Diseño Del Fluido de Perforacion

UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA INGENIERIA PETROLERA

FLUIDOS DE PERFORACION PET-217

DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION En el presente trabajo se describen los criterios de selección de fluidos de perforación y algunas prácticas de perforación consideradas como las más adecuadas a seguir durante la perforación del pozo exploratorio VLA-1445X, ubicado en el Bloque I, al este del Campo Lagomar, Distrito Maracaibo, PDVSA EPM Occidente.

Figura 1. Ubicación Geográfica del Campo. LAGOMAR BLOQUE I La sección geológica planificada para la perforación de la localizaci ón ATG-4X en este pozo la conforman de tope a base las formaciones La Puerta, Lagunillas y La Rosa, incluyendo el miembro Santa Bárbara o basal La Rosa de edad Mioceno. Esta última se encuentra yaciendo en forma discordante sobre la formación Misoa del Eoceno a nivel del Miembro C-4, el cual se encuentra parcialmente erosionado. El plan de perforación estuvo diseñado para cortar la sección geológica correspondiente a las arenas “C”, la formación Guasare del Paleoceno, para luego continuar con la sección Cretácica constituida por Mito-Juan –Colón, Socuy, La Luna, el Grupo Cogollo con sus formaciones Apón, Lisure y Maraca, y por último la Formación Río Negro.

CRITÉRIOS DE SELECCIÓN DEL FLUIDO Entre los objetivos principales de éste trabajo está el poder validar la formulación y propiedades del fluido de perforación a ser usado en el área mencionada, buscando la mejor DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA de las opciones mediante un programa de ensayos de laboratorio (propiedades reológicas, prueba de sellado de apertura de poros, prueba de abrasividad API 13I modificada, ensayos de erosión dispersión, hinchamiento lineal, etc.), en trabajo conjunto PDVSA-INTEVEP Y HALLIBURTON/BAROID). Para la propuesta técnica del fluido de perforación del hoyo productor al pozo referido, se plantearon originalmente las opciones de fluidos base agua con salmueras pesadas divalentes y fluidos 100% base aceite. Con este estudio se pr etendía verificar el comportamiento de los diferentes sistemas evaluados, con el uso de diversas opciones de materiales densificantes, en zonas de alta presión tal como se esperaba en este caso específico. Las consideraciones iniciales giraron en torno a fluidos limpios en base a salmueras de Cloruro de Calcio, Bromuro de Calcio, Bromuro de Zinc y combinaciones de Formiatos de Cesio y Potasio (para un mínimo contenido de sólidos), así cómo la opción de fluidos 100% aceite con la utilización de Barita u Orimatita más un reductor de abrasividad, en el caso de las formulaciones con Orimatita. Los criterios de selección del fluido de perforación para este pozo se basaron en los resultados obtenidos de los siguientes ensayos a nivel de laboratorio:

Etapa I • Propiedades reológicas a condiciones de laboratorio (Fann 35A) y de abrasividad. • Propiedades reológicas a condiciones de P y T (Fann 70).

Etapa II • Hinchamiento lineal. • Erosión / Dispersión.

Etapa III • Sellado de apertura de poros • Prueba de decantamiento simulando potenciales condiciones estáticas del fluido por

tiempos prolongados.

Etapa IV • Permeabilidad en retorno.

De un total de más de 70 ensayos pilotos de laboratorio con diferentes formulaciones base

DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA aceite y base agua, se seleccionaron dos de los mejores perfiles reológicos para cada opción de fluidos, igualmente base agua y base aceite, y las mismas fueron sometidas a los análi sis subsiguientes fundamentados en los siguientes objetivos: • Evaluación del perfil reológico a formulaciones 100% aceite y de formiato de sodio

densificadas con Orimatita, a fin de obtener las más óptimas que garantizaran la menor densidad equivalente de circulación (ECD) posible durante la perforación de la fase 5 7/8”. • Identificación de las formulaciones base aceite y base agua con los mejores perfiles

reológicos y con menor porcentaje de abrasividad mediante el uso de aditivos reductores de abrasividad, y teniendo en cuenta los bajos caudales de bomba anticipados para la sección de 5- 7/8” del pozo VLA-1445X. • Evaluación de formulaciones base agua con formiato de sodio y densificadas con Orimatita

como alternativas de menor contenido de sólidos a la opción 100% aceite. • Evaluación de costos de las mejores opciones base agua y base aceite densificadas con

