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La utilización de fluido a base de petróleo paralas operaciones de perforación puede traer apa-rejada una compensación asociada de ventajas ydesventajas en lo que respecta al daño de la for-mación. Las pruebas de laboratorio demuestranniveles variables de daño de la formación y undeterioro de la terminación de pozos asociadocon el empleo de fluidos a base de petróleo parala perforación de yacimientos. Estos resultadosde laboratorio son sustentados por datos decampo. Para un perforador, los lodos a base depetróleo controlan las lutitas reactivas, mejoranlas velocidades de penetración y aumentan la efi-ciencia general de la perforación. Para uningeniero de terminación de pozos, las paredesdel pozo, los sólidos perforados y el revoque defiltración humedecidos con petróleo planteandesafíos en lo que respecta a las operaciones determinación de pozos.

Idealmente, un lodo que posea tanto las pro-piedades externas del petróleo para la perforacióncomo las características externas del agua paralos procesos de terminación de pozos proporcio-naría la solución definitiva en lo que respecta aeficiencia de perforación y desempeño del pozo.Los avances registrados en la química de los lodosde perforación ahora permiten a los perforadoreselegir la mejor de las dos alternativas: utilizar unlodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en

inglés) durante la perforación para aumentar laeficiencia, reducir el riesgo y estabilizar el pozo, yluego convertir el OBM en un lodo a base de agua(WBM, por sus siglas en inglés) para mejorar lalimpieza y minimizar el deterioro de la termina-ción. En este artículo se analiza el desarrollo deun fluido de perforación de emulsión reversible,de doble finalidad, y se demuestra cómo un ope-rador está aplicando esta tecnología para mejorarla productividad.

Deterioro del desempeño del pozoEl deterioro de la productividad de un pozo comoresultado del empleo de un fluido de perforacióna base de petróleo se manifiesta de diversas for-mas. Puede ocurrir dentro de la roca yacimiento oen la pared del pozo o puede estar relacionadocon el taponamiento del equipo de terminación ylos empaques de grava como consecuencia deldesplazamiento deficiente del lodo a base depetróleo y del revoque de filtración humedecidocon petróleo.

Las partículas de sólidos grandes presentesen el lodo forman un revoque de filtración en lacara de la roca yacimiento cuando el filtrado delodo invade la matriz de la roca. Las partículasmás pequeñas existentes en el filtrado puedenagregarse y bloquear las gargantas de poro, for-mando un revoque de filtración interno

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

Syed AliChevronTexacoHouston, Texas, EUA

Mike BowmanNueva Orleáns, Luisiana, EUA

Mark R. LuysterArvind PatelCharles SvobodaM-I SWACOHouston, Texas

R. Andrew McCartyChevronTexacoCabinda, Angola

Bob PearlChevronTexacoNueva Orleáns, Luisiana

CLEAN SWEEP, DeepSTIM, QUANTUM maX y VDA (ÁcidoDivergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger.FazeBreak y FazePro son marcas de M-I SWACO.

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.

1. Bailey L, Boek ES, Jacques SDM, Boassen T, Selle OM,Argillier J-F y Longeron DG: “Particulate Invasion fromDrilling Fluids,” artículo de la SPE 54762, presentado en laConferencia Europea sobre Daño de la Formación de laSPE, La Haya, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

2. Ballard TJ y Dawe RA: “Wettability Alteration Induced byOil-Based Drilling Fluid,” artículo de la SPE 17160, pre-sentado en el Simposio sobre Control del Daño de laFormación de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al 9de febrero de 1988.

Invierno de 2004/2005 67

(arriba).1 Los revoques de filtración humedeci-dos con petróleo, particularmente aquellos quese desarrollan dentro de la formación, suelen serresistentes a la interacción química y tienensuperficies expuestas pequeñas, lo que limita aúnmás la eliminación mecánica de los químicos.

El petróleo invasor transporta diversos surfac-tantes mejoradores de la mojabilidad al agua haciael interior de la formación. Si bien estos surfactan-tes son necesarios para estabilizar las emulsionesde agua en petróleo, los que atraviesan las gargan-tas de poro del yacimiento pueden modificar elestado húmedo natural haciendo que pase de unestado humedecido con agua a un estado humede-

cido con petróleo, proceso que impide el flujo dehidrocarburos a través de la matriz de la rocadurante la producción.2 Las pruebas han demos-trado que una garganta de poro humedecida conpetróleo no sólo restringe el flujo de hidrocarburossino que puede aumentar la movilidad de las partí-culas finas, las arcillas u otras partículas de rocasfinas. Una vez que adquieren movilidad, estas par-tículas pueden obturar las gargantas de poro,reduciendo aún más la permeabilidad.

