Fluidos de perforación de emulsión reversible para un mejor desempeño del pozo

La perforación de trayectorias dificultosas a través de lutitas reactivas ha obligado a los perforadores a optar entre utilizar un lodo a base de petróleo para estabilizar las lutitas del pozo, con el riesgo de deteriorar la terminación, o perforar con un lodo a base de agua que resulta fácil de limpiar y aumenta sustancialmente el riesgo de perforación. Los avances registrados en la química de los lodos de perforación ahora permiten que los perforadores elijan el mejor de los dos tipos de lodos.

Syed Ali ChevronTexaco Houston, Texas, EUA Mike Bowman Nueva Orleáns, Luisiana, EUA Mark R. Luyster Arvind Patel Charles Svoboda M-I SWACO Houston, Texas R. Andrew McCarty ChevronTexaco Cabinda, Angola Bob Pearl ChevronTexaco Nueva Orleáns, Luisiana CLEAN SWEEP, DeepSTIM, QUANTUM maX y VDA (Ácido Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger. FazeBreak y FazePro son marcas de M-I SWACO.

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La utilización de fluido a base de petróleo para las operaciones de perforación puede traer aparejada una compensación asociada de ventajas y desventajas en lo que respecta al daño de la formación. Las pruebas de laboratorio demuestran niveles variables de daño de la formación y un deterioro de la terminación de pozos asociado con el empleo de fluidos a base de petróleo para la perforación de yacimientos. Estos resultados de laboratorio son sustentados por datos de campo. Para un perforador, los lodos a base de petróleo controlan las lutitas reactivas, mejoran las velocidades de penetración y aumentan la eficiencia general de la perforación. Para un ingeniero de terminación de pozos, las paredes del pozo, los sólidos perforados y el revoque de filtración humedecidos con petróleo plantean desafíos en lo que respecta a las operaciones de terminación de pozos. Idealmente, un lodo que posea tanto las propiedades externas del petróleo para la perforación como las características externas del agua para los procesos de terminación de pozos proporcionaría la solución definitiva en lo que respecta a eficiencia de perforación y desempeño del pozo. Los avances registrados en la química de los lodos de perforación ahora permiten a los perforadores elegir la mejor de las dos alternativas: utilizar un lodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en

inglés) durante la perforación para aumentar la eficiencia, reducir el riesgo y estabilizar el pozo, y luego convertir el OBM en un lodo a base de agua (WBM, por sus siglas en inglés) para mejorar la limpieza y minimizar el deterioro de la terminación. En este artículo se analiza el desarrollo de un fluido de perforación de emulsión reversible, de doble finalidad, y se demuestra cómo un operador está aplicando esta tecnología para mejorar la productividad. Deterioro del desempeño del pozo El deterioro de la productividad de un pozo como resultado del empleo de un fluido de perforación a base de petróleo se manifiesta de diversas formas. Puede ocurrir dentro de la roca yacimiento o en la pared del pozo o puede estar relacionado con el taponamiento del equipo de terminación y los empaques de grava como consecuencia del desplazamiento deficiente del lodo a base de petróleo y del revoque de filtración humedecido con petróleo. Las partículas de sólidos grandes presentes en el lodo forman un revoque de filtración en la cara de la roca yacimiento cuando el filtrado de lodo invade la matriz de la roca. Las partículas más pequeñas existentes en el filtrado pueden agregarse y bloquear las gargantas de poro, formando un revoque de filtración interno

Oilfield Review

Lodo a base de petróleo

El filtrado migra a través de las gargantas de poro

Interfase revoque de filtración/roca

Escala 100 micrones

Filtros taponados con revoque agregado proveniente de la pared del pozo

Fluido de terminación

Revoque de filtración depositado durante la perforación

Filtros

Revoque de filtración interno Flujo de lodo

Revoque de filtración externo

Lodo a base de petróleo no desplazado

Perforación

Terminación

> Desempeño reducido del pozo con revoque de filtración residual depositado por el lodo a base de petróleo. Durante la perforación, el filtrado se dirige hacia la roca yacimiento permeable, dejando atrás el revoque de filtración interno y externo que se observa en la micrográfica (izquierda). Los surfactantes mejoradores de la mojabilidad al petróleo, transportados con el filtrado, a menudo alteran el estado de humidificación de las gargantas de poro productivas y pueden en ocasiones movilizar los finos que han sido convertidos a un estado humedecido con petróleo. La depositación de revoque de filtración de baja calidad, la mojabilidad por petróleo de las superficies y de las gargantas de poro, y la movilización de finos producen daño de la formación. Una vez desplazado el lodo con fluido de terminación y luego de emplazado el aparejo de producción en su lugar, el lodo a base de petróleo no desplazado residual, contaminado con fluidos de desplazamiento, sólidos perforados y revoque de filtración agregado desalojado del pozo, puede taponar los filtros y los empaques de grava, reduciendo el desempeño del pozo (derecha).

