Universidad de Aquino Bolivia Facultad de Ciencia Y Tecnología Carrera de Ingeniería en Gas Y Petróleo

UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGÍA

CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
PROYECTO DE GRADO
PROPUESTA DE CEMENTACION FORZADA EN EL

RAMAL SUPERIOR CON LA TECNOLOGIA
CEMNET PARA EL FRACTURAMIENTO
HIDRAULICO EN EL TRAMO LINER DE 7” DEL
POZO SAL 15 EN EL CAMPO SAN ALBERTO
PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO

DE INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
POSTULANTE: Arias Kantuta Amanda

Carlo Pajarito Denilson
Santander Humerez Estefany Nicol
Ticona Gutiérrez jhimmy
LA PAZ – BOLIVIA
2020
TABLA DE CONTENIDO
Introducción...............................................................................................................7
1.1. Antecedentes......................................................................................................2
1.2. Planteamiento Del Problema..............................................................................3
1.2.1 Identificación Del Problema..........................................................................3
1.2.2 Formulación Del Problema............................................................................4
1.3. Objetivos.............................................................................................................5
1.3.1 Objetivo General...........................................................................................5
1.3.2 Objetivos Específicos....................................................................................5
1.4. Marco Teórico.....................................................................................................6
1.4.1. Conceptos básicos.......................................................................................6
1.4.1.1. Comportamiento de la RGA Y Gravedad API.......................................7
1.4.1.2. Tipos de pozos.......................................................................................8
1.4.1.3. Perforación de pozos direccionales.......................................................9
1.4.1.4. Elementos de un perfil direccional (Véase Fig.4)..................................9
1.4.1.5. Criterios de Diseño para una Trayectoria Direccional.........................11
1.4.1.6. Definiciones relacionadas con la Perforación Direccional...................14
1.4.1.7. Aplicaciones más comunes de un Pozo Direccional...........................16
1.4.2. Conceptos de diseño y construcción de Pozos Multilaterales...................16
1.4.2.1. Técnicas especiales de Ramales........................................................17
1.4.2.2. Perfiles direccionales de Pozos Multilaterales....................................20
1.4.2.3. Criterios Para el Diseño de un Pozo Multilateral.................................20
1.4.2.4. Yacimientos Candidatos para la perforación de Pozos Multilaterales.
........................................................................................................................ 21
1.4.2.5. Ventajas y Desventajas de Pozos Multilaterales.................................23
1.4.3. Conceptos de terminación de pozos..........................................................24
1.4.3.1. Técnicas de Terminación.....................................................................25
1.4.4. Fracturamiento en pozos horizontales y multilaterales..............................31
1.4.4.1. Fracturamiento Hidráulico en Pozos Horizontales..............................31
1.4.4.2. Fracturamiento en Pozos Multilaterales..............................................32
1.5. Aplicación Practica...........................................................................................34
1
1.5.1. Diagnóstico de la secuencia estratigráfica del pozo SAL-15.....................34
1.5.1.1. Secuencia estratigráfica en orden secuencial del Pozo SAL-15.........34
1.5.1.2. Secuencia estratigráfica y tope del pozo SAL-15................................41
1.5.1.3. Registros de temperatura.....................................................................44
1.5.2. Evaluación actual de la cementación para la lechada...............................51
1.5.2.1.Análisis de la diferencia entre las nuevas tecnologías
SCHLUMBERGER 51
1.5.2.2. Comparación de propiedades de lechada...........................................54
1.5.3. Propuesta de la secuencia operativa de aplicando cemento.....................56
1.5.3.1. Cálculo de volumen de pozo................................................................56
1.5.3.2. Formulación de la lechada de cemento de fibras CemNET................73
1.5.3.3. Prueba de peso de lodo.......................................................................73
1.5.3.4. Cálculo del peso de lechada (L 2).......................................................78
1.5.3.5. Cálculo de la densidad de la lechada con agregados de fibras
CemNET 80
1.5.3.6. Calculo de la concentración, agua necesaria y rendimiento de la
lechada 83
1.5.4. Diseño del estado final de la cementación forzada....................................86
1.5.4.1. Técnica con Herramienta - Empacador con Tubería de Cola.............86
1.5.4.2. Calculo del número de sacos y volumen de agua de relleno y de cola
89
1.5.4.3. Calculo de la presión hidrostática........................................................96
1.6. Conclusiones....................................................................................................98
Bibliografía...............................................................................................................99
2
INDICE DE FIGURAS
Figura 1. Diagrama de ishikawa................................................................................3

Figura 2. Diagrama de fases para tres tipos de yacimientos....................................7
Figura 3. Evolución de la RGA y gravedad api en el tiempo.....................................8
Figura 4. Elementos de un perfil de pozo direccional (Visualización 3D)...............10
Figura 5. Perfiles básicos de pozos.........................................................................10
Figura 6. Agujero piloto............................................................................................13
Figura 7. Ejemplo de objetivos (Visualización 3D)..................................................15
Figura 8. Diseño espina de pescado (pozo multilateral).........................................17
Figura 9. Ilustración de los métodos de curvatura..................................................18
Figura 10. Ilustración de los métodos de curvatura II.............................................19
Figura 11. Ejemplos de pozos multilaterales...........................................................20
Figura 12. Tipos de terminaciones en agujero descubierto....................................27
Figura 13. Tipos de tubería ranurada......................................................................28
Figura 14. Tipos de terminaciones con liners ranurados........................................28
Figura 15. Tipos de terminaciones en liners ranurados con empacador externo...29
Figura 16. Terminaciones con tubería de revestimiento cementada......................30
Figura 17. Columna estratigráfica generalizada del área del sub andino sur.........35
Figura 18. Gradiente de temperatura......................................................................45
Figura 19. Corte estructural del pozo SAL-15.........................................................46
Figura 20.Arreglo final SAL-15................................................................................50
Figura 21. Permeabilidad sistema litecrete.............................................................51
Figura 22. Comparación de las propiedades físicas sistema flexstone..................52
Figura 23. Índice de éxito (Tampen)........................................................................53
Figura 24.Configuración de la cementación del primer tramo................................58
Figura 25.Configuración de la cementación del segundo tramo.............................59
Figura 26. Tabla de resultados del segundo tramo.................................................60
Figura 27. Configuración de la cementación del tercer tramo................................61
Figura 28. Configuración de la cementación del cuarto tramo................................62
Figura 29. Configuración de la cementación del quinto y sexto tramo...................64
Figura 30.Configuración de la cementación del séptimo tramo..............................66
Figura 31. Configuración de la cementación del octavo tramo...............................68
Figura 32. Balanza de lodos....................................................................................74
Figura 33. Peso de masa de cemento.....................................................................74
Figura 34. Requerimiento de agua..........................................................................75
Figura 35. Mezcla de lechada con aditivos.............................................................75
Figura 36. Medida de la densidad de la lechada.....................................................76
Figura 37. Viscosímetro fann...................................................................................78
Figura 38. Mezcla de aditivos..................................................................................80
Figura 39. Cementación forzada con empacador con tubo de fondo.....................86
Figura 40. Procedimiento de cementación forzada con empacador con tubo de fondo
.............................................................................................................................. 87
Figura 41. Empacadores recuperables (Positrieve)................................................88
Figura 42. Diseño final de la cementación forzada.................................................93
INDICE DE TABLAS
Tabla 1. Clasificación De Los Yacimientos En Base A Los Hidrocarburos Que

Contienen...................................................................................................................6
Tabla 2. Característica de la formación Huamampampa........................................37
Tabla 3. Característica de la formación Icla............................................................39
Tabla 4. Característica de la formación Santa Rosa...............................................40
Tabla 5. Topes atravesados....................................................................................41
Tabla 6. Topes atravesados pozo rama inferior......................................................42
Tabla 7. Topes atravesados pozo rama superior....................................................43
Tabla 8. Propiedades petrofísicas formación Icla...................................................44
Tabla 9. Registros de temperatura Pozo SAL-15....................................................45
Tabla 10. Estado actual de la cementación pozo SAL-15......................................48
Tabla 11. Parámetro de la fibra cemnet..................................................................54
Tabla 12. Comparación de tipos de cementos........................................................55
Tabla 13. Cañerías corridas en pozo SAL - 15.......................................................56
Tabla 14. Datos del primer tramo............................................................................57
Tabla 15. Tabla de resultados del primer tramo......................................................58
Tabla 16. Datos del segundo tramo........................................................................59
Tabla 17. Datos del tercer tramo.............................................................................60
Tabla 18. Tabla de resultados del tercer tramo.......................................................61
Tabla 19. Datos del cuarto tramo............................................................................62
Tabla 20. Tabla de resultados del cuarto tramo......................................................63
Tabla 21. Datos del quinto y sexto tramo................................................................64
Tabla 22.Tabla De Resultados Del Quinto Y Sexto Tramo.....................................65
Tabla 23. Datos del séptimo tramo..........................................................................66
Tabla 24. Tabla de resultados del séptimo tramo...................................................67
Tabla 25. Datos del octavo tramo............................................................................67
Tabla 26. Tabla de resultados del octavo tramo.....................................................68
Tabla 27. Volumen total entre Open Hole - Casing.................................................69
Tabla 28. Volumen total del casing.........................................................................71
Tabla 29. Volumen total de cemento.......................................................................72
Tabla 30. Balance de materia..................................................................................84
Tabla 31. Tabla de resultados de la lechada de cemento propuesto.....................85
Tabla 32.Resultados del número de sacos volumen de agua de relleno y de cola90
Tabla 33.Tabla de datos tramo 4730- 4750 (M)...........................................................91
Tabla 34. Resultados del diseño de la cementación forzada..................................93
Introducción
La finalidad es lograr un óptimo aislamiento zonal de la formación Huamampampa

con la aplicación de la tecnología CemNet, la formación en sus niveles H0 y H1
que presenta problemas se encuentra a una profundidad de 4412 mts en el tramo
liner con tubería de revestimiento de 7” de diámetro perteneciente al ramal
superior del pozo.
La razón principal de llevarse a cabo el presente proyecto es que el pozo SAL-15

en el ramal superior la cementación primaria no fue optima por la presencia de
migración de hidrocarburos de 54ºAPI de las formaciones Huamampampa, lo que
obligo a realizar una cementación forzada esta operación no tuvo resultados
eficientes en el aislamiento zonal.
Lo que se espera lograr con el proyecto es el aislamiento zonal del tramo liner
desde 4315.50mts hasta 4437.5 m de profundidad usando la tecnología nueva de
CemNet mediante la aplicación de cementación forzada por bombeo continuo a
baja presión y utilizando herramienta de cementación forzada con los aditivos
obturantes y gas block.
Que va a demostrar que con la aplicación del cemento CemNet se tendrá un

aislamiento zonal óptimo, mediante los aditivos de los elastómeros para obturar
LAS micro-fractura de la formación y gas block para evitar la migración de gas,
siendo una solución completa a los problemas que se presentan en este tramo.
Las áreas de investigación que abarcara el presente proyecto en la cadena

productiva será el Up-stream, en el área de explotación, profundizando en la etapa
de perforación IV, profundizando en la etapa de cementación haciendo énfasis en
la etapa de cementación forzada.
Las pérdidas de circulación producidas durante o después de las operaciones de

cementación primaria ponen en peligro al pozo además cuestan a la industria
cientos de millones de dólares en términos de producción perdida o demora,
reparar trabajos de cementación primaria y reparar problemas durante la
perforación; ante
la presencia de pérdidas de circulación se seleccionan diversas técnicas y nuevas
tecnologías para aliviar el problema como ser el caso de la cementación forzada
proceso que consiste en inyectar cemento mediante la aplicación de presión
hidráulica a través de disparos o ranuras en la tubería de revestimiento al espacio
anular. Es una medida correctiva a una cementación primaria defectuosa. Este
tiene por objeto, alcanzar un sello óptimo entre la tubería de revestimiento y la
formación.
La tecnología de fibras CemNET, diseñada con dimensiones óptimas, que pueden

agregarse en la localización del pozo y se pueden combinar con las porciones de
lechada que serán colocadas en las potenciales zonas de pérdida de circulación,
con la ventaja principal de dispersarse fácilmente en la lechada de cementación,
las fibras CemNET forman una red de obturación pero no alteran las propiedades
críticas de la lechada como tiempo de densificación, propiedades geológicas,
resistencia a la cizalladura.
Con la aplicación de tecnología de fibras CemNet se tendrá un aislamiento zonal

óptimo, mediante los aditivos de los elastómeros para obturar las micro-fracturas
de la formación y gas block para evitar la migración de gas, siendo una solución
completa a los problemas que se presentan en este tramo. Con todas la ventajas,
la finalidad es poder lograr un óptimo aislamiento zonal de la formación
Huamampampa, en los niveles H0 y H1 del Liner con tubería de revestimiento de
7” de diámetro perteneciente al ramal superior del pozo SAL-15 que presenta
perdidas de circulación, con la cementación forzada con lechada de cemento
agregadas con fibras CemNET y aditivos obturantes y gas block.
1.1. Antecedentes
En la década de 1990, Schlumberger introdujo el cemento con fibras de avanzada

CemNET, que empleaba fibras de vidrio para prevenir perdidas de circulación. A
medida que una lechada de cemento CemNET fluye dentro de una zona de pérdida
de circulación durante una operación de cementación primaria las fibras forman una
red a modo de puente y limitan la perdida de lechada del espacio anular a la
formación.
En un pozo del condado de Robert, Texas, Brighton Energy LLC, se descubre

perdidas de circulación en la formación Brown Dolomite por lo que interrumpe
volúmenes macizos de cemento como tratamiento, solicita asistencia de
Schlumberger colocando tapones CemNet la severidad de las perdidas ocasiona la
ruptura del mismo y durante actividades de perforación colocan otro tapón CemNet
que sella la zona con éxito ahorrando aproximadamente 26.000 dólares por día.
El pozo SAL-15 presenta en el ramal superior una cementación primaria no óptima

por la presencia de migración de hidrocarburos de las formaciones Huamampampa,
lo que obliga a realizar una cementación forzada.
2
1.2. Planteamiento Del Problema
1.2.1 Identificación Del Problema
La mala cementación es afectada por equipos inadecuados durante el proceso de

cementación, por una mala formulación en volúmenes y proporciones de aditivos
utilizados en la lechada de lodo con inadecuada densidad para el bombeo y la
deficiente adherencia en el tramo lainer de 7” del ramal superior del pozo SAL-15
identificado por medio de registros CBL- VDL para controlar la fractura hidráulica
inducida del pozo SAL15.
La migración de gas y condensado afecta los cuerpos H0 y H1, de la formación

Huamampampa por daños en la formación por la presencia de micro fracturas,
cavernas y fisuras naturales en la formación. Todas las causas mencionadas
ocasionan la perdida de circulación en la cementación primaria.
Figura 1. Diagrama de ishikawa
Fuente: Elaboración propia

1.2.2 Formulación Del Problema
¿La mala adherencia de la cementación primaria por las micro-fracturas en la

formación y la migración de gas y condensado del tramo Liner de 7 pulg en los
niveles H0 y H1 de la formación Huamampampa ocasionan una pérdida de
circulación de la lechada?
1.3. Objetivos
1.3.1 Objetivo General
Realizar la cementación forzada aplicando fibras CemNet para el aislamiento zonal

para poder controlar el fracturamiento hidráulico zona en el tramo liner 7” del pozo
SAL15.
1.3.2 Objetivos Específicos
 Diagnosticar la información de la secuencia estratigráfica del pozo SAL-15.

 Evaluar el estado actual de la cementación para la adecuada formulación de
la lechada.
 Diseñar el estado final de la cementación forzada.
1.4. Marco Teórico
1.4.1. Conceptos básicos
Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse

en dos grupos:
1.- Aquellos que son medidos en el campo durante las pruebas de producción:
 presión, temperatura, relación gas-aceite, gravedad API y color de líquido en

el separador, etc.
2.- Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas del

yacimiento y simulando el comportamiento de los fluidos durante el agotamiento de
presión.
Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de

hidrocarburos en el yacimiento, en forma general, los yacimientos se pueden
clasificar en yacimientos de gas y yacimientos de aceite como se observa en la Tabla
1. Los yacimientos de gas se subdividen en yacimientos de gas seco, de gas
húmedo y de gas y condensado.
El comportamiento de los fluidos de los yacimientos durante su vida productiva es

determinado por la forma de su diagrama de fase y la posición de su punto crítico
(Véase Fig.2).
Tabla 1. Clasificación De Los Yacimientos En Base A Los Hidrocarburos Que Contienen.