Después de la perforación, y antes de bajar elequipo de terminación de pozos, el fluido del pozosuele ser desplazado por un fluido de terminacióna base de agua, normalmente una solución de

varias sales. Durante este desplazamiento, secolocan en la solución lavados químicos y espa-ciadores viscosos que hacen que las superficiesqueden humedecidas con agua, a la vez queayudan a eliminar del pozo el lodo a base depetróleo y el material residual humedecido con

Fluj

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lodo

Lodo

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Interfase revoquede filtración/roca

Revoque defiltración interno

Revoque defiltración externo

Revoquede filtracióndepositadodurante laperforación

Perforación Terminación

Fluido determinación

Filtros

Lodo a basede petróleono desplazado

Filtrostaponadoscon revoqueagregadoprovenientede la pareddel pozo

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> Desempeño reducido del pozo con revoque de filtración residual depositado por el lodo a base de petróleo. Du-rante la perforación, el filtrado se dirige hacia la roca yacimiento permeable, dejando atrás el revoque de filtracióninterno y externo que se observa en la micrográfica (izquierda). Los surfactantes mejoradores de la mojabilidad alpetróleo, transportados con el filtrado, a menudo alteran el estado de humidificación de las gargantas de poro pro-ductivas 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 gar-gantas de poro, y la movilización de finos producen daño de la formación. Una vez desplazado el lodo con fluido determinación y luego de emplazado el aparejo de producción en su lugar, el lodo a base de petróleo no desplazadoresidual, contaminado con fluidos de desplazamiento, sólidos perforados y revoque de filtración agregado desalo-jado del pozo, puede taponar los filtros y los empaques de grava, reduciendo el desempeño del pozo (derecha).

68 Oilfield Review

petróleo. No obstante, debido a estar humedecidocon petróleo, los revoques de filtración de lodo abase de petróleo y otros materiales humedecidoscon petróleo depositados durante el proceso deperforación no resultan fáciles de dispersar o eli-minar con productos químicos de limpieza.3 Lasemulsiones compuestas de lodo a base de petróleono desplazado y los fluidos de desplazamiento amenudo permanecen dentro del pozo. Una vezque comienza la producción, el flujo provenientedel yacimiento puede movilizar estos materialeshumedecidos con petróleo, taponando el equipode terminación de pozos y los empaques de grava.

El daño de la formación que resulta de la depo-sitación del revoque de filtración humedecido conpetróleo externo o interno, los efectos de los sur-factantes, la obturación o la movilización de finos,y el taponamiento del equipo de terminación depozos y los empaques de grava, pueden deteriorarsustancialmente el desempeño del pozo, indepen-dientemente de que el mismo haya sido destinadoa producción o a inyección. La solución más obviapara evitar el deterioro de la productividad rela-cionado con el lodo a base de petróleo consistiríaen perforar el yacimiento con lodo a base de agua.Sin embargo, los ingenieros a menudo utilizan flui-dos de perforación a base de petróleo paraminimizar el riesgo y alcanzar en forma eficaz losobjetivos de la perforación extendida.

Emulsiones inversasA mediados de la década de 1990, los problemasasociados con la limpieza del lodo a base depetróleo durante las operaciones de terminación

de pozos indujeron a los investigadores e inge-nieros de M-I SWACO a investigar la posibilidadde desarrollar un lodo a base de petróleo conuna emulsión reversible.

Una emulsión se forma entre dos líquidoscuando se reduce la tensión interfacial de losmismos, lo que permite que se forme una disper-sión estable de gotitas finas—la faseinterna—en la fase continua o externa. Lareducción de la tensión interfacial entre fluidosdisímiles a menudo requiere la presencia de unmaterial bipolar; es decir, una molécula quetenga solubilidad parcial en ambas fases.

En aplicaciones de perforación, el petróleose puede emulsionar en la fase acuosa del WBM,formando lo que se denomina una emulsióndirecta. En el OBM, la fase acuosa está emulsio-nada en petróleo, lo que se conoce comúnmentecomo emulsión inversa.