(arriba).1 Los revoques de filtración humedecidos con petróleo, particularmente aquellos que se desarrollan dentro de la formación, suelen ser resistentes a la interacción química y tienen superficies expuestas pequeñas, lo que limita aún más la eliminación mecánica de los químicos. El petróleo invasor transporta diversos surfactantes mejoradores de la mojabilidad al agua hacia el interior de la formación. Si bien estos surfactantes son necesarios para estabilizar las emulsiones de agua en petróleo, los que atraviesan las gargantas de poro del yacimiento pueden modificar el estado húmedo natural haciendo que pase de un estado humedecido con agua a un estado humede-

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cido con petróleo, proceso que impide el flujo de hidrocarburos a través de la matriz de la roca durante la producción.2 Las pruebas han demostrado que una garganta de poro humedecida con petróleo no sólo restringe el flujo de hidrocarburos sino que puede aumentar la movilidad de las partículas finas, las arcillas u otras partículas de rocas finas. Una vez que adquieren movilidad, estas partículas pueden obturar las gargantas de poro, reduciendo aún más la permeabilidad. Después de la perforación, y antes de bajar el equipo de terminación de pozos, el fluido del pozo suele ser desplazado por un fluido de terminación a base de agua, normalmente una solución de

varias sales. Durante este desplazamiento, se colocan en la solución lavados químicos y espaciadores viscosos que hacen que las superficies queden humedecidas con agua, a la vez que ayudan a eliminar del pozo el lodo a base de petróleo y el material residual humedecido con 1. Bailey L, Boek ES, Jacques SDM, Boassen T, Selle OM, Argillier J-F y Longeron DG: “Particulate Invasion from Drilling Fluids,” artículo de la SPE 54762, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, 31 de mayo al 1 de junio de 1999. 2. Ballard TJ y Dawe RA: “Wettability Alteration Induced by Oil-Based Drilling Fluid,” artículo de la SPE 17160, presentado en el Simposio sobre Control del Daño de la Formación de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al 9 de febrero de 1988.

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Lodo a base de petróleo Petróleo

Lodo a base de agua Compuesto bipolar (o surfactante)

Agua

Adición de ácido tal como ácido acético o ácido clorhídrico Gotita de agua

Baja Alcalinidad

Gotita de petróleo

Alta Adición de una base tal como el hidróxido de calcio Fracción lipofílica del compuesto bipolar Fracción hidrofílica del compuesto bipolar

> Ajuste de la alcalinidad para revertir la emulsión. El agregado de compuestos ácidos o básicos al fluido de perforación tiene el efecto de modificar la resistencia iónica de la fracción hidrofílica del compuesto surfactante. Como resultado, se crean emulsiones directas (petróleo en agua) (izquierda) o indirectas (agua en petróleo) (derecha). Esto permite que un fluido externo al petróleo se convierta en un fluido externo al agua mediante el agregado de un compuesto disparador, tal como el ácido clorhídrico, y que luego vuelva a cambiar mediante la adición de una base tal como el hidróxido de calcio.

petróleo. No obstante, debido a estar humedecido con petróleo, los revoques de filtración de lodo a base de petróleo y otros materiales humedecidos con petróleo depositados durante el proceso de perforación no resultan fáciles de dispersar o eliminar con productos químicos de limpieza.3 Las emulsiones compuestas de lodo a base de petróleo no desplazado y los fluidos de desplazamiento a menudo permanecen dentro del pozo. Una vez que comienza la producción, el flujo proveniente del yacimiento puede movilizar estos materiales humedecidos con petróleo, taponando el equipo de terminación de pozos y los empaques de grava. El daño de la formación que resulta de la depositación del revoque de filtración humedecido con petróleo externo o interno, los efectos de los surfactantes, la obturación o la movilización de finos, y el taponamiento del equipo de terminación de pozos y los empaques de grava, pueden deteriorar sustancialmente el desempeño del pozo, independientemente de que el mismo haya sido destinado a producción o a inyección. La solución más obvia para evitar el deterioro de la productividad relacionado con el lodo a base de petróleo consistiría en perforar el yacimiento con lodo a base de agua. Sin embargo, los ingenieros a menudo utilizan fluidos de perforación a base de petróleo para minimizar el riesgo y alcanzar en forma eficaz los objetivos de la perforación extendida. Emulsiones inversas A mediados de la década de 1990, los problemas asociados con la limpieza del lodo a base de petróleo durante las operaciones de terminación

