Desarrollo de un fluido de alto rendimiento a base

Desarrollo de un fluido de alto rendimiento a
base de aceite para perforación exploratoria
Irene M. Færgestad
M-I SWACO
Sandnes, Noruega
Cameron R. Strachan
Statoil
Stavanger, Noruega
Traducción del artículo publicado en Oilfield Review
Primavera de 2014: 26, no. 1.
Copyright © 2014 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Beathe Pettersen y Russell Watson, Sandnes,
Noruega; y a Artur Stankiewicz, Clamart, Francia.
MDT es una marca de Schlumberger.
Fann es una marca registrada de Fann Instrument Company.
Rock-Eval es una marca registrada del Instituto Francés
del Petróleo.
Teflón es una marca registrada de E.I. du Pont de Nemours
and Company.
Vitón es una marca registrada de DuPont Performance
Elastomers LLC.
  1.Las condiciones HPHT, definidas en la norma D-010
de Norsk Sokkels Konkurranseposisjon (NORSOK),
corresponden a pozos con temperaturas de más de
150°C [300°F] y presiones de fondo de pozo superiores
a 10 000 lpc [69 MPa]. Otras organizaciones pueden
definir las condiciones HPHT de otra forma.
  2.En algunos casos, los fluidos con formiatos, que son a
base de agua, pueden exhibir un rendimiento tan bueno
como el de los fluidos a base de aceite.
  3.Bennett B y Larter SR: “Polar Non-Hydrocarbon
Contaminants in Reservoir Core Extracts,”
Geochemical Transactions 1 (22 de agosto de 2000),
http://www. geochemicaltransactions.com/
content/1/1/34 (Se accedió el 23 de abril de 2014).
  4.El revoque de filtración, también denominado revoque
de lodo, es el residuo depositado en la pared de un pozo,
en una zona permeable, cuando se fuerza el fluido de
formación contra la misma bajo presión. Filtrado es el
líquido que pasa del fluido de perforación a la
formación, dejando atrás el revoque de filtración.
  5.SARA, sigla correspondiente a saturados, aromáticos,
resinas y asfaltenos. Se trata de un método que
caracteriza los petróleos pesados en las cuatro
clases de solubilidad, basadas en sus especies
de peso molecular.
  6.Bennett y Larter, referencia 3.
  7.Watson R, Johannesen J, Strachan C y Færgestad I:
“Development and Field Trial of a New Exploration HPHT
Reservoir Drill-In Fluid,” artículo SPE 165099, presentado
en la Conferencia y Exhibición Europea sobre Daño de la
Formación de la SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de
junio de 2013.
  8.Un fluido de perforación de yacimientos está diseñado
exclusivamente para perforar la sección prospectiva
de un pozo. La calificación de los fluidos es un
procedimiento interno de Statoil.
  9.Para evaluar el rendimiento del nuevo fluido se
establecieron criterios de primer uso.
10.Los factores de perturbación pueden ser las fracciones
de hidrocarburos C15+, que dificultan el análisis de datos
porque enmascaran el contenido de hidrocarburos del
fluido de formación o las muestras de rocas.
28
Los fluidos de perforación convencionales pueden interferir con la evaluación de
las formaciones. Los fluidos de base, emulsionantes y otros aditivos se infiltran en
las rocas, los núcleos y las muestras de fluidos, produciendo imprecisiones en los
análisis subsiguientes de registros y fluidos. Se ha desarrollado un nuevo sistema
de fluido de perforación para asegurar la calidad de la información obtenida de los
registros de pozos y del muestreo de formaciones.
Los operadores perforan los pozos de exploración,
fundamentalmente para obtener información sobre
la litología, la estructura y el contenido de fluidos
de las rocas que definen un área prospectiva.
A menudo, los intereses que dirigen el proceso de
perforación compiten entre sí. Mientras que el
objetivo del grupo de trabajo de perforación es
perforar el pozo de manera segura y dentro de las
restricciones de tiempo y costos, el enfoque del
petrofísico, el geólogo y el ingeniero de yacimientos se centra en obtener mediciones precisas a
partir de los registros, y muestras de rocas y fluidos representativas.
Para lograr los objetivos de perforación, los
operadores requieren un fluido de perforación
que satisfaga las normas ambientales y tenga un
rendimiento técnico económicamente eficiente.
Los ambientes de alta presión y alta temperatura
(HPHT), que pueden afectar de manera significativa el rendimiento de los fluidos de perforación,
son especialmente desafiantes.1 Desde el punto
de vista de un perforador, el rendimiento de los
fluidos de perforación a base de aceite generalmente es superior al de los fluidos a base de agua
en condiciones HPHT. En comparación con la
mayoría de los fluidos a base de agua, los fluidos
a base de aceite poseen una mayor estabilidad de
la viscosidad, más tolerancia térmica y mejores
propiedades de inhibición, lo que los convierte en
la solución preferida para las operaciones de perforación HPHT.2
No obstante, los fluidos de perforación que
satisfacen las necesidades del grupo de trabajo
de perforación pueden generar problemas para
los petrofísicos e ingenieros. Por ejemplo, las tres
tecnologías principales para caracterizar la presión del yacimiento son las pruebas de pozos, las
pruebas de formación con herramientas operadas
con cable y la medición de la presión de formación
durante la perforación. Estos métodos se basan en
mediciones obtenidas en la pared del pozo y, por
consiguiente, pueden ser afectados por el fluido
de perforación. El filtrado proveniente de los fluidos de perforación puede invadir los poros de las
rocas y mezclarse con los fluidos del yacimiento;
como resultado de ello, puede suceder que la evaluación de las formaciones y de los fluidos no
refleje las condiciones reales del yacimiento.3
Los revoques de filtración espesos y la invasión
de fluidos en la roca yacimiento pueden incidir
adversamente en las muestras de rocas y fluidos, y
alterar los rastros de hidrocarburos, complicando
los estudios de comportamiento de fases y algunos
análisis de los fluidos de yacimiento e interpretaciones geomecánicas.4 Para garantizar que las
muestras de fluidos sean adecuadas para los análisis geoquímicos, los ingenieros deben asegurarse de que las muestras de fluidos de formación
y los recortes de rocas exhiban mínimas cantidades de fluido de perforación. Para un análisis de
laboratorio óptimo de las muestras de fluidos y
rocas yacimiento, el fluido de perforación debe
tener una composición diferente de la del fluido
de yacimiento esperado. De ese modo, el fluido
de perforación infiltrado puede ser identificado y
sus efectos pueden ser eliminados por filtrado
durante el análisis de los datos. En especial, el
fluido de perforación debe tener las siguientes
propiedades:
Oilfield Review
•Ausencia o bajo número de fracciones de hidrocarburos livianos (componentes C1 a nC10). La invasión de fracciones de hidrocarburos livianos
provenientes del fluido de perforación en el
núcleo puede causar problemas cuando los analistas intentan determinar las saturaciones originales del fluido en una roca yacimiento. La mayoría
de los fluidos de hidrocarburos naturales contiene entre un 50% y un 97% de hidrocarburos livianos. Por consiguiente, el hidrocarburo
liviano proveniente de un fluido de perforación
puede enmascarar el hidrocarburo liviano presente en el fluido de yacimiento. Esto a su vez
puede afectar los análisis geoquímicos de los
componentes C7 o las fracciones de aromáticos
y saturados del petróleo a granel en análisis
tales como el análisis SARA.5
•Ausencia o escasa cantidad de n-alcanos (nC15
a nC35). Los n-alcanos presentes en los fluidos
de perforación pueden enmascarar las huellas
de los n-alcanos de los hidrocarburos en sitio y
afectar las interpretaciones de los resultados
de la cromatografía de gases–espectrometría
de masa (GCMS) y de la cromatografía de gases
(GC) de petróleos crudos.