Para formar una emulsión, las moléculasbipolares se acomodan en la interfase de lasfases agua y petróleo. La orientación de los com-puestos bipolares en la interfase de agua enpetróleo (W/O, por sus siglas en inglés) deter-mina el tipo de emulsión. La química y laresistencia del grupo polar hidrofílico, en compa-ración con el grupo no polar lipofílico,determinan si la emulsión se forma como petró-leo en agua (O/W, por sus siglas en inglés) ocomo agua en petróleo (W/O, por sus siglas eninglés).4 Con ciertos surfactantes, la variación dela alcalinidad del fluido puede modificar la resis-tencia del grupo polar hidrofílico, cambiando asíla naturaleza de la emulsión (arriba). Este

hallazgo condujo a los investigadores a desarro-llar el sistema de fluido de perforación deemulsión inversa FazePro. Mediante el ajuste dela alcalinidad del fluido de perforación, los inge-nieros pueden invertir la emulsión haciendo quepase de W/O a O/W y nuevamente a su estadomojable por petróleo original (abajo). Durante laperforación, el sistema FazePro es mojable porpetróleo pero, durante la terminación, la adiciónde ácidos invierte la emulsión, convirtiendo ellodo residual y el revoque de filtración de hume-decido con petróleo a humedecido con agua.

La inversión de la emulsión modifica lascaracterísticas de superficie mojable de los sóli-dos, haciendo que pasen de estar humedecidoscon petróleo a estar humedecidos con agua. Estoes importante porque la inversión modifica las

Lodo a base de petróleo

Gotitade agua

Gotita depetróleo

Lodo a base de agua

Petróleo

Compuesto bipolar (o surfactante)

Agua

Fracción lipofílicadel compuesto bipolar

BajaAlcalinidad

Alta

Adición de ácido tal como ácido acético o ácido clorhídrico

Adición de una base talcomo el hidróxido de calcio

Fracción hidrofílicadel compuesto bipolar

> Ajuste de la alcalinidad para revertir la emulsión. El agregado de compues-tos ácidos o básicos al fluido de perforación tiene el efecto de modificar laresistencia iónica de la fracción hidrofílica del compuesto surfactante. Comoresultado, se crean emulsiones directas (petróleo en agua) (izquierda) o indi-rectas (agua en petróleo) (derecha). Esto permite que un fluido externo alpetróleo se convierta en un fluido externo al agua mediante el agregado deun compuesto disparador, tal como el ácido clorhídrico, y que luego vuelva acambiar mediante la adición de una base tal como el hidróxido de calcio.

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

Invierno de 2004/2005 69

los activos más grandes y prolíficos de la compa-ñía. Estos yacimientos maduros producen más de71,505 m3 [450,000 barriles] de petróleo diarios.Como los operadores de muchos campos petrole-ros longevos, los ingenieros de ChevronTexacoque trabajan en Cabinda utilizan técnicas moder-nas de recuperación secundaria por inyección deagua para ayudar a impulsar la recuperación ymantener la presión de yacimiento.

Esta porción del área marina de África Occi-dental plantea numerosos desafíos en términos deperforación. Las dificultosas trayectorias de pozosy las severas condiciones de perforación a menudoson abordadas mediante la utilización de OBMpara aumentar la eficiencia y reducir el riesgo deperforación. No obstante, después de perforar lassecciones yacimiento con OBM, los ingenierosobservaron que la inyectividad era inferior a laesperada y resultaba difícil de remediar.

Para abordar este problema de inyectividad,los investigadores del centro de soporte de inge-

niería de ChevronTexaco en Houston implemen-taron una serie de experimentos y simulacionesdestinados a mejorar el desempeño de los pozosinyectores en Cabinda. La primera serie de prue-bas consistió en un análisis de inyectividadefectuado en un núcleo de arenisca Berea conuna permeabilidad de 500 mD mediante la utili-zación de OBMs convencionales, representativosde los utilizados en Cabinda.5 A los fines com-parativos, se evaluó el sistema FazePro bajocondiciones idénticas.