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de pozos indujeron a los investigadores e ingenieros de M-I SWACO a investigar la posibilidad de desarrollar un lodo a base de petróleo con una emulsión reversible. Una emulsión se forma entre dos líquidos cuando se reduce la tensión interfacial de los mismos, lo que permite que se forme una dispersión estable de gotitas finas—la fase interna—en la fase continua o externa. La reducción de la tensión interfacial entre fluidos disímiles a menudo requiere la presencia de un material bipolar; es decir, una molécula que tenga solubilidad parcial en ambas fases. En aplicaciones de perforación, el petróleo se puede emulsionar en la fase acuosa del WBM, formando lo que se denomina una emulsión directa. En el OBM, la fase acuosa está emulsionada en petróleo, lo que se conoce comúnmente como emulsión inversa. Para formar una emulsión, las moléculas bipolares se acomodan en la interfase de las fases agua y petróleo. La orientación de los compuestos bipolares en la interfase de agua en petróleo (W/O, por sus siglas en inglés) determina el tipo de emulsión. La química y la resistencia del grupo polar hidrofílico, en comparación con el grupo no polar lipofílico, determinan si la emulsión se forma como petróleo en agua (O/W, por sus siglas en inglés) o como agua en petróleo (W/O, por sus siglas en inglés).4 Con ciertos surfactantes, la variación de la alcalinidad del fluido puede modificar la resistencia del grupo polar hidrofílico, cambiando así la naturaleza de la emulsión (arriba). Este

hallazgo condujo a los investigadores a desarrollar el sistema de fluido de perforación de emulsión inversa FazePro. Mediante el ajuste de la alcalinidad del fluido de perforación, los ingenieros pueden invertir la emulsión haciendo que pase de W/O a O/W y nuevamente a su estado mojable por petróleo original (abajo). Durante la perforación, el sistema FazePro es mojable por petróleo pero, durante la terminación, la adición de ácidos invierte la emulsión, convirtiendo el lodo residual y el revoque de filtración de humedecido con petróleo a humedecido con agua. La inversión de la emulsión modifica las características de superficie mojable de los sólidos, haciendo que pasen de estar humedecidos con petróleo a estar humedecidos con agua. Esto es importante porque la inversión modifica las

> Confirmación de la inversión de la emulsión. Cuando se dejan caer en una cubeta de agua, las gotitas de este sistema libre de sólidos FazePro de 1.13 g/cm3 [39.4 lbm/gal] permanecen intactas, lo que indica el estado humedecido con petróleo (arriba). Después de agregar al sistema FazePro ácido clorhídrico [HCl] al 15%, el mismo se dispersa fácilmente cuando se deja caer en la cubeta, lo que indica que el sistema se ha revertido a un estado humedecido con agua (abajo).

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partículas sólidas presentes en el revoque de filtración, haciendo que pasen a un estado mojable por agua, lo que permite que se disuelvan los aditivos de control de pérdidas de fluidos solubles en ácido, tales como el carbonato de calcio. La integridad del revoque de filtración se destruye, lo que facilita una limpieza rápida y completa. El sistema de fluidos de perforación FazePro proporciona el desempeño de perforación y el control de formación de un fluido a base de petróleo con la eficiencia de eliminación del revoque de filtración y las características no dañinas de un fluido a base de agua. Mediante la utilización de este sistema, los ingenieros logran optimizar tanto las operaciones de perforación como las operaciones de terminación de pozos. Pozos de inyección en África Occidental En Cabinda, Angola, los campos petroleros operados por ChevronTexaco representan algunos de

los activos más grandes y prolíficos de la compañía. Estos yacimientos maduros producen más de 71,505 m3 [450,000 barriles] de petróleo diarios. Como los operadores de muchos campos petroleros longevos, los ingenieros de ChevronTexaco que trabajan en Cabinda utilizan técnicas modernas de recuperación secundaria por inyección de agua para ayudar a impulsar la recuperación y mantener la presión de yacimiento. Esta porción del área marina de fÁrica Occidental plantea numerosos desafíos en términos de perforación. Las dificultosas trayectorias de pozos y las severas condiciones de perforación a menudo son abordadas mediante la utilización de OBM para aumentar la eficiencia y reducir el riesgo de perforación. No obstante, después de perforar las secciones yacimiento con OBM, los ingenieros observaron que la inyectividad era inferior a la esperada y resultaba difícil de remediar. Para abordar este problema de inyectividad, los investigadores del centro de soporte de inge-

Limpieza del revoque de filtración de una arenisca Berea con una permeabilidad de 500 mD