•Ausencia o baja concentración de biomarcadores (terpanos y estearanos). Los biomarcadores
son restos moleculares de sustancias bioquímicas
provenientes de organismos y pueden ser medidos
tanto en el petróleo como en las rocas generadoras.
Los biomarcadores poseen huellas únicas que
proporcionan información acerca de la edad, la
litología, el contenido orgánico, el ambiente
depositacional y la madurez térmica de las
rocas generadoras y el grado de degradación
del petróleo. El análisis preciso de biomarcadores provee información importante sobre la
degradación microbiana y sobre la madurez de las
rocas y del petróleo. Una concentración elevada
de biomarcadores en el fluido de perforación
puede afectar negativamente el análisis de cualquier fluido —especialmente los condensados
que tradicionalmente poseen concentraciones
bajas de biomarcadores— mediante el enmascaramiento de las lecturas de los métodos GCMS.
•Ausencia o baja concentración de hidrocarburos
aromáticos, que son utilizados generalmente
para evaluar los valores de madurez molecular.
Las concentraciones altas de hidrocarburos aromáticos en el fluido de perforación pueden afectar las evaluaciones de la madurez del yacimiento
e incidir significativamente en la identificación
geoquímica cuando se efectúa utilizando GC.6
A fin de posibilitar una operación de perforación eficiente y exitosa, la mayoría de los fluidos
de perforación convencionales son formulados
Volumen 26, no.1
Especificaciones del fluido establecidas por Statoil
Especificaciones del operador
para el nuevo fluido HPHT
Valores promedio para el
fluido utilizado previamente
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm
Lo más bajo posible
103 lbf/100 pies2
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm
Menos de 24 lbf/100 pies
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm
5 a 10 lbf/pie
Pérdida del fluido HPHT con disco de 10 micrones
Menos de 3 mL [0,2 pulgadas ]
10 a 12 mL [0,6 a 0,7 pulgadas3]
Estabilidad de asentamiento al cabo de 3 días
Menos de 150 kg/m
[1,2 lbm/US galón]
3
160 kg/m3 [1,3 lbm/US galón]
Estabilidad de asentamiento al cabo de 5 días
Menos de 150 kg/m3
300 kg/m3 [2,5 lbm/US galón]
Propiedad
33 lbf/100 pies2
2
12 lbf/100 pies2
2
3
> Especificaciones del fluido HPHT. Las especificaciones para las propiedades del fluido establecidas
por Statoil se basaron en la necesidad de mejorar el rendimiento del fluido de perforación utilizado
previamente en campos similares del área marina de Noruega. Para efectuar la prueba HPHT, los
ingenieros utilizaron un disco de 10 micrones, que era el que mejor representaba las capacidades de
filtración de la roca de formación a perforar. Para reunir las condiciones para ser utilizado, el nuevo
fluido HPHT necesitaba cumplir con todas las especificaciones. Se tomaron lecturas de dial de un
viscosímetro Fann 35 a una temperatura de fluido de 50ºC [122ºF] y se efectuaron pruebas de pérdida
de fluido HPHT de 30 minutos de duración a una temperatura de fluido de 150ºC [300°F].
para poseer una viscosidad estable, baja pérdida
de fluido, baja densidad de circulación equivalente
(ECD) y un mínimo asentamiento, o decantación,
de barita. La viscosidad estable posibilita un transporte óptimo de los recortes y genera efectos mínimos en la presión de bombeo. El hecho de mantener
baja la pérdida de fluido previene el daño de la formación y la reducción de la productividad del pozo.
La ECD baja ayuda a mantener las presiones de
fondo de pozo para evitar el fracturamiento o el
colapso de las paredes del pozo. La barita, un
agente espesante común del fluido de perforación,
puede producir un fenómeno conocido como asentamiento de barita. Este fenómeno tiene lugar
cuando las partículas pesadas de barita se depositan en el lado bajo o en el fondo del pozo y es más
severo en los pozos de alto ángulo, especialmente
aquéllos con desviaciones de más de 45°. El asentamiento de barita puede producir variaciones de
la densidad en la columna de fluido del pozo,
generando potencialmente problemas de control
de pozo.
Este artículo describe el desarrollo de un nuevo
fluido de perforación diseñado para satisfacer los
requerimientos para las operaciones de perforación, adquisición de registros de pozos y muestreo.
Los resultados de una prueba de campo llevada a
cabo en el área marina de Noruega demuestran el
impacto mínimo del nuevo fluido de perforación
en las rocas y el fluido de formación y, a su vez, en
la mayoría de los análisis geoquímicos.7
Criterios de desarrollo
En el año 2010, Statoil trató de encontrar un
nuevo fluido de perforación HPHT que no interfiriera con la evaluación de las formaciones y los
fluidos y que garantizara la disponibilidad de buenos datos de presión para el área prospectiva
Crux, en la región marina de Noruega. Los especialistas en fluidos de Statoil tenían dos objetivos.