Se estableció una tasa de inyección inicial através del núcleo de arenisca Berea con agua demar sintética filtrada que contenía 3% de clorurode potasio (KCl) en peso. Previo a la ejecución delas pruebas, se ajustó la densidad de cada fluidode perforación a 1,138 kg/m3 [9.5 lbm/gal] utili-zando carbonato de calcio. Durante un período dedos horas, los técnicos utilizaron un dispositivopara la realización de pruebas de filtración a altatemperatura y alta presión que opera a una pre-sión diferencial de 1,000 lpc [6.9 MPa] y a unatemperatura de 66°C [150°F] para depositar losrevoques de filtración del OBM y del sistemaFazePro en discos de arenisca Berea de 25 mm [1pulgada] de espesor. Luego se desplazaron loslodos con petróleo, seguido de agua de mar y, porúltimo, con un solvente y una mezcla de ácidoorgánico. El núcleo fue atravesado por cada unade las soluciones durante períodos específicos.Luego se estableció una inyectividad finalmediante la utilización del mismo fluido y las mis-mas técnicas que las empleadas para determinarla inyectividad inicial.

Estas pruebas demostraron que la pérdida deinyectividad causada por los revoques de filtra-ción depositados por el sistema FazePro puedenser revertidas, al menos en forma parcial, mien-tras que el daño ocasionado por el revoque defiltración del OBM es persistente (izquierda).

partículas sólidas presentes en el revoque de fil-tración, haciendo que pasen a un estado mojablepor agua, lo que permite que se disuelvan losaditivos de control de pérdidas de fluidos solu-bles en ácido, tales como el carbonato de calcio.La integridad del revoque de filtración se des-truye, lo que facilita una limpieza rápida ycompleta.

El sistema de fluidos de perforación FazeProproporciona el desempeño de perforación y elcontrol de formación de un fluido a base depetróleo con la eficiencia de eliminación delrevoque de filtración y las características nodañinas de un fluido a base de agua. Mediante lautilización de este sistema, los ingenieros logranoptimizar tanto las operaciones de perforacióncomo las operaciones de terminación de pozos.

Pozos de inyección en África OccidentalEn Cabinda, Angola, los campos petroleros ope-rados por ChevronTexaco representan algunos de

3. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P, Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P yParlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids inOpen-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions:Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículode la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europeasobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, 21 al 22de mayo de 2001.

4. El término lipofílico se refiere a una atracción que ejercesobre el aceite la superficie de un material o de unamolécula. Este término se aplica al comportamientomojable por petróleo de los químicos utilizados en trata-mientos, en relación con los lodos a base de petróleo. Porel contrario, hidrofílico significa que posee fuerte afinidadcon el agua.

5. La arenisca Berea se utiliza comúnmente en el laborato-rio para la ejecución de pruebas de inyección ypermeabilidad de retorno. Aunque natural, esta areniscaexhibe una estructura de poros heterogénea y una mine-ralogía con mínima anisotropía.

Sistemas FazePro

Limpieza del revoque de filtración de una areniscaBerea con una permeabilidad de 500 mD

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OBM

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

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

> Mejoramiento de la recuperación de la inyectividad. Para evaluar la recu-peración de la inyectividad se realizaron pruebas en un núcleo de areniscaBerea con una permeabilidad de 500 mD. Los sistemas FazePro formuladosen el laboratorio (izquierda) fueron probados y comparados con formulacio-nes similares de lodo a base de petróleo convencional (OBM, por sus siglasen inglés) (derecha). La primera prueba (azul) no contenía sólidos deperforación, mientras que la segunda y la tercera recibieron un 3% envolumen de sólidos de perforación simulados. En todas las pruebas, el lodode perforación residual y el revoque de filtración depositados fueronlimpiados con una solución de ácido acético al 10%. En la segunda prueba(rosa), el excesivo revoque externo, o borra, no fue eliminado previo a laacidificación. En la tercera prueba (marrón), la borra fue eliminadasuavemente sin perturbar el revoque de filtración sólido depositado en lacara del núcleo. La recuperación de la inyectividad para el sistema FazeProosciló entre un 25 y un 45%, mientras que todas las pruebas que utilizanOBM convencional indicaron un nivel de recuperación de cero.

Los investigadores de M-I SWACO llevaron a cabopruebas comparativas adicionales para estudiar elsistema. Utilizaron un simulador de terminaciónde pozos de laboratorio para depositar el revoquede filtración sobre un núcleo (arriba). Para desa-gregar el revoque de filtración se aplicó untratamiento con químicos de limpieza. El flujo defluido en la dirección de la producción extrajo elrevoque de la superficie de la roca y lo transportóa través de un filtro preempacado de malla 40/60.6

Las mediciones de caída de presión obtenidas através del filtro indicaron el taponamiento delmismo con revoque de filtración a base de petró-leo pero el revoque de filtración depositado por elsistema FazePro se desagregó y circuló a travésdel filtro con una pérdida de flujo mínima (pró-xima página, abajo).