Porcentaje de inyectividad recuperada a 30 lpc

50 45

Limpieza con ácido acético al 10%, lodo sin sólidos de perforación

40

Limpieza con ácido acético al 10%, lodo con 3% de sólidos de perforación Limpieza con ácido acético al 10%, borra eliminada, lodo con 3% de sólidos de perforación

35 30 25 20 15 10 5 0 Sistemas FazePro

OBM

> Mejoramiento de la recuperación de la inyectividad. Para evaluar la recuperación de la inyectividad se realizaron pruebas en un núcleo de arenisca Berea con una permeabilidad de 500 mD. Los sistemas FazePro formulados en el laboratorio (izquierda) fueron probados y comparados con formulaciones similares de lodo a base de petróleo convencional (OBM, por sus siglas en inglés) (derecha). La primera prueba (azul) no contenía sólidos de perforación, mientras que la segunda y la tercera recibieron un 3% en volumen de sólidos de perforación simulados. En todas las pruebas, el lodo de perforación residual y el revoque de filtración depositados fueron limpiados con una solución de ácido acético al 10%. En la segunda prueba (rosa), el excesivo revoque externo, o borra, no fue eliminado previo a la acidificación. En la tercera prueba (marrón), la borra fue eliminada suavemente sin perturbar el revoque de filtración sólido depositado en la cara del núcleo. La recuperación de la inyectividad para el sistema FazePro osciló entre un 25 y un 45%, mientras que todas las pruebas que utilizan OBM convencional indicaron un nivel de recuperación de cero.

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niería de ChevronTexaco en Houston implementaron una serie de experimentos y simulaciones destinados a mejorar el desempeño de los pozos inyectores en Cabinda. La primera serie de pruebas consistió en un análisis de inyectividad efectuado en un núcleo de arenisca Berea con una permeabilidad de 500 mD mediante la utilización de OBMs convencionales, representativos de los utilizados en Cabinda.5 A los fines comparativos, se evaluó el sistema FazePro bajo condiciones idénticas. Se estableció una tasa de inyección inicial a través del núcleo de arenisca Berea con agua de mar sintética filtrada que contenía 3% de cloruro de potasio (KCl) en peso. Previo a la ejecución de las pruebas, se ajustó la densidad de cada fluido de perforación a 1,138 kg/m3 [9.5 lbm/gal] utilizando carbonato de calcio. Durante un período de dos horas, los técnicos utilizaron un dispositivo para la realización de pruebas de filtración a alta temperatura y alta presión que opera a una presión diferencial de 1,000 lpc [6.9 MPa] y a una temperatura de 66°C [150°F] para depositar los revoques de filtración del OBM y del sistema FazePro en discos de arenisca Berea de 25 mm [1 pulgada] de espesor. Luego se desplazaron los lodos con petróleo, seguido de agua de mar y, por último, con un solvente y una mezcla de ácido orgánico. El núcleo fue atravesado por cada una de las soluciones durante períodos específicos. Luego se estableció una inyectividad final mediante la utilización del mismo fluido y las mismas técnicas que las empleadas para determinar la inyectividad inicial. Estas pruebas demostraron que la pérdida de inyectividad causada por los revoques de filtración depositados por el sistema FazePro pueden ser revertidas, al menos en forma parcial, mientras que el daño ocasionado por el revoque de filtración del OBM es persistente (izquierda). 3. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P, Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P y Parlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions: Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículo de la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, 21 al 22 de mayo de 2001. 4. El término lipofílico se refiere a una atracción que ejerce sobre el aceite la superficie de un material o de una molécula. Este término se aplica al comportamiento mojable por petróleo de los químicos utilizados en tratamientos, en relación con los lodos a base de petróleo. Por el contrario, hidrofílico significa que posee fuerte afinidad con el agua. 5. La arenisca Berea se utiliza comúnmente en el laboratorio para la ejecución de pruebas de inyección y permeabilidad de retorno. Aunque natural, esta arenisca exhibe una estructura de poros heterogénea y una mineralogía con mínima anisotropía.

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BPR*

Transductores de presión

Filtro de terminación Compuerta de lodo BPR Cámara de fluido

Muestra de núcleo

Bomba de sobrecarga

Controlador de la bomba de precisión Bomba de precisión Recipientes de transferencia

BPR

Cilindro de aire

Bomba neumática Cilindro de desplazamiento hidráulico *

Regulador de contrapresión Agua

Fluido de estimulación

Fluido de perforación

Fluido de terminación

> Prueba de taponamiento de filtros en el simulador del laboratorio de M-I SWACO. Este aparato de prueba (arriba) combina las características de un permeámetro bidireccional estándar con la capacidad de exponer el revoque de filtración del lodo a un filtro autónomo o preempacado sin despresurizar la unidad. Este simulador permite la depositación dinámica del revoque de filtración, el desplazamiento y el contraflujo de hasta cuatro fluidos diferentes (abajo). El filtro de terminación puede ser emplazado en el trayecto del flujo, manteniendo al mismo tiempo la presión y la temperatura de sobrebalance.