Figura 2. Diagrama de fases para tres tipos de yacimientos.
Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.
1.4.1.1. Comportamiento de la RGA Y Gravedad API.
Las variaciones observadas por la RGA de los yacimientos de aceite negro, volátil y
gas condensado corresponden a yacimientos bajo-saturados. En los tres casos se
observa que la RGA aumenta cuando la presión del yacimiento cae por debajo de
presión de saturación. La RGA permanece constante para un yacimiento de gas
húmedo y no hay formación de líquido en el caso de un yacimiento de gas seco
(Véase Fig.3).
Los aceites volátiles y negros presentan a bajas presiones aumentos de la gravedad
API debido al incremento de la gravedad específica del gas liberado y condensación
en el tanque de componentes intermedios y pesados de este gas.
Figura 3. Evolución de la RGA y gravedad api en el tiempo
1.4.1.2. Tipos de pozos.
Los pozos están generalmente clasificados como pozos exploratorios, pozos

delimitadores, pozos de desarrollo o productores.
 Pozos exploratorios.
Son aquellos que se perforan en busca de incorporación de hidrocarburos, y con la

información que se cuenta se tiene un alto grado de incertidumbre y riesgo.
 Pozos delimitadores.
Son perforados para determinar la extensión de un campo o el alcance de ésta área.
 Pozos de Desarrollo o Pozos Productores.
Son aquellos pozos los cuales son perforados en un campo existente para extraer a
los hidrocarburos.
Son perforados en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.

1.4.1.3. Perforación de pozos direccionales
La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una

trayectoria hacia un objetivo predeterminado, ubicado a determinada distancia lateral
de la localización superficial del equipo de perforación. En sus principios, esta
tecnología surgió como una operación de remedio. Se desarrolló de tal manera que
ahora se considera una herramienta para la optimización de yacimientos.
Comprende aspectos tales como: tecnología de pozos horizontales, pozos de
alcance extendido y pozos multilaterales, el uso de herramientas que permiten
determinar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo,
estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, por mencionar algunos.
1.4.1.4. Elementos de un perfil direccional (Véase Fig.4)
 El punto de Desviación (KOP). - Esta localizado a una profundidad bajo la

superficie donde el pozo es desviado hacia una dirección dada.
 Inclinación del Pozo. - La inclinación del pozo es el ángulo a partir del cual el
pozo es desviado desde la vertical.
 Fin de Incremento de Presión (EOB). - Es el lugar donde el pozo finalizó su
incremento de presión.
 Ángulo Sostenido. - Ocurre cuando la inclinación del agujero es constante.
 Sección Tangencial. - La sección tangencial ocurre, cuando la inclinación del
agujero es constante para una cierta distancia. Podría haber una construcción
adicional antes de alcanzar el objetivo.
 Comienzo de caída. - El comienzo de caída es el lugar donde empieza el
abatimiento de la inclinación.
 Fin de la caída (EOH). - Es el lugar donde el pozo finaliza su abatimiento de
inclinación.
 Desplazamiento hacia la Zona Objetivo. - Es la distancia lateral desde el lugar
de superficie al objetivo.
Figura 4. Elementos de un perfil de pozo direccional (Visualización 3D)
Perfiles básicos de pozos

 Tipo “J”
 B & H: (building and holding) construir y mantener
 Tipo “S”
 Socavado (UC)
Figura 5. Perfiles básicos de pozos.

1.4.1.5. Criterios de Diseño para una Trayectoria Direccional.
El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la

trayectoria del agujero para alcanzar un objetivo dado. El diseño inicial debe
proponer los diferentes tipos de trayectoria que pueden ser perforados y que resulten
económicamente rentables. El segundo paso, o diseño final debe incluir los efectos
de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA‟s) que serán
utilizados y otros factores que pudieran influenciar la trayectoria final del agujero. Por
lo tanto, podemos decir que la selección del tipo de trayectoria dependerá
principalmente de los siguientes factores:
 Características de la estructura geológica.
 Espaciamiento entre pozos.
 Profundidad vertical.
 Desplazamiento horizontal del objetivo.
Los parámetros necesarios para la planeación de pozos direccionales dependen de
la zona en que se realizará la perforación. De esta zona se debe conocer la litología,
la situación estructural y la profundidad vertical de los posibles intervalos
productores. Realizando un análisis de esta información, se deben considerar los
siguientes factores:
Características del objetivo. La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivo
son parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudios realizados
en la zona o región.
Profundidad vertical del objetivo. Este dato no es posible modificarlo, ya que
es función de la profundidad a la cual se encuentra la estructura productora.
Localización del equipo. La localización superficial del equipo de perforación
depende de la distribución estructural de las formaciones a perforar. Se deberá
aprovechar la tendencia que presentan determinadas formaciones de desviar el
curso de la barrena o de mantener su rumbo durante la perforación, de tal manera
que la barrena sea dirigida hacia el objetivo según la trayectoria planeada. El
conocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones, determinará
la posición del
equipo de perforación, la profundidad de inicio de desviación y en consecuencia, del
desplazamiento horizontal a los objetivos.
Desplazamiento horizontal del objetivo. Este valor está en función de la
localización superficial que tenga el equipo de perforación. Dicha localización fue
determinada considerando la distribución estructural de las formaciones a perforar,
por lo tanto puede considerarse como un dato fijo.
Profundidad de inicio de desviación (KOP). Este dato debe obtenerse
considerando las características de las formaciones a perforar. Se recomienda que la
etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a medias
suaves, además es conveniente que las zonas geopresionadas se atraviesen con un
ángulo constante. Puede considerarse que la profundidad del KOP y la velocidad de
incremento de ángulo darán la pauta para elegir el patrón de desviación.
Velocidad de incremento de ángulo. Si el espesor y la tendencia de presurización
de las formaciones que se espera encontrar lo permiten, se pueden utilizar diferentes
velocidades de incremento para calcular un juego de trayectorias. El contar con un
conjunto de trayectorias para un mismo objetivo, le permitirán al personal encargado
de las operaciones direccionales seleccionar la más conveniente de acuerdo a los
ángulos máximos observados y a la experiencia acumulada en otros pozos. Si de
antemano se conoce la velocidad de incremento de ángulo con la cual se obtiene un
buen desarrollo de la perforación, no será necesario diseñar trayectorias alternas.
Tipo de Formación. Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá tomar
en cuenta la columna geológica que se desea perforar, clasificando la compacidad y
la dureza de las formaciones a atravesar, así como los echados regionales para
intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la perforación.
Diámetro del pozo. El diámetro del pozo y consecuentemente, el programa de
tuberías de revestimiento, son parámetros que dependen de la profundidad del
objetivo, de las características de las formaciones a perforar y de la producción
esperada.
Fluido de Perforación. El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de
lubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente
durante la perforación.
Para la perforación de un pozo direccional se han fijado ciertas restricciones en la
desviación:
 En el tramo vertical, el pozo se debe mantener dentro de un cilindro
imaginario de 25 pies de radio.
 En la sección desviada no debe salirse de un cilindro de 50 pies de radio,
alcanzando el objetivo dentro de un diámetro de 50 pies (termina en punta).
 Al cilindro imaginario se le conoce como cilindro de control.
Cabe mencionar que para llegar al objetivo en condiciones óptimas es necesario
desarrollar antes un agujero piloto para determinar de forma física la cima del
objetivo (Véase Fig.6).
Figura 6. Agujero piloto

Así pues, las consideraciones que deberán tomarse en cuenta para la planificación
de un pozo direccional típico (J y S), son prácticamente las mismas que para una
planificación direccional horizontal y multilateral. La diferencia radica en:
 Evitar pozos cercanos
 Profundidad del punto de inicio (kick-off)
 Forma de la trayectoria
 Curvatura, construcción-caída, tasa de giro (build-,drop-, turn rates)
 Inclinación y longitud de la sección tangencial
 Inclinación y longitud de la sección horizontal
 Detalles de la intersección de los objetivos.
1.4.1.6. Definiciones relacionadas con la Perforación Direccional.
 Profundidad desarrollada/PD (Measured depth/MD)
Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo, desde el punto de

referencia en la superficie, hasta el punto de registros direccionales.
Esta profundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de

profundidad de la línea de acero.
 Profundidad vertical verdadera/PVV (true vertical depth/TVD)
Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto en

la trayectoria del pozo.
 Inclinación
Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad
como lo indica una plomada, y la tangente al eje del pozo en un punto determinado.
Por convección, 0° corresponde a la vertical y 90° a la horizontal.
 Dirección del pozo.
La dirección del agujero es el ángulo medido en grados, de la trayectoria en el plano

horizontal, las referencias utilizadas para su medición podrán expresarse en función
de cuadrantes o azimut.
La dirección del pozo se puede expresar:
a) En función de Cuadrantes
b) En Azimuth
En Función de Cuadrantes. - Tanto al Norte como al Sur le corresponderán ángulos

de 0 a 90° como su nombre lo indica se dividirán en cuadrantes, los cuales estarán
afectados tanto por el Oeste y Este dependiendo de la dirección en la cual se esté
señalizando.
Azimuth. - El azimuth de un pozo determinado, es la dirección del pozo sobre el

plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, a
partir del norte de referencia.
 Objetivo.
Se refiere a un área definida ó bien un volumen, el cual será penetrado por un pozo
en una localización fija dentro de la corteza terrestre (Véase Fig.7).
Figura 7. Ejemplo de objetivos (Visualización 3D).
 Consideraciones Anticolisión.
La colisión con pozos vecinos puede ser un problema cuando se perforan varios
pozos a partir de una misma localización superficial, lo cual es especialmente cierto
en el caso de plataformas marinas que tienen pozos adyacentes en producción y una
colisión podría resultar una situación extremadamente peligrosa.
1.4.1.7. Aplicaciones más comunes de un Pozo Direccional.
Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas
pueden ser planificadas previamente o por presentarse problemas en las
operaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más
comunes son las siguientes:
 Localizaciones inaccesibles: son aquellas áreas a perforar donde se

encuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), o donde el
terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hacen difícil su
acceso.
 Domo salino: donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de
un levantamiento de sal por razones operacionales no se desee atravesar el
domo.
 Formaciones con fallas: donde el yacimiento está dividido por varias fallas
que se originan durante la compactación del mismo.
 Múltiple pozo con una misma plataforma: desde la plataforma se pueden
perforar varios pozos para reducir el costo de la construcción de plataformas
individuales y minimizar los costos por instalación de facilidades de
producción.
 Pozos de alivio: es aquel que se perfora para controlar un pozo en erupción.
Mediante el pozo de alivio se contrarrestan las presiones que ocasionaron el
reventón.
 Desarrollo múltiple de un yacimiento: cuando se requiere drenar el
yacimiento lo más rápido posible o para establecer los límites de contacto gas-
aceite o aceite-agua.
1.4.2. Conceptos de diseño y construcción de Pozos Multilaterales.
La perforación multilateral es el proceso de perforación múltiple de varios pozos con

el fin de incrementar el área de drene del yacimiento (Véase Fig.8), es decir, perforar
uno o varios ramales (laterales) en varias direcciones dentro de la sección horizontal,
vertical o direccional y lograr el incremento eficiente de la producción de
hidrocarburos mientras se reducen los costos e impactos ambientales de
contaminación en superficie.
En el caso de re entradas, éstas son las operaciones de perforación y terminación
que se realizan por medio de reentradas side – tracks (apertura de ventanas en
T.R‟s.) y desde el mismo agujero en pozos productores ya existentes, cuando se
tienen varios horizontes sin ser explotados; el número de ramales varía de dos a
ocho, dependiendo de las expectativas de producción y de la evaluación del
yacimiento, teniendo como objetivo principal el incremento de la producción de
reservas de hidrocarburos a un bajo costo.
Figura 8. Diseño espina de pescado (pozo multilateral)
1.4.2.1. Técnicas especiales de Ramales
Las técnicas de perforación para perforar pozos horizontales y pozos laterales se

clasifican en cuatro categorías (Véase Fig.9), dependiendo del radio de curvatura. El
radio de curvatura es el radio requerido para cambiar la dirección vertical a la
horizontal.
a) radio de curvatura ultracorto.
b) radio de curvatura corto.
c) radio de curvatura medio.
d) radio de curvatura largo.
Figura 9. Ilustración de los métodos de curvatura.
Pozos de Radio de Curvatura Ultra Corto
Son aquellos pozos horizontales que poseen un radio de curvatura de 1 y 2 pies

(0.3048 y 0.6096 m), con grados de desviación entre 45 y 60 grados por pie y un
desplazamiento horizontal de 100 pies (30.48 m). Esta técnica permite perforar
pozos horizontales a diferentes niveles desde un mismo pozo vertical, facilitando de
esta forma el drenaje de yacimientos multicapas y formaciones poco consolidadas.
Pozos de Radio de Curvatura Corto
Estos pozos tienen un radio de curvatura entre 20 y 45 pies (6.096 y 13.716 m), con
un ángulo de desviación de 1 a 3 grados por pie y un desplazamiento horizontal de
100 a 500 pies (30.48 a 152.4 m). El diámetro del hoyo es una de las pocas variables
que limitan la aplicación del sistema.
Pozos de Radio de Curvatura Medio

Este tipo de pozos tiene un radio de curvatura entre 100 y 1,000 pies (30.48 y 304.8
m), con un máximo de desviación de 20/100 pies cuando se perfora en forma
orientada, aunque el espacio entre el hoyo, la herramienta y la bajada del revestidor
pueden cambiar estos límites. Debido a su reducida profundidad vertical, se requiere
menos espacio de localizaciones para alcanzar un objetivo horizontal
comparativamente con pozos de radio largo. Una curva de radio largo requiere 1,400
pies (426.72 m) de hoyo desviado.
Pozos de Radio de Curvatura Largo.
El uso de este tipo de pozos es limitado para las perforaciones de desarrollo, por lo
que uso es básicamente con fines de estudio y definición del yacimiento. El radio de
curvatura oscila entre 1,000 y 3,000 pies (304.8 y 914.4 m), con un ángulo de
desviación de 1 a 7 grados por cada 100 pies (30.48 m). La longitud del radio
determina la profundidad a la cual se debe perforar para alcanzar la inclinación
deseada, sin embargo, sería necesario incrementar el diámetro del hoyo para
asentar revestidores intermedios en la porción desviada del hoyo.
Figura 10. Ilustración de los métodos de curvatura II

1.4.2.2. Perfiles direccionales de Pozos Multilaterales
Según la geometría del yacimiento se pueden construir distintos perfiles de pozos

multilaterales para lograr drenar los yacimientos de manera más eficiente, entre ellas
tenemos:
 Agujeros de diámetro reducido o “Slim Hole”: son pozos que se perforan

con propósitos de hacer el trabajo economizando recursos y obteniendo más
provecho, utilizando sarta de 7” o menos. La utilización de este método es
muy efectiva en exploración y/o captura de información sobre los yacimientos.
Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de clasificar al tipo de pozo

multilateral ya que la forma y variedad esta solo limitada a la imaginación y a las
características de nuestros yacimientos. Así podemos tener (Véase Fig.11):
Figura 11. Ejemplos de pozos multilaterales
Figura: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.
1.4.2.3. Criterios Para el Diseño de un Pozo Multilateral
Existen dos factores principales que justifican la perforación de pozos multilaterales:
Factores de la Construcción:
 Reducir en número de pozos

