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La utilizacin de fluido a base de petrleo paralas operaciones de perforacin puede traer apa-rejada una compensacin asociada de ventajas ydesventajas en lo que respecta al dao de la for-macin. Las pruebas de laboratorio demuestranniveles variables de dao de la formacin y undeterioro de la terminacin de pozos asociadocon el empleo de fluidos a base de petrleo parala perforacin de yacimientos. Estos resultadosde laboratorio son sustentados por datos decampo. Para un perforador, los lodos a base depetrleo controlan las lutitas reactivas, mejoranlas velocidades de penetracin y aumentan la efi-ciencia general de la perforacin. Para uningeniero de terminacin de pozos, las paredesdel pozo, los slidos perforados y el revoque defiltracin humedecidos con petrleo planteandesafos en lo que respecta a las operaciones determinacin de pozos.

Idealmente, un lodo que posea tanto las pro-piedades externas del petrleo para la perforacincomo las caractersticas externas del agua paralos procesos de terminacin de pozos proporcio-nara la solucin definitiva en lo que respecta aeficiencia de perforacin y desempeo del pozo.Los avances registrados en la qumica de los lodosde perforacin ahora permiten a los perforadoreselegir la mejor de las dos alternativas: utilizar unlodo a base de petrleo (OBM, por sus siglas en

ingls) durante la perforacin 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 ingls) para mejorar lalimpieza y minimizar el deterioro de la termina-cin. En este artculo se analiza el desarrollo deun fluido de perforacin de emulsin reversible,de doble finalidad, y se demuestra cmo un ope-rador est aplicando esta tecnologa para mejorarla productividad.

Deterioro del desempeo del pozoEl deterioro de la productividad de un pozo comoresultado del empleo de un fluido de perforacina base de petrleo 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 terminacin ylos empaques de grava como consecuencia deldesplazamiento deficiente del lodo a base depetrleo y del revoque de filtracin humedecidocon petrleo.

Las partculas de slidos grandes presentesen el lodo forman un revoque de filtracin en lacara de la roca yacimiento cuando el filtrado delodo invade la matriz de la roca. Las partculasms pequeas existentes en el filtrado puedenagregarse y bloquear las gargantas de poro, for-mando un revoque de filtracin interno

Fluidos de perforacin de emulsin reversible para un mejor desempeo del pozo

Syed AliChevronTexacoHouston, Texas, EUA

Mike BowmanNueva Orlens, Luisiana, EUA

Mark R. LuysterArvind PatelCharles SvobodaM-I SWACOHouston, Texas

R. Andrew McCartyChevronTexacoCabinda, Angola

Bob PearlChevronTexacoNueva Orlens, Luisiana

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

La perforacin de trayectorias dicultosas a travs de lutitas reactivas ha obligado a

los perforadores a optar entre utilizar un lodo a base de petrleo para estabilizar las

lutitas del pozo, con el riesgo de deteriorar la terminacin, o perforar con un lodo a

base de agua que resulta fcil de limpiar y aumenta sustancialmente el riesgo de

perforacin. Los avances registrados en la qumica de los lodos de perforacin 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, artculo de la SPE 54762, presentado en laConferencia Europea sobre Dao de la Formacin 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, artculo de la SPE 17160, pre-sentado en el Simposio sobre Control del Dao de laFormacin de la SPE, Bakerseld, California, EUA, 8 al 9de febrero de 1988.

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(arriba).1 Los revoques de filtracin humedeci-dos con petrleo, particularmente aquellos quese desarrollan dentro de la formacin, suelen serresistentes a la interaccin qumica y tienensuperficies expuestas pequeas, lo que limita anms la eliminacin mecnica de los qumicos.

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

cido con petrleo, proceso que impide el flujo dehidrocarburos a travs de la matriz de la rocadurante la produccin.2 Las pruebas han demos-trado que una garganta de poro humedecida conpetrleo no slo restringe el flujo de hidrocarburossino que puede aumentar la movilidad de las part-culas finas, las arcillas u otras partculas de rocasfinas. Una vez que adquieren movilidad, estas par-tculas pueden obturar las gargantas de poro,reduciendo an ms la permeabilidad.