El primero era utilizar un fluido a base de aceite,
que posibilita la ejecución de operaciones de perforación eficientes y seguras, y a la vez produce
un impacto mínimo en los análisis geoquímicos
de las muestras de fluidos de formación. El segundo
era calificar para la utilización un fluido de perforación de yacimiento (RDF) más confiable, de
baja ECD, y con propiedades que resultaran estables en los ambientes HPHT, sin costo adicional.8
Todos los análisis y pruebas de calificación de las
propiedades de los fluidos de perforación, de
daño de la formación y de permeabilidad, se llevaron a cabo en los laboratorios de investigación
de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger,
en Sandnes, Noruega.
Statoil, en colaboración con M-I SWACO, estableció una serie de criterios de primera utilización.9
La capacidad para obtener muestras de fluidos de
formación de alta pureza era una de las prioridades.
Además, el fluido de perforación debía ser estable,
poseer propiedades que no se desviaran en más
del 10% de las especificaciones, y exhibir el menor
potencial posible de perturbación de los análisis.10
Pero ninguno de los fluidos de perforación de M-I
SWACO lograba satisfacer los requerimientos estrictos de Statoil. Los ingenieros de investigación de
M-I SWACO se abocaron al desarrollo de un fluido
de perforación exploratoria de alto rendimiento
para ambientes HPHT, enfocándose en las especificaciones proporcionadas por Statoil (arriba).
Los especialistas en fluidos de perforación de
Statoil evaluaron el nuevo fluido, utilizando un
proceso de calificación modificado que incluyó
pruebas de laboratorio y la optimización según
sus especificaciones.
29
4,5 cm [1,77 pulg]
3,84 cm
[1,5 pulg]
> Invasión de filtrado. Después de efectuar una prueba de permeabilidad de retorno en núcleos,
los ingenieros a menudo pueden ver la invasión de filtrado, si es que se ha producido. Al cabo de
20 horas de una aplicación de lodo a base de aceite, este núcleo exhibe invasión de filtrado hasta
una profundidad somera. Si bien la invasión de filtrado es bastante somera (izquierda, línea amarilla
de guiones), la permeabilidad de retorno del 32% indica que el daño del núcleo es significativo.
Mediciones y análisis
Para medir las características críticas, tales
como los volúmenes de filtración y la permeabilidad antes y después del contacto con el fluido de
perforación, los ingenieros de M-I SWACO efectuaron pruebas de permeabilidad de retorno en
muestras de núcleos.11 Debido a la disponibilidad
limitada de muestras de núcleos representativas,
las pruebas iniciales se efectuaron con material
de núcleos de afloramientos análogos, que fue
seleccionado en base al tipo de formación que se
esperaba encontrar en los pozos de exploración.
Los ingenieros utilizaron arenisca Berea con permeabilidades oscilantes entre 50 y 100 mD y are-
> Preparación del núcleo. Los ingenieros utilizan
un centrifugador para determinar las curvas de
presión capilar y preparar las muestras para las
pruebas de permeabilidad de retorno. Y tienen
listo un porta-núcleo centrífugo desarmado y un
rotor centrífugo (derecha) para la ejecución de la
prueba siguiente. Este centrifugador puede alojar
tres núcleos de 3,84 cm [1,51 pulgadas]
simultáneamente.
30
nisca Ohio con permeabilidades variables entre 1 y
10 mD (arriba). Las pruebas finales se llevaron a
cabo utilizando material de núcleos de yacimientos
obtenido en los pozos de producción cercanos.12
Los ingenieros de investigación limpiaron las
muestras de núcleos de arenisca con solvente, las
cortaron y las sometieron a pruebas para determinar parámetros básicos, tales como densidad
de grano, porosidad y permeabilidad, y luego
saturaron los núcleos en condiciones de vacío
con salmuera sintética, que fue formulada para
ajustarse a la química de los fluidos del área prospectiva Crux. Para obtener una saturación consistente y representativa relativamente rápido,
los ingenieros utilizaron un ultra centrifugador
con el fin de eliminar toda el agua posible,
dejando las muestras de núcleos sólo con el agua
irreducible (izquierda).13 Luego, los núcleos se
colocaron en un porta-núcleos hidrostático.
Para llevar a cabo las pruebas de permeabilidad de retorno, los ingenieros utilizan un porta-núcleos vertical en el que el núcleo se coloca
con el extremo correspondiente a la formación en
la parte superior (próxima página, abajo). Un anillo separador, emplazado en la base o el extremo del
núcleo correspondiente al pozo, genera un espacio
anular con lugar para la acumulación del revoque
de filtración durante el período de sobrebalance de
presión o perforación de la prueba. La tubería
transporta el fluido dentro y fuera del espacio
anular, permitiendo el flujo del fluido de perforación que podría contener trozos pequeños de
revoque de filtración retroproducido.14 La permeabilidad se mide con y sin el revoque de filtración en su lugar.
Los ingenieros miden la permeabilidad en
cada una de las etapas de las pruebas. Después
de instalar el porta-núcleos en el horno, generan
condiciones similares al ambiente de fondo de
pozo mediante la aplicación de presión de confinamiento y el posterior incremento de la temperatura (próxima página, arriba). Cuando el núcleo
alcanza condiciones estables de presión y temperatura, los ingenieros miden su permeabilidad
con aceite mineral que fluye desde el tope hacia
la base; desde la formación hacia el pozo. Esta permeabilidad se designa con ko1. Luego, el fluido de
perforación se bombea en condiciones de presión
de sobrebalance en la dirección opuesta; del pozo
hacia la formación. Un sistema de bombeo de
fluido de alta precisión aplica presión constante,
mientras los ingenieros registran la pérdida de
filtrado en el núcleo. Al cabo de 20 horas, el
sobrebalance se reduce y los ingenieros inician la
producción simulada en el núcleo, dejando que el
flujo, o producción de retorno, proceda desde el
extremo del núcleo correspondiente a la formación hacia el extremo correspondiente al pozo.
Alcanzada una tasa estable de producción de
retorno, los ingenieros miden la permeabilidad
en la dirección de la producción (ko2) con cuatro
tasas de flujo bajas.15 Estas cuatro mediciones de
tasas de flujo bajas proporcionan un valor de permeabilidad estadísticamente confiable. Los ingenieros utilizan estos datos de permeabilidad para
determinar la permeabilidad de retorno: la relación entre ko2 y ko1, expresada como porcentaje.