 Reducir la cantidad de slots en plataformas costa afuera
 Reducir el número de macollas
 Reducir la cantidad de instalaciones de superficie
 Se pueden utilizar pozos existentes sin necesidad de construir otro nuevo
 Reducir los costos de terminación
 Reducir la cantidad de tuberías
intermedias Factores de Desarrollo de
Yacimientos:
 La exposición del yacimiento será incrementada tanto para estrategias de

perforación e inyección
 Incremento de reservas
 Explotación más eficiente de estructuras geológicas complejas
 Acceso a yacimientos múltiples desde un solo punto en superficie
 Exploración y evaluación de objetivos múltiples
 Valor agregado en términos de producción adicional
 Valor agregado en términos de producción acelerada
Es importante recalcar que un multilateral no son dos pozos, y que, en teoría, se

espera un incremento en la producción de un 30 - 60 %.
1.4.2.4. Yacimientos Candidatos para la perforación de Pozos Multilaterales.
Debido a que la perforación de los pozos multilaterales es un avance tecnológico de

la perforación horizontal, en la cual el pozo mantiene una trayectoria
aproximadamente paralela a la formación (con un alto ángulo), con lo cual se tendrá
expuesta una mayor área de producción y por consiguiente una mayor recuperación;
los yacimientos candidatos para la aplicación de la tecnología de pozos multilaterales
son:
 Yacimientos irregulares.
Donde se encuentran formaciones productoras; este tipo de formaciones son muy

difíciles de localizar con precisión con mediciones sísmicas. Una vez que han sido
localizadas estas formaciones, pueden ser fácilmente alcanzadas por pozos
multilaterales.
 Yacimientos con problemas de conificación de agua.
Cuando en las zonas productoras existe agua y particularmente cuando la viscosidad

del aceite es significativamente más alta que la del agua, si se perfora un pozo
vertical se tendrán problemas de conificación, ya que se produce agua y aceite, y
con el transcurso del tiempo, aumenta la producción de agua. Si se perfora un pozo
multilateral que atraviese únicamente la formación productora, se reducirá la
conificación del agua.
 Yacimientos con problemas de conificación de gas.
Debido a que el gas tiene una menor viscosidad que el aceite, la conificación del gas
es mucho más severa que la del agua. Si la conificación del gas no se puede
controlar, el gas que se extrajo debe inyectarse nuevamente al yacimiento para
evitar un depresionamiento prematuro en el yacimiento. Si se perfora un pozo
multilateral, ayudaría a prevenir problemas de conificación del gas, asegurándose
que los pozos sean terminados en las zonas productoras de aceite y alejados del
gas, obteniendo con esto volúmenes de producción económicos sin excesivos
gradientes de presión los cuales inducen a la conificación.
 Yacimiento fracturado verticalmente.
En yacimientos con fracturas verticales con zonas productoras orientadas en éste

plano, un pozo vertical podría fallar en alcanzar alguna zona, pero con pozos
multilaterales y perpendiculares a los planos de las zonas productoras aumenta la
probabilidad de intersección y drenado para diferentes sistemas de fracturas y así
obtener una mayor producción.
 Formaciones de baja permeabilidad.
En formaciones con baja permeabilidad, perforar un pozo multilateral a través de la

zona productora produce excelentes resultados, si se perforan varios cientos de pies,
el pozo se comportará como una fractura, incrementando la permeabilidad y
mejorando la productividad.
 Yacimientos con poco espesor.
Donde se tienen zonas productoras con poco espesor (delgados) se puede abatir
este problema realizando perforación doble lateral en forma de „Y‟, con lo cual se
tendrá una mayor área expuesta y mayor área de drene, incrementando la
productividad del pozo.
 Zonas con cuerpos productores multicapas.
Si se tienen zonas productoras multicapas, con pozos multilaterales se pueden

abarcar todas las capas productoras con lo que se tendrá una mayor productividad
del pozo.
 Estructuras en forma de domo.
Cuando se tienen estructuras en forma de domo y si se cuenta con pozos existentes,

estos pueden ser desviados y perforados arriba de la estructura para recuperar el
aceite volátil a lo largo de los flancos del domo.
Un pozo multilateral consiste de dos o más ramales perforados desde un pozo

vertical común, ya sea como un pozo nuevo o uno de re-entrada, éstas re-entradas
se hacen a través de la Tubería de Revestimiento principal, a las ranuras hechas a
través de la Tubería de Revestimiento se les llama ventanas, para poder abrir estas
ventanas se tiene que moler la Tubería de Revestimiento con un molino para
comenzar la perforación de los laterales.
1.4.2.5. Ventajas y Desventajas de Pozos
Multilaterales Ventajas
 Reducir los costos de producción.
 Aumentar la recuperación de reservas por pozo.
 Incrementar la producción.
 Reducir problemas de conificación de agua y gas.
 Mejorar la arquitectura de drene del yacimiento.
 Conectar fracturas naturales.
 Comunicar zonas discontinuas.
 Incrementar la eficiencia del barrido vertical y areal.
 Reducir el impacto ambiental al disminuir el número de pozos.
 Reducir los costos de desarrollo de un campo.
 Permitir la recuperación de reservas marginales que no pueden ser
económicamente desarrolladas en forma independiente.
 Mejorar el índice de productividad.
 Acelerar el proceso de drene de un yacimiento.
Desventajas.
La principal desventaja de un pozo multilateral es que aun no está concretada una

evaluación del riesgo operativo implícito en las operaciones. Si bien, la etapa de
perforación en lo que respecta a la apertura de ventanas y trayectorias direccionales
está debidamente cubierta; en la etapa de terminación del pozo, aún existen detalles
que considerar.
Así mismo, la condición más crítica de un pozo multilateral es cuando en la etapa de

terminación se requiere del control de elevadas presiones de trabajo como las
registradas en un fracturamiento hidráulico.
1.4.3. Conceptos de terminación de pozos
La terminación de un pozo petrolero es el conjunto de operaciones que se realizan

para comunicar a la formación productora con la superficie, mediante la perforación
de la tubería de revestimiento (T.R.) de explotación, que es la que aísla a la zona
productora.
El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima

de hidrocarburos al menor costo. Para esto deben emplearse técnicas y equipos
adecuados a las características del yacimiento, como son el tipo de formación,
mecanismos de empuje, etc. En las actividades de planeación no solo deben
considerarse los costos iniciales y la producción en la etapa fluyente de la vida del
pozo, sino las condiciones del pozo a largo plazo, previniendo las futuras
reparaciones y la instalación de sistemas artificiales.
Para que de un pozo petrolero se puedan extraer con eficiencia los hidrocarburos, se
deberá construir una salida estable y duradera. Para esto se utiliza un revestimiento
metálico, diseñado de acuerdo con los diversos esfuerzos que se presentan, como
son la tensión, presión interior, colapso, compresión y torsión, y todo con el menor
costo posible.
Una buena terminación, tiene su antecedente en la operación de cementación

primaria de la tubería de revestimiento de explotación. Esta tubería permite aislar la
formación productora, para evitar la invasión, proveniente de zonas vecinas, de
fluidos no deseables (agua y/o gas) hacía el pozo, mismas que contaminan los
hidrocarburos producidos y reducen su recuperación. En formaciones productoras
con una zona inferior de agua o un casquete de gas, se presentará la entrada de
esos fluidos debido al gradiente de presiones existentes entre el yacimiento y el
pozo.
Un factor que afecta comúnmente a la producción es el daño a la formación

(disminución de la permeabilidad) causado por el filtrado de lodo durante la
perforación y más aún al disparar el intervalo productor. Lo anterior ha llevado a
tomar en cuenta los efectos perjudiciales que pueden ocasionar los diversos fluidos
de control sobre las formaciones por lo que es necesario seleccionar
cuidadosamente los fluidos utilizados en la terminación de los pozos.
En el diseño del sistema de terminación deberá considerarse la información

recabada, indirecta o directamente, durante las actividades de perforación, a partir
de muestras de canal, núcleos, análisis PVT y los registros geofísicos de
explotación.
1.4.3.1. Técnicas de Terminación
La terminación horizontal es una operación crítica que depende de la complejidad de

la desviación del pozo, de la formación, del tipo de pozo, de las alternativas de
tubería de revestimiento y del tipo de terminación seleccionada.
Es posible terminar los pozos horizontales y laterales en agujero descubierto, con
tuberías cortas ranuradas, tuberías cortas con empacamientos de TR externos, y
tuberías cortas cementadas y perforadas. La elección del método de terminación
tiene una influencia significativa en el comportamiento del pozo.
Así pues, dentro de los objetivos del tipo de terminación se encuentran:
 Prevenir el colapso del agujero.

 Eliminar la producción de arenas
 Aislar zonas productoras de agua y gas.
 Permitir tratamientos efectivos de estimulación, entre otros.
Como se ha mencionado anteriormente, la selección del método de terminación para

un pozo horizontal requiere de ciertas consideraciones tales como la estabilidad del
agujero, alternativas de TR‟s, capacidad y sistemas artificiales de producción,
aislamiento de zonas de agua, gas y de fracturas naturales.
Agujero descubierto.
La terminación de un pozo en agujero descubierto es poco costosa pero está

limitada al tipo de formación, adicionalmente, es difícil estimular estos pozos y
controlar la inyección o producción.
En éste tipo de terminaciones la tubería de revestimiento es cementada en la cima

de la zona productora. Así pues, la sección horizontal se deja en agujero
descubierto.
Para obtener altos gastos de producción en este tipo de terminaciones, es necesario

asegurar una buena limpieza del agujero y el mínimo daño, durante las etapas de
perforación y terminación misma del pozo.
La terminación en agujero descubierto, permite las pruebas de producción, las

estimulaciones, tratamientos de taponamiento y colocación de apuntalantes, toma de
registros y algunas otras operaciones; además de originar un daño mínimo. (Véase
Fig.12).
Figura 12. Tipos de terminaciones en agujero descubierto.
Tubería
Ranurada.
La terminación con tubería ranurada es económica y muy común en la terminación

de pozos horizontales. La mayor ventaja de la tubería ranurada es la protección de
agujero para evitar el colapso.
Esta favorece la estabilidad del agujero cuando se presentan cavidades en el frente

que restringen severamente la producción. También mantiene la integridad del
agujero cuando la presión de formación decrece con el tiempo de producción.
El diámetro de las perforaciones de la tubería va de 0.02 a 0.25 pulgadas. Este

intervalo puede variar de acuerdo a la capacidad de la tubería para un buen control
de arenamiento (menor de 0.02 pulg.). La tubería ranurada (Véase Fig.13) es
susceptible al taponamiento cuando las partículas son de un diámetro muy pequeño.
La Fig.14 muestra los tipos de terminación en agujero descubierto.
Este tipo de terminación se utiliza en los pozos horizontales de radio largo, medio y
corto perforados en formaciones poco consolidadas.
Dentro de las desventajas encontramos:
 No provee aislamiento de zonas de interés.

 No controla la producción de arena.
Figura 13. Tipos de tubería ranurada
Figura 14. Tipos de terminaciones con liners ranurados.

Tubería Ranurada con empacador externo.
Este tipo de terminación (Véase Fig.15) es similar al de la tubería Ranurada, con

excepción de que se corre con un empacador externo para conseguir aislar alguna
zona que requiera de una acidificación o para separar algunos intervalos dañados.
Las aplicaciones para este tipo de terminación son:
 Aislamiento de zonas, ya sea de fracturas indeseables, cementación

o producción en intervalos de interés.
 Estimulaciones selectivas en los intervalos productores.
 Aislar y cementar zonas por debajo de la tubería Ranurada.
En formaciones con alta permeabilidad o fracturadas, el aceite fluye directamente de

la formación alrededor del empacador.
Figura 15. Tipos de terminaciones en liners ranurados con empacador externo

Tubería de Revestimiento cementada.
Desde el punto de vista operativo, este tipo de terminación (Véase Fig.16) es muy
costosa y complicada. Pero ofrece buena integridad. Prolonga la vida del pozo
evitando el colapso del agujero. También facilita los trabajos de reparación,
requerimientos de estimulación y limpieza, abandonos temporales y totales y la toma
de registros de producción. La terminación con tubería cementada es aplicable a
pozos exploratorios, pozos de alta presión y pozos con problemas de conificación. La
mayor desventaja es la restricción de la producción, debido a su comunicación con el
yacimiento.
Figura 16. Terminaciones con tubería de revestimiento cementada.
Fuente:
Tubería pre- empacada y protegida.
Esta terminación es aplicable a yacimientos con formaciones poco consolidadas y

con permeabilidades alrededor de 1 darcy. Se utiliza en yacimientos con gran
producción de arena y es preferible a la tubería Ranurada. La técnica consiste en la
colocación de una malla de 40 – 60 pre- empacada con grava y resina en la tubería
para el control de la producción de arena. El diseño de la malla depende de las
condiciones del yacimiento. No se recomienda en terminaciones donde es necesario
aislar intervalos de gas y agua.
1.4.4. Fracturamiento en pozos horizontales y multilaterales
Un tratamiento de fracturamiento consiste esencialmente en el rompimiento de la

formación productora, con un fluido inyectado a un gasto mayor que el que puede
admitir matricialmente la roca, o con gastos menores cuando al fluido se le hace
acompañar de materiales obstruyentes de los poros.
Cabe mencionar que el propósito de un tratamiento de fractura es facilitar la

conducción de fluidos dentro de la formación.
Fracturamiento Hidráulico.
Consiste en la inyección continua de un fluido fracturante, el cual será utilizado para

transmitir la presión hidráulica, permitiendo ampliar y extender la fractura. Cuando
está por alcanzarse una amplitud tal que no impida el paso de partículas sólidas de
tamaño establecido, se agregan éstas al fluido para que sean acarreadas hasta la
abertura, de manera que formen un empaque, cuya finalidad es prevenir el cierre de
la fractura generada y establecer un conducto altamente permeable al término de la
operación. El sólido es conocido como agente apuntalante o sustentante,
1.4.4.1. Fracturamiento Hidráulico en Pozos Horizontales
En yacimientos de baja permeabilidad, los efectos combinados de las fracturas

naturales e hidráulicas son en gran medida responsables de mejoramiento de la
productividad de los pozos horizontales cuando se compara con la producción de
pozos verticales. Las características de ambos tipos de fractura dictaminan el azimut
preferencial en el que deberían perforarse los pozos altamente desviados y
horizontales. Teóricamente en un pozo horizontal perforado en sentido paralelo a la
dirección del esfuerzo horizontal máximo, las operaciones de estimulación hidráulica
producen una sola fractura longitudinal a lo largo del pozo horizontal.
1.4.4.2. Fracturamiento en Pozos Multilaterales
Fracturamiento Selectivo con Tubería Flexible
Una reciente implementación de la Tuberia Flexible (TF) es en el área de

estimulación por fracturamiento, ya que es la única con la que se pueden aislar
temporalmente las zonas de interés. Este proceso se realiza con el fin de estimular
multi-zonas individualmente en pozos verticales y horizontales con un solo viaje
hasta el sitio de interés, para mejorar los resultados de producción.
Con esta tecnología es posible estimular selectivamente cada uno de los intervalos
de pozo, aislando los demás evitando que se contaminen con el producto mientras
se estimula uno. Puede incrementar el flujo de las reservas, reduce el incremento de
los costos de pre frac y acorta significativamente el ciclo de tiempo comparado con
los tratamientos convencionales multi-etapa.
Para realizar las estimulaciones los productos que se ocupan son: ácidos,
apuntalantes, nitrógeno, agua, aceite, diesel, CO2, entre otros. Un exitoso
tratamiento depende de la identificación de las causas de la deficiencia del pozo que
será tratado.
SurguFrac* es una técnica para terminar pozos horizontales en yacimientos de baja

permeabilidad. Esta técnica combina la tecnología del HydraJet* y las técnicas de
fracturar para permitir la colocación de fracturas múltiples con una precisión
quirúrgica en pozos horizontales sin bajar empacadores hacia el pozo. Al usar esta
técnica el aumento de la producción es significativo.
Ventajas:
 Se utiliza en pozos terminados con agujero descubierto
 En pozos horizontales y verticales

 Se hace cuando el yacimiento está muy dañado
 Se utiliza ácido para romper la roca y hacer canales conductivos

para que produzca
Desventajas:
 Se usa en formaciones muy consolidadas como la caliza
1.5. Aplicación Practica
1.5.1. Diagnóstico de la secuencia estratigráfica del pozo SAL-15
1.5.1.1. Secuencia estratigráfica en orden secuencial del Pozo SAL-15
En la región del Sub Andino Sur Boliviano se destaca el denominado. Ciclo

Cordillerano, desarrollado durante el Silúrico y Devónico, en la cual se encuentran
las roca madre, sello y reservorio del sistema petrolífero del área del Anticlinal de
San Alberto.
A escala regional se presentan tres secuencias principales que son las formaciones
Santa Rosa, Huamampampa e Iquiri. La formación Icla corresponde a un intervalo
arenoso intermedio desarrollado localmente en las áreas de San Alberto y San
Antonio.
A su vez se han identificado cuerpos arenosos con contenido de gas que

corresponden a los reservorios H1, H2, H3 y H4 en la formación Huamampampa; el
tope del I2 en la formación Icla y Las zonas SR1 y SR3 de la formación Santa Rosa.
Los niveles pelíticos de la formación Los Monos y secundariamente, niveles similares

de las formaciones Icla y Kirusillas, constituyen tanto las rocas madres como las
rocas sello en las trampas estructurales.
La roca reservorio se trata de areniscas silíceas con un sistema de fracturas

sobrepuestas que le confieren excepcionales condiciones productivas.
Figura 17. Columna estratigráfica generalizada del área del sub andino sur
Fuente: Ministerio de hidrocarburos y energía Campo San Alberto; 2011.
Formación Tupampi
 Litología. Arenisca
 Edad: carbonífero inferior
 Grupo: Machereti.
 Espesor: entre 100 a 500 m
Esta formación litológica está compuesta casi íntegramente de areniscas, con

delgadas intercalaciones de lutitas y diamicitas gris oscuras. Las areniscas son de
color gris blanquecinos, grano medio y grueso, porosidad regular a buena. La zona
superior de esta unidad, constituyen una excelente roca reservorio en algunos pozos
actualmente productivos como ser el campo vecino Madrejones en territorio
Boliviano.
Formación Iquiri
 Litología: Alternación entre areniscas y lutitas.