Despus de la perforacin, y antes de bajar elequipo de terminacin de pozos, el fluido del pozosuele ser desplazado por un fluido de terminacina base de agua, normalmente una solucin de

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

Fluj

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lodo

Lodo

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Interfase revoquede filtracin/roca

Revoque defiltracin interno

Revoque defiltracin externo

Revoquede filtracindepositadodurante laperforacin

Perforacin Terminacin

Fluido determinacin

Filtros

Lodo a basede petrleono desplazado

Filtrostaponadoscon revoqueagregadoprovenientede la pareddel pozo

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> Desempeo reducido del pozo con revoque de ltracin residual depositado por el lodo a base de petrleo. Du-rante la perforacin, el ltrado se dirige hacia la roca yacimiento permeable, dejando atrs el revoque de ltracininterno y externo que se observa en la microgrca (izquierda). Los surfactantes mejoradores de la mojabilidad alpetrleo, transportados con el ltrado, a menudo alteran el estado de humidicacin de las gargantas de poro pro-ductivas y pueden en ocasiones movilizar los nos que han sido convertidos a un estado humedecido con petrleo.La depositacin de revoque de ltracin de baja calidad, la mojabilidad por petrleo de las supercies y de las gar-gantas de poro, y la movilizacin de nos producen dao de la formacin. Una vez desplazado el lodo con uido determinacin y luego de emplazado el aparejo de produccin en su lugar, el lodo a base de petrleo no desplazadoresidual, contaminado con uidos de desplazamiento, slidos perforados y revoque de ltracin agregado desalo-jado del pozo, puede taponar los ltros y los empaques de grava, reduciendo el desempeo del pozo (derecha).

68 Oilfield Review

petrleo. No obstante, debido a estar humedecidocon petrleo, los revoques de filtracin de lodo abase de petrleo y otros materiales humedecidoscon petrleo depositados durante el proceso deperforacin no resultan fciles de dispersar o eli-minar con productos qumicos de limpieza.3 Lasemulsiones compuestas de lodo a base de petrleono desplazado y los fluidos de desplazamiento amenudo permanecen dentro del pozo. Una vezque comienza la produccin, el flujo provenientedel yacimiento puede movilizar estos materialeshumedecidos con petrleo, taponando el equipode terminacin de pozos y los empaques de grava.

El dao de la formacin que resulta de la depo-sitacin del revoque de filtracin humedecido conpetrleo externo o interno, los efectos de los sur-factantes, la obturacin o la movilizacin de finos,y el taponamiento del equipo de terminacin depozos y los empaques de grava, pueden deteriorarsustancialmente el desempeo del pozo, indepen-dientemente de que el mismo haya sido destinadoa produccin o a inyeccin. La solucin ms obviapara evitar el deterioro de la productividad rela-cionado con el lodo a base de petrleo consistiraen perforar el yacimiento con lodo a base de agua.Sin embargo, los ingenieros a menudo utilizan flui-dos de perforacin a base de petrleo paraminimizar el riesgo y alcanzar en forma eficaz losobjetivos de la perforacin extendida.

Emulsiones inversasA mediados de la dcada de 1990, los problemasasociados con la limpieza del lodo a base depetrleo durante las operaciones de terminacin

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

Una emulsin se forma entre dos lquidoscuando se reduce la tensin interfacial de losmismos, lo que permite que se forme una disper-sin estable de gotitas finasla faseinternaen la fase continua o externa. Lareduccin de la tensin interfacial entre fluidosdismiles a menudo requiere la presencia de unmaterial bipolar; es decir, una molcula quetenga solubilidad parcial en ambas fases.

En aplicaciones de perforacin, el petrleose puede emulsionar en la fase acuosa del WBM,formando lo que se denomina una emulsindirecta. En el OBM, la fase acuosa est emulsio-nada en petrleo, lo que se conoce comnmentecomo emulsin inversa.

Para formar una emulsin, las molculasbipolares se acomodan en la interfase de lasfases agua y petrleo. La orientacin de los com-puestos bipolares en la interfase de agua enpetrleo (W/O, por sus siglas en ingls) deter-mina el tipo de emulsin. La qumica y laresistencia del grupo polar hidroflico, en compa-racin con el grupo no polar lipoflico,determinan si la emulsin se forma como petr-leo en agua (O/W, por sus siglas en ingls) ocomo agua en petrleo (W/O, por sus siglas eningls).4 Con ciertos surfactantes, la variacin dela alcalinidad del fluido puede modificar la resis-tencia del grupo polar hidroflico, cambiando asla naturaleza de la emulsin (arriba). Este

hallazgo condujo a los investigadores a desarro-llar el sistema de fluido de perforacin deemulsin inversa FazePro. Mediante el ajuste dela alcalinidad del fluido de perforacin, los inge-nieros pueden invertir la emulsin haciendo quepase de W/O a O/W y nuevamente a su estadomojable por petrleo original (abajo). Durante laperforacin, el sistema FazePro es mojable porpetrleo pero, durante la terminacin, la adicinde cidos invierte la emulsin, convirtiendo ellodo residual y el revoque de filtracin de hume-decido con petrleo a humedecido con agua.