Una permeabilidad de retorno alta indica un bajo
impacto del fluido de perforación en la formación.
Una vez concluidas estas mediciones de permeabilidad, el núcleo se enfría y se despresuriza.
Los ingenieros lo extraen del porta-núcleos, lo fotografían y lo caracterizan. Y antes de volver a colocarlo en el porta-núcleos, eliminan cualquier residuo
de revoque de filtración. Luego, miden la permeabilidad en la dirección que se extiende desde la formación hacia el pozo, sin que haya revoque de filtración,
para obtener el parámetro ko3. Finalmente, el
núcleo es preparado para el análisis posterior a la
prueba para determinar la razón de cualquier
cambio observado en la permeabilidad a lo largo
de todo el experimento.
El fluido de perforación y sus componentes,
tales como los emulsionantes, las arcillas y los
agentes de control de pérdida de fluido, pueden
invadir la roca, obturar los poros, mezclarse con
los fluidos originales del yacimiento y comprometer los análisis geoquímicos de los núcleos y los
fluidos producidos.16 Para mapear los posibles
efectos perjudiciales de los fluidos de perforación
planificados para un pozo, los ingenieros efectúan análisis previos a la perforación:
•Análisis de carbono orgánico total (TOC) y
pirólisis Rock-Eval para la caracterización de
la materia orgánica sedimentaria. El TOC es
Oilfield Review
una medida de la riqueza orgánica de una roca,
que proporciona una medida semi-cuantitativa
del potencial hidrocarburífero y se expresa
como porcentaje en peso de carbono orgánico.
La pirólisis Rock-Eval evalúa la cantidad, calidad, tipo y madurez térmica de muestras enteras de roca y querógeno.
•Desasfaltado y separación en tipos de grupos.
Estas técnicas se utilizan para extraer componentes específicos, tales como los asfaltenos y
otros compuestos, de los productos del petróleo; el análisis SARA separa los tipos de grupos
en base a las diferencias de solubilidad y polaridad y a menudo se efectúa como una separación cromatográfica de líquidos de baja presión
con una columna abierta.
•Cromatografía de gases de petróleos crudos.
Este método identifica muestras de petróleo
individuales, lo que permite que los científicos
determinen la composición esencial del petróleo.
Los cromatogramas de petróleos crudos muestran un conjunto de picos de tamaño variado, que
en todos los casos representan los componentes del petróleo crudo que son afectados por
11.Las pruebas de permeabilidad de retorno comparan
la permeabilidad inicial con la de la muestra de
núcleo después de su exposición al fluido de
perforación, en condiciones simuladas de fondo
de pozo. La permeabilidad de retorno es la relación
entre la permeabilidad de una muestra después de la
exposición al fluido de perforación y su permeabilidad
inicial, expresada como porcentaje.
12.La metodología de prueba descrita es específica para
este caso.
13.Byrne MT, Spark ISC, Patey ITM y Twynam AJ: “A
Laboratory Drilling Mud Overbalance Formation Damage
Study Utilising Cryogenic SEM Techniques,” artículo
SPE 58738, presentado en el Simposio Internacional
sobre Control de Daño de la Formación de la SPE,
Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.
14.El revoque de filtración puede romperse en pedazos
cuando se aplica un abatimiento (caída) de presión
durante la producción de retorno. Los tubos deben
poseer un diámetro interno suficientemente grande
para permitir el pasaje de estos trozos de revoque de
filtración junto con el fluido de perforación.
15.Se aplica en el núcleo una presión diferencial constante
y la tasa de flujo a través del núcleo es controlada por la
permeabilidad de la muestra de núcleo. A medida que la
permeabilidad de la muestra de núcleo se incrementa
durante el abatimiento de presión, la tasa de flujo
aumenta hasta que alcanza una meseta. Luego, se
mide la permeabilidad.
16.Bennett y Larter, referencia 3.
17.El espectrómetro de masa se coloca aguas abajo con
respecto al cromatógrafo de gases. Después que las
moléculas se lavan en el cromatógrafo de gases, con
tiempos de retención específicos, el espectrómetro de
masa capta, ioniza, acelera, desvía y detecta las
moléculas ionizadas, una por una. Las moléculas se
degradaron, generando fragmentos ionizados, y el
espectrómetro de masa detectó estos fragmentos
mediante la identificación de la relación masa a carga.
Los preparativos y los métodos analíticos utilizados se
basan en las directrices de la Guía para el Análisis de
Geoquímica Orgánica de la Industria Noruega.
Para obtener más información, consulte: NIGOGA
Edition 4.0 (30 de mayo de 2000), http://www.npd.no/
engelsk/nigoga/default.htm (Se accedió el 14 de
febrero de 2014).
Volumen 26, no.1
factores tales como el ambiente depositacional
y la litología de la roca generadora, la edad del
petróleo y los procesos que tienen lugar dentro
del yacimiento. Los componentes que conforman el petróleo poseen tamaños, composiciones químicas y propiedades diferentes; por
consiguiente, salen de la columna con diferencias de tiempo específicas, produciendo picos
en el cromatograma. La altura de los picos y las
zonas que se encuentran debajo de éstos se
correlacionan con la concentración; por consiguiente, sus relaciones de concentración pueden
utilizarse para describir las características únicas —huellas— de los yacimientos y los campos.
Además, los picos permiten a los analistas identificar diversos compuestos en la muestra.
•Cromatografía de gases con un detector de
ionización de llama para determinar la concentración de hidrocarburos saturados de los hidrocarburos de petróleo que pueden extraerse.
Las concentraciones se determinan mediante
la integración de la parte del cromatograma
que se encuentra por debajo de los picos.
•Cromatografía de gases con un espectrómetro
de masa para identificar biomarcadores, diamantoides e hidrocarburos aromáticos.17 El análisis preciso de biomarcadores proporciona
información importante sobre la degradación
microbiana y la madurez de las rocas y el petróleo.
Los diamantoides en el petróleo y los extractos de
sedimentos poseen una alta estabilidad térmica y
resisten el craqueo del petróleo. Además, los diamantoides son en general más estables que todas
Dirección
del flujo
Extremo
correspondiente
a la formación
> Porta-núcleos instalado. Normalmente, el
porta-núcleos se encuentra instalado
verticalmente en el horno del equipo de pruebas
para las mediciones de la permeabilidad de
retorno, con el lado del núcleo correspondiente a
la formación hacia arriba y el lado correspondiente
al pozo, hacia abajo. Las simulaciones de la
producción se llevan a cabo con el flujo en la
dirección que va desde la formación hacia el
pozo (desde el tope hacia la base). Los fluidos
de prueba se aplican en el extremo de la muestra
de núcleo correspondiente al pozo.
