Pozo Horizontal

CEMENTACION DE CEMENTACION DE POZOS POZOS

HORIZONTALESHORIZONTALES

Kellyville Training CenterMP # 231M108

2Cementación Horizontal

Cementacion en Pozo Horizontal

Requirimientos para Cementar Casings Desplazamiento de Lodo Diseño de Lechada Accesorios de Casing y Herramientas Casos Historicos Claves para Cementacion de Pozo Horizontal


Diferencias del Pozo Vertical Welbore es menor Diseño de Remocion de Lodo es mas dificil BHCT es mayor y puede acercarse de BHST Largos Intervalos Requiere Buen Control de Filtrado Agua Libre Resultara en Canales Continuos Decantacion de Solidos Resulta en Cutting Bed


Configuracion Pozo Horizontal

Radio Corto Radio Mediano Radio Longo

15o to 30o/10 ft

20 to 50 ft

1000 ft5000 ft

8o to 20o/100 ft

300 ft

3o to 8o/100 ftBetween

1000/2000 ft

> 10,000 ft


Requirimientos para Cementacion

Mayoria de Pozos Horizontales son Completados a Pozo Abierto:

– Integridad del Reservorio es buena– Completado con Liner Ranurado, Liner Pre-Perforado o Pre-

Packed Screen.– Casing anterior Debe Estar Bien Cementado

Cementar Pozos Horizontales Si:– Formaciones Debiles o Inconsolidadas– Tratamiento de Estimulacion son Antecipados– Control Direcional del Welbore es Inadequado– Pozo Corta Varias Zonas– Problemas de Cono Agua/Gas son Antecipados– Tratamientos Secundarios (Squeeze) Son Antecipados


b. Slotted Liner

Completacion Tipica

b. Slotted Liner Capa Gas

Tapon Polimera Croslincado

Liner Cementado y Disparado

Liner Cementado Fuera del Fondo Aislando Capa de Gas


Completacion Tipica (2)

b. Slotted Liner

ZONA GAS External Casing Packer

Slotted Liner

Swivel with Port Collar

Combination ranurado y liner cementado

b. Slotted Liner

ZONA GAS

Liner Ranurado


Factores para Cementacion de Exito

Geometria del Agujero Propiedades del Lodo Remocion de Lodo Diseño Lechada Cemento Ejecucion del Trabajo


Geometria del Agujero

Zig zag Espiralado Pata de Perro

Eccentricidad Casing

Capa de Solidos DF

Keyseats and Washouts

Eliptical Hole


Propiedades del Lodo (1) Escoja el Lodo para::

– Evitar Daño al Reservorio

– Asegurar Estabilidad del Agujero Mantener Pozo Controlado Prevenir Colapso del Agujero Mantener Pozo en Calibre

– Optimizar Transportes de los Ripios Bajar Casing sin Problemas Minimizar Canalizacion en la Vaina del Cemento Prevenir exceso de Torque y Dogleg

– Eficiencia de Desplazamiento Efectivo transportando Solidos


Propiedades del Lodo (2) Optimizar Ty y PV para controlar asentamiento de solidos

– Condiciones Estaticas: Minimizar Periodos Estaticos Limite Minimo Punto Cedente:

Deviacion Ty (lb/100ft2) 45 ° > 15

60 ° > 20 85 ° > 28

90 ° > 30 Minimo Gel Strength (10 s / 10 m --> 1.0)

– Condiciones Dinamicas: Turbulent Flow Preferible Cuando Deviacion > 55o

Ty/PV Ratio > 1.0 (Para Eficiencia Transporte) Mantener Bajo Contenido de Solidos Parametros de Perforacion Controlados


Remocion de Lodo Limpieza del Hoyo:

– Propiedades del Lodo Controlada y Optimizada– Wiper Trips

Condicionamiento del Lodo:– Romper Resistencia de Gel– Bajar Punto Cedente– < 10% de Solidos de Perforacion– Degas– > 95% Total Volume Pozo en Circulacion

Desplazar Lodo desde Anular:– Optimizar Colocacion (diseño WELLCLEAN*) – Centralizacion Optimizada– Mover Casing


Mover Casing ¿Por Que Mover Casing?