Los investigadores de M-I SWACO llevaron a cabo pruebas comparativas adicionales para estudiar el sistema. Utilizaron un simulador de terminación de pozos de laboratorio para depositar el revoque de filtración sobre un núcleo (arriba). Para desagregar el revoque de filtración se aplicó un tratamiento con químicos de limpieza. El flujo de fluido en la dirección de la producción extrajo el revoque de la superficie de la roca y lo transportó a través de un filtro preempacado de malla 40/60.6 Las mediciones de caída de presión obtenidas a través del filtro indicaron el taponamiento del mismo con revoque de filtración a base de petróleo pero el revoque de filtración depositado por el sistema FazePro se desagregó y circuló a través del filtro con una pérdida de flujo mínima (próxima página, abajo). A fin de validar estas pruebas de flujo lineal en pequeña escala, los ingenieros de ChevronTexaco utilizaron su simulador de flujo radial de laboratorio para escalar los volúmenes y simular en forma más precisa el emplazamiento, desplazamiento y limpieza del lodo en un régimen de flujo radial (derecha). Este equipo simula las tasas de flujo esperadas en condiciones de campo. En esta serie de pruebas, se comparó un lodo a base de petróleo, densificado a 1,234 kg/m3 [10.3 lbm/gal] con carbonato de calcio, con un fluido de perforación FazePro densificado en forma similar. Ambos sistemas de lodo contenían 99.8 kg/m 3 [335 lbm/bbl] de sólidos de perforación simulados. El flujo de inyección inicial se estableció con agua de mar. El lodo se

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hizo circular a 150°F, bajo una presión diferencial de 500 lpc [3.45 MPa], a través de un núcleo de aloxita de 10 micrones, con un diámetro interno de 76.2 mm [3 pulgadas], un diámetro externo de 111.13 mm [43⁄8 pulgadas] y una longitud de 152.4 mm [6 pulgadas].7 Luego de una secuencia de episodios de circulación y cierre, los técnicos desplazaron el lodo con petróleo, seguido de un sistema de limpieza con solvente y Cámara de celdas

Acumuladores

surfactante para el OBM o de ácido acético al 10% con solvente mutuo al 5% e inhibidor de corrosión para el sistema FazePro. Se impregnó el paquete de limpieza durante una hora antes de establecer una inyección final con agua de mar. Luego de obtenidos los resultados de inyectividad, se indujo el contraflujo del agua de mar a través del núcleo en la dirección de producción. Una vez concluida la prueba, se obtuvo un perfil de inyectividad final. Bomba centrífuga de gran volumen

Controlador de la bomba

> Evaluación de los sistemas FazePro en el flujo radial. El simulador de flujo radial que se encuentra en el laboratorio de ChevronTexaco permite a los ingenieros evaluar los efectos de la depositación dinámica de revoque de filtración bajo condiciones de prueba que se asemejan a las del yacimiento. Las pruebas pueden ser realizadas a temperaturas de hasta 85°C [185°F], con una presión de trabajo de 500 lpc [3.45 MPa] y velocidades de fluido de 106 m/min [350 pies/min]. El fluido a probar se hace fluir radialmente a través de un núcleo de roca con un pozo axial; el revoque de filtración es depositado en la parte interna del pozo, simulando los perfiles de circulación de pozo reales.

Oilfield Review

Prueba de comparación de la permeabilidad con un lodo a base de petróleo (OBM) 500 450 400

Permeabilidad, mD

350 300 250 200 150 100 50 0 0

2

4

6

8

10

12

14

Volumen, litros Prueba de comparación de la permeabilidad con el sistema FazePro 500 450 400

Permeabilidad, mD

350 300 250 200 Inyección inicial

150

Permeabilidad a la salmuera

100

Inyección después del flujo de producción 50

Contraflujo de la producción

0 0

2

4

6

8

10

12

14

> Revoque de filtración en pruebas de núcleos. Se hizo fluir radialmente un lodo a base de petróleo convencional y un sistema FazePro, a través de núcleos de forma tubular, dejando revoque de filtración en la cara interna del núcleo (color tostado) (extremo superior derecho). Después de la limpieza y el flujo en dirección inversa, una cantidad considerable de revoque de filtración depositado por el lodo a base de petróleo convencional permanece en el núcleo, mientras que en la cara del núcleo del sistema FazePro se observa sólo una cantidad limitada de residuo (extremo inferior derecho). Los datos de las pruebas indican una reducción del 50% en la permeabilidad de inyección (negro) con el sistema FazePro (extremo inferior izquierdo). El resultado de una prueba similar con un lodo a base de petróleo convencional (negro) indica una limpieza pobre y un 100% de pérdida de inyectividad (extremo superior izquierdo). Si bien la permeabilidad de inyección con un lodo a base de petróleo convencional mejoró después del flujo en la dirección de la producción (púrpura), la inyectividad no fue sostenida.