Tapa del
porta-núcleos,
extremo
correspondiente
a la formación
Cuerpo del
porta-núcleos
Núcleo
Camisa
marca Vitón
Extremo
correspondiente
al pozo
> Instalación del porta-núcleos. El porta-núcleos
(derecha) ha sido desarmado para mostrar sus
componentes. El núcleo está envuelto en un
revestimiento de teflón (izquierda, blanco), y
sobre él se coloca una camisa marca Vitón
(negro) para proteger los lados del núcleo de la
interferencia externa. El flujo de fluido se dirige
hacia adentro y hacia afuera a través de las
caras extremas del núcleo, desde el tope hacia
la base; de manera que no ingresa ni sale fluido
desde los lados del núcleo.
Tapa del
porta-núcleos,
extremo
correspondiente
al pozo
Anillo separador
31
> Viscosímetro Fann 35. El viscosímetro modelo
Fann 35 es un viscosímetro de indicación directa
con un cilindro coaxial giratorio. El cilindro externo
gira a velocidades conocidas. El fluido para
pruebas se mantiene en el espacio existente
entre los cilindros. A medida que el cilindro
externo gira, la viscosidad del fluido genera
un esfuerzo de torsión en el cilindro interno
conocido como plomada. El esfuerzo de torsión
se registra como las deflexiones de un resorte
de precisión. Los ingenieros leen las deflexiones
del resorte en la pantalla situada en el extremo
superior del viscosímetro; las lecturas se efectúan
normalmente a 600, 300, 100, 6 y 3 rpm.
las demás clases de hidrocarburos presentes en
las muestras geológicas, lo que los hace más
resistentes a los procesos de alteración, tales
como la biodegradación y la maduración.
Debido a estas propiedades, los diamantoides
han sido utilizados en la evaluación de la geoquímica de las rocas generadoras y los petróleos
crudos y en la evaluación de la biodegradación
y la madurez térmica del petróleo crudo y los condensados con alta madurez. Los hidrocarburos
aromáticos tienden a resistir la biodegradación
moderada a intensa; por consiguiente, ofrecen
una excelente forma de diferenciar los petróleos biodegradados de los no biodegradados.18
Las pruebas especiales de laboratorio, tales
como las mediciones reológicas, las pruebas de
pérdida de fluidos HPHT y las pruebas de asentamiento de barita, están diseñadas para evaluar la
viscosidad del fluido de perforación, la estabilidad con el tiempo y las propiedades de filtración,
que son factores importantes a la hora de determinar el rendimiento general de un sistema de
fluido de perforación. Mediante la utilización de
32
un viscosímetro Fann 35, los ingenieros midieron
las propiedades reológicas del nuevo fluido de
perforación después de la mezcla a una temperatura de 50°C [122°F], lo que fue seguido por una
rotación en caliente en un horno a 150°C [300°F]
—la temperatura de fondo de pozo esperada—
para crear el efecto del envejecimiento dinámico
(izquierda).19 Después de la rotación en caliente,
los ingenieros volvieron a medir la viscosidad a
una temperatura de 50°C y efectuaron la filtración HPHT del fluido rotado en caliente, también
denominada pérdida de fluido. Las especificaciones de la filtración HPHT estipularon una temperatura de prueba de 150°C y la recolección de filtrado
a través de un disco de cerámica de 10 micrones
durante 30 minutos.
La prueba de decantación de barita, conocida
como prueba de asentamiento, se ejecuta transfiriendo 350 mL [21 pulgadas3] de fluido a una
celda de acero de 400 mL [24 pulgadas3] y para
someter las muestras a envejecimiento estático a
150ºC durante 16 horas, 3 días y 5 días.20 Para esta
prueba, los técnicos primero separan en seis capas
la muestra de 350 mL de fluido de perforación
envejecida estáticamente en la celda de envejecimiento, asegurándose de no perturbar el fluido y
de mantener la celda vertical todo el tiempo.21
Luego, transfieren las seis capas a contenedores
individuales. La primera capa consiste en cualquier
fluido limpio separado, por encima del fluido de perforación; las capas dos a seis, todas de igual volumen, contienen fluido de perforación cuya densidad
Oseberg
Este
Campo Crimp
Pozo Crux
se va incrementando. A continuación, registran el
volumen del fluido separado y pesan las otras capas
para hallar la densidad del lodo. Para calcular el
asentamiento de barita, o el cambio de la densidad
del lodo con la profundidad en la celda, la densidad del lodo inicial se sustrae de la densidad del
lodo de la capa inferior.
Conexión de los puntos
Además del trabajo de calificación llevado a cabo
por el personal de M-I SWACO, los ingenieros de
Statoil efectuaron análisis y pruebas de calificación
específicas de la compañía y previas a la perforación en su laboratorio de Sandnes. La comunicación continua y el intercambio de resultados, a lo
largo de todo el desarrollo del nuevo sistema de
fluido, aseguraron que las pruebas trascurrieran
según lo planificado. Los resultados indicaron que
el fluido de perforación final formulado cumplía
con todos los criterios establecidos por Statoil para
un fluido que se utilizaría en un pozo de exploración del área prospectiva Crux, debajo del campo
Oseberg, al oeste de Bergen, en Noruega (abajo).
Los resultados de las pruebas de daño de la
formación indicaron una permeabilidad de
retorno calculada variable entre el 66% y el 91%
(próxima página, arriba).22 El nuevo fluido de perforación utilizado en el pozo de exploración
arrojó una permeabilidad de retorno del 78%;
resultado considerado bueno por parte de Statoil.