 Edad: Devónico Superior.
 Espesor: Hasta 700 m.
Esta unidad sedimentaria se caracteriza por estar compuesta por una intercalación
de areniscas y pelitas. Las areniscas tienen una coloración gris blanquecina de grano
fino, con matriz arcillosa y cemento silíceo, de dureza media. Las pelitas están
constituidas por alternancias de limolitas grisáceas, duras compactas y lutitas gris
oscuras micáceas, también duras y compactas
Formación Los Monos

 Litología: Lutitas.
 Edad: Devónico Medio.
 Espesor: Hasta 300 m.
Esta formación está constituida esencialmente de limolita y lutitas gris claras a

negruzcas, con intercalaciones de horizontes delgados de areniscas principalmente
en las zonas superior e inferior de la secuencia. Los análisis geoquímicos realizados
en los recortes de esté nivel dan como resultado entre 1 y 2%, parámetro que califica
a los Monos con excelentes propiedades generadoras de hidrocarburos; el
predominio de lutitas negras, conformadas principalmente de materia plástica e
impermeable, características que permiten que esta formación actué como un
verdadero sello de los cuerpos arenosos subyacentes como es el caso de la
formación Huamampampa; los problemas ocasionados por las zonas de presiones
anormales que se encuentran en algunos niveles de esta formación.
Formación Huamampampa
 Litología: Areniscas y limolitas, con intercalaciones de lutitas.

 Edad: Devónico Inferior.
 Espesor: Variable, llegando a alcanzar hasta 1000 m.
Los niveles peliticos, son los sellos y culminación de las varias secuencias que
originan los depósitos de los múltiples reservorios que tiene la formación, en esta
estructura. Los niveles arenosos corresponden a depósitos de ambiente marino, lo
cual se conforma por la presencia de glaucotina, siendo este mineral un excelente
indicador de ambiente marino.
Tabla 2. Característica de la formación Huamampampa
HUAMAMPAMPA TOTAL
Valor Unidad
Vol. Roca 15121806 acres.pie
Vol. Poral 431,929 acre.pie
Pi 7193 psi
Ti 268 °F
βgi 0.0033033 pcr/pcs
Reserva
Probada in situ 5,70E+17 PCS
F.Rec DG&M 0.661
Recuperable 3,76E+17 PCS
Fuente: Ministerio de hidrocarburos y energía, campos gasíferos y petrolíferos de Bolivia, La Paz

diciembre 2011
Dentro la formación se presenta los siguientes niveles:
 Reservorio H0: Este reservorio comprende un espesor entre 15-30 m, esta

constituye en su zona basal por areniscas gris blanquecinas de grano medio a
fino, hacia la parte superior, la arenisca se toma de grano fino, gradado a niveles
peliticos, hasta confundirse con sedimentos finas de la base de la formación Los
Monos.
 Reservorio H1: Este reservorio comprende un espesor aproximado de 25 m y
está caracterizado por la predominancia de areniscas gris blanquecinas de grano
muy fino, intercalan delgados estratos peliticos, constituidos por limolitas y lutitas
gris oscuras a negras.
 Reservorio H2: Los niveles arenosos que corresponden a este reservorio,
litológicamente se encuentra constituido por intercalaciones de areniscas gris
oscuras, grano medio hasta muy fino, con intercalaciones de limolitas y lutitas gris
oscuras.
 Reservorio H3: Con un espesor promedio de 45m. Este reservorio está
conformado por una predominancia de arenisca de color gris claro, cuarciticas de
aspecto cristalino, con delgadas intercalaciones de limolita y lutita, gris oscuras.
 Reservorio H4: Este reservorio se encuentra en la parte basal de la formación
Huamampampa, es el de mayor espesor productivo y de mejores características
petrofísicas, alcanzado más de 500 m de arena productora, con una porosidad
entre 10-15 %, y una densidad de 12 fracturas por metro.
Formación Icla
 litología: Lutitas, con algunas intercalaciones de Areniscas
 Espesor: hasta 700m
Litológicamente está constituida por limolitas y lutitas grises con importantes

intercalaciones de areniscas gris blanquecinas de grano fino.
La formación Icla, según la información estratigráfica de los campos de Caigua, San

Alberto, San Antonio, Margarita e Itau se la ha subdividido en tres tramos:
 Miembro superior (I1)

Constituye el tope de la formación Icla, es una secuencia netamente política integrada
por lutitas y limolitas gris oscuras y compactas.
Con intercalaciones de delgados niveles de areniscas de grano fino.
 Miembro intermedio (I2)
El intervalo superior de este reservorio, litológicamente está constituido por arenisca
gris blanquecinos, en el intervalo inferior se tiene una espesa secuencia de areniscas
de una granulometría muy fina y que gradualmente pasan a limolitas gris claras,
duras y compactas. Comprende un espesor de alrededor de 300 m, de arena
productiva con una porosidad de 10% y una densidad de fractura entre 8- 10
fracturas por metro.
 Miembro inferior (Icla Lower)
Constituye la base de a formación Icla, es una secuencia netamente pelitica, la parte
superior de este tramo, está formado por una secuencia de limolitas, en su parte
media está formada principalmente por lutitas y limolitas, y en su parte inferior la
secuencia es totalmente luitica, de buena compactación.
Tabla 3. Característica de la formación Icla
Icla
Vol. roca 2059452 acres. Pie
Vol. Poral 46,680 acre.pie
Pi = 7250 psi
Ti = 276 oF
Bgi = 0.003322 pcr/pcs
Reserve probada INSITU 6.12E+ 11 PCS
F. Rec DG&M 0.685
Recuperable 4.19E+11 PCS
Fuente: Ministerio de hidrocarburos y energía, campos gasíferos y petrolíferos de Bolivia, LaPaz

diciembre 2011
Formación Santa Rosa
 litología: Areniscas
 Espesor: hasta más de 600 m
La formación anta Rosa es eminentemente arenosa (70%) con delgadas

intercalaciones de lutitas grises.
Litológicamente está constituido por areniscas de grano muy fino a fino, sub
redondeado, de buena selección, con porosidad de alrededor de 5 % y
permeabilidad entre 0-1 milidarcys, considerándose de importancia la porosidad
secundaria que da lugar a la producción de esta formación.
Tabla 4. Característica de la formación Santa Rosa
Santa Rosa
Vol. roca 8502264 acres. Pie
Vol. Poral 190,417 acres. pie
Pi = 7413 psi
Ti = 299 oF
Bgi = 0.003377 pcr/pcs
Reserva probada INSITU 2.46E+ 12 PCS
F. Rec DG&M 0.685
Recuperable 1.68E+12 PCS
Fuente: Ministerio de hidrocarburos y energía, campos gasíferos y petrolíferos de Bolivia, La Paz

diciembre 2011
1.5.1.2. Secuencia estratigráfica y tope del pozo SAL-15
Pozo piloto
El pozo SAL-15 (multilateral) fue perforado verticalmente hasta llegar a la Fm.
Huamampampa, con cañerías de 30” en 80 m, de 20” en 1400 m, en el tope de la
formación Iquiri- Los Monos, de 13 3/8” en 2800 m cercana a la mitad de Formación
Los Monos en la falla 3, y de 9 5/8” en 4407, al tope de la Fm. Huamampampa.
Posteriormente se continuó la perforación del pozo piloto vertical de 8 ½” con

turbina y trépanos impregnados hasta alcanzar la profundidad de 5450 m,
atravesando la Fm. Santa Rosa.
Tabla 5. Topes atravesados
POZO PILOTO
Sistema Formación estructur Cuerpo Tope MD Tope Cota (m Espesor

as (m) TVD (m) ss) atravezad
o
Carbonífe
ro Tupambi
1070 1070 492 422
Iquiri – Los 1492 1492 70 529

Monos
Ar. “A” 2021 2021 -459 413
Falla 1 2434 2434 -872 514
Falla 2 2948 2948 -1386 772
Falla 3 3720 3720 -2158 687
H0 4407 4407 -2845 35
H1 4442 4442 -2880 120

Devónico
Huamampampa H2 4562 4562 -3000 120
H3 4682 4682 -3120 164
H4 4846 4846 -3284 38

I1 4884 4884 -3322 125
I2 5009 5009 -3447 133

Icla
Icla 5142 5142 -3580 244
lower
Santa Rosa SR 1 5386 5386 -3824 64
Prof. Final 5450.0 5450.0 -3888
Fuente: Elaboración propia en base a Petrobras informe final SAL-15, 2008.
Perforación de la rama inferior:
La rama inferior comenzó las operaciones de perforación con la primera fase de 8 ½”

en 4950 m. (KOP), con rumbo de 195° y un ángulo vertical de 60° al tope de la Fm.
Santa Rosa (5386 m. TVD y 5474 m. MD). La fase es cementada en el liner de 7”.
Posteriormente la segunda fase con 6 1/8” y turbina de 4 ¾” hasta 5813 m. (MD),
5544 m.TVD, atravesando la Fm. Santa Rosa y logrando un desplazamiento de 542
m. en dirección de 195° de azimuth. Luego se bajó Liner pre-perforado de 5”.
Tabla 6. Topes atravesados pozo rama inferior
POZO RAMA INFERIOR
Tope
Tope Cota Espesor
Sistema Formación estructuras Cuerpo TVD
MD (m) (mss) atravesado
(m)
I1 4950 4950 -3388 51

KOP
I2 5001 5001 -3439 139
Icla
devónico Icla
5140 5136 -3574 334
lower
Santa Rosa SR 1 5474 5386 -3824 339
Prof. Final 5813.0 5544.0 -3982

Perforación de la rama superior
En la perforación de la rama superior inicialmente se bajó el packer 9 5/8” de

producción seguidamente se bajó un casing sidetrack en torno de 4355 m, en
cañería de 9 5/8” con un KOP de desvió próximo a la formación Los Monos.
Posteriormente se continuo con la perforación en dos fases de 8 ½” y 6” para
atravesar la formación Icla con rumbo de 195° y ángulo vertical de 48° hasta la
profundidad de 4904 m (MD) Y 4845 M (TVD) al tope de la Fm. Icla, se correrán
registros eléctricos y se procederá a aislar este tramo con liner de 7” y Finalmente se
perforará direccionalmente para atravesar la Fm. Icla con un ángulo de 84° hasta
5912 m (MD) Y 5086 m ( TVD). Luego se bajó Liner pre-perforado de 5”.
Tabla 7. Topes atravesados pozo rama superior
POZO RAMA SUPERIOR
Tope Tope Cota

estructur Espesor
Sistema Formación Cuerpo TVD
as MD (m) (m ss) atravezado
(m)
Los Monos KOP 4350 4350 -2788 38
H0 4388 4388 -2826 41
H1 4429 4429 -2867 133

Huamampam H2 4562 4562 -2996 121
pa
Devónico
H3 4683 4683 -3107 168
H4 4851 4851 -3245 53
Icla I1 4904 4904 -3283 187
I2 5091 5091 -3394 821
Prof. Final 5912.0 5086.0 -3524

Propiedades petrofísicas de la roca reservorio
Se obtuvieron las siguientes características petrofísicas de la formación Icla como

reservorio de interés, requeridos para obtener el volumen de gas original in-situ.
Tabla 8. Propiedades petrofísicas formación Icla
Formación Icla
Porosidad 0.26 %
Saturación de agua (Sw) 33.5 %
Viscosidad 12 cp
Espesor total 502 m
Presión de fondo 5600 psi
Temperature de formación 276 ºF
Fuente: Elaboración propia en base a Petrobras informe final SAL-15, 2008, Ministerio de
hidrocarburos y energía, campos gasíferos y petrolíferos de Bolivia, La Paz diciembre 2011.
1.5.1.3. Registros de temperatura
Para determinar el gradiente de temperatura se tienen los datos observados en la

siguiente tabla (3.8) de registro de temperatura en función la profundidad de las
formaciones del Pozo SAL-15 en el que presenta un total de 11 registros, 7 carreras
en el pozo piloto, 2 carreras en la rama inferior (carreras 9-10), y dos carreras en el
ramal superior (carreras 11-15).
Tabla 9. Registros de temperatura Pozo SAL-15
Profundidad Temperatura
Carrera Agujero
MD TVD ºF ºC
1 1503,00 1502,36 95,0 35,0 24”
3 1745,00 1743,57 110,0 43,3 18 1⁄2”
4 2805,00 2801,25 151,0 66,1 10 5⁄8” a 17 1⁄2”
5 3002,00 2997,93 136,4 58,0 12 1⁄4”
6 4388,00 4382,16 201,2 94,0 12 1⁄4”
7 4960,00 4949,3 230 110 8 1⁄2”
8 5615,00 5593,67 260 126,6 8 1⁄2”
SAL -15 Rama Inferior
9 5433,00 5395,17 257 125 8 1⁄2”
10 6000,00 5576,14 258 125,5 6 1⁄8”
SAL -15 Rama Superior
11 4448,50 4432,5 211 94,4 8 1⁄2”
15 4945,00 4808,94 230 110 6”
Fuente: Tesis Nova Villalobos en base “Petrobras, programa de perforación Pozo SAL-15” mayo
2008.
Con el ajuste de datos reales de la temperatura de fondo en (ºF) vs TVD (m) y la

ecuación genera por la línea de tendencia se tiene la siguiente gráfica y ecuación:
Figura 18. Gradiente de temperatura
TEMPERATURA (ºF)
0 50 100 150 200 250 300

0
1000
2000
TVD (m)
3000
4000
5000y = 24,437x - 736,6
R² = 0,9864
6000
Fuente: Tesis Nova Villalobos en base Informe final Pozo SAL-15 mayo 2008.
Por medio de la gráfica anterior con los datos de true vertical Deep en metros versus
la temperatura (ºF), se obtiene la siguiente ecuación por medio de la línea de
tendencia
TVD = 24.437*BHT - 736.6

Donde:
TVD= True Vertical Deep (m).
BHT= Temperatura de fondo (ºF).
230(º𝐹) − 95(º𝐹)
Gradiente de temperatura
= 4808.94(𝑚) − 1502.36(𝑚)
(º𝐹)⁄
Gradiente de temperatura = 0.0408 𝑚
Se tiene entonces que el gradiente de temperatura al tope del ramal superior por
medio de datos del registro de temperatura es de 4.08 ºF/ 100m.
Análisis del corte estructural del pozo SAL-15
Figura 19. Corte estructural del pozo SAL-15
Fuente: Informe final Pozo SAL-15

En la anterior figura se muestra el corte estructural del pozo SAL-15, con la
secuencia estratigráfica atravesada hasta las formaciones Huamampampa, Icla y
Santa Rosa; partiendo con la perforación del pozo piloto a una profundidad de 5054
m (Formación Santa Rosa), presentando tres fallas inversas en la formación los
monos a los topes de la primera falla a 2434 m, segunda falla a 2948 m, tercera falla
a 3720 m, seguidamente se atravesó la formación Huamampampa al tope de 4407
m, la formación Icla a 4859 m hasta alcanzar la formación Santa Rosa a 5490 m, se
perforo el pozo multilateral con una rama inferior de alto ángulo en dirección de
acimut 195º, para la Fm. Santa Rosa (reservorio SR1) a 5386 m. TVD y otra rama
superior al tope de la formación los monos a la TVD de 4350 m de alto ángulo en
dirección de acimut 195º en dirección a la formación Huamampampa (reservorios
H0, H1, H2, H3, H4), formación naturalmente fracturada la cual presenta un daño en
la cementación primaria la cual se pretende subsanar con la introducción del
cemento propuesto en el tramo liner de 7” pulgadas a los topes de las formaciones
H0 Y H1 formacion naturalmente fracturada finalmente se atravesó la formación Icla
(reservorio I2) a 5086 m ( TVD)
Resumen:
De acuerdo al análisis realizado se determinó que el pozo SAL-15 litológicamente
conformada por areniscas, lutitas y limolitas atraviesa la siguiente secuencia
estratigráfica:
 Formación Tupampi a una TVD de 1070 m y espesor de 422 m.