A fin de validar estas pruebas de flujo linealen pequeña escala, los ingenieros de ChevronTe-xaco utilizaron su simulador de flujo radial delaboratorio para escalar los volúmenes y simularen forma más precisa el emplazamiento, despla-zamiento y limpieza del lodo en un régimen deflujo radial (derecha). Este equipo simula lastasas de flujo esperadas en condiciones decampo. En esta serie de pruebas, se comparó unlodo a base de petróleo, densificado a 1,234kg/m3 [10.3 lbm/gal] con carbonato de calcio,con un fluido de perforación FazePro densificadoen forma similar. Ambos sistemas de lodo conte-nían 99.8 kg/m3 [335 lbm/bbl] de sólidos deperforación simulados. El flujo de inyección ini-cial se estableció con agua de mar. El lodo se

hizo circular a 150°F, bajo una presión diferen-cial de 500 lpc [3.45 MPa], a través de un núcleode aloxita de 10 micrones, con un diámetrointerno de 76.2 mm [3 pulgadas], un diámetroexterno de 111.13 mm [43⁄8 pulgadas] y una longi-tud de 152.4 mm [6 pulgadas].7 Luego de unasecuencia de episodios de circulación y cierre,los técnicos desplazaron el lodo con petróleo,seguido de un sistema de limpieza con solvente y

surfactante para el OBM o de ácido acético al 10%con solvente mutuo al 5% e inhibidor de corrosiónpara el sistema FazePro. Se impregnó el paquetede limpieza durante una hora antes de estable-cer una inyección final con agua de mar. Luego deobtenidos los resultados de inyectividad, se indujoel contraflujo del agua de mar a través del núcleoen la dirección de producción. Una vez concluidala prueba, se obtuvo un perfil de inyectividad final.

70 Oilfield Review

> Evaluación de los sistemas FazePro en el flujo radial. El simulador de flujo radial que se encuentraen el laboratorio de ChevronTexaco permite a los ingenieros evaluar los efectos de la depositacióndinámica 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 trabajode 500 lpc [3.45 MPa] y velocidades de fluido de 106 m/min [350 pies/min]. El fluido a probar se hacefluir radialmente a través de un núcleo de roca con un pozo axial; el revoque de filtración es deposi-tado en la parte interna del pozo, simulando los perfiles de circulación de pozo reales.

Cámara de celdas Acumuladores Bomba centrífuga de gran volumen Controlador de la bomba

BPR*

BPR

BPR

Bomba de precisiónRecipientes detransferencia

Bombaneumática

Bomba desobrecarga

Transductores de presión

Cilindro de aire

Cilindro de desplazamiento hidráulico

Filtro determinaciónCompuertade lodo

Cámara defluido

Muestradenúcleo

Controlador de la bomba de precisión

* Regulador de contrapresión

Agua Fluido de perforaciónFluido de estimulación Fluido de terminación

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

Invierno de 2004/2005 71

Los resultados de la simulación del flujoradial indican que ni el desplazamiento inicialni el contraflujo subsiguiente lograron eliminarcompletamente del núcleo el revoque de filtra-ción OBM (arriba). El perfil de inyectividad parael OBM mostró cero inyectividad después de lalimpieza y 26% de inyectividad después del con-traflujo. El revoque de filtración del sistema

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

Fluido probado

OBM convencional

OBM FazePro

0.1 lpc

0.1 lpc

300 lpc

0.3 lpc

Caída de presión iniciala través del filtro

Caída de presión finala través del filtro

> Revoque de filtración en pruebas de núcleos. Se hizo fluir radialmente un lodo a base de petróleo convencional y un sistemaFazePro, a través de núcleos de forma tubular, dejando revoque de filtración en la cara interna del núcleo (color tostado) (extremosuperior derecho). Después de la limpieza y el flujo en dirección inversa, una cantidad considerable de revoque de filtración depo-sitado por el lodo a base de petróleo convencional permanece en el núcleo, mientras que en la cara del núcleo del sistema FazeProse 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 conun lodo a base de petróleo convencional (negro) indica una limpieza pobre y un 100% de pérdida de inyectividad (extremo superiorizquierdo). Si bien la permeabilidad de inyección con un lodo a base de petróleo convencional mejoró después del flujo en la direc-ción de la producción (púrpura), la inyectividad no fue sostenida.