Fluido probado

Caída de presión inicial a través del filtro

Caída de presión final a través del filtro

OBM convencional

0.1 lpc

300 lpc

OBM FazePro

0.1 lpc

0.3 lpc

> Daño mínimo después del contraflujo del sistema FazePro. Se evaluaron los efectos de taponamiento de los filtros del sistema OBM convencional y del OBM FazePro mediante la utilización del simulador de terminación. Al producirse el contraflujo de estos fluidos a través de un filtro preempacado estándar malla 40/60, se observó una diferencia significativa en la caída de presión a través del filtro. Esto indicó que el revoque de filtración y otros residuales del OBM convencional habían obturado parcialmente el filtro preempacado, mientras que con el OBM FazePro se observó poco deterioro del flujo.

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Los resultados de la simulación del flujo radial indican que ni el desplazamiento inicial ni el contraflujo subsiguiente lograron eliminar completamente del núcleo el revoque de filtración OBM (arriba). El perfil de inyectividad para el OBM mostró cero inyectividad después de la limpieza y 26% de inyectividad después del contraflujo. El revoque de filtración del sistema 6. Un filtro preempacado de malla 40/60 está constituido por una arena de tamaño de tamiz 40/60 US, preinstalada en un arreglo de filtro. 7. Los discos de aloxita son núcleos sintéticos compuestos de óxido de aluminio.

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FazePro fue eliminado completamente del núcleo después del remojo en ácido. El perfil de inyectividad mostró 49% de inyectividad después del remojo en ácido y 52% de inyectividad después del contraflujo. Con el soporte de los datos de simulación de laboratorio, los ingenieros de Cabinda perforaron el primero de tres pozos inyectores multilaterales utilizando OBM. Cuatro laterales fueron perforados y desplazados con agua de mar filtrada. Para la terminación se empleó un tratamiento con un espaciador de solvente, varias circulaciones completas con agua de mar, píldoras cáusticas, un sistema de solvente CLEAN SWEEP para la eliminación del daño, un espaciador y una solución de ácido clorhídrico (HCl) al 15% que se mantuvo en contacto con el yacimiento durante 30 minutos. Los dos últimos pozos de inyección multilaterales fueron perforados luego con el sistema FazePro. El primer pozo fue terminado con dos laterales, mientras que la terminación del segundo implicó cuatro. En cada caso, los pozos se llenaron con agua de mar filtrada, lanzada en chorros con HCl al 10%, y permanecieron en remojo durante cinco minutos, procediéndose luego al contraflujo previo a la inyección. El análisis de inyectividad realizado en los tres pozos demostró que el índice de inyectividad de los dos pozos perforados con el sistema FazePro duplicó al índice de inyectividad del pozo perforado con OBM, validando así los datos de simulación de laboratorio (próxima página). Los ingenieros de M-I SWACO y ChevronTexaco continúan adaptando el sistema FazePro para satisfacer los exigentes requisitos de las operaciones de perforación y terminación de pozos. En base a los datos de Cabinda fundamentalmente, la perforación rutinaria de las secciones yacimiento con el sistema FazePro genera una inyectividad que duplica la esperada de la perforación con lodos a base de petróleo convencionales. Perforación para la producción Sobre la base de las aplicaciones exitosas realizadas en los pozos de inyección, los ingenieros de Cabinda ahora aplican el sistema FazePro en los pozos productores que requieren un tratamiento de limpieza más extensivo que el simple contraflujo de fluidos. Desde el año 2000, más de 35 secciones de pozo de Cabinda han sido perforadas y terminadas mediante la utilización del sistema FazePro; aproximadamente un 50% de las aplicaciones tuvieron lugar en pozos de producción, y el 50% restante en pozos perforados con fines de inyección.