 Formación Iquiri - Los Monos a una TVD de 1492 m y espesor de 2915 m.
 Formación Huamampampa a una TVD de 4407 y espesor de 477 m.
 Formación Icla a una TVD de 4884 m y espesor de 502 m.
 Formación Santa Rosa a una TVD de 5386 y espesor de 64 m.
Además se observó en la formación Huamampampa la presencia de una perdida de

circulación debido a las micro-fracturas que presenta en los topes HO Y HI con un
espesor de 174 m donde se encuentra ubicado el tramo liner de 7”, ocasionando
problemas en el pozo debido a presiones anormales, empaquetamiento, riesgo de
Tramo liner 7” Ramal superior
Se baja un whipstock en 4355 m, para abrir una ventana de perforación con cañería
de 9 5/8” para continuar perforando en la fase de 8 ½ hueco abierto con trépanos
impregnados y turbina hasta alcanza la profundidad de 4924 m, se baja liner de 7”
con zapato flotador la profundidad de 4845 m y colgador de liner tipo hook hanger.
Estado actual de la cementación
En la tabla (13), se muestra la cementación del tramo line de 7” a una profundidad de

4924 m para el zapato flotador, y 4900 m collar flotador, con una lechada formulada
con un volumen de 9 barriles, con cemento clase G del cual se utilizó 35 sacos de
cemento, aditivos Gas Block, Anti-espumante, Retardador obteniendo una densidad
de lechada de 15.6 lpg.
El tramo de 7” al tope de 4924 m de profundidad fue evaluado por medio de los

registros Cement bond Log, Cement Evaluation y GR de los cuales se evidencia la
perdida de circulación para lo cual se requiere un aislamiento zonal con la
formulación de la nueva lechada de cemento.
Tabla 10. Estado actual de la cementación pozo SAL-15
Descripción
Accesorios: Zapato Collar Swell packer Centralizadores
Profundidad flotador flotador +- 4360
Cantidad 4924 m. +- 4900 m 1 pieza +- 80 piezas

1 pieza 1 pieza
Colchones:
Diésel– 20 bls. 8 lpg

surfactante 80 bls. 14 lpg
Espaciador
Lechada
principal 9 bls.
Volumen: Clase “G”
Cemento: 35
Nº sacos:
Densidad
15.6 lpg
Lechada:
Gas Block, Anti-espumante, Retardador.
Aditivos:
Desplazamiento
Fluido: Lodo
Densidad:: 11.2 lpg
Observaciones
1 El Hook hanger de 7”,9 ¾” quedara en 4300 m.
2 En ningún momento, y durante a cementación, la densidad

equivalente será menor a la densidad del lodo utilizado
durante la perforación.
Fuente: Elaboracion propia en base a Informe final Pozo SAL-15

Figura 20.Arreglo final SAL-15
LITOLOGÍA POZO PILOTO
TVD
Cañería 30” ESCARPMENT
Agujero 36” @ 80 mTARIJA/ CHORRO640 m
1070 m
Cañería 20”
Agujero 24” @ 1400 m TUPAMBI
1492 m
Cañería 13.3/8”
Agujero 17. ½” @ 2800 m
Tope Liner 7” @ 4300 mIQUIRI LOS MONOS

LITOLOGÍA RAMA SUPERIOR Hook Hanger 9.5/8” x 7”
TVDKOP = 4350 m
IQUIRI LOS MONOS Lateral Diverter

Swell Packer
4388 m
H0 H1
4429 m
H2
4558 m
Tope, Cemento @ 4824 m Tope Liner 7”@ 4357 m
Tope Liner 5” @ 4870 m
4669 m 4407 m
Cañería 9.5/8” Agujero 12. ¼”@ 4407H0
m H1
H3 4442 m
LITOLOGÍA H2 4562 m
4807 m RAMA INFERIOR TVD H3 H4
KOP = 4950 m 4682 m
H4 4845 m 4884 m
4846 m
4884 m
I1
Liner 7” Agujero 8.½”@ 4924 m
4956 m I1
5001 m 5009 m
I2
I2
Tope Liner 5” @ 5420 m
5136 m 5142 m
5086 m
ICLA LOWER
RAMA SUPERIOR AZIMUTH 195°
Liner 5” Perforado
5386 m 5386 m
Agujero 6”@ 5912 md, 5086 tvd
Liner 7” Agujero 8.½”@ 5473 m 5450 m
SANTA ROSA
POZO PILOTO
Agujero 8.1/2” @ 5450 m
RAMA INFERIOR AZIMUTH 195°5544 m
Liner 5” Perforado
Agujero 6.1/8” @ 5813 md, 5544 tvd
Fuente: Informe final Pozo SAL-15

Evaluación
Por medio de los registros de induccion electrica, de alta resolucion, gamma Ray,
Lithio density-Neutron, Sonic Dipolar y los registros de imagen del tramo 4750-4730
(m) en la corelacion de la formacion en pozo abierto se observa una formacion
inestable por medio de los registros en pozo entubado, Cement bond long, Cement
Evaluation, GR
se determina la evaluación del cemento al tope de 4924 zapato flotador del tramo
liner de 7” y 29 (lb), el cual indica que se tiene una cementación pobre de baja
concistencia, por lo que ocurre una migración de gas cuando se tiene contacto con la
formación y perdida de circulación, por medio del registro VDL se pudo determinar
que no existe una adecuada adherencia del cemento a la formación con existencia
de micro-anillos devido a una pobre centralización y por falla mecánica por la presión
y temperatura de la formación por lo que se requiere de una cementación forzada.
1.5.2. Evaluación actual de la cementación para la lechada.
1.5.2.1. Análisis de la diferencia entre las nuevas tecnologías

SCHLUMBERGER
LiteCRETE
Sistema de lechada ligera de combinación con baja densidad de lechada y una alta
resistencia a la compresión y permeabilidad, elimina la cementación en intervalos
largos, con una calidad de perforación excepcional.
Figura 21. Permeabilidad sistema litecrete
Fuente: Schlumberger; “Nueva Tecnología de Cementación- Programa de Entrenamiento Acelerado

para Supervisores de Pozo”.
La siguiente grafica muestra el rendimiento en base a la permeabilidad frente al
cemento convencional y clase G a densidades equivalentes presentando un menor
peso y mayor rendimiento, cuenta con las siguientes características:
 Temperatura80-450 (ºF)
 Presión de fondo 8000 855.15 (MPa)
 Densidad 8.2-12.5 (lbm/gal) - (0.98 -1.50 g/cc)
 Mezcla de lodo a partir de 1.042 kg/m3 – 1.558 kg/m3 (8.7 lbm/ gal USA – 13
lbm/ gal USA) de densidad para una fácil colocación en zonas débiles.
 Después de la cementación, el cemento proporciona resistencia compresiva
con densidad de 1.893 kg/m3 (15.8 lbm/gal USA).
FlexSTONE
La tecnología de cemento flexible a altas temperaturas es un sistema con

propiedades mecánicas que corresponden con el entorno de estrés de fondo de
pozo, de sellado óptimo en pozos de petróleo y gas para el aislamiento zonal por
medio del cemento fraguado ajustado a los cambios durante la perforación en
relación a temperatura y presión de la formación, producción y abandono.
Figura 22. Comparación de las propiedades físicas sistema flexstone
Fuente: Paper Oilfield Review Schlumberger; 2001.

En la gráfica anterior se muestra el análisis del sistema flexstone frente a cementos
convencionales donde la tecnología FlexsTONE presenta mejores propiedades
críticas como ser el esfuerzo de tensión, módulo de young, fuerza de adherencia y la
baja permeabilidad, cuenta con las siguientes características:
 Temperatura 50-350 (ºF)

 presión de fondo 1.43 – 2.25 gr/cm-s
 Densidad de 10.5 lb/gal
Fibras CemNET
Nuevo sistema de fibras de avanzada usadas en la lechada a ser bombeada frente a
la presencia de pérdidas por fractura, fisuras, cavidades o zonas muy porosas; para
el control de pérdidas de circulación mientras se cementa optimizado para obturar las
fracturas abiertas e aislamiento zonal, presenta un material inerte y fibroso no
reactivo con los fluidos de formación, crean una red física tipo reticular, uniendo y
sellando las zonas de pérdida de circulación. El resultado es la reanudación de la
circulación del cemento durante el tratamiento.
Figura 23. Índice de éxito (Tampen)
Fuente: Schlumberger; “Nueva Tecnología de Cementación- Programa de Entrenamiento Acelerado

para Supervisores de Pozo”.
En la figura anterior se muestra la comparación de las operaciones de cementación
originales, con las mejores prácticas y la aplicación de fibras CemNET los cuales
muestran un índice de éxito alto con la prueba de admisión, donde las fibras
CemNET no reduce la resistencia a la compresión del cemento ni incrementa el
tiempo de espesamiento.
Tabla 11. Parámetro de la fibra cemnet
PARÁMETROS
Temperatura 450 ºF
Densidad 14 ppg
Rendimiento óptimo para fracturas de 0.04 in (1mm)

aperturas
Bombeo a traves de nozzles 8/32 in (6.35mm)
Rangos de concentración 5 a 15 lb/bbl (14 – 42

kg/m3)
Baja reologia < 15 cp
Punto cedente 55 (viscosímetro Fann) 600

-300 rpm
Fuente: Elaboración propia en base a OILFIELD REVIWER;
1.5.2.2. Comparación de propiedades de lechada
En la siguiente taba se realizara la comparación para observar las diferencias entre

los cementos LiteCRETE, FlexSTONE, Fibras CemNET de Schlumberger agregados
en un cemento clase G con un análisis por medio de los parámetros dados por la
empresa. Se realizara la comparación por medio del software RedBook para la
comparación de las propiedades.
Tabla 12. Comparación de tipos de cementos
Cemento parámetros
Temperatura Presión de Gravedad Peso RW Slurry

(ºF) fondo (MPa) especifica saco (Gsl/sk) yield
(lb) (cuft/sk)
Portland 3,18 94 6.47 1.13

clase G
LiteCRETE 80-450 8000 855.15 1,9 94 3.26 1.38
FlexSTONE 50-350 1430 – 2250 2,56 88 4.2 1.11
Fibras 450 3000 1,3 94 4,4 1,7

CemNET
Fuente: Elaboración propia en base a OILFIELD REVIWER; Software RedBook.
En la anterior tabla se puede observar que el cemento convencional portland clase G

posee mayor requerimiento de agua y un menor rendimiento de lechada al igual que
el cemento FlexSTONE.
Los requerimientos de agua para los cementos LiteCRETE y FlexSTONE son

menores lo cual incrementa la viscosidad de la lechada de cemento ocasionando
mayor dificultad en la bombeabilidad, ambos con menor requerimiento en
comparación con el cemento convencional Portland.
El cemento de fibras CemNET posee un mayor requerimiento de agua y rendimiento

de agua es decir se requiere menos sacos de cemento para llegar a un volumen de
lechada deseada ocupado por el cemento, agua de mezcla y aditivos; incrementando
la densidad, viscosidad a resistencia y facilita la bombeabilidad de la
lechada.Además ofrece ventajas con relación a los parámetros que presenta a 450
ºF mayor a 268 ºF temperatura de fondo de la formación y presiones a 300 mega
pascales.
1.5.3. Propuesta de la secuencia operativa de aplicando cemento
1.5.3.1. Cálculo de volumen de pozo
El volumen total de lechada de cemento será la sumatoria de los volúmenes de los

ocho tramos que presenta el pozo SAL-15, el cálculo del volumen se realizara por
tramos en función a los diámetros de hueco abierto, casing y espesor de la formación
a la cual se está estudiando, y el tramo de interés para la determinación del nuevo
volumen del pozo se contemplara la zona de cementación del hook hanger hacia la
base del pozo en el ramal superior con la finalidad de tener el volumen exacto de
cemento a aislar con la fibra CemNET, mediante el software RedBook, software
usado para el cálculo de volúmenes de lechada de cemento además de la
formulación de la misma.
Especificaciones de cañerías bajadas en pozo SAL-15
Con el programa de perforación final se obtiene los datos de las cañerías corridas, el
diámetro de pozo abierto, profundidad alcanzada, conexión; con especificaciones de
diámetros (OD-ID) y peso de tubería.
Tabla 13. Cañerías corridas en pozo SAL - 15
Pozo Ø Cañería TRAMOS PESO GRADO CONEXIO

(lb)
(ft)
OD ID
36 30 0-262.46 234.29 X-56 XLF
24 20 0-4593.18 129.33 X-65 XLF
17 ½ 13 3/8 0-9186.35 68 P-110 SLIJ-II
10 ¾ 0-328.08 65.7 P-110 VAM-TOP

12 1/4
9 5/8 328.08-13802.49 53.5 P-110 VAM-TOP
9¾ 13802.49-14458.66 59.2 S-100;CR-13 NK35B
Rama inferior
8½ 7 14294.61-17956.03 29 P-110;CR13 FOX-K
6 1/8 5 17782.15-17177.97 15 C-95;CR-13 FOX-K
Rama superior
P-110;CR13 FOX-K
8½ 7 14107.61-16154.85 29
C-95;CR-13 FOX-K
6 1/8 5 15977.69-19396.32 15
Fuente: Elaboración propia en base al informe final pozo SAL-15
Primer tramo
Tabla 14. Datos del primer tramo
Tramo Diámetro Cañería criterio

de pozo
(cuft)
(plg)
Diámetro Diámetro Peso Grado Cañería conductora,
externo interno formaciones someras,
(lb)
(plg) (plg) para aislar tramos
superficiales.
0-262.46 36 30 28.5 234.29 X-56
Fuente: Elaboración propia en base al informe final pozo SAL-15

Figura 24.Configuración de la cementación del primer tramo
Fuente: Elaboración propia por medio del software RedBook
Por medio del software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen del
espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing) parte coloreado de verde, así
mismo para el volumen del casing, la suma de ambos resultara en el volumen total.
Tabla 15. Tabla de resultados del primer tramo
Volumen de lechada de cemento tramo 1º
0-262.46 (cuft)
Volumen (diámetro de pozo-casing) 100,79 bbl
Volumen en el casing 207.100 bbl
Volumen total 307.9 bbl