Orimatita hasta una densidad final de 19.5 lbs/gal. • Seleccionar según el consenso del equipo de trabajo el fluido para el pozo VLA 1445X en la

fase 5 7/8”, tomando también como soporte el resultado de los ensayos realizados con recortes del

pozo VLA-711 y los demás ensayos complementarios.

FASE EXPERIMENTAL Para lograr el objetivo antes planteado, se realizaron una serie de pruebas en el laboratorio simulando las condiciones a ser encontradas en la situación real de campo. La matriz de pruebas se llevó a cabo por etapas, a través de las cuales se fueron ajustando las formulaciones hasta obtener un sistema óptimo. Los resultados de los ensayos se encuentran resumidos a continuación:

Etapa I - Propiedades reológicas y de abrasividad Las Tablas 1 y 2 a continuación muestran la formulación 100% aceite escogida, entre las varias DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA otras igualmente evaluadas, en base a un perfil reológico que generara el menor ECD posible a las condiciones anticipadas de operación del pozo. Este perfil reológico al mismo tiempo debía garantizar unas adecuadas propiedades de suspensión del material densificante OrimatitaMR en conjunto con los otros sólidos, y cuyo contenido porcentual en un barril final de fluido era de alrededor 38% v/v. Igualmente se puede observar en ambas Tablas (1 y 2) las propiedades reológicas básicas, cuyos valores se pueden considerar muy aceptables, o más precisamente no demasiado excesivos, considerando el alto contenido de sólidos que se requiere para obtener una densidad final de 19.5 lbs/gal. La Tabla 2 muestra el perfil reológico a condiciones de P y T (Fann 70), y en el mismo se puede apreciar que predomina el efecto presión sobre el efecto temperatura en el perfil reológico de la formulación seleccionada.

Tabla 1. Formulación y Propiedades del Fluido Base Aceite con mejor perfil después de envejecido a 300°F y 200 psi por 16 hrs.

Formulación # 14 Concentración Propiedades Valores Aceite mineral 0.59 Densidad 19.5 lpg Emulsificante pasivo 6.0 Lectura 600/300 81 / 44 Cal hidratada 10.0 Lectura 200/100 30 / 16 Viscosificante Polimérico 2.0 Lectura 6/3 3 / 2 Agente de Suspensión 1.5 Geles 10”/10’ 3 / 6

Hematita (OrimatitaMR) 575.0 Visc. Plástica 37 Agente Humectante 6.0 Punto Cedente 7 Modificador Reológico 0.25 Abrasividad 0.35 CaCO3 dimensionado 60.0

Abrasividad mg/min 0.36 Las formulaciones base agua analizadas giraron en torno a salmueras de formiato de sodio y potasio como alternativas de menor contenido de sólidos a la opción base aceite, y también dada la posibilidad de poder reciclar algún volumen de salmuera de formiato de sodio de otras operaciones de Pdvsa en el área. Las Tablas 3 y 4 muestran la formulación y propiedades reológicas básicas y a condiciones de P y T, así como el valor de abrasividad resultante, de la opción base agua escogida en el proceso de pre-selección de formulaciones para ensayos especializados sub-siguientes. Se tomó igualmente como criterio de pre-selección el perfil reológico del menor ECD generado posible a las condiciones anticipadas de operación, así como óptimas características de suspensión. Tabla 3. Formulación y Propiedades del Fluido Base Agua con mejor perfil después de envejecido DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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Formulación # 7 Conccentración Propiedades Valores Formiato de Sodio, 10.8 lpg 0.713 Densidad 19.5 lpg Estabilizador de pH 0.25 Lectura 600/300 92 / 50 Agente control de filtrado HPHT 3.0 Lectura 200/100 38 / 24 Viscosificante ( Goma xántica clarificada) 0.35 Lectura 6/3 11 / 9 Hematita (OrimatitaMR) 465.7 Geles 10”/10’ 14 / 38

