Química de los campos petroleros en condiciones

Química de los campos
petroleros en condiciones extremas
Keng Seng Chan
Suresh Choudhary
Abdul Hameed Ahmad Mohsen
Mathew Samuel
Kuala Lumpur, Malasia
La marca del termómetro se eleva y desciende para la industria de E&P; las actividades
de campos petroleros se llevan a cabo en condiciones de superficie más cálidas y más
frías y, además, a temperaturas de fondo de pozo más elevadas. A medida que los operadores alcanzan mayores profundidades y trabajan en localizaciones más remotas, la
Laurent Delabroy
Houston, Texas, EUA
química de los fluidos se acelera para mantenerse al ritmo de los acontecimientos.
Juan Carlos Flores
Villahermosa, México
Greig Fraser
Aberdeen, Escocia
Dan Fu
Tyumen, Rusia
M. Nihat Gurmen
Sugar Land, Texas
Joseph R. Kandle
Tri-Valley Oil & Gas Corporation
Bakersfield, California, EUA
Siri M. Madsen
ConocoPhillips
Stavanger, Noruega
Fred Mueller
Corpus Christi, Texas
Kevin T. Mullen
Nizhnevartovsk, Rusia
Hisham A. Nasr-El-Din
Saudi Aramco Research and Development
Dhahran, Arabia Saudita
Jim O’Leary
BP
Houston, Texas
Zhijun Xiao
Shell International Exploration and
Production Inc.
Houston, Texas
Rishat Radikovich Yamilov
Sibneft-Khantos
Khanty-Mansiysk, Rusia
4
Hace aproximadamente 56 millones de años, la
Tierra era mucho más cálida; la capa de hielo
del Ártico no existía.1 A lo largo del tiempo, el
clima se tornó más frío, las aguas se congelaron,
y la vida se adaptó a las variaciones de temperatura. Hoy en día, también están evolucionando y
adaptándose las tecnologías utilizadas para
recuperar los hidrocarburos que se hallan por
debajo de estos helados climas septentrionales y
otros ambientes de temperaturas extremas, lo
que ayuda a los productores de petróleo y gas a
extraer reservas de difícil acceso.
Después de casi un siglo y medio de producción de hidrocarburos, la industria del petróleo y
el gas se halla actualmente en un momento decisivo. Los precios del petróleo y el gas alcanzaron
niveles récord en los últimos tiempos. Si bien ya
hubo picos de precios en el pasado, los analistas
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Jean-Philippe Bedel, Liz Morris y el personal
del CSL de Aberdeen; Brett Cardwell, Marie Dessinges,
Mike Parris y Paulo Rubinstein, Sugar Land, Texas; Terry
Dammel, Emmanuel Therond y el personal del CSL de
Houston; Chris Fredd, Oklahoma City, Oklahoma, EUA;
Match Gentry, Bakersfield, California; Paul Howard y el
personal del CSL de Estimulación de NSA, Sugar Land,
Texas; Andre Rainey, Midland, Texas; Henk Romijn y el
personal del grupo de Servicios al Pozo, Seguridad y Medio
Ambiente, Moerdijk, Países Bajos; el personal del CSL de Kuala
Lumpur, Malasia; y el personal del CSL de Tyumen, Rusia.
BIGORANGE, CemCRETE, DeepCEM, DeepCRETE,
GASBLOK, PowerCLEAN, SuperX, SXE e YF“GO” son
marcas de Schlumberger.
1. Kerr RA: “Signs of a Warm, Ice-Free Artic,” Science 305,
no. 5691 (17 de septiembre de 2004): 1693.
2. Para obtener más información sobre los CSL de
Schlumberger, consulte: Abbas R, Cunningham E, Munk
T, Bjelland B, Chukwueke V, Ferri A, Garrison G, Hollies
D, Labat C y Moussa O: “Soluciones de largo plazo para
el aislamiento zonal,” Oilfield Review 14, no. 3 (Invierno
de 2002/2003): 18–31.
cada vez coinciden más en opinar que la situación actual no representa una transformación
artificial de las condiciones vigentes en el mercado. En cambio, existe una brecha fundamental
y potencialmente creciente entre nuestra
demanda de petróleo y gas natural, y nuestra
capacidad para producirlos.
La industria del petróleo y el gas ha recogido
gran parte de los “frutos de fácil alcance;” los
recursos remanentes podrán ser hallados, cada
vez con más frecuencia, en yacimientos más profundos, más remotos y más complejos. Para
hacer que estos recursos remotos sean viables,
es necesario implementar desarrollos cruciales
en tecnología de E&P combinados con reducción
de costos y mitigación de riesgos.
Para acceder a las reservas remanentes, los
ingenieros se enfrentan con cabezales submarinos más fríos, temperaturas de fondo de pozo
más elevadas y condiciones de temperaturas de
superficie extremas que desafían al personal, los
equipos y la química de los fluidos. Se necesitan
tecnologías químicas cada vez más avanzadas
para facilitar las operaciones de perforación,
terminación y producción de pozos.
En este artículo, analizamos los retos que
plantean estos ambientes de temperaturas extremas para la química de los campos petroleros.
Algunos ejemplos de Siberia, Medio Oriente, el
Golfo de México, EUA y el Mar del Norte proveen
un panorama general de cómo las nuevas soluciones en materia de química e ingeniería ayudan a
los operadores a perforar y explotar en forma eficaz las reservas remotas de hidrocarburos de la
Tierra.
Oilfield Review
A la vanguardia de las nuevas tendencias
La experiencia ha demostrado que la forma más
eficaz de resolver problemas se plantea cuando
los recursos tecnológicos se localizan cerca del
problema. Para responder a esta necesidad,
Schlumberger opera Laboratorios de Soporte al
Cliente (CSL) en Houston, Sugar Land, Aberdeen,
Kuala Lumpur y Tyumen, en Rusia. Los CSL proporcionan un enlace fundamental entre el
desarrollo del producto y las operaciones de
campo apoyando la introducción de nueva tecnología, la asistencia en la capacitación del personal
de campo y la resolución de problemas de perforación y producción locales. 2 Los ingenieros,
científicos y técnicos de los CSL también participan en educación para la comunidad, programas
de educación a distancia e interacciones con universidades locales; por otro lado, intervienen en
muchas otras actividades que contribuyen al desarrollo de los recursos humanos y la tecnología
directamente relacionados con la industria de
E&P. Al estar ubicados en sitios estratégicos, los
CSL apoyan a casi todas las regiones productoras
de hidrocarburos del mundo.
El más nuevo de los CSL está ubicado en
Tyumen, a 2,100 km [1,305 millas] al este de
Moscú. El CSL de Tyumen provee capacitación
técnica, implementación de nueva tecnología y
soporte tecnológico para operaciones de campo
y para clientes de toda Rusia. Al igual que los
otros cuatro CSL, el laboratorio y su plantel se
concentran en desarrollar y entregar soluciones
específicas para problemas de E&P regionales.
El desafío de la temperatura de superficie
Del calor extremo al frío severo, las localizaciones de perforación para muchas de nuestras
reservas remanentes de petróleo y gas, desafían
tanto a los equipos como a la química de los fluidos requeridos para construir y terminar los
pozos. Por debajo de la tundra helada de Siberia
Occidental se halla más del 40% de las reservas
comprobadas de gas de todo el mundo, además
de importantes cantidades de petróleo. Perforar
en este ambiente resulta difícil, particularmente
durante el invierno; y mantener estos pozos fluyendo puede ser aún más desalentador.
Por ejemplo, en los yacimientos de arenisca
típicos de Siberia Occidental, la permeabilidad
efectiva al petróleo oscila entre 2 y 4 mD. A
menudo, los tratamientos de fracturamiento
hidráulico proveen incrementos del régimen de
producción que triplican los valores iniciales.
Los diseños de fracturamiento agresivos se han
traducido en incrementos de producción que
representan el cuádruplo o el quíntuplo del régimen inicial. Estos campos se hallan entre los
Invierno de 2006/2007
primeros campos desarrollados mediante el uso
extensivo de técnicas de fracturamiento hidráulico junto con algunos de los apuntalantes de
mayor tamaño disponibles en la industria para
mantener las fracturas abiertas.
Durante gran parte del año, las temperaturas
en Siberia Occidental permanecen por debajo
5
6
30
20
10
Temperatura, ºC
del punto de congelamiento (derecha). En estas
condiciones rigurosas, los equipos y la química
empleados en las operaciones de fracturamiento
hidráulico convencionales han resultado ineficaces o, peor aún, inútiles. La clave para el
proceso de fracturamiento hidráulico es la mezcla
de un fluido portador, capaz de transportar el
apuntalante desde la superficie hacia una fractura inducida hidráulicamente que a menudo se
halla a miles de metros por debajo de la su perficie . En climas más cálidos, los geles de
fracturamiento y otros químicos son mezclados de
modo más eficaz en un proceso dinámico denominado mix-on-the-fly (mezcla sobre la marcha) en
el que una combinación de agua, químicos y
apuntalante se mide, mezcla y bombea en el pozo,
en un solo proceso. No obstante, con el frío
extremo de Siberia, la mezcla sobre la marcha no
ha sido factible porque el agua de la mezcla debe
calentarse por encima de 25°C [77°F] antes de
que se puedan agregar los químicos de fracturamiento. Por lo tanto, los ingenieros han utilizado
un proceso denominado mezcla por cargas para
mezclar los fluidos de fracturamiento.
