemento con el registro VDL, sin embargo, el CBL mostró valores relativamente bajos pero luego de procesar el CBL y obtener registro de Índice de Adherencia (Figura 59) se pudo corroborar los intervalos de buena cementación que se observaron anteriormente además de otra área con buena cementación (mayor de 70%) que no pudo ser identificada en el registro CBL-VDL, esta nueva área se encuentra en el intervalo de 725 a 960 m.
Se concluye que la interpretación de los registros CBL-VDL en el pozo arrojó que el pozo presenta cementación parcial por tramos.
Figura 58. Registro CBL-VDL del POZO S. Se observan intervalos de buena cementación, mostrados por ausencia de los primeros arribos en el VDL y baja amplitud en el CBL. Con permiso de EPEP Occidente.
Figura 59. Registro CBL-VDL e Índice de Adherencia del POZO S. Intervalo de buena cementación que se observa claramente con el Índice de Adherencia.
Con permiso de EPEP Occidente.
Resumiendo:
El POZO A presenta mala cementación, se encuentran grandes espesores de gas en el espacio anular y el cemento existente es contaminado o canalizado, no llega a existir aislamiento hidráulico. En cuanto a la evaluación de la camisa se registraron huecos y grietas por lo que se concluye que el estado técnico del pozo es crítico.
La cementación del POZO N es deficiente, existe abundante cemento contaminado y canales aislados en todo el espacio anular. Solo tres intervalos de escasos metros presentan cementación adecuada. En la camisa no se llega a visualizar el espesor nominal (13 mm). El máximo valor registrado es de 11 mm en algunos puntos. Se concluye que el pozo tiene mala cementación y alto nivel de erosión en la camisa.
En el POZO B la cementación es deficiente excepto en el intervalo de 680 a 730 m donde mejora, no obstante existen canales rellenos de líquido. La camisa no posee mucho desgaste, sin embargo existen huecos de pequeño diámetro en varias profundidades y la mayoría de los empates de las camisas presentan afectaciones.
El registro de índice de adherencia en el POZO S arrojó una nueva zona de buena cementación no vista por el CBL-VDL, la cementación del pozo es parcial a intervalos.
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Departamento de Geociencias Facultad de Ingeniería Civil
Universidad Tecnológica de La Habana "José Antonio Echeverría", CUJAE
Enero 2017
Autor:
Pablo Armando Topes Rojas.
Esther María Bisbé.
Rosa María Valcarce Ortega.
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