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Los pozos multilaterales más largos plantearon condiciones de perforación más dificultosas. En varios casos, la utilización de OBM en áreas en las que tradicionalmente se empleaba WBM para minimizar los problemas de terminación de pozos proporcionó suficiente estabilidad de pozo como para eliminar una sarta de revestimiento intermedia, con el consiguiente ahorro de tiempo y costos de perforación. Las terminaciones de pozos también se han vuelto más complejas.8 Los filtros autónomos, los empaques de grava realizados en agujeros descubiertos y los filtros expansibles se han convertido en lugar común. Para abordar estos diseños de terminaciones más modernos, se han modificado los procedimientos y se han desarrollado nuevas químicas de limpieza. Tradicionalmente se ha utilizado ácido clorhídrico o ácido acético, o combinaciones de ambos, para revertir los sistemas FazePro y limpiar el revoque de filtración residual. Una vez bombeada una solución de limpieza, la desagregación del revoque de filtración es inmediata. Con la presión del pozo en condiciones de sobrebalance, la eliminación del revoque de la pared del pozo a menudo produce pérdida del fluido de terminación hacia el yacimiento, reduciendo la eficacia e incrementando el riesgo. Recientemente, se utilizó un sistema FazePro para perforar el yacimiento antes de realizar un empaque de grava en agujero descubierto en el pozo Kuito A-06, situado en el área marina de Cabinda. Las limitaciones de la configuración de la herramienta en relación con esta terminación requirieron un retardo de la inversión de la emulsión, de manera de extraer los tubulares para operar la terminación del arreglo de empaque de grava sin provocar una pérdida excesiva o incontrolable del fluido de terminación. Para lograr una inversión de la emulsión retardada, los ingenieros de M-I desarrollaron el tratamiento a base de agente quelante FazeBreak que retarda la desagregación del revoque de filtración del sistema FazePro. Mediante la incorporación del tratamiento FazeBreak en la fase Beta de la operación de empaque de grava, se emplazó el agente quelante en contacto directo con el revoque de filtración humedecido con petróleo, logrando un retardo de 41⁄2 horas en la inversión de la emulsión. Esto proporcionó al perforador tiempo suficiente para extraer la sarta de trabajo del pozo en forma segura y eficaz. De un modo similar a un tratamiento con ácido, el aditivo FazeBreak disuelve la pérdida de fluido de carbonato de calcio y el material de

obturación que conforma el revoque de filtración, mejorando así el desempeño del pozo a través de la eliminación de los sólidos del revoque de filtración del pozo y de los componentes de la terminación. Incremento de la productividad en yacimientos carbonatados Las condiciones de perforación en Mobile Bay, Golfo de México, EUA, son verdaderamente desafiantes. Las temperaturas de fondo de pozo a menudo exceden los 149°C [300°F]. El significativo echado estructural comúnmente dificulta el control direccional, sobre todo en los pozos horizontales. Para perforar una sección de pozo de 663 m [2,176 pies] en el Bloque 992 de Mobile Bay en el año 2003, los ingenieros de ChevronTexaco, M-I SWACO y Schlumberger desarrollaron un programa integrado de perforación y terminación de yacimientos. Los ingenieros de ChevronTexaco optaron por un sistema OBM FazePro para ayudar a optimizar la eficiencia de perforación, minimizar el daño de la formación, reducir el riesgo y proporcionar las mejores condiciones posibles para el control direccional. El sistema FazePro no había sido utilizado nunca a las elevadas temperaturas esperadas en este caso—que podían alcanzar 160°C [320°F]— pero las extensivas pruebas previas a la perforación, llevadas a cabo en el laboratorio de soporte de campo de M-I SWACO en Houston, aseguraron la estabilidad y el desempeño del sistema. Se perforó una sección yacimiento horizontal entre 4,970 y 5,700 m [16,305 y 18,704 pies] de profundidad medida y se emplazó en el objetivo sin problema alguno relacionado con el pozo o con el lodo. La lubricidad impartida por el sistema OBM FazePro mejoró el desempeño de las herramientas de direccionamiento de fondo de pozo, permitiendo un mejor control direccional que el experimentado en pozos previos perforados con WBM. 8. Para más detalles sobre técnicas de terminación de pozos, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A, López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka K, Roy A, Wilson A y Twynam A: "Métodos prácticos de manejo de la producción de arena," Oilfield Review 16, no. 1 (Verano de 2004): 10–29. 9. La fase Beta se refiere a la onda de emplazamiento de grava de retorno en un empaque con agua a alto régimen de inyección.