CaCO3 dimensionado 30.0 Visc. Plástica 42 Reductor de Abrasividad 1.5 Punto Cedente 8 Abrasividad mg/min 0.18

Etapa II – Comportamiento del Hinchamiento Lineal y Erosión/Dispersión sobre Muestras de Arcillas de los Fluidos Base Agua y Base Aceite Más que todo por evaluar el grado de reactividad de la opción base agua y no para la opción base aceite por su condición naturalmente inhibida (fluido 100% aceite), se corrieron pruebas de hinchamiento lineal sobre un núcleo de arcilla comercial compactado, escogido este tipo en consenso conjunto por la mesa de trabajo. Se escogieron tres tipos de fluidos al cual se expuso la muestra de arcilla comercial, de la siguiente manera: • Agua fresca, para simular el peor escenario desde el punto de vista inhibitorio. • Formulación base agua en base a formiato de sodio, según preselección de la Etapa 1. • Formulación base 100% aceite, igualmente según preselección de la Etapa 1.

Los resultados de la prueba de Hinchamiento Lineal se presentan en la Tabla 5.

Tabla 5. Resultados del Hinchamiento Lineal de Arcilla (Agua y Formulaciones Base Agua y Base Aceite). Escenarios Evaluados en Prueba de Hinchamiento Lineal % Hinchamiento a las 90 Hrs.


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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA INGENIERIA PETROLERA Agua 39.439


