Published: 07/08/2008
Published: 07/08/2008
El objetivo del operador era lograr una tasa de producción sostenida de 6.8 millones m3/d [240 MMpc/D] en tres pozos ubicados en un yacimiento de arenisca, con un presupuesto limitado para las operaciones de terminación. El objetivo requería un procedimiento de diseño de pozos diferente al utilizado en otros desarrollos HPHT del Mar del Norte, donde la acumulación de presión en el espacio anular cementado a menudo representa un problema.
Los perforadores necesitaban encontrar una aplicación que eliminara esta posibilidad de acumulación de presión, que podía causar problemas de monitoreo en un pozo submarino con presión en boca de pozo o bien requerir la implementación de tratamientos de remediación costosos.
Se utilizó el sistema avanzado de cemento flexible para condiciones de alta temperatura FlexSTONE HT a fin de crear un sello permanente por encima de la formación HPHT. Schlumberger propuso utilizar los cementos FlexSTONE HT por su naturaleza flexible y su estabilidad en condiciones de alta temperatura. El software CemSTRESS proporcionó las herramientas adicionales de diseño. El modelado del desplazamiento demostró ser crucial para la efectividad de las fases de planeación y ejecución.
Conforme al diseño, se colocaron 305 m [1 000 pies] de 1 941 kg/m3 [16.2 lbm/galón] de cemento FlexSTONE HT a través de la interfase de la formación de alta presión, para proporcionar efectivamente un sello hermético completo con un agente de expansión detrás de la sarta de tubería de revestimiento de producción. La inclusión del agente de expansión fue diseñada como medida de mitigación frente a la formación de micro espacios anulares durante las operaciones de pruebas de presión de la tubería de revestimiento.
El operador utilizó además un sistema FlexSTONE HT más pesado para cementar la tubería de revestimiento corta de producción (liner) HPHT. Esto brindó el control necesario en la zona de producción y proporcionó un cemento flexible hermético a temperatura de hasta 193ºC [380ºF].
Ambas sartas cementadas con el cemento FlexSTONE HT fueron sometidas a pruebas de presión hasta un valor de 69 MPa [10 000 psi] y a una prueba de caída de presión por encima de 41 MPa [6 000 psi] sin que se observaran indicaciones de fallas del revestimiento de cemento.
El éxito del procedimiento de cementación de pozos HPHT puede medirse por la falta de espacios anulares presionados a lo largo de dos años de operación. Comparado con otros desarrollos HPHT del Mar del Norte, este campo constituyó la primera experiencia de simultaneidad de las operaciones de perforación y producción con niveles comprobados de agotamiento de hasta 11 MPa [1 600 psi], y sin ningún problema de integridad de pozo que afectara la producción. Este diseño, que además mantuvo las operaciones por debajo del presupuesto, fue la base sobre la cual se logró un mejor desempeño de perforación en su clase.
Comparado con los desarrollos HPHT del Mar del Norte, este campo constituyó la primera experiencia de simultaneidad de las operaciones de perforación y producción con niveles comprobados de agotamiento de hasta 11 MPa [1 600 psi], y sin ningún problema de integridad de pozo que afectara la producción.
Desafío: Obtener una tasa de producción sostenida de los pozos complejos de un campo del sector británico del Mar del Norte mediante la creación de un sello permanente por encima de una formación de alta presión y alta temperatura (HPHT).
Solución: La naturaleza flexible y la estabilidad del cemento FlexSTONE HT en condiciones de alta temperatura, con las herramientas adicionales de diseño que utilizan el software CemSTRESS, ayudaron a mitigar los problemas potenciales de acumulación de presión.
Resultados: Después de dos años de operación, ninguno de los tres pozos experimentó interrupciones de la producción ni mostró indicaciones de fallas del aislamiento zonal.