En la mezcla por cargas, el agua se calienta
habitualmente en tanques, y se agregan y
mezclan grandes cantidades de polímeros de
fracturamiento y otros productos químicos,
durante una o más horas por tanque. El proceso
no sólo es ineficaz sino que además requiere
grandes cantidades de energía para calentar el
agua; además, hace que el fluido de fracturamiento se vuelva susceptible a la contaminación
por bacterias. Con frecuencia, el proceso de
mezcla por cargas necesita entre seis y siete
horas para mezclar suficiente fluido para una
operación de fracturamiento típica.
Las rigurosas condiciones climáticas de Siberia Occidental—combinadas con largos tiempos
de mezcla, caminos precarios y condiciones laborales generalmente deficientes—han limitado la
cantidad de operaciones de fracturamiento realizadas, a sólo dos o tres por semana. Para mejorar
la eficiencia general de las operaciones de fracturamiento, los ingenieros del Centro Integrado
de Productividad y Operación de Herramientas
(IPC) de Schlumberger en Sugar Land, Texas,
rediseñaron los equipos, los procesos y la química para reducir efectivamente el tiempo de
tratamiento, en un promedio de ocho horas por
operación de fracturamiento (véase “Mejoras en
la eficiencia de los servicios de campos petroleros,” página 70).
La eliminación del proceso de mezcla por
cargas fue crucial para reducir el tiempo de tratamiento. Para lograrla, fue preciso superar las
limitaciones de temperatura del proceso de mezcla. A una profundidad de 1,100 a 1,900 m [3,610
0
–10
–20
–30
–40
Ene.
Feb.
Mar.
Abr.
May.
Jun.
Jul.
Ago.
Sep.
Oct.
Nov.
Dic.
Mes
> El frío de Siberia. Las temperaturas en los campos petroleros de Siberia se
encuentran en promedio por debajo del punto de congelamiento durante al
menos siete meses del año.
a 6,230 pies] por debajo de la superficie de Siberia Occidental, existe un acuífero de agua
caliente conocido como la Formación Cenomaniana. El agua proveniente de la Formación
Cenomaniana (agua Cenomaniana) es accesible
desde la mayor parte de las localizaciones de
producción y es llevada a la superficie a temperaturas cercanas a 50°C [122°F], muy superiores
a los 25°C que en general se requieren para la
preparación de los fluidos de fracturamiento.
Los ingenieros consideraban que la utilización
de agua Cenomaniana calentada naturalmente
no sólo satisfaría los requisitos ambientales y
jurídicos establecidos en materia de abastecimiento de agua para los campos petroleros de
Rusia, sino que además reduciría considerablemente el tiempo de preparación de los fluidos de
fracturamiento en la localización.
Antes de utilizar el agua Cenomaniana para
operaciones de fracturamiento, los ingenieros
del Laboratorio de Soporte al Cliente (CSL) de
Tyumen realizaron estudios con el fin de determinar la aptitud del agua para el fracturamiento. El
análisis indicó que el agua contenía niveles
importantes de boro, así como una alta proporción de magnesio y otros elementos que
contribuyen a la dureza (abajo). Otros estudios
demostraron que la presencia de boro aceleraba
la reticulación de los fluidos de fracturamiento
típicos, tales como el gel de borato de pH elevado, lo que los volvía difíciles de controlar. Al
mezclarse con el agua Cenomaniana, los fluidos
de fracturamiento comunes también demostra-
Origen de la muestra
South
Priobskoe,
muestreado
el 22/09/05
Monastery
Island,
Pozo 4327,
Pad 242
Megion Novo
Pokurskoe,
Pozo 252,
Pad 30
South
Priobskoe,
Right Bank,
Pozo KNS 2
South
Priobskoe,
Pozo KNS 1,
Pad 3
South
Priobskoe,
Pozo KNS 2
9.3
Boro, mg/L
10.9
17.1
7.7
4.4
15.4
Hierro, mg/L
10.25
13.30
5.61
2.56
2.29
9.8
Bicarbonatos, mg/L
401.39
315.47
91.29
362.46
273.52
392.0
Magnesio, mg/L
76.55
97.68
96.27
30.53
118.34
90.64
Dureza total, mg/L
359.0
401.0
517.0
158.0
459.0
358.0
9,983.0
9,946.0
11,657.0
3,261.0
9,865.0
9,490.0
Cloruro, mg/L
> Reticulador a base de boro natural. El agua de la Formación Cenomaniana (agua Cenomaniana)
contiene suficiente cantidad de boro como para reticular rápidamente los fluidos de fracturamiento
con goma guar (imagen, extremo superior). En la tabla se muestran los análisis de agua
correspondientes a seis muestras (extremo inferior).
Oilfield Review
ron poca estabilidad a las temperaturas de pozo
proyectadas, probablemente debido a la reducción del pH por la precipitación de hidróxidos
metálicos bivalentes tales como el hidróxido de
calcio [Ca(OH) 2] y el hidróxido de magnesio
[Mg(OH)2].
Para minimizar el impacto del boro y la
dureza del agua Cenomaniana, el equipo del CSL
investigó el uso de un agente para la formación
de complejos. El equipo verificó que la incorporación de una química que transforma el boro en
un complejo—cuando se lo agrega antes de la
hidratación del polímero—inhibía en forma eficaz la tendencia a la reticulación prematura
(abajo). En el sitio del pozo, el tratamiento previo del agua Cenomaniana, junto con los nuevos
diseños de equipos, no sólo eliminó la necesidad
de mezcla por cargas, sino que además produjo
mejoras significativas en el comportamiento de
los fluidos.
En Siberia, el personal de primera línea del
CSL y el personal del cliente desarrollaron una
solución de estimulación única utilizando recursos locales. Se han realizado más de 80
operaciones de fracturamiento hidráulico con el
nuevo sistema de fluido. El tiempo insumido en
la localización se redujo en un promedio de ocho
horas, y en todos los pozos tratados, el 100% del
apuntalante se colocó correctamente sin que se
observara ninguna reducción de la conductividad de la fractura.
Lejos del frío y cerca del calor
Lejos del frío de Siberia, en los desiertos calientes de Arabia Saudita, los ingenieros de los CSL
de Schlumberger se enfrentaron con otro problema de estimulación de pozos; temperaturas
de superficie tan elevadas que los productos
resultaban difíciles de manipular y fallaban
antes de ser bombeados en el pozo.
YF135RGD agua Cenomaniana, Monastery Island
YF135RGD agua Cenomaniana, South Priobskoe
YF135RGD agua Cenomaniana, Right Bank
YF135RGD agua Cenomaniana, Megion Novo Pokurskoe
2,500
Viscosidad, cP
2,000
1,500
1,000
500
0
0:00:00
0:14:24
0:28:48
0:43:12
0:57:36
1:12:00
Tiempo
1:26:24
1:40:48
1:55:12
2:09:36
110
1,800
100
1,600
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 1
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 2
Sin agente para la formación de complejos
en el agua Cenomaniana; muestra 3
Temperatura
Temperatura
Temperatura
1,200
1,000
800
600
90
80
70
60
50
Temperatura, °C
Viscosidad aparente, cP
1,400
40
400
200
30
100 cP
20
0
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11
Tiempo, min
12
13
14
15
16
17
18
19
20
> Fluido de fracturamiento estabilizador. Las pruebas realizadas con un consistómetro a una temperatura de 100°C [212°F] muestran que el agregado de un agente para la formación de complejos al agua
Cenomaniana, en cuatro localizaciones diferentes, estabiliza la viscosidad a presiones de entre 500 y
800 cP [0.5 y 0.8 Pa.s] con el tiempo (extremo superior). Los picos son una transformación artificial de
las pruebas realizadas con el consistómetro. Contrariamente, sin el agente para la formación de complejos, se observó una alta viscosidad inicial, seguida de una caída brusca a los pocos minutos de elevar la
temperatura de la muestra (extremo inferior), lo que demuestra la inestabilidad de las muestras sin tratar.
Invierno de 2006/2007
> Emulsión de aceite externo. Se muestran pequeñas gotitas de ácido emulsionado en diesel (amarillo). Un pequeño volumen de la emulsión se vuelca
en un frasco de agua. Dado que la emulsión es
de aceite externo, se formarán pequeñas gotitas
de la mezcla de diesel, ácido y surfactante alrededor de las pequeñas gotitas de la solución acuosa.
La producción de petróleo y gas de Arabia
Saudita proviene fundamentalmente de yacimientos carbonatados. Las reservas entrampadas
en estas formaciones de caliza y dolomía a
menudo requieren tratamientos de estimulación
de la matriz para producir a niveles óptimos. El
ácido retardado, creado mediante la emulsificación de ácido en diesel, se utiliza hace mucho
tiempo para estimular estos yacimientos carbonatados. 3 Por lo general, el ácido y el aceite
diesel se mezclan en una relación de 70:30. Se
utiliza un emulsionante para generar y estabilizar la solución (arriba).
Con estas relaciones, las emulsiones de
aceite externo son inestables en sí. Para
compensar esta realidad, se utilizan concentraciones altas de emulsionante con el fin de
mantener la estabilidad durante el tratamiento.