Formulación Base Aceite * 0.085 Fluido Formiato de sodio de 19.5 lpg 23.913 * Mejor perfil de hinchamiento lineal. Las formulaciones base agua analizadas giraron en torno a salmueras de formiato de sodio y potasio como alternativas de menor contenido de sólidos a la opción base aceite, y también dada la posibilidad de poder reciclar algún volumen de salmuera de formiato de sodio de otras operaciones de Pdvsa en el área. Las Tablas 3 y 4 muestran la formulación y propiedades reológicas básicas y a condiciones de P y T, así como el valor de abrasividad resultante, de la opción base agua escogida en el proceso de pre-selección de formulaciones para ensayos especializados sub-siguientes. Se tomó igualmente como criterio de pre-selección el perfil reológico del menor ECD generado posible a las condiciones anticipadas de operación, así como óptimas características de suspensión. Tabla 3. Formulación y Propiedades del Fluido Base Agua con mejor perfil después de envejecido a 300°F y 200 psi por 16 hrs. Formulación # 7 Conccentración Propiedades Valores Formiato de Sodio, 10.8 lpg 0.713 Densidad 19.5 lpg Estabilizador de pH 0.25 Lectura 600/300 92 / 50 Agente control de filtrado HPHT 3.0 Lectura 200/100 38 / 24 Viscosificante ( Goma xántica clarificada) 0.35 Lectura 6/3 11 / 9 Hematita (OrimatitaMR) 465.7 Geles 10”/10’ 14 / 38 CaCO3 dimensionado 30.0 Visc. Plástica 42 Reductor de Abrasividad 1.5 Punto Cedente 8 Abrasividad mg/min 0.18 Etapa III – Pruebas de Sello (PPT) y Decantamiento en Prolongadas Condiciones Estáticas Luego de los resultados de los ensayos de la Etapa II, en la mesa de trabajo se planteó continuar con la evaluación de la formulación base aceite con carbonato de calcio dimensionado para crear un sello efectivo en las microfracturas. Se decidió simular una permeabilidad de 1600 md, para lo cual se seleccionó el disco de cerámica que más se acercaba a dicha propiedad (un disco de 35μ). La Tabla 8 muestra los resultados de la prueba de taponamiento de partículas (PPT) a una temperatura de 250°F y un diferencial de presión de 500 psi. Tabla 8. Prueba de Sello (PPT) – Formulación Base Aceite. Prueba de Sellado de Apertura de Poro con Disco de 35μ @ 250 °F – 500 psi. Tiempo de Recoleccion , minutos mls 1ro. Filtrado mL, 1 min 0 2do. Filtrado mL, 5 min 0 DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA 3ro. Filtrado mL, 7,5 min 0 4to. Filtrado mL, 15 min 0 5to. Filtrado mL, 25 min 0 6to. Filtrado mL, 30 min 0 “Spurt Loss”, mL 0 PPT Filtrado, mL/30 min 0 Veloc. de Filtración Estática, mL/30 min 0 Las pruebas de decantamiento que se diseñaron y realiz aron buscaban simular el comportamiento del fluido bajo condiciones estáticas en prolongados períodos de tiempo, y así poder predecir la severidad de este potencial problema si realmente se tuviera esta condición hipotética durante las operaciones reales en el pozo, y eventualmente poder tomar medidas operacionales que evitaran esta situación. Los resultados de estos ensayos se aprecian en la siguiente Tabla 9: Tabla 9. Prueba de Decantamiento del Fluido Base Aceite en Condiciones Estáticas. Seguimiento Prueba de Decantamiento, % Fluidos OBM, lbs/gal 19.5 18.0 17.0 16.0 15.0 7mo. Día 40 32 36 36 56 Resultados Prueba de Decantamiento (después de 7 Días @ 180°F) % Decantamiento, %v/v (“Top-Oil separation”) 40 32 36 36 56 Etapa IV – Pruebas de Retorno de Permeabilidad Luego de realizar todas las pruebas de laboratorio con la formulación base aceite y haber logrado unas características óptimas del fluido de perforación, se realizaron dos pruebas de daño, una con la formulación base aceite convencional con arcilla y lignito organofílico, y la otra con una formulación base aceite polimérica. Estas pruebas se realizaron con núcleos de Berea y los resultados se muestran en las Figuras 2 y 3 a continuación, donde el porcentaje de retorno de permeabilidad fue superior en la formulación polimérica (90.3%) al de la formulación convencional (62.8%). LABORATORIO INDEPENDIENTE. ANALISIS ESPECIALES DE NUCLEOS PERMEABILIDAD EN RETORNO COMPAÑIA : BAROID MUESTRA Nº : BEREA 1 POZO : VLA 1445X (BEREA 1) PROFUNDIDAD : pies CAMPO : LAGOMAR POROSIDAD : 18.8 por ciento K KLINKENBERG : 199 md Sw IRREDUCIBLE : 25.0 por ciento Crudo VLA - 1402 Ko @ Swi ( Kli ) : 54.1 md Propiedades del Petróleo (Crudo Muerto) AREA : 11.25 cm² 33 º API Vicosidad 1,42 cps @ 210 °F Factor de Corrección Volumétrico: 1.070 Barriles de Petróleo @ 210 °F por Barril de Petróleo a 60 °F Tasa de Flujo del Permeabilidad Relación de Perdida de Fluido Fluido Laboratorio, cc/min, Permeabilidad al en Retorno Daño Filtrado, Producido Inyectado q Liquido (Kl), md Kl / Kli RD = 1- Kl / Kli 16 horas Crudo OBM 2.00 34.0 0.628 0.372 52.80 CONVENCIONAL

Figura 2. Resultados de la prueba de daño con fluido OBM Convencional. DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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LABORATORIO INDEPENDIENTE ANALISIS ESPECIALES DE NUCLEOS

PERMEABILIDAD EN RETORNO COMPAÑIA : BAROID MUESTRA Nº : BEREA 2 POZO : VLA 1445X (BEREA 2) PROFUNDIDAD : pies CAMPO : LAGOMAR POROSIDAD : 21.0 por ciento K KLINKENBERG : 188 md Sw IRREDUCIBLE : 23.0 por ciento Crudo VLA - 1402 Ko @ Swi ( Kli ) : 58.0 md Propiedades del Petróleo ( Crudo Muerto) AREA : 11.25 cm² 33 º API Vicosidad 1,42 cps @ 210 °F Factor de Corrección Volumétrico: 1.070 Barriles de Petróleo @ 210 °F por Barril de Petróleo a 60 °F Tasa de Flujo del Permeabilidad Relación de Perdida de Fluido Fluido Laboratorio, cc/min, Permeabilidad al en Retorno Daño Filtrado, Producido Inyectado q Liquido (Kl), md Kl / Kli RD = 1- Kl / Kli 16 horas Crudo OBM 2.00 52.4 0.903 0.097 71.10 POLIMÉRICO

Figura 3. Resultados de la prueba de daño con fluido OBM Polimérico.