2 4 6

Perm

eabi

lidad

, mD

8 10 12 140

Prueba de comparación de la permeabilidadcon un lodo a base de petróleo (OBM)

500

450

400

350

300

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200

150

100

50

0

500

450

400

350

300

250

200

150

100

50

02 4 6

Volumen, litros

8 10 12 140

Prueba de comparación de la permeabilidad con el sistema FazePro

Contraflujo de la producción

Inyección después del flujo de producción

Permeabilidad a la salmuera

Inyección inicial

Perm

eabi

lidad

, mD

6. Un filtro preempacado de malla 40/60 está constituido poruna arena de tamaño de tamiz 40/60 US, preinstalada enun arreglo de filtro.

7. Los discos de aloxita son núcleos sintéticos compuestosde óxido de aluminio.

FazePro fue eliminado completamente delnúcleo después del remojo en ácido. El perfil deinyectividad mostró 49% de inyectividad despuésdel remojo en ácido y 52% de inyectividad des-pués del contraflujo.

Con el soporte de los datos de simulación delaboratorio, los ingenieros de Cabinda perfora-ron el primero de tres pozos inyectoresmultilaterales utilizando OBM. Cuatro lateralesfueron perforados y desplazados con agua demar filtrada. Para la terminación se empleó untratamiento con un espaciador de solvente,varias circulaciones completas con agua de mar,píldoras cáusticas, un sistema de solventeCLEAN SWEEP para la eliminación del daño, unespaciador y una solución de ácido clorhídrico(HCl) al 15% que se mantuvo en contacto con elyacimiento durante 30 minutos.

Los dos últimos pozos de inyección multilate-rales fueron perforados luego con el sistemaFazePro. El primer pozo fue terminado con doslaterales, mientras que la terminación delsegundo implicó cuatro. En cada caso, los pozosse llenaron con agua de mar filtrada, lanzada enchorros con HCl al 10%, y permanecieron enremojo durante cinco minutos, procediéndoseluego al contraflujo previo a la inyección.

El análisis de inyectividad realizado en lostres pozos demostró que el índice de inyectivi-dad de los dos pozos perforados con el sistemaFazePro duplicó al índice de inyectividad delpozo perforado con OBM, validando así los datosde simulación de laboratorio (próxima página).

Los ingenieros de M-I SWACO y ChevronTexacocontinúan adaptando el sistema FazePro parasatisfacer los exigentes requisitos de las operacio-nes de perforación y terminación de pozos. Enbase a los datos de Cabinda fundamentalmente, laperforación rutinaria de las secciones yacimientocon el sistema FazePro genera una inyectividadque duplica la esperada de la perforación conlodos a base de petróleo convencionales.

Perforación para la producciónSobre la base de las aplicaciones exitosas reali-zadas en los pozos de inyección, los ingenierosde Cabinda ahora aplican el sistema FazePro enlos pozos productores que requieren un trata-miento de limpieza más extensivo que el simplecontraflujo de fluidos. Desde el año 2000, más de35 secciones de pozo de Cabinda han sido perfo-radas y terminadas mediante la utilización delsistema FazePro; aproximadamente un 50% delas aplicaciones tuvieron lugar en pozos de pro-ducción, y el 50% restante en pozos perforadoscon fines de inyección.

Los pozos multilaterales más largos plantea-ron condiciones de perforación más dificultosas.En varios casos, la utilización de OBM en áreasen las que tradicionalmente se empleaba WBMpara minimizar los problemas de terminación depozos proporcionó suficiente estabilidad de pozocomo para eliminar una sarta de revestimientointermedia, con el consiguiente ahorro de tiempoy costos de perforación.

Las terminaciones de pozos también se hanvuelto más complejas.8 Los filtros autónomos, losempaques de grava realizados en agujeros descu-biertos y los filtros expansibles se han convertidoen lugar común. Para abordar estos diseños determinaciones más modernos, se han modificadolos procedimientos y se han desarrollado nuevasquímicas de limpieza.

Tradicionalmente se ha utilizado ácido clo-rhídrico o ácido acético, o combinaciones deambos, para revertir los sistemas FazePro y lim-piar el revoque de filtración residual. Una vezbombeada una solución de limpieza, la desagre-gación del revoque de filtración es inmediata.Con la presión del pozo en condiciones de sobre-balance, la eliminación del revoque de la pareddel pozo a menudo produce pérdida del fluido determinación hacia el yacimiento, reduciendo laeficacia e incrementando el riesgo.