Oilfield Review

Invierno de 2004/2005

Índice de inyectividad para los pozos de prueba de campo de Cabinda 1.0 Índice de inyectividad cada 1,000 pies de lateral1

A la profundidad total, el perforador desplazó el fluido de perforación FazePro con un fluido FazePro libre de sólidos. Para una mejor compatibilidad con el fluido de terminación, una vez invertida la emulsión, la fase interna del sistema libre de sólidos estaba compuesta de una mezcla de bromuro de sodio y bromuro de calcio. El perforador corrió el arreglo de terminación en el pozo y desplazó el pozo con un fluido de terminación a base de bromuro de sodio. Si bien las pruebas de producción superaron las expectativas dada la calidad del yacimiento, los ingenieros creían que la estimulación ácida mejoraría el desempeño del pozo. A pesar de que la estimulación ácida debería realizarse en un ambiente mojable por agua, siempre quedan rastros de fluido de perforación y revoque de filtración independientemente de la técnica de desplazamiento utilizada. Esto plantea el riesgo de daño de la formación causado por las emulsiones, al mezclarse el ácido con los fluidos a base de petróleo. Sin embargo, en contacto con el ácido, los materiales FazePro residuales humedecidos con petróleo se convierten en humedecidos con agua, minimizando así cualquier impacto sobre el desempeño del ácido. Los ingenieros de Schlumberger que trabajan en la embarcación de estimulación marina DeepSTIM II bombearon 227 m3 [60,000 gal] de ácido clorhídrico (HCl) al 15% con ácido acético al 10% en 10 etapas, y cÁido Divergente Viscoelástico VDA con HCl al 15% en nueve etapas a razón de 4.8 m3/min [30 bbl/min]. En esta primera utilización de la tecnología VDA en el Golfo de México, los ingenieros lograron extender con éxito los límites térmicos y los límites del régimen de suministro, del ácido y de los sistemas de suministro. El tratamiento con ácido fue suministrado a través de un sistema de empaque de grava QUANTUM maX para condiciones de alta presión y alta temperatura. Al ponerse en contacto con el pozo, el revoque de filtración del sistema FazePro residual se volvió humedecido con agua. Se disolvió todo resto de material de obturación con carbonato de calcio, ahora humedecido con agua. El sistema VDA proporcionó divergencia, uniformidad de tratamiento y máximo contacto del ácido con la superficie. Previo al tratamiento con ácido, el pozo fue probado a través de una columna de perforación de 4 pulgadas produciendo a un régimen de 158,536 m3/d [5.6 MMpc/D] con una presión de flujo de 1,200 lpc [8.3 MPa]. Después de la estimulación, el pozo produjo a un régimen de

OBM FazePro

0.9

OBM FazePro

0.8

OBM convencional

0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 1

2

3

4

5

6

7

8

9

Día de muestreo 1

Índice de inyectividad = barriles inyectados/presión en cabezal de tubería de producción en lpc

> Índice de inyectividad mejorado en pruebas de campo. La inyectividad fue más del doble para los dos pozos de Cabinda, Angola, perforados con los sistemas FazePro (rosa y púrpura) que para el pozo del mismo campo perforado con un lodo a base de petróleo convencional (verde).

449,723 m3/d [15.88 MMpc/D] a través de sartas de producción de 27⁄8 pulgadas y 31⁄2 pulgadas con una presión de flujo en la tubería de 3,039 lpc [21 MPa]. En este caso, el equipo de ingeniería optó por un fluido de perforación de yacimientos FazePro mojable por petróleo para lograr estabilidad térmica y eficiencia de perforación y terminación. Los revoques de filtración internos y externos depositados en el proceso de perforación fueron convertidos a un estado humedecido con agua, lo que los hizo susceptibles a la eliminación con el ácido utilizado para estimular el yacimiento carbonatado. La integración de la tecnología de fluidos de perforación de yacimientos, OBM FazePro de emulsión reversible, tecnología VDA y sistemas de suministro de última generación permitió triplicar la producción, minimizando al mismo tiempo el costo y el riesgo. Avances en base al éxito Los operadores y las compañías de servicios desarrollan y aplican tecnologías novedosas para mejorar la eficiencia de perforación y maximizar la recuperación de hidrocarburos. Mientras las operaciones de perforación extienden los límites de la profundidad, la temperatura, la fricción mecánica y la tecnología de terminación de pozos, los fluidos de perforación a base de petró-

leo evolucionan para satisfacer ese desafío. Mediante la integración de ingeniería de perforación, petrofísica y terminación de pozos, y la adopción de enfoques holísticos en lo que respecta a la construcción de pozos, los pozos de petróleo y gas hoy pueden perforarse y terminarse en forma más eficiente y eficaz desde el punto de vista de sus costos. Además se optimiza la recuperación de reservas y se mejora el rendimiento de los pozos individuales y de los campos petroleros en general. Con el desarrollo de fluidos de perforación tales como el sistema FazePro, los perforadores ya no tienen que optar entre mejorar el desempeño de la perforación y reducir el riesgo de deteriorar la terminación sino que pueden contar con ambos beneficios. Dado que los operadores y las compañías de servicios trabajan en conjunto integrando los procesos de perforación, terminación y estimulación, el futuro promete aún más incrementos en lo que respecta a eficiencia de perforación y productividad de pozos. —DW

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