CONTINGENCIAS OPERACIONALES ADOPTADAS PARA OPTIMIZAR LOS TIEMPOS DE RESPUESTAS EN CASOS DE PROBLEMAS POTENCIALES. Ventana Operacional de Posibles Tratamientos al Fluido de Perforación en Caso de Posibles Influjos Una vez seleccionada la formulación del Fluido de Perforación y en la continuación del desarrollo de los ensayos de laboratorio de fluidos, se discutieron varios escenarios probables al comenzar la perforación del hoyo de 5-7/8” del pozo VLA-1445X, donde se estimaron varias tasas de influjo de diferentes tipos de fluido al pozo dada la experiencia previa al perforar 36 pies en la entrada original del pozo antes de ser suspendido. A fin de definir una matriz de pruebas adicionales de laboratorio y poder estar preparados ante posibles contingencias, se planteó simular influjos de magnitud variable y bajo escenarios distintos cómo los que siguen: • Escenario A: Simulando influjo de crudo y agua de fo rmación. • Escenario B: Simulando influjo de Crudo 100%. • Escenario C: Simulando influjo de Agua de formación 100 %.

Cada uno de los escenarios A, B, y C fueron estudiados a tasas de influjo de 5, 10, 15, 20 y 30 bbls/hora. Una vez obtenidos los resultados de los ensayos de simulación, los mismos se plasmaron gráficamente para analizar según cada situación y ver hasta qué punto se podía: • Permitir influjos contro lados al pozo y con una ventana operacional facilitada por una técnica

de perforación bajo balance “Flow Drilling”, con la finalidad de equilibrar la columna hidrostática

y evitar excesivas pérdidas de circulación. • Establecer el tiempo máximo de exposici ón a cada magnitud de los influjos basados en el

menor


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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FACULTAD DE INGENIERIA INGENIERIA PETROLERA impacto a las propiedades del fluido de perforación.


• Definir cuando debería descartarse el fluido de perforación por excesiva contaminación del

fluido en el hoyo, evitar la contaminación del resto del sistema y conservar así la mejor rentabilidad posible del proyecto. Todos estos ensayos apuntaron a tratar de simular en forma anticipada las posibles condiciones reales del pozo y tener ya definidas las posibles soluciones ante cualquiera de estas situaciones. Los resultados de las pruebas permitieron obtener las siguientes conclusiones para el Escenario A (influjo combinado de crudo y agua de formación, Figura 2): • La incorporación de crudo y agua de Formación en una relación volumétrica 60/40 genera

reologías en el fluido base aceite polimérico similares a la formulación original, lo cual lo hace manejable para la perforación de la sección de 5 7/8” del pozo VLA -1445X. • Se debía evitar grandes influjos de crudo y agua de formación (por encima de 50 %v /v) durante la perforación “Flow Drilling”, que pudiera incrementar excesivamente el contenido

de agua en el fluido y provocar así la hidratación de arcillas y lutitas reactivas de la formación, o el descarte de fluido para evitar tratamientos con emulsificantes fuertes que seguramente pudieran alterar la permeabilidad del yacimiento. Figura 4. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 60/40 agua-crudo. La Figura 5 muestra el tiempo máximo permitido de ratas de influjo simulando entrada de sólo crudo de formación al pozo (Escenario B). Los resultados de estas pruebas permitieron sacar las siguientes conclusiones para este escenario: • Tomando en cuenta que se contaminó con un crudo proveniente del Pozo VLA -1402 el cual

no contenía nada de agua, la incorporación de crudo en el sistema base aceite disminuyó en forma muy leve los valores reológicos, incluyendo los geles. • Después de envejecido rotativamente @ 300ºF las muestras contaminadas con crudo, el

valor de los geles aumentó en forma muy leve. Al presentarse esta situación, se utilizó para DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA su tratamiento la adición de viscosificante polimérico (0.5 lbs/bbl) para ajustar las propiedades reológicas a niveles similares al fluido original antes de la contaminación. • El fluido contaminado con crudo después de envejecido y acondicionado con 0.5 lbs/bbl de

viscosificante polimérico mostró mejoras en el punto cedente y los geles en todos los casos evaluados. • Se acordó evitar grandes influjos de crudo durante la perforación, por encima de 30 y 40