Previo al bombeo, la emulsión se mantiene a través de la mezcla constante. El ácido clorhídrico
emulsionado [HCl] es unas 15 a 20 veces más
retardado, o menos activo, que el HCl común. La
tasa de reacción del HCl con el carbonato
depende de la superficie de la roca expuesta al
ácido. En los sistemas a base de ácidos emulsionados, dado que el diesel es la fase externa, el
contacto inicial del ácido con la roca se minimiza. Esto permite una penetración más
profunda del ácido en la matriz antes de que se
consuma. Una vez bombeada en las profundidades de la fractura, la emulsión se rompe y los
3. Nasr-El-Din HA, Solares JR, Al-Mutairi SH y Mahoney
MD: “Field Application of Emulsified Acid-Based System
to Stimulate Deep, Sour Gas Reservoirs in Saudi Arabia,”
artículo de la SPE 71693, presentado en la Conferencia y
Exhibición Técnica Anual de la SPE, Nueva Orleáns, 30
de septiembre al 3 de octubre de 2001.
Nasr-El-Din HA, Al-Anazi HA y Mohamed SK: “Stimulation
of Water Disposal Wells Using Acid-in-Diesel Emulsions:
Case Histories,” SPE Production & Facilities 15, no. 3
(Agosto de 2000): 176–182.
7
Emulsión SXE previa
8,900 lpc [61.36 MPa], reduciéndose a 6,972 lpc
[48 MPa] después del fracturamiento. La
producción de gas aumentó de 764,640 m 3/d
[27 MMpc/d], a una presión de 1,671 lpc
[11.5 MPa], a 962,880 m3/d [34 MMpc/d], a una
presión de 2,021 lpc [13.93 MPa].
No sólo se fracturaron con éxito todos los
pozos sino que, en promedio, la concentración
de emulsionante requerida para mezclar un
fluido estable se redujo en un 80%, y el tiempo
insumido en la localización del pozo disminuyó
en seis horas, reduciendo significativamente el
costo de cada tratamiento (abajo).
Nueva emulsión SXE
25
Estabilidad, h
20
15
10
5
0
84
92
110
132
136
El frío del fondo del mar
Lejos del calor extremo de Arabia Saudita, los
operadores de E&P siguen buscando reservas
energéticas muy por debajo del fondo oceánico.
En el Golfo de México (GOM), los pozos perforados en tirantes de agua (profundidad del lecho
marino) de más de 305 m [1,000 pies] dan
cuenta de aproximadamente dos tercios de la
producción de petróleo del Golfo de México, y se
espera que este porcentaje continúe creciendo.
Estos campos aportan el 17% de la producción
de petróleo de EUA y el 7% de la producción de
gas de EUA. Desde comienzos del año 2000, las
nuevas operaciones de perforación en aguas profundas incorporaron reservas de petróleo y gas
que alcanzaron un total de más de 4,500 millones de barriles [715 millones de m3] de petróleo
equivalente (BOE), lo que representa un incremento del 58% con respecto a las reservas
totales de aguas profundas descubiertas entre
1974 y 1999. 6 En el año 2000, el Servicio de
Administración de Minerales de EUA (MMS)
estimó que aún quedaban por descubrir más de
Temperatura de superficie, ºF
> Emulsiones para temperaturas más elevadas. Se evaluaron tanto las formulaciones nuevas como las formulaciones previas de la emulsión SXE durante
un período de 24 horas. Las formulaciones SXE previas eran inestables en un
rango de temperaturas de superficie, como lo indica la reducción errática de
la viscosidad (naranja). El nuevo sistema se mantiene estable en todas las
temperaturas de superficie estudiadas (verde).
8
emulsión demostró ser estable durante más de
24 horas en condiciones de superficie.
En uno de los casos, se fracturó hidráulicamente un pozo vertical productor de gas del
Campo South Ghawar, utilizando el nuevo sistema de fluidos SXE. En el momento del
fracturamiento, la formación de caliza y dolomía
poseía una permeabilidad promedio de 3.3 mD,
una temperatura de 148°C [298°F] y una presión
de 5,000 lpc [34.5 MPa]. Si bien las temperaturas
de superficie antes del bombeo eran superiores a
38°C [100°F], fue necesaria poca mezcla en el
sitio del pozo antes de iniciar las operaciones de
fracturamiento o estimulación de la matriz. La
presión de inyección de superficie inicial era de
200
Volumen de producto viejo requerido (calculado)
Emulsionante utilizado, 1,000 galEUA
fluidos se separan, permitiendo que el ácido
arrastrado ataque y estimule la roca yacimiento
carbonatada.4
Mantener estables estas emulsiones después
de mezclarlas y antes de bombearlas en el pozo
siempre ha sido un desafío en el ambiente
caliente del desierto. En los meses de verano, las
temperaturas diurnas se elevan muy por encima
de 48°C [120°F].5 Para minimizar la exposición
de los sistemas a las altas temperaturas registradas durante el día, los fluidos de tratamiento se
mezclan habitualmente por la noche. Previo a su
utilización, el proceso de mezcla reiterada a
menudo insume cuatro o más horas y debe realizarse antes de que la temperatura de superficie
se eleve demasiado
En el CSL de Kuala Lumpur, los ingenieros y
científicos trabajaron para resolver este problema. El desafío consistía en desarrollar un
emulsionante que fuera estable tanto a las elevadas temperaturas de superficie como en las
condiciones de temperatura de fondo de pozo
mucho más alta, que a menudo alcanzaba 149°C
[300°F] (arriba). Luego de una extensiva evaluación local de los productos, en el CSL de Kuala
Lumpur, los ingenieros de Arabia Saudita probaron en el campo una nueva formulación
concentrada de emulsión de ácido clorhídrico
SXE SuperX, con U108, un nuevo aditivo para
sistemas a base de ácidos emulsionados, en operaciones convencionales de estimulación con
ácido, tanto en pozos productores como inyectores. Luego de las pruebas, se realizaron 10
tratamientos exitosos de estimulación por fracturamiento ácido en pozos de gas profundos
para Saudi Aramco. En todos los casos, la nueva
160
Producto viejo, gal consumidos
Producto nuevo, gal consumidos
120
80
40
0
2000
2001
2002
2003
Año
2004
2005
2006
> Impacto de la nueva química sobre la utilización del emulsionante. Desde
la introducción del nuevo producto en el año 2004, se utilizó tanto el producto
nuevo (verde) como el producto viejo (rosa). Estas cantidades son significativamente inferiores al volumen calculado de producto viejo solo (gris).
Oilfield Review
50,000 millones de barriles [7,900 millones de m3]
de petróleo recuperable equivalente, en el área
de aguas profundas del Golfo de México.
Las operaciones de perforación en este
ambiente profundo plantean desafíos singulares
para los equipos, los procesos y la química de los
fluidos. Las operaciones de cementación a través
de formaciones de baja temperatura, que también exhiben propensión al flujo de agua
somera, son cada vez más comunes en el área de
aguas profundas del Golfo de México y en otros
lugares del mundo, incluyendo África Occidental
y América del Sur.
Las temperaturas cercanas al punto de congelamiento, el flujo de agua y el material de las
formaciones, las areniscas con carga de gas y los
problemas de pérdida de circulación constituyen
desafíos para los equipos de ingeniería a la hora
de intentar colocar y cementar las tuberías de
revestimiento de superficie esenciales. Estas
temperaturas frías retardan el proceso de hidratación del cemento, comprometiendo el
desarrollo de la resistencia de gel y la resistencia a la compresión, que son cruciales para el
soporte estructural del árbol de producción y
para la minimización de la migración de fluido
detrás de la tubería de revestimiento.
Más del 60% de los pozos de aguas profundas
del Golfo de México han experimentado problemas de flujo de agua somera durante la
perforación, situación que plantea gran preocupación para los perforadores.7 La imposibilidad
de lograr la cementación primaria a menudo se
traduce en problemas de migración de gas, operaciones costosas de cementación con fines de
remediación o, en el peor de los casos, abandono
de pozos.
4. Nasr-El-Din et al, 2001, referencia 3.
Para obtener más información sobre acidificación y
fracturamiento ácido en yacimientos carbonatados,
consulte: Al-Anzi E, Al-Mutawa M, Al-Habib N, AlMumen A, Nasr-El-Din H, Alvarado O, Brady M, Davies S,
Fredd C, Fu D, Lungwitz B, Chang F, Huidobro E, Jemmali
M, Samuel M y Sandhu D: “Reacciones positivas en la
estimulación de yacimientos carbonatados,” Oilfield
Review 15, no. 4 (Primavera de 2004): 30–47.
5. http://www.bbc.co.uk/weather/world/country_guides/
results.shtml?tt=TT002770 (Se accedió el 13 de
septiembre de 2006).
6. Documento del Servicio de Administración de Minerales
de EUA: Deepwater Gulf of Mexico: America’s Emerging
Frontier: http://www.gomr.mms.gov/homepg/whatsnew/
techann/000022.html (Se accedió el 11 de julio de 2006).
7. O’Leary J, Flores JC, Rubinstein P y Garrison G: “Cementing
Deepwater, Low-Temperature Gulf of Mexico Formations
Prone to Shallow Flows,” artículo de las IADC/SPE 87161,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Dallas, 2 al 4 de marzo de 2004.