Segundo tramo
Tabla 16. Datos del segundo tramo
Cañería Criterio
Tramo de Diámetro
estudio de pozo
Diámetro Diámetro Peso Grado Cañería para
(cuft) (plg)
externo interno aislar zonas
(lb)
(plg) (plg) de baja
presión y con
pérdida de
0- 24 20 18.75 129.33 X-56 circulación.
4593.17
Figura 25.Configuración de la cementación del segundo tramo
Por medio del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen del
espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing), del tramo 1 y tramo 2 como se
muestra en la figura anterior parte coloreado de verde, así mismo para el volumen del
casing, la suma de ambos resultara en el volumen total.
Figura 26. Tabla de resultados del segundo tramo
0-4593.17 (cuft)
Volumen (diámetro de pozo- 841.26 bbl

casing)
Volumen en el casing 1568.66 bbl
Tercer tramo
Tabla 17. Datos del tercer tramo
Tramo de Diámetro Cañería Criterio

estudio de pozo
(cuft) (plg)
Diámetro Diámetro Peso Grado Cañería para
externo interno (plg) aislar zonas de
(lb)
(plg) alta presión y de
lutitas inestables.
0-9186.35 17.5 13.375 12.415 68 P-10

Figura 27. Configuración de la cementación del tercer tramo
Por medo del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen del
espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing), del tramo 1-2 y 3 como se
muestra en la figura anterior parte coloreado de verde, así mismo para el volumen
del casing, la suma de ambos resultara en el volumen total.
Tabla 18. Tabla de resultados del tercer tramo
0 – 9186.35 (cuft)
Volumen (diámetro de pozo-casing) 1532.84 bbl
Volumen en el Casing 1375.47 bbl

Cuarto tramo
Tabla 19. Datos del cuarto tramo
Tramo de Ø pozo Cañería Criterio

estudio
(plg)
Diámetro Diámetro Peso Grado
(cuft)
externo interno
(lb) Cañería de producción,
(plg) (plg)
aísla formaciones iquiri los
P-10 monos, cubre en lo posible
0-328.08 10.75 9.56 65.7 la arena H0 de la formación
Huamampampa y perforar
P-10
12.25 con menor densidad.
328.08- 9.625 8.5 53.5
13802.49
CR13
13802.49- 9.75 8.6 59.2
14458.66
Figura 28. Configuración de la cementación del cuarto tramo

Por medo del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen del
espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing), del tramo 1-2-3-4 como se
muestra en la figura anterior parte coloreado de verde, así mismo para el volumen
del casing, la suma de ambos resultara en el volumen total.
Tabla 20. Tabla de resultados del cuarto tramo
Volumen de lechada de cemento tramo 4
0 – 328.084 (cuft)
Volumen total (diámetro de pozo-
casing)

610.63 bbl
328.084-13802.49 (cuft)
Volumen total en el Casing

1021.99 bbl
13802.49-14458.66 (cuft)
Volumen total

1632.62 bbl

Rama inferior tramo 5º-6º
Tabla 21. Datos del quinto y sexto tramo

estudio de pozo
(cuft) (plg)
OD (plg) Diámetro Peso Grado Liner de producción
interno (plg) permite aislar niveles
(lb)
H1,H2,H3,H4 de la
formación
Humampampa eh
14294.60- 8.5 7 6.184 29 P- Icla con presencia de
17956.03 110 perdida de circulación
17782.15- 6.125 5 4.408 15 C-95

18188.97
Figura 29. Configuración de la cementación del quinto y sexto tramo

Por medio del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen de
cemento del espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing) de la rama inferior
de los tramos 5 y 6 como se muestra en la figura anterior parte coloreado de verde
para el volumen de cemento en el espacio anular del sexto tramo, así mismo para el
volumen del casing para ambos tramos, la suma de ambos resultara en el volumen
total.
Tabla 22.Tabla De Resultados Del Quinto Y Sexto Tramo
Volumen de lechada de cemento tramo 5º-6º
14294.61-17956.03 (cuft)
Volumen (diámetro de pozo-casing) 53.36 Bbl
Volumen en el Casing 136.02 Bbl
Volumen total 189.38 Bbl
17782.15-18188.97
Volumen en el Casing 9.13 Bbl
Volumen total 13.46 Bbl
Séptimo tramo (Rama superior)

Tabla 23. Datos del séptimo tramo

estudio de pozo
(cuft) (plg)
Diámetro Diámetro Peso Grado Lainer que permite
externo interno aislar los niveles H0,
(lb)
(plg) (plg) H1, H2, H3, H4; de la
formación
Huamampampa
presenta perdida de
14107.61- 8.5 7 6.184 29 P-110
circulación con aporte
16154.85
de gas
Figura 30.Configuración de la cementación del séptimo tramo
Por medo del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen de
cemento del espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing) de la rama superior
del séptimo tramo como se muestra en la figura anterior parte coloreado de verde,
así
mismo para el volumen del casing sección coloreada de verde figura lado derecho, la
suma de ambos resultara en el volumen total.
Tabla 24. Tabla de resultados del séptimo tramo

14107.61-16154.85 (cuft)
Octavo tramo
Tabla 25. Datos del octavo tramo
Tramo de Diámetro Cañería Formación

estudio de pozo
Este lainer permite
(cuft) (plg)
cubrir la formación Icla
Diámetro Diámetro Peso Grado
en la rama superior
externo interno
(lb) llegando a ser la
(plg) (plg)
formación objetivo.
15977.69- 6.125 5 4.408 55 C-95

19396.32

Figura 31. Configuración de la cementación del octavo tramo
Por medo del Software se obtuvieron los siguientes resultados del volumen de
cemento del espacio anular entre (OD del pozo y OD del casing) de la rama superior
del octavo tramo como se muestra en la figura anterior parte coloreado de verde
figura izquierda, así mismo para el volumen del casing sección coloreada de verde
figura lado derecho, la suma de ambos resultara en el volumen total.
Tabla 26. Tabla de resultados del octavo tramo

14107.61-16154.85 (cuft)

Volumen total por tramo
El calculo entre (OD) del open hole y (OD) del casing en pulgadas con respecto a
una altura en (ft) de cada tramo a cementar nos dara el volumen de cemento en
(bbl), en el espacio anular requerido para cada tramo.
El volumen total sera el calculo por tramos, para la zona aislar solo sera considerado
por tramos apartir del volumen de casing. Por medio de la siguiente formula se
realizo el calculo de volumen de cemento para el tarmo de interes (Tramo liner de 7”)
𝑂𝐷𝑂𝐻2 − 𝑂𝐷 𝑐𝑎𝑠𝑖𝑛𝑔2
𝑉4300 𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙 ) = ∗ 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑓𝑡)
1029.4
8.52 − 72
𝑉4300𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙 ) = ∗ 2047.24
1029.4
𝑉4300𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙) = 46.24 [𝐵𝑏𝑙]
Tabla 27. Volumen total entre Open Hole - Casing
OD
TRAMO open hole V (OH-CSG)
ALTURA (FT) (casing)
(m) OD (plg) (plg)
(plg)
80 262,467192 36 30 100,968533
1400 4593,17585 24 20 785,310812
2800 9186,35171 17,5 13,375 1136,55334
0-100 328,08399 12,25 10,75 10,9956262
100-4207 13474,4094 12,25 9,625 751,627992

4207-4407 656,167979 12,25 9,75 35,0585184
RAMA INFERIOR
4357-5473 3661,41732 8,5 7 82,6966706
5420-5544 406,824147 6,125 5 4,94623904
RAMA SUPERIOR
4300-4924 2047,24409 8,5 7 46,2389986
4870-5912 3418,63517 6,125 5 41,5643635
El calculo del (ID) de casing en pulgadas con respecto a una altura en (ft) de cada
tramo a cementar nos dara el volumen de cemento en (bbl), en el casing requerido
para cada tramo.
Por medio de la siguiente formula se realizo el calculo de volumen de cemento para

el tarmo de interes (Tramo liner de 7”), con ID del casing de 6.184”
𝐼𝐷 𝑐𝑎𝑠𝑖𝑛𝑔2
𝑉4300 𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙 ) = ∗ 𝑝𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑓𝑡)
1029.4
6.1842
𝑉4300 𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙) = ∗ 204724
1029.4
𝑉4300 𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙) = 76.05 [𝐵𝑏𝑙]
Tabla 28. Volumen total del casing
OD ID
TRAMO V (CSG)
ALTURA (FT) (casing) (casing)
(m) (bbl)
(plg) (plg)
80 262,467192 30 28,5 207,10023
1400 4593,17585 20 18,75 1568,6695
2800 9186,35171 13,375 12,415 1375,4739
0-100 328,08399 10,75 9,56 29,1284019
100-4207 13474,4094 9,625 8,5 945,72186
4207-4407 656,167979 9,75 8,6 47,1441458
RAMA INFERIOR
4357-5473 3661,41732 7 6,184 136,020394
5420-5544 406,824147 5 4,808 9,13590293
RAMA SUPERIOR
4300-4924 2047,24409 7 6,184 76,0544141
4870-5912 3418,63517 5 4,808 76,7710553

Tabla 29. Volumen total de cemento
TRAMO V (OH-CSG) V (CSG) V total

ALTURA (FT)
(m) (bbl) (bbl) (bbl)
80 262,467192 100,968533 207,10023 308,068763
1400 4593,17585 785,310812 1568,6695 2353,98031
2800 9186,35171 1136,55334 1375,4739 2512,02724
0-100 328,08399 10,9956262 29,1284019 40,1240281
100-4207 13474,4094 751,627992 945,72186 1697,34985
4207-4407 656,167979 35,0585184 47,1441458 82,2026642
RAMA INFERIOR
4357-5473 3661,41732 82,6966706 136,020394 218,717065
5420-5544 406,824147 4,94623904 9,13590293 14,082142
RAMA SUPERIOR
4300-4924 2047,24409 46,2389986 76,0544141 122,293413
4870-5912 3418,63517 41,5643635 76,7710553 118,335419
FUENTE: Elaboración propia
Al volumen total del tramo 4300 m – 4924 m será entonces:
𝑉4300 𝑚−4924𝑚 (𝑏𝑏𝑙) = 46.24 + 76.05 = 122.28 [𝑏𝑏𝑙]

Por medio del software RedBook se pudo coroborar los calculos que permiten
determinar los volumenes totales de cemento requerido para cada tramo, y el tramo
de interes 4300-4924 (m) pertenciente al ramal superior del pozo sal-15, dando un
volume total de 122.28 (bbl), que seran tomados como referencia para el calculo del
numero de sacos para la nueva formulacion de la lechada de cemento propuesta.
1.5.3.2. Formulación de la lechada de cemento de fibras CemNET
Los procedimientos de los equipos especificados y operacionales para la

preparación de lechadas de cemento para pozos en el laboratorio están contenidas
en la norma API RP 10B.
Las pruebas que se deben realizar las cuales, según las condiciones del pozo han
establecido un diseño de lechada de densidad mayor a 10 (lb/gal).
Las pruebas de laboratorio del cemento y material de cementación es una parte

esencial de los procesos de cementación. Las pruebas empiezan con el control del
cemento y el aditivo fabricado, la calidad y continuidad se realizan a través del
diseño de lechadas en el laboratorio.
El tiempo de fraguado debe ser suficiente para preparar la lechada, bombearla al

pozo por circulación hasta dejarla en el extremo inferior de la sarta de trabajo.
1.5.3.3. Prueba de peso de lodo
La balanza para lodos es un dispositivo para medir la densidad del lodo, cemento u
otro fluido o lechada en ppg (lbs/gal) con una precisión de + 0.1 lbs/gal. La balanza
de lodos se compone de un vaso para el lodo de volumen fijo con una tapa en un
extremo de una barra graduada y un contrapeso en el otro extremo. Una pesa
deslizante puede ser movida a lo largo de la barra y una burbuja indica cuando la
barra está a nivel. La lectura de la densidad se toma en el punto donde la pesca
deslizante está posicionada en la barra cuando está a nivel.
Figura 32. Balanza de lodos
Fuente: Laboratorio EUCYT, de Ingeniería Petrolera EMI.
Procedimiento de laboratorio para cálculo de densidad
 En una balanza de laboratorio pesar la cantidad de baritina y/o cemento

requerido para la mezcla.
Figura 33. Peso de masa de cemento
 Determinar la cantidad de agua necesaria ah introducir; el volumen obtenido

en una probeta.
Figura 34. Requerimiento de agua
 Batir la baritina y/o cemento con un volumen necesario de agua durante un

tiempo de 7 minutos.
Figura 35. Mezcla de lechada con aditivos
 Balanza de lodos
1. Colocar el pedestal de base o caja portadora sobre una superficie plana y a nivel.
2. Tomar la muestra de fluido.

3 Transferir la muestra al jarro de la balanza de lodo. Y vertida dentro de la copa de
la balanza de lodos se coloca la tapa roscada, con un movimiento de torsión y
asegurarse de que algo de la muestra de prueba sea expulsado por el agujero de
ventilación de la tapa. Eliminando las burbujas de aire.
Nota: Sumergir la tapa en la muestra de fluido contribuye a un cierre más seguro.
4. Tapar con un dedo el agujero de ventilación y limpiar la balanza con agua, aceite
base, o Solvente. Limpiar cualquier exceso de agua, aceite base, o solvente.
5. Calzar el borde agudo de la balanza en el fulcro de apoyo y equilibrar la balanza

haciendo correr el cursor a lo largo del brazo. La balanza está nivelada cuando la
línea en el vidrio del visor está centrada sobre la Burbuja. Registrar la densidad del
costado del cursor más próximo a la taza de la balanza. Registrar la medición con
precisión de 0.1 lb/gal, 1 lb/pie3, 0.01 g/cm 3, ó 10.0 lb/pulg2 /1,000 pies.
Figura 36. Medida de la densidad de la lechada
Viscosímetro Fann
El viscosímetro Fann es un viscosímetro de indicación directa de tipo rotativo

accionado por un motor eléctrico o una manivela.
Posee dos cilindros concéntricos e cuyo espacio anular esta contenido el fluido. El
cilindro exterior o manguito de rotor es accionada a una velocidad rotacional (RPM)
constante. La rotación del manguito de rotor en el fluido impone un torque sobre el
balancín (BOB) o cilindro interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del
balancín y su desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado al balancín. De
este instrumento se puede obtener la viscosidad plástica usando las indicaciones
derivadas de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM, que son
controladas por la placa de selección de velocidad.
Procedimiento
1. Recoger una muestra de fluido.
2. Colocar la muestra en una taza de viscosímetro termostáticamente controlada.
Nota: Dejar suficiente volumen vacío para el desplazamiento del colgante y la manga.
3. Sumergir la manga del rotor del viscosímetro exactamente hasta la línea marcada.
4. Hacer girar la manga del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener una lectura estable
en el dial. Registrar la lectura del dial (θ600).
5. Hacer girar la manga del viscosímetro a 300 rpm hasta obtener una lectura estable
en el dial. Registrar la lectura del dial (θ300).
6. Revolver la muestra durante 10 a 15 segundos a 600 rpm, y después dejar

reposar el lodo durante 10 segundos.
7. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-
segundos, lbf/100 pies2
8. Revolver nuevamente la muestra durante 10 a 15 segundos a 300 rpm, y después

dejar reposar la muestra sin tocar durante 10 segundos.
9. Registrar la máxima lectura del dial obtenida como resistencia del gel de 10-
segundos, lbf/100 pies2.
Figura 37. Viscosímetro fann
1.5.3.4. Cálculo del peso de lechada (L 2)
Inicialmente se determinara la densidad de la lechada (L 2) por medio de la balanza

de lodos para determinar el peso de un volumen de líquidos.
Se utilizara una mezcla de 500 ml de agua con barita con una densidad de 35.819
lb/gal se toma como dato la densidad del lodo actual del pozo que es de 15.6 lb/gal,
como (lechada 1).
Datos:
Se presenta el dato de la densidad actual de la lechada con la que se cemento inicial