%v/v, los cuales pudieran causar drásticas disminuciones de los valores reológicos, siendo estos sin embargo problemas de aún solución al realizar el tratamiento recomendado. Figura 5. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 100% crudo. Los resultados de las pruebas permitieron obtener las siguientes conclusiones para el Escenario C (influjo de agua 100%): • La incorporación de agua de formación en el sistema base aceite polimérico aumentó en

forma significativa los valores reológicos, pero sin embargo presentó valores aún manejables en comparación con la opción base aceite convencional viscosificada con arcilla organofílica. El valor de la estabilidad eléctrica disminuyó proporcionalmente en la medida que se incrementaba el contenido de agua en el fluido. Para valores de 20 y 30 bbls/hr se observó en forma muy leve humectación del material densificante. El fluido de perforación tratado mejora sus propiedades reologicas, se debe tratar de evitar un contenido de agua mayor a 10% sin el uso de los emulsificantes fuertes que puedan alterar la mojabilidad natural de la formación. La Figura 6 ilustra las diferentes ratas de influjo de agua de formación solamente (Escenario C). Figura 6. Tiempo máximo permitido de incorporación de influjo 100% agua. Simulación de Posible Formación de Emulsiones en el Pozo en Función del Tipo y Cantidad de Posibles Influjos Con esta evaluación de laboratorio se quiso evaluar el efecto de una posible emulsión del fluido base aceite ya seleccionado con agua de formación con una salinidad estimada de 60,000 ppm de Cl-, y simulando la entrada al pozo de un influjo de crudo-agua de formación, de acuerdo al DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA Escenario C ya descrito. La metodología adoptada para esta evaluación fueron las siguientes: • Todas las muestras fueron co ntaminadas hasta obtener un contenido final de agua de 10

%v/v. • La velocidad de rotación del mezclador (rpm) y el tiempo de mezclado fueron fijados a

dos condiciones: 1,500 rpm y 7 min; y 6,500 rpm y 17 seg, con el objeto de simular la posible mezcla del fluido de perforación y agua de formación bajo condiciones dinámicas anticipadas a nivel de los estabilizadores y durante los fondo-arriba. • La temperatura de prueba para observar la separación se estableció en 200°F, a fin de

simular lo más aproximadamente posible las condiciones de fondo del pozo. • El tiempo máximo de observación fue fijado en 1 hora, considerando el tiempo estimado

del fondo arriba. Se observó una separación de agua en todos los casos, como se muestra en las Figuras 7 y 8 a continuación: CONCLUSIONES Dadas las condiciones anticipadas para la perforación del hoyo de 5-7/8” del pozo VLA-1445X se concluye técnicamente lo siguiente: 1. Adoptar la técnica de “Flow Drilling” para la perforación en vista de sus múltiples ventajas

operacionales y de menor riesgo operacional como disminución del daño a la formación, reducción del potencial de pérdidas de circulación en las formaciones de calizas fracturadas, eliminación del riesgo de pegas diferenciales de tubería, mejora de la productividad, incremento substancial de la tasa de perforación y el poder probar la zona productora en tiempo real. 2. El valor de ECD es bastante sensible al perfil reológico del fluido de perforación que se seleccione. Una adecuada predicción del ECD requirió el uso del programa hidráulico DFG+ con el Módulo DrillAhead® de la compañía Baroid, ya que el mismo considera la mayor cantidad de variables y parámetros de la perforación que la mayoría de modelos hidráulicos, lo que garantiza unas mejores predicciones hidráulicas. El uso de programas hidráulicos que no DISEÑO DEL FLUIDO DE PERFORACION

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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA consideran la mayoría de los parámetros de perforación generalmente conducen a predicciones hidráulicas por encima o por debajo de los valores reales. 3. La opción de perforación escogida fue el fluido 100% aceite densificado con hematita (Orimatita) a 19.5 lbs/gal ya que exhibe: • Mejores propiedades reológicas @ 300 °F, lo que se traduce en menor ECD en fondo.