– > 50% Mejoramiento en Eficiencia en Desplazamiento– Ayuda Remover los Recortes– Romper Resistencia Gel del Lodo– Cambio Perfil Flujo Anular Alrededor del Casing

Rotacion:– Rotar entre 10 - 20 rpm– Prevenir Sobre-Torque

Reciprocacion:– 10 - 20 pies, Cada 1 - 2 min– Usar Cable Wipers/Rascadores– Determinar Swab y Limites de Presion Surgencia– Rotatar Casing Tambien, se es Possible


Centralizadores Arco/Resorte:

– Arco Resorte Flexible – Centralizador OD > Diametro Pozo– Alto Arrastre cuando Bajando al Pozo– Instalado Sobre Stop Collars – Disponible para Low Running Force o High Restoring

Force

Rigido (Standoff Positivo):– Spiral o Recto– Rigido OD < ID Casing Anterior – Finito Stand-off en el Centralizador– Desliza en el Casing (Entre Stop Collars) – Disponible como Cuerpo Solido o Baras Rigidas


Colocacion Centralizadores Centralizadores Rigidos:

– Secciones Pozo Abierto en Calibre– Translape Liner o adentro casing– Abajo del Colgador Casing

Centralizadores Arco Resorte:– Secciones Pozo Abierto Alargadas– Pozo Abierto en Calibre o Casing

Espacio entre Centralizadores:– Registro Caliper es Importante – ± 20 pies espacio en secciones horizontal– Flotacion Diferencial es Tomado en Cuenta – Puede Mezclar Rigido-Resorte– Optimizar usando programa CemCADE*


Tecnicas de Desplazamiento Diseño Usando Programa CemCADE*:

– Gradiente de Fractura Puede Ser Diferente del Pozo Vertical.

– Flujo Turbulento es el régimen de Flujo Preferido– Flujo Laminar Efectivo Puede ser Necesario

Optimizar Standoff Para Régimen de Flujo Lavador Químico y/o Espaciadores MUDPUSH* Optimizar reología del Lodo, Espaciadores y Cemento Limites Presión Poro Limites Presión Fractura


Lavadores y Espaciadores

Flujo Turbulento:– Colchon Lavador Quimico– Espaciador MUDPUSH* XT/XS Adensado (si necesario)– 10 minutos Tiempo de Contacto

Flujo Laminar Efectivo:– Espaciador MUDPUSH XL– 60 bbl o 500 pies de Longitud Annular– 10% Diferencial de Densidad entre Fluidos– 20% Diferncial Presion Friccion entre Fluidos– MPG y Criterio Velocidad Diferencial cumplido

* Mark of Schlumberger


Diseño Lechada Cemento (1) Reologia para Colocacion Lechada:

– Flujo Laminar Efectivo: Criterio Presion Friccion Viscosificar usando D20, D153, etc.

Control de Perdida de Filtrado:– < 50 mL/30min

Densidad Lechada:– Densidad Normal API Utilizada– Hidrostatica Cemento - Minimo efecto


Diseño Lechada Cemento (2) Estabilidad Lechada:

– Agua Libre Zero– No Sedimentacion

Resistencia Gel:– Minima– Transmision Presion Atraves de Seccion Horizontal

Tiempo Espesamiento:– Minimo Tiempo de Transicion

Resistencia Compresiva:– Optimo para tipo de Sistema de Cemento Usado– Cemento Espumado o LITEFIL* si Sistema Liviano es Utilizado



Ejecucion Fuerza para Bajar Casing (CemCADE*) Movimiento Tuberia (torque and drag) Swab and surge (CemCADE) Centralizacion Control Densidad Energia Mezcla



Friccion en Pozos Desviados

0.0 0.2 0.4 0.6 0.8Coefficient of Friction

Water Based Mud

Oil Invert Mud

Plain

Treated

Additives

Plain

Treated

Additives

90o 80o 70o 60o 50o

Inclination at Which Sliding Stops

Cased Hole Open Hole


Accesorios Casing y Equipos Colgador Liner Equipo Flotacion Packer Zapata Cement Filled Packer External Casing Packer Collar Etapas Inflable Herramienta p/ Rotar Columna Casing


Mid-Continent, USACasing 7” en Campo de Gas

Datos Pozo: TVD 2550 piesMD 3870 piesLateral 642 piesOH 10.8” promedioLodo Polimero

Cementacion: Centralizacion 2 doble arco por juntaMovimiento Tub. RotacionPre-colchon 80 bbl CW7 y aguaLechada Classe C con fumed silica @ 12 ppg

Agua Libre - -0- Filtrado - 88 mL/30 min

24 hr RC - 630psi / 72 hr CS - 1300 psi Resultados Estimulacion Fractura en 3 stapas sin

comunicacion


San Joaquin Valley, USALiner 5 1/2” cruzando formacion con Declive Acentuado

Datos Pozo: TVD 7336 piesMD 9365 piesLateral 1750 piesOH 8.9” promedioLodo 9.1 ppg LVT base aceite