La inversin de la emulsin modifica lascaractersticas de superficie mojable de los sli-dos, haciendo que pasen de estar humedecidoscon petrleo a estar humedecidos con agua. Estoes importante porque la inversin modifica las

Lodo a base de petrleo

Gotitade agua

Gotita depetrleo

Lodo a base de agua

Petrleo

Compuesto bipolar (o surfactante)

Agua

Fraccin lipoflicadel compuesto bipolar

BajaAlcalinidad

Alta

Adicin de cido tal como cido actico o cido clorhdrico

Adicin de una base talcomo el hidrxido de calcio

Fraccin hidroflicadel compuesto bipolar

> Ajuste de la alcalinidad para revertir la emulsin. El agregado de compues-tos cidos o bsicos al uido de perforacin tiene el efecto de modicar laresistencia inica de la fraccin hidroflica del compuesto surfactante. Comoresultado, se crean emulsiones directas (petrleo en agua) (izquierda) o indi-rectas (agua en petrleo) (derecha). Esto permite que un uido externo alpetrleo se convierta en un uido externo al agua mediante el agregado deun compuesto disparador, tal como el cido clorhdrico, y que luego vuelva acambiar mediante la adicin de una base tal como el hidrxido de calcio.

> Conrmacin de la inversin de la emulsin.Cuando se dejan caer en una cubeta de agua, lasgotitas de este sistema libre de slidos FazeProde 1.13 g/cm3 [39.4 lbm/gal] permanecen intactas,lo que indica el estado humedecido con petrleo(arriba). Despus de agregar al sistema FazeProcido clorhdrico [HCl] al 15%, el mismo se disper-sa fcilmente 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 ms grandes y prolficos de la compa-a. Estos yacimientos maduros producen ms de71,505 m3 [450,000 barriles] de petrleo diarios.Como los operadores de muchos campos petrole-ros longevos, los ingenieros de ChevronTexacoque trabajan en Cabinda utilizan tcnicas moder-nas de recuperacin secundaria por inyeccin deagua para ayudar a impulsar la recuperacin ymantener la presin de yacimiento.

Esta porcin del rea marina de frica Occi-dental plantea numerosos desafos en trminos deperforacin. Las dificultosas trayectorias de pozosy las severas condiciones de perforacin a menudoson abordadas mediante la utilizacin de OBMpara aumentar la eficiencia y reducir el riesgo deperforacin. No obstante, despus de perforar lassecciones yacimiento con OBM, los ingenierosobservaron que la inyectividad era inferior a laesperada y resultaba difcil de remediar.

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

niera de ChevronTexaco en Houston implemen-taron una serie de experimentos y simulacionesdestinados a mejorar el desempeo de los pozosinyectores en Cabinda. La primera serie de prue-bas consisti en un anlisis de inyectividadefectuado en un ncleo de arenisca Berea conuna permeabilidad de 500 mD mediante la utili-zacin de OBMs convencionales, representativosde los utilizados en Cabinda.5 A los fines com-parativos, se evalu el sistema FazePro bajocondiciones idnticas.

Se estableci una tasa de inyeccin inicial atravs del ncleo de arenisca Berea con agua demar sinttica filtrada que contena 3% de clorurode potasio (KCl) en peso. Previo a la ejecucin delas pruebas, se ajust la densidad de cada fluidode perforacin a 1,138 kg/m3 [9.5 lbm/gal] utili-zando carbonato de calcio. Durante un perodo dedos horas, los tcnicos utilizaron un dispositivopara la realizacin de pruebas de filtracin a altatemperatura y alta presin que opera a una pre-sin diferencial de 1,000 lpc [6.9 MPa] y a unatemperatura de 66C [150F] para depositar losrevoques de filtracin del OBM y del sistemaFazePro en discos de arenisca Berea de 25 mm [1pulgada] de espesor. Luego se desplazaron loslodos con petrleo, seguido de agua de mar y, porltimo, con un solvente y una mezcla de cidoorgnico. El ncleo fue atravesado por cada unade las soluciones durante perodos especficos.Luego se estableci una inyectividad finalmediante la utilizacin del mismo fluido y las mis-mas tcnicas que las empleadas para determinarla inyectividad inicial.