Los volúmenes de filtrado registrados durante
las pruebas de permeabilidad de retorno resultaron aceptables. Los revoques de filtración fueron
delgados en todos los experimentos y no se adhirieron a la cara de las muestras de núcleos
correspondientes al pozo cuando los ingenieros
las extrajeron del porta-núcleos después de las
Brage
Oseberg
SUECIA
Campo Oseberg
Tune
NORUEGA
Bergen
Oslo
Stavanger
Oseberg Sur
DINAMARCA
> Campo Crimp. El pozo de exploración Crux de Statoil se encuentra ubicado en la nueva extensión
productiva Crimp, en el Mar del Norte, al oeste de Bergen, en Noruega. El campo Crimp es de gas y
condensado HPHT, requiere densidades de lodo de hasta 1 900 kg/m3 [15,9 lbm/US galón] y posee
temperaturas de yacimiento de hasta 155°C [311°F]. El trabajo de desarrollo se ha centrado en la
formulación de un fluido de perforación HPHT diseñado para temperaturas de yacimiento de 150°C
con una densidad de lodo de 1 750 kg/m3 [14,6 US lbm/galón]. (Fotografía de Harald Pettersen,
copyright de Statoil. Utilizado con autorización.)
Oilfield Review
Valores de permeabilidad de retorno correspondientes a cuatro pruebas
Densidad del
fluido, kg/m3
[lbm/US galón]
Material del núcleo
de arenisca
Temperatura de
las pruebas,
°C [°F]
Pérdida de fluido,
mL [pulgada3]
ko1,
mD
ko2,
mD
Permeabilidad de
retorno calculada, %
ko2/ko1 × 100
ko3,
mD
Permeabilidad de
retorno calculada, %
ko3/ko1 × 100
1 850 [15,4]
Berea
135 [275]
7,5 [0,46]
69,50
56,50
81
56,70
82
1 850 [15,4]
Petróleo crudo envejecido, Berea
135 [275]
7,1 [0,43]
55,50
50,70
91
50,60
91
1 750 [14,6]
Ohio
150 [300]
6,9 [0,42]
1,55
1,21
78
1,21
78
2 020 [16,9]
Ohio
188 [370]
8,2 [0,50]
2,07
1,37
66
1,37
66
> Pruebas de permeabilidad de retorno. Los científicos efectuaron dos pruebas de permeabilidad de retorno en núcleos de arenisca Berea de alta
permeabilidad y otras dos, en núcleos de arenisca Ohio de baja permeabilidad. La permeabilidad de retorno fue medida con y sin el revoque de filtración
en su lugar. El nuevo fluido de perforación HPHT (verde) fue probado en un núcleo de arenisca Ohio a 150°C y arrojó una permeabilidad de retorno del 78%,
con y sin el revoque de filtración. La permeabilidad inicial se designa con ko1; las permeabilidades después de la producción de retorno con el revoque de
filtración intacto y sin el revoque de filtración se designan con ko2 y ko3, respectivamente.
pruebas (abajo).23 Las mediciones de permeabilidad cambiaron poco con o sin el revoque de filtración, lo que indicó que el revoque de filtración se
había “saltado” o “desprendido” durante la producción de retorno. Estos términos describen cómo
el revoque de filtración se separa de la superficie
de la formación a una presión diferencial dada; la
presión hace que el revoque de filtración estalle o
se fracture y se desprenda en trozos o en láminas.
El hecho de que el revoque de filtración se caiga
con facilidad indica un buen rendimiento del fluido
de perforación y permite el rápido acceso de una
herramienta de adquisición de registros (perfilaje)
a los fluidos de formación presurizados.24
La microscopía electrónica de barrido con
retrodifusión del extremo de la muestra de núcleo
Berea correspondiente al pozo mostró que, directamente detrás del revoque de filtración, los poros
de las rocas se encontraban abiertos y no había
componentes del fluido de perforación presentes,
lo que demuestra que el revoque de filtración sirvió para proteger la formación porosa del fluido de
perforación (derecha).
0,5 cm
[0,2 pulg]
3,2 cm [1,3 pulg]
> Revoque de filtración de una prueba de
permeabilidad de retorno. El revoque de filtración
producido por el nuevo fluido de perforación
HPHT después de la prueba de permeabilidad
de retorno posee un espesor de 0,5 cm y un
diámetro de 3,2 cm. La superficie adyacente a la
muestra de núcleo se encuentra en el extremo
superior, y el revoque de filtración está intacto,
lo que confirma que no se desprendió durante la
producción simulada.
Volumen 26, no.1
0 µm
100 µm
200 µm
300 µm
> Protección del revoque de filtración. Una micrografía electrónica de barrido con retrodifusión, del
extremo de un núcleo de un afloramiento correspondiente al pozo, obtenida después de la prueba de
permeabilidad de retorno con el nuevo fluido de perforación HPHT, muestra la presencia de sólidos del
fluido de perforación (blanco) sólo en la cara de la muestra del núcleo correspondiente al pozo. No se
observa rastro alguno de invasión profunda de fluido en el núcleo. Los restos de revoque de filtración
del fluido de perforación denso aparecen como un área brillante en el extremo superior de la imagen.
18.Wenger LM, Davis CL y Isaksen GH: “Multiple Controls
on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality,”
SPE Reservoir Evaluation & Engineering 5, no. 5 (Octubre
de 2002): 375–383.
19.La rotación en caliente, también conocida como
envejecimiento dinámico, es un procedimiento en el
cual la muestra de fluido de 350 mL [21 pulgadas3]
es transferida a una celda de acero de 400 mL
[24 pulgadas3], que se coloca en un horno provisto
de rodillos. Las celdas giran en el horno durante un
tiempo específico y a una temperatura específica.
La rotación en caliente simula el consumo del fluido
de perforación en condiciones de fondo de pozo.
El tiempo de envejecimiento normal es de 16 horas.
20.Las pruebas de decantación o asentamiento de
barita se llevan a cabo en muestras sometidas a
envejecimiento estático. En el envejecimiento estático,
las muestras se disponen verticalmente en un horno y
se dejan en esa posición durante un tiempo dado para
simular las condiciones estáticas de un pozo.
21.El fluido envejecido con el procedimiento de
envejecimiento estático se gelifica y exhibe un
esfuerzo cortante (de cizalla) específico. Si la muestra
se agita, el esfuerzo cortante se reducirá considerablemente, las capas a medir se mezclarán entre sí y los
valores de decantación de barita resultantes serán
incorrectos. Por consiguiente, para la obtención de
resultados precisos, la celda debe permanecer vertical
todo el tiempo.
22.Para conocer más detalles sobre los resultados de las
pruebas, consulte: Viste P, Watson RB y Nelson AC:
“The Influence of Wettability on Return Permeability,”
artículo SPE 165160, presentado en la Conferencia y
Exhibición Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de junio de 2013.