8. Para obtener más información sobre tecnología de
cementación en aguas profundas, consulte: Carré G,
Pradié E, Christie A, Delabroy L, Greeson B, Watson G,
Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D, Kolstad E,
Stimatz G y Taylor G: “Buenas expectativas para los
pozos en aguas profundas,” Oilfield Review 14, no. 4
(Primavera de 2003): 38–53.
Invierno de 2006/2007
Los cementos energizados con espuma convencionales se utilizan hace mucho tiempo para
contrarrestar estos problemas. No obstante,
estos sistemas de cementación son complicados
desde el punto de vista logístico y resultan difíciles de modelar y colocar, y plantean inquietudes
en lo que respecta a la integridad del cemento
en el largo plazo. Los ingenieros del CSL de
Schlumberger en Houston trabajaron con los
investigadores de los centros de productos para
desarrollar un nuevo sistema de cementación,
diseñado específicamente para los problemas
asociados con las operaciones de cementación
en aguas profundas.
El resultado fue el surgimiento de la familia
de aditivos para soluciones de cementación en
aguas profundas DeepCEM, utilizados en combinación con una variante de hidratación rápida
del sistema de cementación de pozos de petróleo
basado en el uso de concreto CemCRETE: la
solución de cementación en aguas profundas
DeepCRETE.8 A través del ajuste de la distribución del tamaño de las partículas (PSD), los
sistemas de cementación DeepCRETE pueden
prepararse a lo largo de un amplio rango de densidades y proveen control de pérdida de fluido
intrínseco, tiempos de fragüe rápidos y desarrollo de la resistencia a la compresión. Mezcladas
de la misma manera que los cementos convencionales, las lechadas DeepCRETE se optimizan
para tolerar las bajas temperaturas de fondo de
pozo y las dificultosas condiciones de cementación presentes en los pozos de aguas profundas
(abajo).
Sistema DeepCRETE de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema Clase G convencional de
15.8 lbm/galEUA de densidad
Sistema liviano extendido de
12 lbm/galEUA de densidad
0
0.05
0.10
Permeabilidad, mD
0.15
0.20
0
20
40
Fracción sólida, %
60
80
Sistema DeepCRETE de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema Clase G convencional de
15.8 lbm/galEUA de densidad
Sistema liviano extendido de
12 lbm/galEUA de densidad
Sistema DeepCRETE de
13.5 lbm/galEUA de densidad
Sistema extendido y liviano de bentonita de
13.5 lbm/galEUA de densidad
Sistema extendido a base de silicato de
sodio de 35 lbm/galEUA de densidad
0
200
400
600
800
1,000
Pérdida natural de fluidos sin ningún aditivo para pérdida de fluidos, mL
> Apilamiento de partículas. Mediante la mezcla de tamaños de partículas específicos (extremo superior), se pueden realizar mezclas de sólidos y fluidos para obtener más fluidez aún teniendo más
sólidos en suspensión (gráfica central). En el caso de los sistemas de cementación DeepCRETE, una
mezcla específica de tamaños de partículas produce un cemento que es más fácil de bombear, posee
permeabilidad más baja (gráfica superior), menor pérdida de fluido (gráfica inferior) y mayor durabilidad, y además requiere menos cantidades de aditivos para la migración de gas.
9
las temperaturas en boca de pozo se aproximan al
punto de congelamiento y las temperaturas estáticas de fondo de pozo a menudo se mantienen
por debajo de 10°C [50°F].
Para asistir a BP, el CSL de Houston realizó
múltiples simulaciones de computación con el
fin de optimizar los centralizadores, predecir los
efectos de la temperatura sobre la circulación y
evaluar el efecto de la eficiencia de la remoción
de lodo. También se realizaron simulaciones de
los efectos de la transferencia de calor, los gradientes de temperatura múltiples, la desviación
de pozos, los tipos de formaciones y el efecto de
la variación de la reología de los fluidos sobre la
dinámica de flujo. Los resultados de los simuladores de temperatura que ayudaron a los
técnicos del CSL a optimizar el desplazamiento
y las propiedades de los fluidos de cementación
resultó clave para el proceso de simulación.
30
0.6
25
0.5
20
0.4
15
0.3
10
0.2
5
0.1
0
Velocidad de flujo, cm3/min
Temperatura, °C
Presión, bar
El bajo contenido de agua de estos sistemas
mejora el desarrollo temprano de la resistencia
de gel y la resistencia a la compresión, y las
bajas densidades minimizan el riesgo de pérdidas en formaciones con bajo gradiente de
fracturamiento (abajo). La utilización de productos adicionales, tales como el aditivo de
control de la migración de gas GASBLOK o los
aditivos DeepCEM, provee resistencia inherente
adicional a la invasión de agua somera y gas.9 En
ambientes fríos, los aditivos DeepCEM proveen
dispersión sin retardo y un mejorador de fragüe
que produce un tiempo de transición corto entre
el estado líquido de la lechada y el estado de
cemento fraguado.
En el año 2002, la cementación de las sartas de
revestimiento de superficie, en dos pozos del Golfo
de México, constituía un desafío serio para BP. En
tirantes de agua de más de 1,829 m [6,000 pies],
0
0
5
15
10
20
25
Tiempo, h
Presión de poro
Régimen del pistón
30
0.6
25
0.5
20
0.4
15
0.3
10
0.2
5
0.1
0
Velocidad de flujo, cm3/min
Temperatura, °C
Presión, bar
Temperatura
Velocidad de flujo
0
0
5
15
10
20
25
Tiempo, h
> Invasión de gas. Los cementos extendidos convencionales están sujetos a episodios de invasión de
gas durante el proceso de fragüe. En un determinado momento, la columna de cemento deja de transmitir presión hidrostática. De este modo, la presión ejercida sobre la formación es inferior a la presión
de poro. Durante este período, y dependiendo de las propiedades del cemento, el gas puede invadir el
espacio anular (extremo superior derecho). Por su misma naturaleza, los cementos basados en el diseño de la distribución del tamaño de las partículas, evitan este problema mediante el empaque compacto de las partículas en los que de otro modo podrían ser espacios intersticiales, evitando así la
intrusión de gas (extremo inferior derecho). En pruebas comparativas, el cemento extendido convencionalmente permite que el gas migre hacia la lechada (extremo superior izquierdo–amarillo por encima de
la curva magenta), mientras que los cementos DeepCRETE, no lo permiten (extremo inferior–amarillo
por debajo de la curva magenta). La curva azul representa la temperatura de la prueba.
10
En aplicaciones de aguas profundas, las propiedades mecánicas de la cementación resultan
críticas para el mantenimiento del aislamiento
zonal y la longevidad del pozo. Aunque las propiedades iniciales de colocación y fragüe del
cemento pueden parecer óptimas, los cambios
producidos en la temperatura del pozo durante el
proceso de producción causan la expansión y contracción de la tubería de revestimiento. Es
posible que se produzcan fenómenos de pérdida
de adherencia o agrietamiento, creándose un
canal microanular, o trayectoria, para la migración del gas y otros fluidos de pozo a la superficie.
El sistema DeepCRETE fue evaluado en función
de variaciones de temperatura de hasta 93°C
[200°F] (próxima página). Estas pruebas indicaron que la cementación mantendría su integridad
a lo largo de toda la vida productiva del pozo.
El equipo de ingeniería diseñó y bombeó más
de 2,000 bbl [318 m3] de cemento DeepCRETE en
dos pozos de aguas profundas independientes para
BP. Ambas lechadas cementaron con éxito las sartas de revestimiento de 20 pulgadas sin ningún
incidente. La combinación de química de fluidos
de avanzada, pruebas de laboratorio y simulaciones de computación realizadas por el equipo del
CSL, demostró la efectividad de los sistemas de
cementación, adecuados con fines específicos, en
un ambiente de temperaturas extremas. Desde su
introducción, las lechadas DeepCRETE han sido
colocadas en más de 200 pozos de aguas profundas del Golfo de México y han ayudado a superar
muchos de los problemas asociados con los sistemas de cementación menos avanzados.
Bajas pérdidas, poco daño
Con el agotamiento de las reservas someras de
petróleo y gas, la industria de E&P se ha desplazado hacia pozos más calientes y más profundos.
El hecho de considerar que un pozo es de “alta
temperatura” depende del tiempo y el área geográfica; lo que ayer se consideraba un pozo de
alta temperatura, mañana puede ser considerado
normal. Más de la mitad de los pozos productores
de nuestros días poseen temperaturas de fondo
de pozo (BHT) que oscilan entre 200 y 300°F, rango
antes considerado de temperaturas elevadas. Las
estimaciones indican que aproximadamente un
5% de los pozos que producen de areniscas
poseen BHT superiores a 300°F, porcentaje que se
cree se incrementará con el tiempo.