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

partculas slidas presentes en el revoque de fil-tracin, haciendo que pasen a un estado mojablepor agua, lo que permite que se disuelvan losaditivos de control de prdidas de fluidos solu-bles en cido, tales como el carbonato de calcio.La integridad del revoque de filtracin se des-truye, lo que facilita una limpieza rpida ycompleta.

El sistema de fluidos de perforacin FazeProproporciona el desempeo de perforacin y elcontrol de formacin de un fluido a base depetrleo con la eficiencia de eliminacin delrevoque de filtracin y las caractersticas nodainas de un fluido a base de agua. Mediante lautilizacin de este sistema, los ingenieros logranoptimizar tanto las operaciones de perforacincomo las operaciones de terminacin de pozos.

Pozos de inyeccin en frica 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, artculode la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europeasobre Dao de la Formacin de la SPE, La Haya, 21 al 22de mayo de 2001.

4. El trmino lipoflico se reere a una atraccin que ejercesobre el aceite la supercie de un material o de unamolcula. Este trmino se aplica al comportamientomojable por petrleo de los qumicos utilizados en trata-mientos, en relacin con los lodos a base de petrleo. Porel contrario, hidroflico signica que posee fuerte anidadcon el agua.

5. La arenisca Berea se utiliza comnmente en el laborato-rio para la ejecucin de pruebas de inyeccin ypermeabilidad de retorno. Aunque natural, esta areniscaexhibe una estructura de poros heterognea y una mine-raloga con mnima anisotropa.

Sistemas FazePro

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

Porc

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OBM

50

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25

20

15

10

5

0

Limpieza con cido actico al 10%, lodo sin slidos de perforacin

Limpieza con cido actico al 10%,lodo con 3% de slidos de perforacin

Limpieza con cido actico al 10%, borra eliminada, lodo con 3% de slidos de perforacin

> Mejoramiento de la recuperacin de la inyectividad. Para evaluar la recu-peracin de la inyectividad se realizaron pruebas en un ncleo 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 petrleo convencional (OBM, por sus siglasen ingls) (derecha). La primera prueba (azul) no contena slidos deperforacin, mientras que la segunda y la tercera recibieron un 3% envolumen de slidos de perforacin simulados. En todas las pruebas, el lodode perforacin residual y el revoque de ltracin depositados fueronlimpiados con una solucin de cido actico al 10%. En la segunda prueba(rosa), el excesivo revoque externo, o borra, no fue eliminado previo a laacidicacin. En la tercera prueba (marrn), la borra fue eliminadasuavemente sin perturbar el revoque de ltracin slido depositado en lacara del ncleo. La recuperacin de la inyectividad para el sistema FazeProoscil entre un 25 y un 45%, mientras que todas las pruebas que utilizanOBM convencional indicaron un nivel de recuperacin de cero.

Los investigadores de M-I SWACO llevaron a cabopruebas comparativas adicionales para estudiar elsistema. Utilizaron un simulador de terminacinde pozos de laboratorio para depositar el revoquede filtracin sobre un ncleo (arriba). Para desa-gregar el revoque de filtracin se aplic untratamiento con qumicos de limpieza. El flujo defluido en la direccin de la produccin extrajo elrevoque de la superficie de la roca y lo transporta travs de un filtro preempacado de malla 40/60.6

Las mediciones de cada de presin obtenidas atravs del filtro indicaron el taponamiento delmismo con revoque de filtracin a base de petr-leo pero el revoque de filtracin depositado por elsistema FazePro se desagreg y circul a travsdel filtro con una prdida de flujo mnima (pr-xima pgina, abajo).