Recientemente, se utilizó un sistema FazePropara perforar el yacimiento antes de realizar unempaque de grava en agujero descubierto en elpozo Kuito A-06, situado en el área marina deCabinda. Las limitaciones de la configuración dela herramienta en relación con esta terminaciónrequirieron un retardo de la inversión de laemulsión, de manera de extraer los tubularespara operar la terminación del arreglo de empa-que de grava sin provocar una pérdida excesiva oincontrolable del fluido de terminación.

Para lograr una inversión de la emulsiónretardada, los ingenieros de M-I desarrollaron eltratamiento a base de agente quelante Faze-Break que retarda la desagregación del revoquede filtración del sistema FazePro. Mediante laincorporación del tratamiento FazeBreak en lafase Beta de la operación de empaque de grava,se emplazó el agente quelante en contactodirecto con el revoque de filtración humedecidocon petróleo, logrando un retardo de 41⁄2 horas enla inversión de la emulsión. Esto proporcionó alperforador tiempo suficiente para extraer lasarta de trabajo del pozo en forma segura y efi-caz. De un modo similar a un tratamiento conácido, el aditivo FazeBreak disuelve la pérdidade fluido de carbonato de calcio y el material de

obturación que conforma el revoque de filtra-ción, mejorando así el desempeño del pozo através de la eliminación de los sólidos del revo-que de filtración del pozo y de los componentesde la terminación.

Incremento de la productividad en yacimientos carbonatadosLas condiciones de perforación en Mobile Bay,Golfo de México, EUA, son verdaderamente desa-fiantes. Las temperaturas de fondo de pozo amenudo exceden los 149°C [300°F]. El significa-tivo echado estructural comúnmente dificulta elcontrol direccional, sobre todo en los pozos hori-zontales.

Para perforar una sección de pozo de 663 m[2,176 pies] en el Bloque 992 de Mobile Bay enel año 2003, los ingenieros de ChevronTexaco, M-I SWACO y Schlumberger desarrollaron unprograma integrado de perforación y termina-ción de yacimientos. Los ingenieros deChevronTexaco optaron por un sistema OBMFazePro para ayudar a optimizar la eficiencia deperforación, minimizar el daño de la formación,reducir el riesgo y proporcionar las mejores con-diciones posibles para el control direccional. Elsistema FazePro no había sido utilizado nunca alas elevadas temperaturas esperadas en estecaso—que podían alcanzar 160°C [320°F]—pero las extensivas pruebas previas a laperforación, llevadas a cabo en el laboratorio desoporte de campo de M-I SWACO en Houston,aseguraron la estabilidad y el desempeño del sis-tema.

Se perforó una sección yacimiento horizontalentre 4,970 y 5,700 m [16,305 y 18,704 pies] deprofundidad medida y se emplazó en el objetivosin problema alguno relacionado con el pozo ocon el lodo. La lubricidad impartida por el sis-tema OBM FazePro mejoró el desempeño de lasherramientas de direccionamiento de fondo depozo, permitiendo un mejor control direccionalque el experimentado en pozos previos perfora-dos con WBM.

72 Oilfield Review

8. Para más detalles sobre técnicas de terminación depozos, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, YoshiokaK, Roy A, Wilson A y Twynam A: "Métodos prácticos demanejo 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 degrava de retorno en un empaque con agua a alto régimende inyección.

Invierno de 2004/2005 73

A la profundidad total, el perforador des-plazó el fluido de perforación FazePro con unfluido FazePro libre de sólidos. Para una mejorcompatibilidad con el fluido de terminación, unavez invertida la emulsión, la fase interna del sis-tema libre de sólidos estaba compuesta de unamezcla de bromuro de sodio y bromuro de calcio.El perforador corrió el arreglo de terminaciónen el pozo y desplazó el pozo con un fluido determinación a base de bromuro de sodio.