Como sucede con las operaciones de terminación de pozos comunes, la pérdida excesiva de
fluidos de terminación puede producir daño de
formación y, peor aún, problemas de control de
pozos. Los volúmenes pequeños de fluidos espesos, o píldoras, para controlar las pérdidas de
fluidos en la formación o para el control de
Oilfield Review
Cemento convencional
Esfuerzo tangencial a 150 min del comienzo de la simulación
Compresión aceptable
Advertencia sobre tracción
Sin canal microanular
145
Tubería de revestimiento
Esfuerzo tangencial, lpc
130
Cemento
115
Formación
101
Resistencia a la tracción
87
Falla por tracción
72
Esfuerzo tangencial
en el espacio
anular cementado
58
43
29
14
0.0
1.7
3.4
5.0 6.7 8.4 10.1 11.8 13.4 15.1 16.8
Distancia al eje del pozo, pulgadas
Cemento DeepCRETE
Esfuerzo tangencial a 150 min del comienzo de la simulación
Tracción aceptable
Sin canal microanular
Esfuerzo tangencial, lpc
Compresión aceptable
63.1
57.3
51.6
45.9
40.1
34.4
28.7
22.9
17.2
11.5
5.7
0.0
-5.7
-11.5
-17.2
0.0
Tubería de revestimiento
Cemento
Formación
Resistencia a la tracción
Falla por tracción
Esfuerzo tangencial
en el espacio
anular cementado
1.7
3.4
5.0 6.7 8.4 10.1 11.8 13.4 15.1 16.8
Distancia al eje del pozo, pulgadas
> Ciclos de temperatura. En ambientes de aguas profundas, los cementos deben tolerar ciclos de temperatura de largo plazo que se producen conforme los
pozos se ponen y sacan de producción. Los cambios producidos en las temperaturas de pozos pueden ser significativos a medida que la tubería de revestimiento se enfría, cuando no hay fluidos de producción calientes. Estas variaciones de temperatura producen la expansión y contracción de la tubería de
revestimiento, transmitiendo el esfuerzo compresional y tangencial a la cementación. Si el cemento no posee suficiente elasticidad, resistencia a la tracción
y resistencia adhesiva al esfuerzo de corte, la tubería de revestimiento puede perder adherencia, o fallar por esfuerzo de tracción, creando el potencial para
la fuga de hidrocarburos hacia la superficie. Los resultados del simulador, provenientes de las pruebas del sistema de cementación convencional (extremo
superior) y del sistema DeepCRETE (extremo inferior), a lo largo de ciclos de temperatura de entre 40 y 200°F, muestran que los sistemas de cementación
convencionales se exponen a fallas por tracción (el esfuerzo tangencial se aproxima a la falla por tracción), mientras que los sistemas de cementación
DeepCRETE exhiben una resistencia a la tracción mucho mayor y tienden a poseer mayor integridad adhesiva ante el esfuerzo de corte que los sistemas
de cementación convencionales.
pozos, a menudo se componen de altas concentraciones de polímeros reticulados, tales como la
hidroxietil celulosa (HEC), con o sin agentes de
obturación, tales como el carbonato de calcio.
Estas píldoras se basan en una combinación de
viscosidad, obturación de sólidos y acumulación
del revoque de filtración polimérico a lo largo de
las zonas permeables, para controlar el flujo de
fluido hacia la formación. A diferencia de los fluidos de fracturamiento, estas píldoras necesitan
permanecer estables por períodos largos. A temperaturas elevadas, normalmente superiores a
9. Los sistemas GASBLOK controlan la migración del gas
por el espacio anular durante la cementación. Estos
sistemas incluyen un líquido no retardante que provee
propiedades de control de pérdidas de fluido y control
de migración de gas para las lechadas de cemento, a
temperaturas que oscilan entre 27 y 71°C [80 y 160°F],
para amplia gama de densidades; y tan bajas como de
1,258 kg/m3 [10.5 lbm/galEUA]. El aditivo GASBLOK es
una suspensión de microgeles poliméricos que actúan
como reductores de pérdidas de fluido mediante el
taponamiento rápido de las gargantas de poros del
revoque de filtración de la cementación. Los microgeles
en el agua intersticial de la matriz de cementación
reducen la permeabilidad de la matriz de cementación y
disminuyen la continuidad entre los poros durante la
fase crítica de transición de líquido a sólido, limitando
aún más la migración de gas.
Para obtener más información sobre el sistema
GASBLOK, consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the
Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1
(Primavera de 1996): 36–49.
10. Samuel M, Marcinew R, Al-Harbi M, Samuel E, Xiao Z,
Ezzat AM, Khamees SA, Jarrett C, Ginest NH, Bartko K,
Hembling D y Nasr-El-Din HA: “A New Solids-Free
Non-Damaging High Temperature Lost-Circulation Pill:
Development and First Field Applications,” artículo de la
SPE 81494, presentado en el 13a Muestra de Petróleo de
Medio Oriente de la SPE, 9 al 12 de junio de 2003.
Invierno de 2006/2007
121°C [250°F], la mayoría de los polímeros
comienzan a degradarse; la viscosidad se pierde y
los agentes de obturación solos no pueden proveer un control de pérdida de fluidos adecuado.
Esta situación se complica aún más cuando se
utilizan salmueras bivalentes de mayor densidad,
porque tienden a inhibir la hidratación de los
polímeros o a minimizar la capacidad del polímero para retener las estructuras reticuladas.
Los agentes de obturación en sí pueden producir reducciones de la permeabilidad o daño de
formación. Los estudios con diversos sistemas
divididos en partículas, que oscilan entre el
carbonato de calcio y las resinas solubles en
petróleo y las fibras, han demostrado niveles
variables de reducción de la permeabilidad.10
11
0.1 micrón
> Micrografía de las micelas. Vistas a través de un microscópico electrónico de
barrido ambiental, las moléculas VES dispersadas en una solución acuosa
tienden a asociarse y formar estructuras tipo barra (bastoncillos) que luego se
entrecruzan y crean un efecto viscosificador. Esta imagen muestra pequeñas
micelas tipo barra.
Habitualmente, las píldoras que comprenden
polímeros y agentes de obturación requieren
cierto nivel de remediación, tal como un tratamiento ácido, para eliminar los materiales
depositados y el daño asociado con la presencia
de polímeros después del proceso de terminación.11 Debido a la existencia de arcillas sensibles
al ácido en ciertas areniscas, los tratamientos
ácidos con fines de remediación quizás produzcan más daños que beneficios.
Los nuevos fluidos surfactantes viscoelásticos (VES) poliméricos que no producen daños
han demostrado ventajas claras con respecto a
los fluidos a base de polímeros si se aplican en
operaciones de fracturamiento hidráulico, divergencia, estimulación de la matriz, control de la
producción de arena, y fracturamiento ácido.12
Recientemente, los ingenieros del CSL de Kuala
Lumpur respondieron al incremento de las temperaturas de fondo de pozo y a los problemas
asociados con el daño de formación mediante el
desarrollo de una píldora VES para pérdida de
fluidos, sin sólidos, a base de surfactantes, para
operaciones de terminación de pozos de alta
temperatura en Arabia Saudita.
El sistema de píldoras VES requiere solamente dos productos: un surfactante mezclado a
base de zwitterión y salmuera pesada.13 Similar a
otros sistemas VES, el surfactante VES forma
estructuras largas, denominadas micelas, si se
mezcla con salmueras (arriba). Las micelas son
estructuras relativamente largas que se entrecruzan para incrementar la viscosidad. Las
formulaciones habituales no pasan a través de filtros de malla tamaño 6, con aperturas de 1.91 mm
[0.747 pulgadas], aunque no haya sólidos
presentes. No obstante, en presencia de hidrocarburos o agua de formación, la viscosidad
tiende a perderse, dejando atrás virtualmente
ningún residuo dañino (abajo).
> Contacto del fluido VES con un hidrocarburo. Un fluido VES al 10% posee alta viscosidad (izquierda).
En contacto con una solución de hidrocarburo, la viscosidad disminuye y la solución fluye fácilmente
(derecha).
12
En el análisis de laboratorio efectuado bajo
condiciones de pozo simuladas, los ingenieros de
fluidos del CSL de Kuala Lumpur observaron que
la píldora VES se mantenía estable, más de 24
horas, a una temperatura de 177°C [350°F] y,
más de una semana, a una temperatura de 138°C
[280°F] (próxima página, arriba). La píldora
también fue sometida a ciclos de calentamiento,
enfriamiento y esfuerzos de corte (próxima
página, centro). Las pruebas confirmaron que la
viscosidad se reducía levemente ante la presencia de temperaturas elevadas y se fluidificaba por
esfuerzo de corte, recuperándose casi por completo al reducirse la temperatura y el esfuerzo de
corte. Las pruebas ulteriores indicaron que el
incremento de la densidad de la salmuera y la
mezcla con salmuera bivalente tendían a incrementar la viscosidad y mejorar la estabilidad
frente a variaciones de temperatura.
Habiendo definido y probado exhaustivamente
el nuevo sistema de píldoras VES, los ingenieros
del CSL trabajaron con Saudi Aramco para probar
el fluido en el campo, en un pozo de 4,350 m
[14,270 pies] de Arabia Saudita, en el que se
esperaba que las temperaturas de fondo de pozo
alcanzaran 132°C [270°F]. La porosidad de la formación oscilaba entre 7 y 20% en las zonas de
interés. Después de disparar el pozo, la presión de
sobrebalance se controló a 430 lpc [2,964 kPa],
durante la bajada del arreglo de empaque de
grava. Los fluidos de pozo habían sido desplazados previamente con salmuera de 1,330 kg/m3
[11.1 lbm/galEUA] de densidad a base de cloruro
de calcio [CaCl2]. Se estableció una tasa de pérdida de fluido inicial de 60 bbl/h [9.5 m3/h].