A fin de validar estas pruebas de flujo linealen pequea escala, los ingenieros de ChevronTe-xaco utilizaron su simulador de flujo radial delaboratorio para escalar los volmenes y simularen forma ms precisa el emplazamiento, despla-zamiento y limpieza del lodo en un rgimen deflujo radial (derecha). Este equipo simula lastasas de flujo esperadas en condiciones decampo. En esta serie de pruebas, se compar unlodo a base de petrleo, densificado a 1,234kg/m3 [10.3 lbm/gal] con carbonato de calcio,con un fluido de perforacin FazePro densificadoen forma similar. Ambos sistemas de lodo conte-nan 99.8 kg/m3 [335 lbm/bbl] de slidos deperforacin simulados. El flujo de inyeccin ini-cial se estableci con agua de mar. El lodo se

hizo circular a 150F, bajo una presin diferen-cial de 500 lpc [3.45 MPa], a travs de un ncleode aloxita de 10 micrones, con un dimetrointerno de 76.2 mm [3 pulgadas], un dimetroexterno de 111.13 mm [438 pulgadas] y una longi-tud de 152.4 mm [6 pulgadas].7 Luego de unasecuencia de episodios de circulacin y cierre,los tcnicos desplazaron el lodo con petrleo,seguido de un sistema de limpieza con solvente y

surfactante para el OBM o de cido actico al 10%con solvente mutuo al 5% e inhibidor de corrosinpara el sistema FazePro. Se impregn el paquetede limpieza durante una hora antes de estable-cer una inyeccin final con agua de mar. Luego deobtenidos los resultados de inyectividad, se indujoel contraflujo del agua de mar a travs del ncleoen la direccin de produccin. Una vez concluidala prueba, se obtuvo un perfil de inyectividad final.

70 Oilfield Review

> Evaluacin de los sistemas FazePro en el ujo radial. El simulador de ujo radial que se encuentraen el laboratorio de ChevronTexaco permite a los ingenieros evaluar los efectos de la depositacindinmica de revoque de ltracin bajo condiciones de prueba que se asemejan a las del yacimiento.Las pruebas pueden ser realizadas a temperaturas de hasta 85C [185F], con una presin de trabajode 500 lpc [3.45 MPa] y velocidades de uido de 106 m/min [350 pies/min]. El uido a probar se haceuir radialmente a travs de un ncleo de roca con un pozo axial; el revoque de ltracin es deposi-tado en la parte interna del pozo, simulando los perles de circulacin de pozo reales.

Cmara de celdas Acumuladores Bomba centrfuga de gran volumen Controlador de la bomba

BPR*

BPR

BPR

Bomba de precisinRecipientes detransferencia

Bombaneumtica

Bomba desobrecarga

Transductores de presin

Cilindro de aire

Cilindro de desplazamiento hidrulico

Filtro determinacinCompuertade lodo

Cmara defluido

Muestradencleo

Controlador de la bomba de precisin

* Regulador de contrapresin

Agua Fluido de perforacinFluido de estimulacin Fluido de terminacin

> Prueba de taponamiento de ltros en el simulador del laboratorio de M-I SWACO. Este aparato de prueba (arriba) combina lascaractersticas de un permemetro bidireccional estndar con la capacidad de exponer el revoque de ltracin del lodo a un ltroautnomo o preempacado sin despresurizar la unidad. Este simulador permite la depositacin dinmica del revoque de ltracin, eldesplazamiento y el contraujo de hasta cuatro uidos diferentes (abajo). El ltro de terminacin puede ser emplazado en el trayectodel ujo, manteniendo al mismo tiempo la presin y la temperatura de sobrebalance.

Invierno de 2004/2005 71

Los resultados de la simulacin del flujoradial indican que ni el desplazamiento inicialni el contraflujo subsiguiente lograron eliminarcompletamente del ncleo el revoque de filtra-cin OBM (arriba). El perfil de inyectividad parael OBM mostr cero inyectividad despus de lalimpieza y 26% de inyectividad despus del con-traflujo. El revoque de filtracin del sistema

> Dao mnimo despus del contraujo del sistema FazePro. Se evaluaron losefectos de taponamiento de los ltros del sistema OBM convencional y delOBM FazePro mediante la utilizacin del simulador de terminacin. Al produ-cirse el contraujo de estos uidos a travs de un ltro preempacado estn-dar malla 40/60, se observ una diferencia signicativa en la cada de presina travs del ltro. Esto indic que el revoque de ltracin y otros residualesdel OBM convencional haban obturado parcialmente el ltro preempacado,mientras que con el OBM FazePro se observ poco deterioro del ujo.