Si bien las pruebas de producción superaronlas expectativas dada la calidad del yacimiento,los ingenieros creían que la estimulación ácidamejoraría el desempeño del pozo. A pesar de quela estimulación ácida debería realizarse en unambiente mojable por agua, siempre quedan ras-tros de fluido de perforación y revoque defiltración independientemente de la técnica dedesplazamiento utilizada. Esto plantea el riesgode daño de la formación causado por las emul-siones, al mezclarse el ácido con los fluidos abase de petróleo. Sin embargo, en contacto conel ácido, los materiales FazePro residualeshumedecidos con petróleo se convierten enhumedecidos con agua, minimizando así cual-quier impacto sobre el desempeño del ácido.

Los ingenieros de Schlumberger que traba-jan en la embarcación de estimulación marinaDeepSTIM II bombearon 227 m3 [60,000 gal] deácido clorhídrico (HCl) al 15% con ácido acéticoal 10% en 10 etapas, y Ácido Divergente Viscoe-lástico VDA con HCl al 15% en nueve etapas arazón de 4.8 m3/min [30 bbl/min]. En esta pri-mera utilización de la tecnología VDA en elGolfo de México, los ingenieros lograron exten-der con éxito los límites térmicos y los límitesdel régimen de suministro, del ácido y de los sis-temas de suministro.

El tratamiento con ácido fue suministrado através de un sistema de empaque de gravaQUANTUM maX para condiciones de alta presióny alta temperatura. Al ponerse en contacto conel pozo, el revoque de filtración del sistemaFazePro residual se volvió humedecido con agua.Se disolvió todo resto de material de obturacióncon carbonato de calcio, ahora humedecido conagua. El sistema VDA proporcionó divergencia,uniformidad de tratamiento y máximo contactodel ácido con la superficie.

Previo al tratamiento con ácido, el pozo fueprobado a través de una columna de perforaciónde 4 pulgadas produciendo a un régimen de158,536 m3/d [5.6 MMpc/D] con una presión deflujo de 1,200 lpc [8.3 MPa]. Después de la esti-mulación, el pozo produjo a un régimen de

449,723 m3/d [15.88 MMpc/D] a través de sartasde producción de 27⁄8 pulgadas y 31⁄2 pulgadas conuna presión de flujo en la tubería de 3,039 lpc[21 MPa].

En este caso, el equipo de ingeniería optópor un fluido de perforación de yacimientosFazePro mojable por petróleo para lograr estabi-lidad térmica y eficiencia de perforación yterminación. Los revoques de filtración internosy externos depositados en el proceso de perfora-ción fueron convertidos a un estado humedecidocon agua, lo que los hizo susceptibles a la elimi-nación con el ácido utilizado para estimular elyacimiento carbonatado. La integración de latecnología de fluidos de perforación de yaci-mientos, OBM FazePro de emulsión reversible,tecnología VDA y sistemas de suministro deúltima generación permitió triplicar la produc-ción, minimizando al mismo tiempo el costo y elriesgo.

Avances en base al éxitoLos operadores y las compañías de serviciosdesarrollan y aplican tecnologías novedosas paramejorar la eficiencia de perforación y maximizarla recuperación de hidrocarburos. Mientras lasoperaciones de perforación extienden los límitesde la profundidad, la temperatura, la fricciónmecánica y la tecnología de terminación depozos, los fluidos de perforación a base de petró-

leo evolucionan para satisfacer ese desafío.Mediante la integración de ingeniería de perfo-ración, petrofísica y terminación de pozos, y laadopción de enfoques holísticos en lo que res-pecta a la construcción de pozos, los pozos depetróleo y gas hoy pueden perforarse y termi-narse en forma más eficiente y eficaz desde elpunto de vista de sus costos. Además se optimizala recuperación de reservas y se mejora el rendi-miento de los pozos individuales y de los campospetroleros en general.

Con el desarrollo de fluidos de perforacióntales como el sistema FazePro, los perforadoresya no tienen que optar entre mejorar el desem-peño de la perforación y reducir el riesgo dedeteriorar la terminación sino que pueden con-tar con ambos beneficios. Dado que losoperadores y las compañías de servicios trabajanen conjunto integrando los procesos de perfora-ción, terminación y estimulación, el futuropromete aún más incrementos en lo que res-pecta a eficiencia de perforación y productividadde pozos. —DW

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l1 OBM FazePro

OBM FazePro

OBM convencional

Índice de inyectividad para los pozos de prueba de campo de Cabinda

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 fuemás del doble para los dos pozos de Cabinda, Angola, perforados con los sis-temas FazePro (rosa y púrpura) que para el pozo del mismo campo perforadocon un lodo a base de petróleo convencional (verde).