Los ingenieros mezclaron aproximadamente
50 bbl [7.9 m3] de píldora VES utilizando 10% de
surfactante por volumen y salmuera CaCl2. El
fluido se colocó en la zona de pérdida a razón de
1 bbl/min [0.16 m3/min]. Cuando la píldora de gel
llegó a los disparos, se observó un aumento de la
presión incremental de 250 lpc [1,724 kPa]. Se
colocaron píldoras adicionales de 16 y 20 bbl [2.5 y
3.2 m3], a lo largo de la zona disparada, lo que se
tradujo en incrementos de presión de 550 y 650 lpc
[3,791 y 4,481 kPa], respectivamente. Durante las
10 primeras horas posteriores a la inyección no se
detectó ninguna pérdida de salmuera.
Después de extraer los cañones de disparos
operados con la tubería de producción, y una vez
circulado el pozo e incrementada la densidad de
la salmuera hasta 1,378 kg/m3 [11.5 lbm/galEUA],
los ingenieros notaron que la pérdida de fluido se
había incrementado gradualmente hasta alcanzar
un promedio de 7 bbl/h [1.1 m3/h] en un período
de tres días. Se agregaron otros 30 bbl [4.8 m3] de
píldora VES, reduciendo la pérdida de salmuera a
una tasa que variaba entre 1.6 y 2.2 bbl/h [0.25 y
Oilfield Review
Viscosidad, cP
Temperatura,
°F
1 s-1
10 s-1
40 s-1
100 s-1
170 s-1
87
3,433
919
366
246
182
104
3,571
920
356
237
173
146
12,825
2,302
693
413
278
Tiempo,
h:m
204
28,947
4,655
1,298
749
491
249
15,048
2,373
652
374
244
277
18,065
2,611
676
377
302
1,713
781
451
311
781
480
323
266
325
Viscosidad, cP
Temperatura,
°F
1 s-1
10 s-1
40 s-1
100 s-1
170 s-1
0:00
75
12,612
2,021
671
324
212
0:05
100
19,353
2,688
819
373
237
242
1:00
200
359
281
242
219
207
356
297
1:30
300
225
71
35
22
17
341
295
264
2:00
325
546
104
38
20
14
238
220
213
207
2:30
350
263
71
32
19
14
251
225
207
201
195
3:30
350
508
98
36
19
13
333
147
149
152
152
153
4:30
350
498
94
34
18
12
353
42
58
73
81
87
5:30
350
522
101
37
19
13
362
18
31
46
54
61
6:30
350
383
96
41
24
17
375
4
11
24
33
42
7:30
350
661
127
47
24
17
> Estabilidad de la viscosidad frente a cambios de temperatura. Las soluciones VES proveen viscosidad para un amplio rango de temperaturas y con índices
de esfuerzo de corte bajos. La viscosidad aparente de un fluido VES al 10%, mezclado con un fluido de terminación de pozo a base de bromuro de calcio
[CaBr2] de 1,522 kg/m3 [12.7 lbm/galEUA] de densidad, muestra que incluso a una temperatura de 191°C [375°F], el fluido retiene cierta viscosidad (izquierda).
Para mejorar la viscosidad retenida a temperaturas elevadas, se realizaron pruebas utilizando fluidos VES al 15% mezclados con salmuera a base de cloruro de calcio [CaCl2] de 1,498 kg/m3 [12.5 lbm/galEUA] de densidad, más 5% de metanol. Después de siete horas, se retuvo una viscosidad significativa
(derecha) incluso con un esfuerzo de corte de 1 s-1, lo que indica la aplicabilidad de los fluidos como píldora para la pérdida de circulación.
0.35 m3/h], durante la bajada de los filtros (cedazos), el empacador y los arreglos de herramientas
de servicio en el pozo. Durante el período de cuatro días subsiguiente, se mantuvo una tasa de
pérdida de fluido de 2 a 6 bbl/h [0.32 a 0.95 m3/h].
Después de fracturar hidráulicamente la formación con éxito, los ingenieros probaron el pozo a
un régimen de 1.7 millón de m3/d [60 MMpc/d], a
una presión de flujo en boca de pozo de 3,900 lpc
[26.9 MPa]. Saudi Aramco consideró un éxito
esta primera prueba de campo del sistema de
píldoras VES.
Saudi Aramco y el equipo de ingeniería del
CSL llevaron el sistema de fluido a más de 154°C
[310°F] en su siguiente pozo de prueba. El análisis de presiones transitorias indicó una
transmisibilidad de más de 500,000 mD-pie/cP;
casi 14 veces mayor que en la primera prueba.14
> Estabilidad durante ciclos de temperatura. Las pruebas de laboratorio demuestran que los fluidos
VES retienen gran parte de su viscosidad durante procesos de ciclos de temperatura. A lo largo de
un período de 61⁄2 horas, se observó sólo una reducción leve de la viscosidad (rojo), conforme los
fluidos VES ciclaban de 24 a 138°C [75 a 280°F] (azul).
11. Para obtener más información sobre fluidos y procesos
de terminación de pozos, consulte: Ali S, Bowman M,
Luyster MR, Patel A, Svoboda C, McCarty RA y Pearl B:
“Fluidos de perforación de emulsión reversible para un
mejor desempeño del pozo,” Oilfield Review 16, no. 3
(Invierno de 2004/2005): 66–73.
12. Para obtener más información sobre fluidos VES,
consulte: Kefi S, Lee J, Pope TL, Sullivan P, Nelson E,
Núñez Hernández A, Olsen T, Parlar M, Powers B, Roy A,
Wilson A y Twynam A: “Nuevas aplicaciones para los
surfactantes viscoelásticos,” Oilfield Review 16, no. 4
(Primavera de 2005): 10–25.
Al-Anzi et al, referencia 4.
13. Un compuesto zwitteriónico lleva tanto una carga
positiva como una carga negativa, con un cambio en la
carga neta que depende del pH de la solución. Los
aminoácidos tales como la alanina, la glicina y la
histidina son ejemplos de compuestos zwitteriónicos.
14. La transmisibilidad es un parámetro relacionado con las
propiedades de un yacimiento, específicamente con el
fluido que fluye a través del mismo, la dirección del flujo,
y la posición del fluido respecto de otros elementos del
sistema de yacimiento.
Los ingenieros advirtieron que mantener los fluidos en el pozo sería un desafío serio. El pozo fue
terminado con 70.4 m [231 pies] de disparos y
luego fue fracturado hidráulicamente y empacado con grava. El sobrebalance inicial fue de
450 lpc [3.1 MPa], con salmuera de CaCl2 de
11.5 lbm/galEUA de densidad en el pozo.
La tasa de pérdida de fluido estabilizada inicial fue de 6 bbl/h. Los ingenieros creían que
esta tasa baja era el resultado del daño de formación. Con el desenganche de la herramienta
de servicio para fracturamiento y empaque, las
pérdidas se incrementaron a 60 bbl/h. A raíz de
ello, se bombearon varias píldoras VES con
éxito, lo que redujo las pérdidas a entre 20 y
30 bbl/h. Sin embargo, con el incremento de la
Invierno de 2006/2007
300
250
Viscosidad, cP
200
150
150
100
100
50
Viscosidad
Temperatura, °F
250
200
50
Temperatura
0
0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
Tiempo, min
viscosidad del fluido solo no se pudo controlar la
pérdida de fluido en este pozo.
Los agentes de obturación a base de carbonato de calcio, mezclados con la píldora VES,
redujeron exitosamente las pérdidas a un nivel
que variaba entre 1 y 4 bbl/h [0.16 y 0.64 m3/h].
Si bien se requerían agentes de obturación, la
eliminación casi por completo de pérdidas permitió al operador mantener el control de la
presión y terminar el pozo con éxito. En general,
no es necesario un tratamiento subsiguiente para
remover el material residual de la píldora VES.
No obstante, cuando se requiere, una solución
del 5 al 10% de solvente mutuo rompe completamente la píldora, restituyendo a menudo casi el
100% de la permeabilidad original.
13
Tiempo de demora de la reticulación, min
16
14
12
10
8
6
4
2
0
Viejo
Demora
corta
Demora
intermedia
Demora
larga
Reticulador
> Ajuste de los tiempos de demora. El nuevo reticulador ayuda a los ingenieros a controlar los
tiempos de demora de la reticulación con precisión.
Las tres versiones disponibles del producto ofrecen
tiempos de demora cortos, intermedios y largos.
Los ingenieros y científicos del CSL de Kuala
Lumpur respondieron a un problema de un
cliente local con una solución a medida de las
necesidades, que logró tanto simplicidad como
efectividad bajo condiciones extremas de temperatura y permeabilidad, y ante operaciones de
pozos complejos. El sistema de píldoras VES ha
sido utilizado subsiguientemente con éxito en
muchos pozos, tanto dentro como fuera de
Medio Oriente.