Se obtuvieron formulaciones base aceite de buen perfil reológico @ 19.5 lbs/gal para perforar la sección de 5-7/8” del pozo VLA-1445X, teniendo en cuenta las exigentes condiciones anticipadas del mismo. • Mayor integridad de la roca al soportar 64 horas de rolado en caliente con sólo 5% de

erosión y dispersión, mientras que la opción base agua presentó 61% de erosión/dispersión en iguales condiciones de prueba, la cual se realizó con lutitas del tope de los miembros Maraca, Lisura y Apón del pozo vecino VLA-711. • Como era de esperarse, el menor hinchamiento lineal observado fue en presencia del

fluido 100% aceite (<1%). • Se perforó con ROP < 7 pph. En esta circunstancia tomó más soporte la utilización del

sistema 100% aceite. 4. Aun cuando no se corrió en el pozo motivo de este trabajo, se reconoció la necesidad de considerar el uso de la herramienta PWD para monitorear el comportamiento de este tipo de pozos críticos, y tener así la capacidad de controlar la operación en tiempo real y correlacionar con el modelo hidráulico más adecuado. 5. Se evaluó el comportamiento de los polímeros viscosificantes en cuanto a reducción de abrasividad y propiedades reológicas. Este tipo de productos tienen un protocolo de mezclado sencillo y rápido, lo cual los hace más práctico para uso en el taladro dada su más fácil y rápida solubilidad en el aceite mineral (Vassa LP-90). 6. Al aumentar la concentración del agente humectante en los ensayos se observaron mejores propiedades reológicas y menores abrasividades. En base a esto, para la preparación del fluido


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UNIVERSIDAD MAYOR DE SAN ANDRES FLUIDOS DE PERFORACION FACULTAD DE INGENIERIA PET-217 INGENIERIA PETROLERA base aceite en el pozo se recomendó agregar el agente humectante por etapas, conjuntamente con la hematita (Orimatita), a fin de lograr una mejor humectación de la misma. Esto puede resultar crucial en cuanto al rendimiento del producto y la reología y nivel de abrasividad final resultante. 7. En caso de presentar pérdidas severas desde el inicio de la sección de 5 7/8”, el equipo de trabajo recomendó cambiar el tipo de fase continua de aceite mineral por diesel, con la finalidad de disminuir al mínimo el impacto en costo por fluidos de perforación y se continuara garantizando la integridad mecánica y química del pozo. 8. Finalmente, ante la presencia de influjos de agua y la amenaza de pérdidas severas de circulación se planteó utilizar un fluido de sacrifico, dada la intención de perforar sólo 125’

dentro de la Formación Maraca donde se estimaban tiempos de exposición menores a tres días para realizar una corrida de registros básicos y obtener información del yacimiento para futuras decisiones. 9. Implementar las siguientes prácticas de campo: • Manejar en lo posible bajas ra tas de perforación y permitir reducir cualquier posible

ensanchamiento de las fracturas en las calizas ante densidades equivalentes de circulación elevadas. • Controlar el caudal de bomba a niveles mínimos que garantizaran la limpieza del hoyo pero

que evitaran excesivos incrementos en el ECD resultante. • Minimizar el efecto surgencia y suabeo durante los viajes, realizando en forma suave los

movimientos de la tubería en las conexiones o en los viajes, controlado por las gráficas de simulación hidráulicas (Figuras 9 y 10). • Evaluó configuraciones de BHA que minimizaron el ECD. • Romper geles durante los viajes, a fin de minimizar altas presiones de bomba en fondo para

romper circulación fue otra práctica operacional ensayada que permitió continuar con las operaciones sin mayor contratiempo.


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Diseño Del Fluido de Perforacion

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