Fluido probado

OBM convencional

OBM FazePro

0.1 lpc

0.1 lpc

300 lpc

0.3 lpc

Cada de presin iniciala travs del filtro

Cada de presin finala travs del filtro

> Revoque de ltracin en pruebas de ncleos. Se hizo uir radialmente un lodo a base de petrleo convencional y un sistemaFazePro, a travs de ncleos de forma tubular, dejando revoque de ltracin en la cara interna del ncleo (color tostado) (extremosuperior derecho). Despus de la limpieza y el ujo en direccin inversa, una cantidad considerable de revoque de ltracin depo-sitado por el lodo a base de petrleo convencional permanece en el ncleo, mientras que en la cara del ncleo del sistema FazeProse observa slo una cantidad limitada de residuo (extremo inferior derecho). Los datos de las pruebas indican una reduccin del 50%en la permeabilidad de inyeccin (negro) con el sistema FazePro (extremo inferior izquierdo). El resultado de una prueba similar conun lodo a base de petrleo convencional (negro) indica una limpieza pobre y un 100% de prdida de inyectividad (extremo superiorizquierdo). Si bien la permeabilidad de inyeccin con un lodo a base de petrleo convencional mejor despus del ujo en la direc-cin de la produccin (prpura), la inyectividad no fue sostenida.

2 4 6

Perm

eabi

lidad

, mD

8 10 12 140

Prueba de comparacin de la permeabilidadcon un lodo a base de petrleo (OBM)

500

450

400

350

300

250

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 comparacin de la permeabilidad con el sistema FazePro

Contraflujo de la produccin

Inyeccin despus del flujo de produccin

Permeabilidad a la salmuera

Inyeccin inicial

Perm

eabi

lidad

, mD

6. Un ltro preempacado de malla 40/60 est constituido poruna arena de tamao de tamiz 40/60 US, preinstalada enun arreglo de ltro.

7. Los discos de aloxita son ncleos sintticos compuestosde xido de aluminio.

FazePro fue eliminado completamente delncleo despus del remojo en cido. El perfil deinyectividad mostr 49% de inyectividad despusdel remojo en cido y 52% de inyectividad des-pus del contraflujo.

Con el soporte de los datos de simulacin 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 terminacin se emple untratamiento con un espaciador de solvente,varias circulaciones completas con agua de mar,pldoras custicas, un sistema de solventeCLEAN SWEEP para la eliminacin del dao, unespaciador y una solucin de cido clorhdrico(HCl) al 15% que se mantuvo en contacto con elyacimiento durante 30 minutos.

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

El anlisis de inyectividad realizado en lostres pozos demostr que el ndice de inyectivi-dad de los dos pozos perforados con el sistemaFazePro duplic al ndice de inyectividad delpozo perforado con OBM, validando as los datosde simulacin de laboratorio (prxima pgina).

Los ingenieros de M-I SWACO y ChevronTexacocontinan adaptando el sistema FazePro parasatisfacer los exigentes requisitos de las operacio-nes de perforacin y terminacin de pozos. Enbase a los datos de Cabinda fundamentalmente, laperforacin rutinaria de las secciones yacimientocon el sistema FazePro genera una inyectividadque duplica la esperada de la perforacin conlodos a base de petrleo convencionales.

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

Los pozos multilaterales ms largos plantea-ron condiciones de perforacin ms dificultosas.En varios casos, la utilizacin de OBM en reasen las que tradicionalmente se empleaba WBMpara minimizar los problemas de terminacin depozos proporcion suficiente estabilidad de pozocomo para eliminar una sarta de revestimientointermedia, con el consiguiente ahorro de tiempoy costos de perforacin.

Las terminaciones de pozos tambin se hanvuelto ms complejas.8 Los filtros autnomos, losempaques de grava realizados en agujeros descu-biertos y los filtros expansibles se han convertidoen lugar comn. Para abordar estos diseos determinaciones ms modernos, se han modificadolos procedimientos y se han desarrollado nuevasqumicas de limpieza.

Tradicionalmente se ha utilizado cido clo-rhdrico o cido actico, o combinaciones deambos, para revertir los sistemas FazePro y lim-piar el revoque de filtracin residual. Una vezbombeada una solucin de limpieza, la desagre-gacin del revoque de filtracin es inmediata.Con la presin del pozo en condiciones de sobre-balance, la eliminacin del revoque de la pareddel pozo a menudo produce prdida del fluido determinacin hacia el yacimiento, reduciendo laeficacia e incrementando el riesgo.