Aumento de la demora de la
reticulación a temperaturas elevadas
Los fluidos utilizados en las operaciones de fracturamiento hidráulico deben poseer suficiente
viscosidad como para mantener la fractura
abierta durante el proceso de bombeo y ayudar a
transportar el apuntalante a lo largo de la fractura. El régimen de flujo durante el bombeo en
el pozo es turbulento, lo que ayuda a transportar
el apuntalante. Durante esta fase del tratamiento de fracturamiento, la reducción del
arrastre puede ser más importante que la capacidad de transporte, particularmente en los
pozos profundos.
Para minimizar el arrastre y las presiones de
bombeo, la mayoría de los fluidos de fracturamiento están diseñados para reticularse después
de recorrer la profundidad del pozo y antes de
penetrar en la fractura, lo que se conoce como
reticulación demorada. La demora es normalmente una función tanto del tiempo como de la
temperatura.
Los fluidos con reticulación demorada se mezclan en la superficie con agentes de reticulación
demorada que permiten bombear el fluido en el
pozo con viscosidades más bajas, reduciendo de
este modo las presiones de bombeo. Transcurrido
cierto tiempo, normalmente unos pocos minutos,
14
el reticulador activa y viscosifica el fluido con
guar, ayudando a transportar el apuntalante hacia
las profundidades de la fractura abierta.
Las operaciones de fracturamiento en pozos
profundos desafían la química y las propiedades
físicas de los fluidos de fracturamiento. Esto se
debe fundamentalmente al prolongado tiempo de
tránsito del fluido de fracturamiento entre la
superficie y la fractura, y el posterior incremento
prematuro de la temperatura del fluido, que
interfiere con el mecanismo de demora de la reticulación. A comienzos del año 2005, Tri-Valley Oil
& Gas Corporation necesitaba un fluido de fracturamiento especial para un pozo profundo, de alta
temperatura, ubicado en California. El objetivo
era estimular los recursos potenciales, sin explotar, de la Arenisca Vedder, situada entre 5,486 y
5,639 m [18,000 y 18,500 pies] de profundidad.
Con una temperatura estática de fondo de
pozo de 350°F, el prolongado tiempo de tránsito
del fluido de fracturamiento en el pozo y las
altas presiones de tratamiento se planteaban
como inquietudes de fundamental importancia
para el operador. Los ingenieros de campo de
Schlumberger que trabajan con el CSL de Operaciones de Estimulación de Sugar Land
revisaron el programa de fracturamiento hidráulico y determinaron que se requeriría un fluido
con un tiempo de demora de la reticulación ajustable, entre 4 y 12 minutos, para transportar el
apuntalante en el pozo y hacia la fractura
hidráulica minimizando al mismo tiempo las
presiones de tratamiento de superficie. Con una
demora adecuada de la reticulación, el fluido de
fracturamiento puede tolerar el esfuerzo de
corte por un período prolongado en los tubulares, sin comprometer las características de
transporte de apuntalante.
Los polímeros a base de goma guar alcanzan
su límite en relación con la temperatura cuando
la temperatura de exposición se aproxima a
163°C [325°F]. En consecuencia, los fluidos de
fracturamiento a base de agua generalmente
emplean derivados de la goma guar, como el carboximetil-hidroxipropil guar (CMHPG), a
temperaturas más elevadas para mejorar la
estabilidad asociada con la temperatura. Sin
embargo, esta opción se descartó debido a la
necesidad de contar con un prolongado tiempo de
demora de la reticulación. El prolongado tiempo
de demora de la reticulación habría afectado
negativamente la estabilidad del fluido CMHPG.
Por otra parte, el hecho de no demorar suficientemente la reticulación expondría el fluido a un
proceso de degradación por esfuerzo de corte.
El CSL de Operaciones de Estimulación de
Sugar Land evaluó el fluido de fracturamiento reticulado a base de agua YF100EC, un sistema de
fluido de fracturamiento reticulado demorado a
base de borato, diseñado para altas tem pe raturas.15 Este fluido incorpora un reticulador de
borato encapsulado. A medida que el encapsulado
alrededor del material de borato se disuelve
lentamente frente a un pH alto, la goma guar
comienza a reticularse, espesando el fluido de
fracturamiento. En situaciones óptimas, este procedimiento de reticulación debería tener lugar
justo cuando el apuntalante penetra en la fractura.
Las pruebas de laboratorio del reticulador
encapsulado YF100EC demostraron que no toleraba las altas temperaturas de pozo el tiempo
suficiente como para que el fluido alcanzara el
fondo del pozo e ingresara en la fractura. El
reticulador utilizado en el sistema de fluido
YF100EC poseía una capa de material de encapsulado de espesor fijo, lo que limitaba su empleo
en aplicaciones de alta temperatura. La colaboración con el fabricante produjo una serie de
productos reticuladores de encapsulado de
capas múltiples. Con tres espesores disponibles,
el nuevo sistema de fluido puede abordar tiempos de demora cortos, intermedios y largos,
proveyendo flexibilidad para un rango más
amplio de diseños de tratamiento (izquierda).
En febrero de 2005, los ingenieros de
Tri-Valley y Schlumberger aplicaron el nuevo sistema, estableciendo un récord de fracturamiento
por el tratamiento de fracturamiento más
profundo de California. Se bombearon aproximadamente 738 m3 [195,000 galEUA] de fluido de
fracturamiento, a un régimen de 20 bbl/min y a
una presión de superficie de más de 12,000 lpc
[82.7 MPa], para colocar con éxito 53,524 kg
[118,000 lbm] de apuntalante a base de bauxita
sinterizada. El tratamiento de fracturamiento
hidráulico superó las expectativas de Tri-Valley.
Con presiones de tratamiento más bajas que las
esperadas, el tratamiento creó una fractura que
se extendió hasta 457 m [1,500 pies] de la pared
del pozo.
La química verde
Hoy en día, se exige que los productos químicos
utilizados en la industria de E&P no sólo alcancen
el extremo de sus límites de temperatura para
mejorar su rendimiento, sino que además cumplan con requisitos ambientales cada vez más
estrictos.
En el Mar del Norte, los operadores se enfrentan con temperaturas de superficie bajas, aguas
profundas, mares hostiles, y pozos complejos con
temperaturas elevadas. Conforme las condiciones de perforación y producción se tornan más
dificultosas, muchas de las formulaciones químicas comunes utilizadas se están volviendo
inaceptables desde el punto de vista ambiental.
Oilfield Review
120
No se permite su vertido
100
Priorizado para sustitución
Número de aditivos
Aceptable desde el punto de vista ambiental
80
Plantea un nivel de riesgo bajo o nulo
60
40
20
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2000
2001
Producción de pozos
2002
2003
2004
2005
2006
Cementación de pozos
Tipo de servicio y año
> Química verde. La gráfica muestra la progresión de las químicas de Schlumberger hacia la aceptabilidad ambiental en Noruega durante los últimos siete años. Para fines del año 2005, se habían eliminado
los productos “negros” de las operaciones de producción y cementación de pozos.
Los entes reguladores de muchos países están
exigiendo el uso de productos de menor impacto
ambiental (más verdes) en las operaciones de
E&P, sin importar el hecho de que sean vertidos
en el mar (arriba).
Los productos empleados en los tratamientos
de acidificación no han escapado al proceso de
“ecologización.” Operando desde la embarcación
marina BIGORANGE XVIII, Schlumberger trabaja bajo contrato con ConocoPhillips Norway
(COPNo) para ofrecer tratamientos de acidificación de la matriz para los pozos del sector
noruego del Mar del Norte. Al 1 de enero de
2006, todos los aditivos y fluidos de tratamiento
utilizados en aguas noruegas fueron sometidos a
la verificación del cumplimiento de requisitos
ambientales actualizados según lo que se conoce
como “Vertido Peligroso Cero.” Esta legislación
requiere que los operadores de aguas noruegas
alcancen un nivel nulo de vertido de productos
químicos peligrosos para el medio ambiente, los
llamados químicos “rojos” y “negros.”16 Ahora, los
operadores deben seleccionar productos quími-
cos con las propiedades menos nocivas para el
medio ambiente, lo que incentiva a los proveedores a desarrollar productos químicos más verdes.
La mayor parte de las operaciones de estimulación de COPNo tienen lugar en formaciones de
creta blandas con una temperatura estática de
fondo de pozo de casi 250°F. Muchos de los tratamientos realizados utilizan HCl común, un
sistema que por lo general requiere muchos aditivos. Durante 2004 y 2005, todos los aditivos
utilizados por la embarcación BIGORANGE
XVIII en los tratamientos ácidos convencionales
fueron reemplazados por alternativas más verdes, excepto el inhibidor de corrosión con ácido.
Los inhibidores de corrosión con ácido han mostrado históricamente perfiles ambientales
pobres. Dado que ninguna formulación química
logró satisfacer tanto los criterios ambientales
como los criterios de rendimiento, estos productos fueron difíciles de reemplazar.
Para satisfacer las cambiantes demandas de
las condiciones de campo en el Mar del Norte, el
CSL de Aberdeen necesitaría no sólo reemplazar
el producto sino también incrementar su estabilidad en relación a la temperatura de 200 a
280°F, satisfaciendo al mismo tiempo los nuevos
requisitos ambientales.