mente que es de 15.6 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑉𝐻2𝑂 = 500 𝑚𝑙
𝜌𝐻2𝑂 = 8.33 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑙𝑏
𝜌𝑏𝑎𝑟𝑖𝑡𝑎 = 4.3 ∗ 8.33 = 35.819 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑔𝑎𝑙
𝜌𝐿1 = 15.6 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
Calculo de la masa de barita
VBa ∗ ρBa + VH2O ∗ ρH2O = VL1 ∗ ρL1
VBa ∗ ρBa + VH2O ∗ ρH2O = ρL1 ∗ (VH2O + VBa)
VBa ∗ ρBa + VH2O ∗ ρH2O = ρL1 ∗ VH2O + ρL1 ∗
VBa VBa ∗ ρBa − ρL1 ∗ VBa = ρL1 ∗ VH2O − VH2O ∗
ρH2O VBa ∗ (ρBa − ρL1) = VH2O ∗ (ρL1 −
ρH2O)
(ρL1 − ρH2O)
VBa = VH2O
(ρBa − ρL)
lb lb
15.6 [ ] − 8.33 [ ]
VBa = 500 [ml] × gal gal
lb lb
35.819 [ ] − 15.6 [ ]
gal gal
VBa = 179.78 [ml]
1 [l] 1 [gal]
VBa = 179.78 [ml] × × = 0.046 [gal]
1000 [ml] 3.875 [l]
mBa = ρBa ∗ VBa
lb
mBa = 35.819 [ ] × 0.046 [gal] = 1.648 [lb]
gal
453.6 [g]
mBa = 1.648 [lb] × = 747.53 [g]
1 [lb]
Se determinó la masa de Barita requerida siendo 747.53 (g) para formular la lechada
con 500 ml de agua, volumen de agua utilizada para que la fase solida de cemento
se disuelva en la fase liquida acuosa así el cemento pueda desplazar la fibra con
éxito.
Figura 38. Mezcla de aditivos
Con ayuda de la balanza de lodos de laboratorio se obtiene la densidad para una

mezcla de 500 ml de agua y 747.53 gramos de barita que es:
𝜌𝐿2 = 10.2 [𝑝𝑝𝑔]
El aditivo químico baritina permite que la mezcla incremente la densidad de la

lechada de cemento, permitiendo una reducción en el tiempo de bombeabilidad
ayudando a controlar las presiones anormales de la formación.
1.5.3.5. Cálculo de la densidad de la lechada con agregados de fibras CemNET
El cemento clase G con fibras CemNET propuesto lleva características acorde al

requerimiento de la formación Huamampampa, con presión y temperatura de 7193
(psi) y 268 (ºF), el cual presenta problemas de presiones anormales,
empaquetamiento, perdida de circulación, por la presencia de micro-fracturas.
Los parámetros dados por la empresa son.
 Temperatura 450 ºF mayor a 268 ºF

 Densidad optima menor a 14 ppg
 Rendimiento óptimo para fracturas de aperturas 0.04 in (1mm)
 Rangos de concentración de 5 a 15 lb/bbl (14 – 42 kg/m3)
 Baja reologia < 15 cp
 Punto cedente 55 (viscosímetro Fann) 600 -300 rpm
Para obtener la cantidad requerida de la lechada de cemento se introducirá 5 (g) de

NaCl con densidad de 35.819 lb/gal mezclado en 250 ml de agua, para lograr que la
cementación tenga una leve retardación en la reacción y para permitir controlar el
flujo de reo logia; se tomara la densidad de la lechada de cemento (L 2) como dato
para la obtención de la nueva densidad de la lechada con fibras CemNET.
Obtención de la lechada
Datos para la formulación de la nueva lechada de cemento, con datos de la densidad

obtenidos anteriormente con el uso de la balanza de lodos.
𝑉𝐿2 = 250 𝑚𝑙
𝜌𝐻2𝑂 = 8.33 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑙𝑏
𝜌𝑁𝑎𝐶𝑙 = 4.3 ∗ 8.33 = 35.819 𝑙𝑏/𝑔𝑎𝑙
𝑔𝑎𝑙
𝜌𝐿2 = 10.2 [𝑝𝑝𝑔]
VL2 ∗ ρL2 + VNaCl ∗ ρNaCl = VCemNET ∗ ρCemNET
VCemNet = VL2 + VNaCl
VL2 ∗ ρL2 + VNaCl ∗ ρNaCl = ρCemNET ∗ (VL2 + VNaCl)
VL2 ∗ ρL2 + VNaCl ∗ ρNaCl = ρCemNET ∗ VL2 + ρCemNet ∗
VNaCl VL2 ∗ ρL2 − ρCemNET ∗ VL2 = ρCemNET ∗ VNaCl − VNaCl ∗
ρNaCl VL2 ∗ (ρL2 − ρCemNET) = VNaCl ∗ (ρCemNET −
ρNaCl)
(ρL2 − ρCemNET)
VNaCl = VL2
(ρ CemNET − ρNaCl)
lb lb
10.2 [ ] − 14 [ ]
VNaCl = 250 [ml] × gal gal
lb lb
14 [ ] − 16 [ ]
gal gal
VNaCl = 475 [ml]
El volumen total de cemento con agregados de fibra por pruebas de laboratorio será
entonces:
VCemNET = VL2 + VNaCl VCemNET
= 250 [ml] + 475[ml ]
VCemNET = 725 [ml]

1 [l] 1 [gal]
VCemNET = 725[ml] × × = 0.187 [gal]
1000 [ml] 3.875 [l]
mCemNET = ρCemNet ∗ VCemNET
lb
mCemNET = 14 [ ] × 0.187 [gal] = 2.618 [lb]
gal
453.6 [g]
mCemNET = 2.618 [lb] × = 1187.52 [g]
1 [lb]
Se determinó la masa requerida de cemento con fibras CemNET de 1187.52 (g) para
formular la lechada con 250 ml de agua y batirla durante un periodo de 7 minutos.
Con ayuda de la balanza de lodos se pudo obtener la densidad de la lechada de
cemento con fibras CemNET siendo 10.1 (ppg). Que permite regular el tiempo de
fraguado de la lechada de cemento.
𝜌CemNET = 10.1 [𝑝𝑝𝑔]
La densidad final de la lechada de cemento aplicada al pozo será entonces:
𝜌𝐶𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = 𝜌𝐿2 + 𝜌CemNET
𝜌𝐶𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = 10.2 [𝑝𝑝𝑔] + 10.1 [𝑝𝑝𝑔]

𝜌𝐶𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 = 20.3 [𝑝𝑝𝑔]
Con el viscosímetro Fann se pudo obtener las siguientes lecturas:
@ 600 RPM = 7
@ 300 RPM = 4
𝑃𝑉 (𝑐𝑃) = ∅600 − ∅300
𝑃𝑉 (𝑐𝑃) = 7 − 4 = 3 [𝑐𝑝]
La densidad final de lechada de cemento con fibras CemNET será 20.3 (ppg),
densidad alta requerida para regular el tiempo de fraguado de la lechada de
cemento, una reducción en el tiempo de bombeabilidad ayudando a controlar las
presiones anormales de la formación.
1.5.3.6. Calculo de la concentración, agua necesaria y rendimiento de la

lechada
En la siguiente tabla se muestra la formulación de la lechada propuesta compuesta

por un cemento clase G, considerando que un saco de cemento tiene 94 lb por saco,
con RW de 5 gal/ sk, para la barita 1.3 gal/sk y para la sal un valor de RW de 0
gal/sk, el cual no se toma en cuenta por su valor. Obteniendo RW de lechada de 6.3
gal/sk.
Barita:
1 [𝑙𝑏]
𝑚𝐵𝑎 = 747.53 [𝑔] × = 1,65 [𝑙𝑏]
453,69 [𝑔 ]
Cloruro de sodio:
1 [𝑔𝑎𝑙] 1 [𝑙]
𝑉𝑁𝑎𝐶𝑙 = 475 [𝑚𝑙 ] × × = 0,12 [𝑔𝑎𝑙]
3,785 [𝑙] 1000 [𝑚𝑙]
[𝑙𝑏] [𝑙𝑏]
𝑚 = 747.53 [𝑔] × 16 = 2 [𝑔] × 1 = 4.40𝑋10−3 [𝑙𝑏]
𝑁𝑎𝐶𝑙
1 [𝑔] 453.69 [𝑔]
1 [𝑔𝑎𝑙] 1 [𝑙]
𝑉𝑇 = 725 [𝑚𝑙 ] × × = 0,19 [𝑔𝑎𝑙
3,785 [𝑙] 1000 [𝑚𝑙]
Tabla 30. Balance de materia
COMPONENTE GRAVEDAD PESO Volumen Concentración

ESPECIFICA absoluto (gal/sk)
(lb/sk)
(gal/lb)
Cemento clase 3.2 94 0.03841 3.5908

G
Aditivo A 4.3 1.65 0.0516 0.08514

(Barita)
Aditivo B (NaCl) 1.92 4.40𝑋10−3 0.0230 1.012𝑋10−4
Agua 8.33 * x 0.19 X
Total 250+8.33*x 3.676 + x
Tomando la densidad obtenida en pruebas de laboratorio de 20.3 [lb/gal]
𝑙𝑏
20.3 [ ] = (250 + 8.33 ∗ 𝑥)[𝑙𝑏/𝑠𝑥]
𝑔𝑎𝑙 (3.676 + 𝑥)[𝑔𝑎𝑙/𝑠𝑘]
Despejando el valor de “x” el resultado que se obtiene es el porcentaje de agua

necesario para esta lechada de 15.2 [gal/sk].
Volumen de componente: 3.676 + 15.2 = 18.876 [gal/sk]
𝑣𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑐𝑜𝑚𝑝𝑜𝑛𝑒𝑛𝑡𝑒
𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 =
7.48 [𝑔𝑎𝑙/𝑐𝑢𝑓𝑡]
18.876 [𝑔𝑎𝑙/𝑠𝑘]
𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = = 2.52 [𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑠𝑘]
7.48 [𝑔𝑎𝑙/𝑐𝑢𝑓𝑡]
𝑐𝑢𝑓𝑡 1 [𝑔𝑎𝑙]
𝑟𝑒𝑛𝑑𝑖𝑚𝑖𝑒𝑛𝑡𝑜 = 2.52 [ ]∗ = 18.85 [𝑔𝑎𝑙/𝑠𝑘]
𝑠𝑘 0.133681 [𝑐𝑢𝑓𝑡]
El rendimiento de cemento de fibras CemNET, será alto debido a la distribución de
partículas.
- Número total de sacos:
Se tomara como referencia el volumen total del tramo liner de 7” inicial de 5135.76
(gal) para el cálculo como referencia del número de sacos de cemento de fibras
CemNET.
5135.76 [𝑔𝑎𝑙]
número 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑐𝑜𝑠 = = 272 [𝑠𝑘]
18.85[𝑔𝑎𝑙/𝑠𝑘]
Se obtendrán 272 (sk) de cemento de fibras CemNET como referencia requeridos

para la cementación del Hook Hanger hacia la base del pozo en el ramal superior del
octavo tramo, con el fin de determinar el número de sacos con la fibra en base a
experiencia de campo y el dato obtenido.
Tabla 31. Tabla de resultados de la lechada de cemento propuesto
RESULTADOS
𝝆𝐜𝐞𝐦𝐞𝐧𝐭𝐨 20.3 [ppg]
Requerimiento de agua (RW) 6.3 [gal/sk]
Rendimiento 18.85 [gal/sk]
Numero de sacos 272 [sk]

1.5.4. Diseño del estado final de la cementación forzada
1.5.4.1. Técnica con Herramienta - Empacador con Tubería de Cola
La cementación forzada con empacador con tubo de fondo implica el uso de un

empacador recuperable (DLT o PosiTrieve) para aislar la parte superior de la tubería
de revestimiento y el cabezal de pozo de la presión de cementación forzada.
Este método se utiliza cuando existen dudas sobre la integridad de la tubería de

revestimiento (en pozos viejos) y cuando es necesario colocar la lechada en un
intervalo largo, en una tubería de revestimiento partida o en un liner con
perforaciones abiertas por debajo de la zona de tratamiento.
El tubo de fondo se utiliza para garantizar una buena colocación de la lechada en la

zona; además, permite asentar un tapón mecánico en un liner para cementar el
colgador del liner o perforaciones o fugas en la tubería de revestimiento anterior.
Figura 39. Cementación forzada con empacador con tubo de fondo
Fuente: Programa de Entrenamiento Acelerado Para Supervisores de Pozo; Schlumberger.

A continuación, se indica el procedimiento típico a seguir en una operación de
cementación
Figura 40. Procedimiento de cementación forzada con empacador con tubo de fondo
Fuente: Weel cementing erikBnelso Schlumberger.
 Aísle cualquier perforación abierta por debajo de la zona de tratamiento.

 Corra el empacador recuperable en el pozo. El extremo del tubo debe llegar
hasta la parte inferior de la zona.
 Asiente el empacador y lleve a cabo la prueba de inyección.
 Libere el empacador.
 Coloque un tapón de cemento balanceado a través de la zona.
 Levante el empacador hasta que el extremo del tubo de fondo quede situado
encima del tope del tapón de cemento.
 Asiente el empacador.
 Inyecte la lechada en la zona hasta alcanzar la presión de cementación
forzada final; deje 1 bbl de lechada en la tubería de revestimiento por encima
de la parte superior de la zona.
 Libere el empacador.
 Reverse el exceso de lechada.
 Vuelva a asentar el empacador y vuelva a aplicar la presión de cementación
Forzada.
 Espere a que el cemento fragüe.
Empacadores recuperables (DLT y PosiTrieve)
Se trata de un tipo de empacadores que se corren y recuperan con una sarta de

tubería o de producción, a diferencia de los empacadores permanentes, que se fijan
en la tubería de revestimiento o liner antes de insertar la sarta de
Producción. Los empacadores se asientan por rotación en la superficie y luego se

aplica peso para expandir los elementos de sello. Es posible hacer circulación del
fluido sin liberar el empacador mediante la apertura y cierre de un bypass que lleva
incorporado o corriendo una herramienta de bypass justo encima de él.
Normalmente, por debajo del empacador se introduce un tubo de fondo con el fin de
facilitar una mejor colocación de la lechada en la zona. El diseño de una
cementación forzada se debe hacer evitando que el cemento quede alrededor del
empacador, ya que esto podría hacer que fallara el trabajo; la utilización del tubo de
fondo hace que el empacador esté bien separado de la lechada evitando que esto
ocurra.
Figura 41. Empacadores recuperables (Positrieve)
Fuente: Weel cementing erikBnelso Schlumberger.