Recientemente, se utiliz un sistema FazePropara perforar el yacimiento antes de realizar unempaque de grava en agujero descubierto en elpozo Kuito A-06, situado en el rea marina deCabinda. Las limitaciones de la configuracin dela herramienta en relacin con esta terminacinrequirieron un retardo de la inversin de laemulsin, de manera de extraer los tubularespara operar la terminacin del arreglo de empa-que de grava sin provocar una prdida excesiva oincontrolable del fluido de terminacin.

Para lograr una inversin de la emulsinretardada, los ingenieros de M-I desarrollaron eltratamiento a base de agente quelante Faze-Break que retarda la desagregacin del revoquede filtracin del sistema FazePro. Mediante laincorporacin del tratamiento FazeBreak en lafase Beta de la operacin de empaque de grava,se emplaz el agente quelante en contactodirecto con el revoque de filtracin humedecidocon petrleo, logrando un retardo de 412 horas enla inversin de la emulsin. Esto proporcion alperforador tiempo suficiente para extraer lasarta de trabajo del pozo en forma segura y efi-caz. De un modo similar a un tratamiento concido, el aditivo FazeBreak disuelve la prdidade fluido de carbonato de calcio y el material de

obturacin que conforma el revoque de filtra-cin, mejorando as el desempeo del pozo atravs de la eliminacin de los slidos del revo-que de filtracin del pozo y de los componentesde la terminacin.

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

Para perforar una seccin de pozo de 663 m[2,176 pies] en el Bloque 992 de Mobile Bay enel ao 2003, los ingenieros de ChevronTexaco, M-I SWACO y Schlumberger desarrollaron unprograma integrado de perforacin y termina-cin de yacimientos. Los ingenieros deChevronTexaco optaron por un sistema OBMFazePro para ayudar a optimizar la eficiencia deperforacin, minimizar el dao de la formacin,reducir el riesgo y proporcionar las mejores con-diciones posibles para el control direccional. Elsistema FazePro no haba sido utilizado nunca alas elevadas temperaturas esperadas en estecasoque podan alcanzar 160C [320F]pero las extensivas pruebas previas a laperforacin, llevadas a cabo en el laboratorio desoporte de campo de M-I SWACO en Houston,aseguraron la estabilidad y el desempeo del sis-tema.

Se perfor una seccin yacimiento horizontalentre 4,970 y 5,700 m [16,305 y 18,704 pies] deprofundidad medida y se emplaz en el objetivosin problema alguno relacionado con el pozo ocon el lodo. La lubricidad impartida por el sis-tema OBM FazePro mejor el desempeo 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 ms detalles sobre tcnicas de terminacin depozos, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D, Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,Lpez-de-Crdenas J, Nishi M, Numasawa M, YoshiokaK, Roy A, Wilson A y Twynam A: "Mtodos prcticos demanejo de la produccin de arena," Oilfield Review 16,no. 1 (Verano de 2004): 1029.

9. La fase Beta se reere a la onda de emplazamiento degrava de retorno en un empaque con agua a alto rgimende inyeccin.

Invierno de 2004/2005 73

A la profundidad total, el perforador des-plaz el fluido de perforacin FazePro con unfluido FazePro libre de slidos. Para una mejorcompatibilidad con el fluido de terminacin, unavez invertida la emulsin, la fase interna del sis-tema libre de slidos estaba compuesta de unamezcla de bromuro de sodio y bromuro de calcio.El perforador corri el arreglo de terminacinen el pozo y desplaz el pozo con un fluido determinacin a base de bromuro de sodio.

Si bien las pruebas de produccin superaronlas expectativas dada la calidad del yacimiento,los ingenieros crean que la estimulacin cidamejorara el desempeo del pozo. A pesar de quela estimulacin cida debera realizarse en unambiente mojable por agua, siempre quedan ras-tros de fluido de perforacin y revoque defiltracin independientemente de la tcnica dedesplazamiento utilizada. Esto plantea el riesgode dao de la formacin causado por las emul-siones, al mezclarse el cido con los fluidos abase de petrleo. Sin embargo, en contacto conel cido, los materiales FazePro residualeshumedecidos con petrleo se convierten enhumedecidos con agua, minimizando as cual-quier impacto sobre el desempeo del cido.