23.La determinación de la aceptabilidad del volumen de
filtrado depende de las especificaciones del cliente.
Normalmente, se considera aceptable un volumen
de filtrado de menos de 10 mL [0,6 pulgadas3].
Los revoques de filtración deben tener un espesor
de menos de 1 cm [0,4 pulgadas].
24.Byrne M y Patey I: “Formation Damage Laboratory
Testing—A Discussion of Key Parameters, Pitfalls
and Potential,” artículo SPE 82250, presentado en la
Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, La Haya, Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.
33
Efecto de los fluidos de base y del nuevo fluido de perforación HPHT en los análisis geoquímicos
Pirólisis
y TOC
Extracción
y SARA
Fluido de base 1
Severo
Severo
Bajo
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
Bajo
Fluido de base 2
Severo
Severo
Severo
Severo
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Fluido de base 3
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Bajo
Bajo
Fluido de base 4
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Fluido de base 5
Severo
Severo
Medio
Medio
No sometido a prueba
Severo
Bajo
Nuevo sistema HPHT
Bajo
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
No sometido a prueba
Bajo
Medio
Sistema HPHT después de ser utilizado en el pozo
Medio
Severo
No sometido a prueba
Medio
Medio
No sometido a prueba
Bajo
Muestra
Petróleo crudo
menor a C20
Saturados C10+
Biomarcadores
Diamantoides
Aromáticos
> Evaluación de la sensibilidad a los fluidos de Statoil. Una tabla de análisis previos a la perforación, provista por los ingenieros de Statoil, muestra la
sensibilidad de los análisis geoquímicos con respecto a cinco fluidos de base y al nuevo fluido de perforación HPHT, en todos los casos con muestras a
base de aceite. La muestra de fluido de perforación HPHT mixto, sin utilizar, produce un bajo impacto en cuatro de los siete métodos de análisis, en tanto
que la muestra de fluido de perforación HPHT utilizado produce más impacto en la mayoría de los análisis que el nuevo fluido. La muestra utilizada puede
haber sido contaminada por otro sistema de fluido empleado para perforar una sección más somera. No obstante, tanto la muestra mixta sin utilizar
como las muestras utilizadas del fluido de perforación HPHT producen menos efecto en los análisis geoquímicos que las otras cinco muestras a base
de aceite probadas.
Los análisis de Statoil previos a la perforación,
que comprendieron seis petróleos de base y sistemas de fluidos, demostraron que el impacto del
nuevo fluido de perforación es bajo y aceptable en
la mayoría de los análisis geoquímicos (arriba).
La cromatografía de gases de petróleos crudos,
efectuada en el nuevo fluido, demostró que las
muestras exhibían un rango de hidrocarburos
bastante limitado, entre C10 y C14, con bajas concentraciones tanto de biomarcadores como de
hidrocarburos aromáticos. Los emulsionantes,
los químicos para control de pérdida de fluido y
los viscosificantes podrían haber obstaculizado
los análisis geoquímicos.
Statoil sometió a pruebas el fluido sin utilizar,
previo a la perforación, el fluido de perforación
utilizado, los recortes de perforación y los fluidos
de formación. Los resultados indicaron que el
impacto del fluido nuevo, sin utilizar, en todos los
análisis, era bajo, pero los ingenieros especularon que los rastros de diamantoides y biomarcadores aromáticos podrían haber afectado las
muestras y, a su vez, la interpretación de los
datos geoquímicos. El fluido utilizado proveniente del pozo de exploración mostró una mayor
concentración de saturados, biomarcadores y
n-alcanos C15+. Sin embargo, se cree que estos
componentes que interfieren con las pruebas
geoquímicas, provinieron de un fluido de perforación diferente utilizado en la sección más somera
de 171/2 pulgadas.25 El nuevo fluido de perforación
no pareció incidir en el fluido de formación, pero
podría haber afectado levemente los recortes de
perforación en caso de existir rastros de petróleo
Simulaciones y cálculo de la ECD, prueba previa al pozo
Parámetros
Nuevo fluido de
perforación HPHT,
muestra de campo
Fluido de perforación
convencional,
muestra de campo
Densidad superficial, medida a 50°C, kg/m3
1 690
1 690
Tasa de bombeo, L/min
2 000
2 000
Velocidad de penetración, m/h
Rotaciones de la sarta de perforación en revoluciones por minuto
15
15
160
160
1 681
1 682
269 [26,9]
319 [31,9]
ECD en la zapata de la tubería de revestimiento, kg/m3
1 755
1 786
ECD en la profundidad total, kg/m3
1 762
1 795
Densidad del lodo en el fondo del pozo, ESD, kg/m3
Presión de bombeo, bar [MPa]
> Parámetros de entrada de las simulaciones (verde) y resultados calculados de fondo de pozo
(tostado) correspondientes al nuevo fluido de perforación HPHT y a un fluido de perforación
convencional a base de aceite. Las simulaciones se efectuaron antes de perforar el pozo como parte
de la planeación y la calificación del nuevo sistema de fluido de perforación HPHT. En base a las
simulaciones, el fluido de perforación HPHT da como resultado tanto una presión de bombeo más baja
como una contribución de ECD más baja que el fluido de perforación convencional. La contribución de
ECD más baja fue confirmada con las mediciones de la ECD obtenidas durante la perforación.
La abreviatura ESD, densidad estática equivalente, representa la densidad real del lodo del fluido de
perforación en uso y varía con el perfil de temperatura del pozo, pero por razones de simplicidad, se
asume como la densidad del lodo promedio más baja del pozo durante cualquier operación. La ECD
representa la suma de la ESD más las pérdidas por fricción producidas en el espacio anular por el
movimiento del fluido de perforación.
34
muy débiles. El fluido también podría haber afectado la interpretación de los datos de la cromatografía de gases de la fracción de n-alcanos y
biomarcadores (terpanos y estearanos) en presencia de una concentración baja de biomarcadores.
La prueba de campo confirmó que existía una
buena comunicación entre el yacimiento y las
herramientas de perfilaje. Los ingenieros corrieron un probador modular de la dinámica de la
formación MDT para obtener muestras de fluido y
las presiones en la sección de 121/4 pulgadas y
pudieron reducir la presión de bombeo de la herramienta para el nuevo fluido de perforación, respecto de la presión requerida para el fluido de
perforación a base de parafina utilizado previamente.