Cementacion: Centralizacion 2 espiral rigido por juntaMovimiento Tub Rotacion y Reciprocation

SimultaneaPre-colchon trem Espaciadores of LVT, CW101,

MUDPUSH*XTO, CW, MP, CWLechada GASBLOK* @ 15.8 ppg

Agua Libre - -0-Filtrado - 22 mL/30 min

Resultados Produccion +1000 BOPD, sin produccion agua


CongoLiner 7” en welbore invertido

Datos Pozo: TD 4265 pies (102o inclinacion)

13 3/8 zapata 2362 pies (91o inclinacion)Max Inclinacion 107o

OH 9 1/8 - 9 5/8 pulgadasLodo 8.5 ppgCentralizador 2 arco rsorte por junta

Calculos de Running Force predice pegamiento.

Resultados Esquema Tuberias Revisado:

Actual SimulacionArriba 72T 79TAbajo 34.5T 38T


Trayectoria Pozo Congo 0

250

500

750

1000

1250

1500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Horizontal Displacement (ft)

TV

D (

ft)


Forza con Coluna Original22.5

20

17.5

15

12.5

10

7.5

5

2.5

0

-2.5

-5

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400

Hookload Up

Weight

Hookload Down

Drag Force

Casing Shoe MD While Running (ft)

Wei

gh

t (t

on

ne)


Forza con Columna Modificada90

80

70

60

50

40

30

20

10

00 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 3200 3600 4000 4400

Casing Shoe MD while running (ft)

Wei

gh

t (S

ho

rt T

on

)

Hookload Up

Weight

Hookload Down

Drag Force


Caso Historico - Alemania7" Liner with 660 ft horizontal hole section

Well Data: TVD 6,275 ftMD 8,200 ftKOP 1,500 ftLiner length 4,200 ft

OH Size 8 1/2"

Mud type Salt saturated @ 12.5 ppgComplete mud losses

Massive plastic salt zones Cementing: Centralization 1/jt for deviation < 75°, none below Pipe movement None Preflush 38 bbl brine

Spacer 1000 31 bbl @ 13.7 ppg Lead slurry 88 bbl SALTBOND* @ 15.8 ppg Tail slurry 50 bbl HMR cement @ 15.9 ppg Displacement 8 bpm (Turbulent flow) Results CBL-VDL/CET logs showed good bonding where centralized

Poor bonding with channels where not centralized.


Caso Historico - Inglaterra5-1/2" Liner

Well Data: TVD 3,235 ftMD 5,135 ftKOP 330 ft Horizontal 1830 ft (82o - 90o)OH 8-1/2"

Formation Eagle sandstone (49 ft thick) Mud type KCl Polymer @ 9.6 ppg Cementing: Centralization 3 per 2 joints

Preflush 60 bbl Chemical Wash Slurry 111 bbl Class G + D603 @ 16.4 ppg

Batch mixedLab Data TT = 6 hr, 24 hr CS = 2390 psi,

Fluid Loss = 27 mL/30minFW = 0,

PV = 168 cP, Ty = 3 lb/100ft2

Displacement 3 bpm Results: CBL Very Good

CET Excellent


Caso Historico - Malasia5-1/2" Liner with 2,300 ft horizontal (>82o)

Well Data: TVD 7,015 ftMD 11,050 ftKOP 2,128 ft OH 10.5”Mud type Oil Based @ 10.2 ppg

PV = 34 cP, Ty = 13 lb/100ft2

Cementing: Centralization 2 per jtCasing Movement Rotated at 10 - 20 RPMPreflush 20 bbl Oil Spacer

Chemical Wash 20 bbl CW 7Scavenger slurry 50 bbl @ 13.5 ppgCement: GASBLOK* - 192 bbl @ 15.8 ppg

Batch mixedLab Data TT = 3:22, Fluid Loss = 18 mL/30min,

FW = 0, PV = 34 cP, Ty = 4 lb/100ft2

Displacement 10 - 15 bpm Results : CBL Excellent 80% of interval < 2.5 mV* Mark of Schlumberger


Caso Historico - Offshore Dinamarca

5-1/2" Liner with 1,800 ft horizontal hole Well Data: TVD 6,490 ft MD 9,520 ft

KOP 1,000 ft

OH 8 1/2”

Displacement 5,700 ftMud type Oil Based @ 11.3 ppg

PV = 16, Ty = 12 Cementing: Centralization 2 per joint (STO > 67%) Pipe Movement Rotated @ 20 rpm