Los ingenieros de Schlumberger que traba-jan en la embarcacin de estimulacin marinaDeepSTIM II bombearon 227 m3 [60,000 gal] decido clorhdrico (HCl) al 15% con cido acticoal 10% en 10 etapas, y cido Divergente Viscoe-lstico VDA con HCl al 15% en nueve etapas arazn de 4.8 m3/min [30 bbl/min]. En esta pri-mera utilizacin de la tecnologa VDA en elGolfo de Mxico, los ingenieros lograron exten-der con xito los lmites trmicos y los lmitesdel rgimen de suministro, del cido y de los sis-temas de suministro.

El tratamiento con cido fue suministrado atravs de un sistema de empaque de gravaQUANTUM maX para condiciones de alta presiny alta temperatura. Al ponerse en contacto conel pozo, el revoque de filtracin del sistemaFazePro residual se volvi humedecido con agua.Se disolvi todo resto de material de obturacincon carbonato de calcio, ahora humedecido conagua. El sistema VDA proporcion divergencia,uniformidad de tratamiento y mximo contactodel cido con la superficie.

Previo al tratamiento con cido, el pozo fueprobado a travs de una columna de perforacinde 4 pulgadas produciendo a un rgimen de158,536 m3/d [5.6 MMpc/D] con una presin deflujo de 1,200 lpc [8.3 MPa]. Despus de la esti-mulacin, el pozo produjo a un rgimen de

449,723 m3/d [15.88 MMpc/D] a travs de sartasde produccin de 278 pulgadas y 312 pulgadas conuna presin de flujo en la tubera de 3,039 lpc[21 MPa].

En este caso, el equipo de ingeniera optpor un fluido de perforacin de yacimientosFazePro mojable por petrleo para lograr estabi-lidad trmica y eficiencia de perforacin yterminacin. Los revoques de filtracin internosy externos depositados en el proceso de perfora-cin fueron convertidos a un estado humedecidocon agua, lo que los hizo susceptibles a la elimi-nacin con el cido utilizado para estimular elyacimiento carbonatado. La integracin de latecnologa de fluidos de perforacin de yaci-mientos, OBM FazePro de emulsin reversible,tecnologa VDA y sistemas de suministro deltima generacin permiti triplicar la produc-cin, minimizando al mismo tiempo el costo y elriesgo.

Avances en base al xitoLos operadores y las compaas de serviciosdesarrollan y aplican tecnologas novedosas paramejorar la eficiencia de perforacin y maximizarla recuperacin de hidrocarburos. Mientras lasoperaciones de perforacin extienden los lmitesde la profundidad, la temperatura, la friccinmecnica y la tecnologa de terminacin depozos, los fluidos de perforacin a base de petr-

leo evolucionan para satisfacer ese desafo.Mediante la integracin de ingeniera de perfo-racin, petrofsica y terminacin de pozos, y laadopcin de enfoques holsticos en lo que res-pecta a la construccin de pozos, los pozos depetrleo y gas hoy pueden perforarse y termi-narse en forma ms eficiente y eficaz desde elpunto de vista de sus costos. Adems se optimizala recuperacin de reservas y se mejora el rendi-miento de los pozos individuales y de los campospetroleros en general.

Con el desarrollo de fluidos de perforacintales como el sistema FazePro, los perforadoresya no tienen que optar entre mejorar el desem-peo de la perforacin y reducir el riesgo dedeteriorar la terminacin sino que pueden con-tar con ambos beneficios. Dado que losoperadores y las compaas de servicios trabajanen conjunto integrando los procesos de perfora-cin, terminacin y estimulacin, el futuropromete an ms incrementos en lo que res-pecta a eficiencia de perforacin y productividadde pozos. DW

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Da de muestreo

ndi

ce d

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yect

ivid

ad c

ada

1,00

0 pi

es d

e la

tera

l1 OBM FazePro

OBM FazePro

OBM convencional

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

1 ndice de inyectividad = barriles inyectados/presin en cabezal de tubera de produccin en lpc

> ndice de inyectividad mejorado en pruebas de campo. La inyectividad fuems del doble para los dos pozos de Cabinda, Angola, perforados con los sis-temas FazePro (rosa y prpura) que para el pozo del mismo campo perforadocon un lodo a base de petrleo convencional (verde).