1.5.4.2. Calculo del número de sacos y volumen de agua de relleno y de cola
Para la cementación forzada con la técnica por herramientas, con empacador

PosiTrieve con tubería de cola para aislar el intervalo disparado en tubería de
revestimiento de 7” de diámetro externo con peso de 29 libras, grado P-110;CR13,
con una conexión en FOX-K en donde el intervalo abierto es de 4750 m - 4730 (m)
en donde el número de sacos de cemento CemNET para el trabajo será de 100 sk,
que se calculó en base a la experiencia de este campo y tomando como referencia
en número de sacos totales para el tramo del liner de 7” de 272 (sk).
 Número de sacos requeridos para la lechada de relleno
𝑁º𝑆𝑘 𝑟𝑒𝑙𝑙𝑒𝑛𝑜 = 𝑁º𝑠𝑘 ∗ 0.80
𝑁º𝑆𝑘 𝑟𝑒𝑙𝑙𝑒𝑛𝑜 = 100 [𝑠𝑘] ∗ 0.80 = 80 [𝑠𝑘]
 Número de sacos requeridos para la lechada de cola
𝑁º𝑆𝑘 𝑐𝑜𝑙𝑎 = 𝑁º𝑠𝑘 ∗ 0.20
𝑁º𝑆𝑘 𝑐𝑜𝑙𝑎 = 100 [𝑠𝑘] ∗ 0.20 = 20 [𝑠𝑘]
 Volumen de agua requerida para la lechada de relleno
𝑽 = 𝑁º𝑆𝑘 𝑟𝑒𝑙𝑙𝑒𝑛𝑜 ∗ 𝑅𝑊
gal
V = 80 [sk] ∗ 6.3 ] = 504[gal]
[ sk
V = 12 [bbl]
 Volumen de agua requerida para la lechada de cola
𝑽 = 𝑁º𝑆𝑘 𝑐𝑜𝑙𝑎 ∗ 𝑅𝑊
gal
V = 20 [sk] ∗ 6.3 ] = 126 [gal]
[ sk
V = 3[bbl]
 Calculo del volumen de lechada

1.15 [𝑐𝑢𝑓𝑡] 1 [𝑏𝑏𝑙]
100 [sk] ∗ ∗ = 20.48 [𝑏𝑏𝑙]
1 [𝑠𝑘] 5.6146 [𝑐𝑢𝑓𝑡]
 Calculo de agua de mezcla

4.97 [𝑔𝑎𝑙] 1 [𝑏𝑏𝑙]
∗ 100 [sk] ∗ = 11.83 [𝑏𝑏𝑙]
1 [𝑠𝑘 ] 42 [𝑔𝑎𝑙 ]
Tabla 32.Resultados del número de sacos volumen de agua de relleno y de cola
Nº sacos totales 100 [sk]
Nº sacos de 80 [sk]
relleno
Nº sacos de cola 20 [sk]
RW para lechada 12 [bbl]

de relleno
RW para lechada 3 [bbl]

de cola
Volumen de 20.48 [bbl]

lechada
Agua de mezcla 11.83 [bbl]
Se utilizara una tubería de cola o producción de 2 7/8”, grado P -105 de 6.5 lb/ft
hasta la superficie, con cemento de fibras CemNET con una densidad total de 20.3
(lb/gal) aplicadas al pozo obtenida por medio de pruebas de laboratorio, con un fluido
de terminación a base de CaCL2 con densidad optima de (9.5 lb/gal) dato obtenido
por
(tablas) debido a que se requiere una menor densidad por la elevada temperatura en
la formación, y un gradiente de fractura de 0.6 (psi/ft).
Datos:
Tabla 33.Tabla de datos tramo 4730- 4750 (M)
Tramo 4730 - 4750 (m)
Intervalo de baleos 20 (m) - 66 (ft)
Tubing 2.875” ID 𝜌𝑠𝑎𝑙𝑚𝑢𝑒𝑟𝑎 9.5 lb/gal
Casing 7” OD - 6.184” ID 𝜌𝑐𝑒𝑚𝑒𝑛𝑡𝑜 𝐶𝑒𝑚𝑁𝐸𝑇 20.3 lb/gal
Open hole 8.5 OD Gradiente de fractura 0.6 psi/ft
Datos Tubing y Casing
Cuft/ft Bbl/ft
Ct 0.022 0.004
Ca 0.16 0.029
Cc 0.21 0.037
Calculo de la altura del tapón con tubería
𝑉 [𝑐𝑢𝑓𝑡]
𝐻𝑝 =
𝐶𝑡 + 𝐶𝑎 [𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑓𝑡]
115[𝑐𝑢𝑓𝑡]
𝐻𝑝 =
0.022 + 0.163 [𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑓𝑡]
𝐻𝑝 = 621.62 [𝑓𝑡]
Calculo de la altura del tapón sin tubería
𝑉 [𝑐𝑢𝑓𝑡]
𝐻𝑝 =
𝐶𝑐 [𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑓𝑡]
115[𝑐𝑢𝑓𝑡]
𝐻𝑝 = = 555.55 [𝑓𝑡]
0.207 [𝑐𝑢𝑓𝑡/𝑓𝑡]
Calculo de la longitud de la tubería de cola
𝐻𝑡 = 𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑎𝑝𝑜𝑛 + 𝑎𝑔𝑢𝑎 𝑝𝑜𝑟 𝑑𝑒𝑙𝑎𝑛𝑡𝑒 + 𝑓𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑
12 [𝑏𝑏𝑙] 1
𝐻𝑡 = 433.96 [𝑓𝑡] + +
0.029 [𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡] 0.029 [𝑏𝑏𝑙/𝑓𝑡]
𝐻𝑡 = 581.47 [𝑓𝑡]
Calculo del volumen de desplazamiento
𝑉𝑝 = (𝑝𝑟𝑜𝑓. 𝑑𝑖𝑠𝑝𝑎𝑟𝑜𝑠 𝑖𝑛𝑓𝑒𝑟𝑖𝑜𝑟𝑒𝑠 − 𝐻𝑝) ∗ 𝐶𝑡 − 𝑊𝑐𝑜𝑙𝑎 − 𝑚𝑎𝑟𝑔𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑔𝑢𝑟𝑖𝑑𝑎𝑑
𝑏𝑏𝑙
𝑉𝑝 = (15583 [𝑓𝑡] − 621.62[𝑓𝑡]) ∗ 0.004 ] − 3[𝑏𝑏𝑙] − 0.5 [𝑏𝑏𝑙]
[ 𝑓𝑡
𝑉𝑝 = 56.34 [𝑏𝑏𝑙]
Calculo de la profundidad del empacador
Pemp = prof de disparos inferiores − Hp − H agua en casing − Ht
15 [𝑏𝑏𝑙]
Pemp = 15583 [ft] − 555.55[ft] − − 581.47 [𝑓𝑡]
0.0371 [
𝑏𝑏𝑙
]
𝑓𝑡
Pemp = 14042 [ft]
Calculo del volumen de desplazamiento total
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = (𝑎𝑙𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑡𝑎𝑝𝑜𝑛 sin 𝑡𝑢𝑏𝑒𝑟𝑖𝑎 − 𝑙𝑜𝑛𝑔𝑖𝑡𝑢𝑑 𝑧𝑜𝑛𝑎) ∗ 𝐶𝑐 − 1[𝑏𝑏𝑙]
𝑏𝑏𝑙
𝑉𝑡𝑜𝑡𝑎𝑙 = (555.55 [𝑓𝑡] − 65 [𝑓𝑡]) ∗ 0.037 [ ] − 1[𝑏𝑏𝑙]
𝑓𝑡
Vtotal = 17.15 [bbl]
Tabla 34. Resultados del diseño de la cementación forzada
Altura del tapón con tubería 𝟔𝟐𝟏. 𝟔𝟐 [ft]
Altura del tapón sin tubería 555.55 [ft]
Longitud tubería de cola 581.47 [ft]
Volumen de desplazamiento 56.34 [bbl]
Profundidad del empacador 14042 [ft]
Volumen de desplazamiento total 17.15 [bbl]
Figura 42. Diseño final de la cementación forzada

Análisis:
En la anterior tabla se muestra los resultados de los cálculos efectuados obteniendo

una longitud de tubería de cola de 581.47 (ft), desde la altura del packer ubicado al
tope de 14042 (ft) – 4280 (m) ; con un volumen de desplazamiento inicial de 56.34
(bbl) desde los disparos inferiores a la altura del tapón con tubería dentro del espacio
anular del casing, y por último el volumen total de desplazamiento 17.15 (bbl) este
volumen desplazado será igual al volumen de lechada de cemento de fibras
CemNET dentro la longitud de la zona de 66 (ft) (zona con baleos), para el óptimo
aislamiento zonal.
Calculo del tiempo de bombeo
Volumen de la lechada
𝑉𝐿 = 17,15[𝑏𝑏𝑙]
En galones:
42[𝑔𝑎𝑙]
𝑉𝐿 = 17,15[𝑏𝑏𝑙] ∗
1[𝑏𝑏𝑙]
𝑉𝐿 = 720.3[𝑔𝑎𝑙]
Flujo de bomba
𝑉𝐿 = 632[𝑔𝑎𝑙/𝑚𝑖𝑛]
Tiempo de bombeo
1[𝑚𝑖𝑛]
𝑡𝐷 = 720.3[𝑔𝑎𝑙] ∗
632[𝑔𝑎𝑙 ]
𝑡𝐿 = 1,14[𝑚𝑖𝑛]
Volumen tramo 13 3/8”
(12,25)2
𝑉1 = ∗ 14107,61[𝑓𝑡]
1029,4
𝑉1 = 2056,56[𝑏𝑏𝑙]
En galones:
42[𝑔𝑎𝑙]
𝑉𝐿 = 2056,56[𝑏𝑏𝑙] ∗
1[𝑏𝑏𝑙]
𝑉𝐿 = 86375,52[𝑔𝑎𝑙]
Flujo de bomba
Tiempo de bombeo
1[𝑚𝑖𝑛]
𝑡𝐷 = 86375,52[𝑔𝑎𝑙] ∗
632[𝑔𝑎𝑙 ]
𝑡1 = 136,67[𝑚𝑖𝑛]
Volumen tramo 7”
(6,538)2
𝑉1 = ∗ 1870,079[𝑓𝑡]
1029,4
𝑉1 = 77,65[𝑏𝑏𝑙]
En galones:
42[𝑔𝑎𝑙]
𝑉𝐿 = 77,65[𝑏𝑏𝑙] ∗
1[𝑏𝑏𝑙]
𝑉𝐿 = 3261,3[𝑔𝑎𝑙]
Flujo de bomba
Tiempo de bombeo
1[𝑚𝑖𝑛]
𝑡𝐷 = 3261,3[𝑔𝑎𝑙] ∗
632[𝑔𝑎𝑙 ]
𝑡2 = 5,16[𝑚𝑖𝑛]
Tiempo total de bombeo
𝑡𝑇 = 𝑡𝐿 + 𝑡1 + 𝑡2
𝑡 𝑇 = 1,14[𝑚𝑖𝑛] + 136,67[𝑚𝑖𝑛] + 5,16[𝑚𝑖𝑛]
𝑡𝑇 = 142,97[𝑚𝑖𝑛]
Se requerirán 142.29 (min) para cementar el espacio anular del diámetro externo del
casing a la formación. En una longitud de baleo de 66 ft, se deberá dejas fraguar el
cemento durante un periodo recomendado de 20 minuto después de cementar el
tramo.
1.5.4.3. Calculo de la presión hidrostática

fluido Gravedad Volume longitud (ft) Presión
 Calculoespecifica
de la presión hidrostática al principio del forzamiento
n (bbl) hidrostática
(ppg) (psi)
Salmuera 9.5 15518 - 488.51 - 405 = 14624 7224
Agua 8.3 15 (15/0.037) = 405 174
Cemento 20.3 20.48 (20.48/0.037)-66 = 488.51 515
total 7913
- Calculo de la presión hidrostática al final del forzamiento
fluido Gravedad Volumen longitud (ft) Presión

especifica (bbl) hidrostática
(ppg) (psi)
Salmuera 9.5 15518 - 27- 405 = 15086 7452
Agua 8.3 15 (15/ 0.037) = 405 174
Cemento 20.3 1 (1/0.037) = 27 28
total 7654
96
- Calculo de la presión máxima permitida en superficie (MASP)
ETAPA Vol. Salm. (bbl) P. fractura P. hidr. (psi) P seguridad MASP (psi)
(psi) (psi)
Inicio 0 9310 7913 200 1197
final 17.15 9310 7654 200 1456
Análisis de resultados:
La presión a la cual se fractura la formación será de 9310 (psi), en donde por medio
de los cálculos realizados se obtuvo la presión hidrostática al inicio y final del
forzamiento obteniendo 7913 (psi) y 7654 (psi) para bombear 17.15 (bbl), en función
de la longitud de la columna, volumen a desplazar y densidad de la lechada de
cemento, salmuera y agua, donde se observa que no se supera la presión de
fractura es decir no existe riesgo de presentarse una falla mecánica en la formación,
por lo que la lechada de cemento de fibras CemNet con densidad de 20.3 (ppg)
proporciona un óptimo sello entre el casing y la formación con el control de presiones
anormales. Con una presión máxima permisible en superficie para los equipos de
superficie a trabajar será de 1197 y 1456 (psi), al inicio final del forzamiento.
97
1.6. Conclusiones
La presión a la cual se fractura la formación será de 9310 (psi), en donde por medio
de los cálculos realizados se obtuvo la presión hidrostática al inicio y final del
forzamiento obteniendo 7913 (psi) y 7654 (psi) para bombear 17.15 (bbl), en función
de la longitud de la columna, volumen a desplazar y densidad de la lechada de
cemento, salmuera y agua, donde se observa que no se supera la presión de
fractura es decir no existe riesgo de presentarse una falla mecánica en la formación,
por lo que la lechada de cemento de fibras CemNet con densidad de 20.3 (ppg)
proporciona un óptimo sello entre el casing y la formación con el control de presiones
anormales. Con una presión máxima permisible en superficie para los equipos de
superficie a trabajar será de 1197 y 1456 (psi), al inicio final del forzamiento.
Bibliografía
Álvarez Herrera, María Camila,“Evaluación de los resultados de cementación

de la sección intermedia de un pozo inyector de un campo en la cuenca llanos
orientales por medio de la simulación del uso de la tecnología cabeza rotativa
de cementación”, Bogotá, Colombia; 2016.
Arturo Mendoza Aguilar y Ricardo Pichardo Hernández:” Perforación

Horizontal”, Tesis para obtener el título de Ingeniero Petrolero, Facultad de
Ingeniería, UNAM, Enero 2000.
Albarrán flores Diego;“Cementación de pozos petroleros en aguas profundas”;

2012
Correa Salgado, Edgar Alejandro, “Estudio de pozos candidatos para realizar

cementación forzada en los pozos del campo SHUSHUFINDI de EP
Petroecuador”, Quito,Ecuador; 2012.
Repsol; “Metodología en operaciones de cementación primaria y forzada

utilizando nuevas tecnologías”, Ecuador; 2009.

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PROPUESTA DE CEMENTACION FORZADA EN EL

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1.2.1 Identificación Del Problema

La mala cementación es afectada por equipos inadecuados durante el proceso de

La migración de gas y condensado afecta los cuerpos H0 y H1, de la formación

Figura 1. Diagrama de ishikawa

Fuente: Elaboración propia

¿La mala adherencia de la cementación primaria por las micro-fracturas en la

1.3.1 Objetivo General

Realizar la cementación forzada aplicando fibras CemNet para el aislamiento zonal

1.3.2 Objetivos Específicos

 Diagnosticar la información de la secuencia estratigráfica del pozo SAL-15.

1.4.1. Conceptos básicos

Los parámetros que se consideran de utilidad en esta clasificación pueden dividirse

 presión, temperatura, relación gas-aceite, gravedad API y color de líquido en

2.- Aquellos que se obtienen en el laboratorio usando muestras representativas del

Dependiendo del estado en que se encuentre inicialmente la mezcla de

El comportamiento de los fluidos de los yacimientos durante su vida productiva es

Tabla 1. Clasificación De Los Yacimientos En Base A Los Hidrocarburos Que Contienen.

Fuente: Elaboración propia

Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.

1.4.1.1. Comportamiento de la RGA Y Gravedad API.

Figura 3. Evolución de la RGA y gravedad api en el tiempo

Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.

1.4.1.2. Tipos de pozos.

Los pozos están generalmente clasificados como pozos exploratorios, pozos

Son aquellos que se perforan en busca de incorporación de hidrocarburos, y con la

Son perforados para determinar la extensión de un campo o el alcance de ésta área.

 Pozos de Desarrollo o Pozos Productores.

Son perforados en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.

La perforación direccional es el proceso de dirigir el pozo a lo largo de una

1.4.1.4. Elementos de un perfil direccional (Véase Fig.4)

 El punto de Desviación (KOP). - Esta localizado a una profundidad bajo la

Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.

Perfiles básicos de pozos

 B & H: (building and holding) construir y mantener

Figura 5. Perfiles básicos de pozos.

Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.

El primer paso en la planeación de cualquier pozo direccional es diseñar la

Figura 6. Agujero piloto

Fuente: Facultad de Ingeniería, UNAM, Enero 2000.

1.4.1.6. Definiciones relacionadas con la Perforación Direccional.

 Profundidad desarrollada/PD (Measured depth/MD)