Preflush 10 bbl Oil 40 bbl Chemical Wash

Cement slurry WELBOND* @ 16.0 ppgLab Data PV = 28, Ty = 8, FW = Nil,24 hr CS = 5,200 psi (170°)TT 4:20, Fluid Loss = 30 mL/30 minDisplacement 10-11 bpm

Results CBL/CET average5 Intervals acid fractured



Caso Historico - Dinamarca Second and Third Wells

Liner Increased to 7” & 65/8”

Open Hole 8 1/2”3000 ft lateral

To Put cement in Turbulence @ 11 bpm

Cementing:10 bbl Clean Oil30 bbl CW-845 bbl Spacer 3001160 bbl WELBOND* Slurry @ 16.0 ppgDisplacement 12 bpmPipe movement Rotation @ 20 rpm

2nd Job stop at end due to torque3rd Job Unable to rotate due to mechanical problems

Results7 stages acid fractured



Caso Historico - Mar del Norte7 inch Liner

Well Data: TVD 6815 ftMD 12,025 ftLateral 4905 ft

OH 8 1/2 inch

Mud 10.5 ppg KCl-PHPA Cementing: Centralization 3 per 2 joints

Preflush Wash/Spacer train170 bbl CW100 80 bbl MUDPUSH* XT (15 ppg)

Slurry GASBLOK* SlurryFree water - -0-; Fluid Loss - 21 mL/30 min

Displacement 14 bpm (turbulent) Results CBL Good

Stimulation Fractured with no communication between intervals



Caso Historico - Alasca (2 Pozos)

5-1/2" Liners with 1,500 ft horizontal hole sections Well Data: TVD 9,050 ft MD 12,360 and 10,000 ft OH Size 9.9"

Mud type Oil Based @ 9.0 lb/gal Cementing: Centralization Free floating rigid Pipe Movement 1st Job: Rotation and Reciprocation 2nd Job: Reciprocation only

Preflush 20 bbl diesel oil 100 bbl Chemical Wash 40 bbl Spacer 3001 @ 12.5 lb/gal

Slurries: Job 1: 1.1% D60 + 5% KCl Job 2: 1.75 gps D600 + 0.25% D65 +

D135 Lab Data Fluid Loss: 77/36 mL/30min

FW(45°) = 1.3 mL, FW(API) = 0.5 mL Evaluation: CBL/CEL Excellent (liner top test positive)


Tapon de Cemento

Considerar Angulo de la Colocacion

Cambio Densidad No Ocurre en Pozo Horizontal

Estudios de Halliburton/Mobil muestra mas suceso que vertical

Colocacion controlada po PPT

Rotatar DP para Asegurar Cimento Capaz

Consideracion para Diseño espaciadores/Lavadores

Halar Despacio Mientras Rota


Cementacion Squeeze

Mismos Principios Aplicados a Tapon Considerar flujo de cemento al Punto de Entrada Aislar para proteyer resto del wellbore Control de Colocacion con Liner Rañurado es difficult


Claves para Cementar Pozo Horizontal

Prevenir Decantacion de Solidos en el Hoyo- Ratas de Flujo en el Anular Efectivas- Controlar Reologia Lodo,, densidad y Regimen Flujo- Buenas Practicas de Perforacion

Mejorar Remocion de Lodo- Circular para Condicionar Lodo- Centralizacion- Movimiento Casing- Lavadores/Espaciadores Efectivos- Enginaria de Desplazamiento (CemCADE*)

Maximizar claro del Anular (GAP)

- Ideal 11/2” minimo- Cambiar tamaño casing si necesario

Propiedades Cemento Consistente:- Lechada Estable (Zero AL & no Decantacion)- Filtrado < 50 mL/30min- Baja Resistencia de Gel- Batch o mesclador Controlado


Otras Consideraciones LCM Flota Acumulacion de Gas en altos puntos Pozo Calibrado Wash-out mas perjudicial que en pozo vertical Movimentar Tuberia si possible Centralizacion is possible Arrastres son reducidos por rotacion y circulacion Circulacion y condicionamiento lodo es importante Temperatura es mas alta que predicta por API Fluidos Delgados - NO PARAR o Disminuyer Velocidad Heramientas REgistros

– Longitud vs curvatura del tuberia– Caida Libre de Herramienta– Centralizacion Herramienta

Pozo Horizontal

Documents

propiedades

diseo lechada

casing shoe

zona gas

drag force

caso historico

slotted liner

liner