El nuevo fluido de perforación también exhibió
una ECD más baja en la profundidad total (abajo,
a la izquierda).
El nuevo fluido de perforación HPHT cumplió
exitosamente con todas las especificaciones de
viscosidad, control de pérdida de fluido HPHT y
estabilidad del asentamiento de barita (próxima
página, arriba). Después de uno y cinco días, las
mediciones del asentamiento de barita arrojaron
valores de 10 kg/m3 [0,08 lbm/US galón] y 60 kg/m3
[0,5 lbm/ US galón], respectivamente, lo que respeta estrictamente la especificación inferior a
150 kg/m3 [1,2 lbm/US galón] para la barita
decantada. La pérdida de fluido HPHT fue de
menos de 2 mL [0,1 pulgadas3]. La viscosidad
medida fue relativamente baja —lo que dejó
margen para ajustarla en base a la decantación y
el desempeño del control de pérdida del fluido,
en caso de ser necesario— y cambió poco con el
25.Los fluidos de perforación pueden admitir fluidos y
sólidos de formaciones más someras perforadas con
un sistema de lodo diferente, lo que luego puede afectar
las propiedades de los fluidos utilizados para perforar
las secciones más profundas.
Oilfield Review
Formación del fluido de perforación HPHT y propiedades promediadas
Material
Concentración másica, kg/m3
Fluido de base
402
Emulsionante
23
Arcilla organófila
12
Cal
23
Aditivos de control de pérdida de fluido
25
Cloruro de calcio, polvo
26
Agua dulce
137
Material espesante (barita)
1 102
Total
1 750
Propiedad
Valor
Densidad del lodo, kg/m3 [lbm/US galón]
1 750 [14,6]
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm, lbf/100 pies2
67
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm, lbf/100 pies2
20
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm, lbf/100 pies2
6
Resistencia de gel a 10 segundos, Pa
7
Resistencia de gel a 10 minutos, Pa
8
Viscosidad plástica, mPa.s
27
Umbral de fluencia plástica, Pa
8
Pérdida de fluido HPHT, mL [pulgada3]
1,8 [0,11]
Estabilidad del asentamiento después de 16 horas
10
Estabilidad del asentamiento después de 3 días
60
Estabilidad del asentamiento después de 5 días
60
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
65 y 85
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
18 y 26
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm después
de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2
6y9
> Formulación y propiedades promedio del fluido de perforación HPHT. El fluido HPHT posee una
densidad de 1 750 kg/m3 y una relación agua/petróleo de 80/20. Todos los parámetros de las propiedades
del fluido obtenidos en el laboratorio se mantuvieron dentro de las especificaciones de Statoil.
Estos resultados constituyeron la base para las especificaciones del programa de lodo a ser utilizado
en el área marina. Los resultados presentados son valores promediados. Las mediciones de la
estabilidad del asentamiento se presentan como densidades de lodo delta y fueron obtenidas
después de 16 horas, 3 días y 5 días de envejecimiento estático a 150ºC.
tiempo, lo que demostró las propiedades estables
del nuevo fluido. Los ingenieros de Statoil informaron que el fluido mostró un buen rendimiento
durante los períodos estáticos prolongados, tales
como en situaciones de desconexión del tubo
ascendente y durante la adquisición de registros
con cable, y que su desempeño fue comparable
y 121/4 pulgadas y la sección de 624 m [2 047 pies]
y 81/2 pulgadas del pozo Crux. La reología del
fluido se mantuvo dentro de las especificaciones
a lo largo de toda la operación y no se desvió en
más de un 10% respecto de las mismas. Durante la
perforación del pozo, se produjeron pérdidas de
lodo, pero los ingenieros de perforación las atribuyeron a las leves incertidumbres asociadas con
los valores de presión de fractura y poro, y no al
fluido de perforación en sí.
Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO
proporcionaron soporte a toda la operación en el
mar y aseguraron una calidad de fluido óptima en
todo momento, sin que se planteara problema
alguno relacionado con el fluido durante la prueba
de campo. Los resultados de las pruebas de asentamiento durante períodos estáticos prolongados
indicaron una decantación promedio de barita de
menos de 30 kg/m3 [0,25 lbm/US galón] tanto en
la sección de 121/4 pulgadas a una temperatura de
120°C [250°F] como en la sección de 81/2 pulgadas
a 150°C.
Los resultados obtenidos en el pozo Crux con el
nuevo fluido demuestran que el mismo cumplió con
las especificaciones de Statoil relativas al rendimiento de la perforación. Por otra parte, la evaluación de formaciones y fluidos así como la
adquisición de registros de presión no se vieron
afectadas por el nuevo fluido de perforación. El
fluido especialmente diseñado, desplegado para
la ejecución de operaciones similares en pozos
HPHT de todo el mundo, cumple con las especificaciones del operador y a la vez garantiza la validez de las muestras de fluidos y rocas. —IMF
con el de los fluidos HPHT con baja ECD en términos de contribución de la ECD, limpieza del
pozo y respuestas de los registros.
La estabilidad del fluido, cuantificada con las
mediciones de laboratorio, fue confirmada en la
prueba de campo (abajo). El nuevo fluido HPHT se
utilizó para perforar la sección de 1 320 m [4 330 pies]
Reología medida durante la operación
Propiedad
Especificación,
lbf/100 pies2
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm
Tan bajo como sea posible
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm
Menor que 24
Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm
5 a 10
Valor promedio, sección de
12 1/4 pulgadas, lbf/100 pies2
47 ± 4,1
Valor promedio, sección de
8 1/2 pulgadas, lbf/100 pies2
63 ± 3,7
19 ± 2,5
20 ± 1,7
8 ± 1,5
7 ± 1,1
> Especificaciones y mediciones de la reología del fluido de perforación para las secciones de pozo de 121/4 pulgadas y 81/2 pulgadas. La reología del
fluido fue medida continuamente en el mar, a lo largo de toda la operación de perforación, y las lecturas del dial del viscosímetro Fann 35 se encontraron
dentro de las especificaciones durante toda la operación. Los ingenieros de pozo informaron que el rendimiento del fluido de perforación fue estable y
fácil de mantener. Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO proporcionaron soporte a la operación en el mar para asegurar que el fluido se
mantuviera dentro de las especificaciones en todo momento. (Fotografía de Ole Jørgen Bratland, copyright de Statoil. Utilizada con autorización.)
Volumen 26, no.1
35