Los ingenieros de la sección Química Verde
del CSL de Aberdeen establecieron diversos proyectos de colaboración con proveedores externos
conocidos por sus conocimientos técnicos especiales en materia de inhibición de la corrosión en
campos petroleros. Con el soporte de los profesionales especialistas en seguridad y medio
ambiente de Schlumberger en Moerdijk, Países
Bajos, y el Laboratorio de Ingeniería de Corrosión
de Schlumberger en Sugar Land, Texas, el inhibidor de corrosión más antiguo a base de amina
cuaternaria de cinamaldehído fue reemplazado a
comienzos del año 2006 por una formulación
ambientalmente aceptable, lo que convirtió a
Schlumberger en la primera compañía en ofrecer
una gama completa de fluidos de tratamiento
HCl, con todos los aditivos clasificados como
ambientalmente aceptables en Noruega.
Todos los componentes del nuevo sistema
fueron probados para determinar la biodegradación, el potencial para la bioacumulación y la
toxicidad. Las pruebas ecotoxicológicas determinaron que todos los componentes químicos del
nuevo inhibidor, B208, exhiben una biodegradación superior al 60%, proporcionando a la vez la
misma estabilidad en relación a la temperatura
e igual protección frente a la corrosión que su
predecesor, si se utiliza con la misma concentración y bajo las mismas condiciones (abajo).
15. Barton K, Fisher D, Gadiyar BR, Morales RH, Nelson E y
Sorrells D: “Successful Application of a Unique and Low
Friction Frac-Pack Fluid in Gulf of Mexico Deep Wells,”
artículo de la SPE 94799, presentado en el 6to Simposio
Europeo sobre Daño de Formación de la SPE,
Scheveningen, Países Bajos, 25 al 27 de mayo de 2005.
16. Directrices para las regulaciones relacionadas con el
desarrollo de actividades en las actividades petroleras,
sección §56b: http://www.ptil.no/regelverk/r2002/
Aktivitetsforskriften_Veiledning_e.htm (Se accedió el 4
de octubre de 2006).
Corrosión
Formulación
Ácido
Código del Concentración, Código del
producto
%
producto
Concentración,
gal/1,000
galEUA
Código del
producto
Concentración,
gal/1,000
galEUA
28% HCl
A259
0.60
A201
20.0
–
–
28% HCl
B208
0.60
A201
20.0
A153
4.2
15% HCl
A259
0.50
–
–
–
–
15% HCl
B208
0.50
–
–
–
–
7.5% HCl
A259
0.50
–
–
–
–
10% HCl
B208
0.50
–
–
–
–
Tasa, lbm/pie2
Picadura
Especificación
Real
0 preferido
3 máximo
0
0 preferido
3 máximo
0
0 preferido
3 máximo
0
0
0
0
Especificación
Real
0.020
máximo
0.006
0.020
máximo
0.007
0.020
máximo
0.007
0.010
0.012
0.009
> Comparación del rendimiento relativo a la corrosión. En las pruebas de corrosión realizadas en el laboratorio sobre acero al cromo N° 13, el nuevo inhibidor
B208 ofrece prácticamente la misma protección frente a la corrosión que el producto previo, A259, menos amigable con el medio ambiente.
Invierno de 2006/2007
15
350
Viscosidad, cP a 10 s-1
300
250
YF“GO” IV
PowerCLEAN-OB
200
150
100
50
0
80
90
100
110
120
130
Temperatura, °F
140
150
160
4,000
Viscosidad, cP
3,500
170
400
a 40 s-1
a 100 s-1
a 170 s-1
Temperatura, °F
350
3,000
300
2,500
250
2,000
200
1,500
150
1,000
100
500
Temperatura, °F
70
50
0
0
0:00:00 0:28:48 0:57:36 1:26:24 1:55:12 2:24:00 2:52:48 3:21:36 3:50:24 4:19:12 4:48:00
h:min:s
> Rendimiento del aceite gelificado. La gelificación del aceite con la química VES (fotografía) genera una viscosidad sustancialmente más alta y más sustentable que las químicas convencionales (extremo superior). El fluido PowerCLEAN-VES a base de aceite
retuvo suficiente viscosidad a temperatura elevada para ayudar a remover los detritos
del pozo y provocar la suspensión del material para un rango de temperaturas y condiciones de flujo (extremo inferior).
Limpieza de arena en pozos
de alta temperatura
La mayoría de los fluidos utilizados en las operaciones de campos petroleros son fluidos a base de
agua. Estos fluidos tienden a ser fáciles de conseguir, menos nocivos para el medio ambiente y a
menudo menos costosos que los fluidos a base de
aceite. Sin embargo, los estudios realizados han
demostrado que en ciertas situaciones, los
sistemas a base de agua pueden favorecer la
16
expansión de las arcillas y la obturación por
emulsión, y pueden alterar potencialmente la
mojabilidad de las gargantas de poros, dañando
así los yacimientos. Habitualmente se opta por
fluidos a base de hidrocarburos para minimizar
estos efectos.
Normalmente es más difícil viscosificar un
fluido a base de aceite que un fluido a base de
agua, en especial si se trata de mantener un sistema sin sólidos. En la década de 1960, se
utilizaban sales de aluminio de ácidos carboxílicos, tales como el octonato de aluminio, para
aumentar la viscosidad de los fluidos de tratamientos a base de aceite.17 El nivel moderado de
estabilidad relativa a la temperatura y la capacidad de transporte de sólidos demostrados por
estos sistemas condujo a su utilización como
fluidos de fracturamiento
En la década de 1970, las sales de ésteres de
fosfatos de aluminio reemplazaron a las sales de
carboxilato de aluminio, incrementando
levemente tanto la estabilidad relativa a la temperatura como la eficiencia de transporte de
sólidos. Hoy en día, estas sales siguen siendo el
método preferido para la viscosificación de los
fluidos de fracturamiento a base de aceite.
Los científicos creen que los complejos de
aluminio y las moléculas de ésteres de fosfatos
producen cadenas de polímeros largas que
espesan el aceite a través de un mecanismo asociativo. Variando las cantidades de compuesto de
aluminio y ésteres de fosfato, se controla la viscosidad de estos sistemas. Habitualmente, el
incremento de la concentración de varios ésteres de ácido fosfórico mejora el rendimiento a
alta temperatura. Sin embargo, esto a menudo
genera altas viscosidades en el sistema de superficie, lo que hace que el fluido se vuelva pegajoso
y difícil de bombear.
Los sistemas de aceite gelificado comunes
exhiben ciertas insuficiencias de rendimiento en
muchos de los pozos de nuestros días. La
viscosidad en los sistemas a base de aceite convencionales es sensible a la concentración del
producto y la calidad del aceite base, y a
menudo genera altas caídas de presión por
fricción durante el bombeo. Esto resulta particularmente problemático para las operaciones de
limpieza de arena con tubería flexible (CT), que
requieren un cuidadoso control de las presiones
de circulación y la capacidad de transporte.18
Si bien los materiales VES han sido utilizados con éxito para generar viscosidad en los
fluidos de limpieza CT a base de agua, el rendimiento en relación a la temperatura y
quimiomecánico de estos fluidos no logró superar su potencial de daño de formación en los
pozos operados por Saudi Aramco en el área
norte de Arabia Saudita. En estas formaciones
de alta temperatura, sensibles al agua, se utilizan habitualmente sistemas convencionales de
aceite gelificado para operaciones de limpieza
de arena con CT. Sin embargo, para mantener la
capacidad de transporte y minimizar las caídas
de presión por fricción, los operadores a menudo
optaban por energizar los sistemas de aceite
gelificado con fluorosurfactantes, sumando complejidad y reduciendo aún más la aceptabilidad
Oilfield Review
Aceite gelificado convencional
PowerCLEAN-OB
A166
A168
Perforado direccionalmente
Perforado direccionalmente
375 pies
275 pies
7,333 a 7,346 pies
7,436 a 7,458 pies
Profundidad total
7,371 a 7,394 pies
7,885 pies
7,476 a 7,500 pies
7,798 pies
Relleno real
404 pies
320 pies
Régimen de bombeo
1 bbl/min
1 bbl/min
Pozo
Relleno esperado
Disparos
El régimen de bombeo se reduce
si se utiliza nitrógeno; presión
máxima 3,000 lpc
Presión de circulación
2,500 lpc
2,200 lpc
Tiempo insumido
36 h
20 h
> Limpieza de arena en Arabia Saudita. En dos pozos similares, el sistema a base de aceite VES PowerCLEAN-OB redujo el tiempo de limpieza utilizando
tubería flexible en más del 40% y redujo la presión de circulación en 300 lpc [2,068 kPa].
ambiental. El CSL de Kuala Lumpur respondió a
este problema mediante la exploración de nuevos
métodos de viscosificación de fluidos a base de
hidrocarburos.
En los fluidos a base de agua, los surfactantes pueden formar varios tipos de micelas tales
como esféricas, vermiformes o vermiculares, tipo
barra (bastoncillos), laminares y vesiculares.19
La micela específica producida depende de la
naturaleza del surfactante, su carga, la longitud
de la cola, la estructura de la cabeza y la composición del fluido base. La formación de un tipo
determinado de micela en el sistema de fluido se
maximiza mediante el ajuste del tipo de sales
presentes, el pH y otras condiciones.
En los fluidos acuosos, los surfactantes se
autoensamblan para formar micelas con su
17. Samuel M, Nasr-El-Din HA y Jemmali M: “Gelled Oil:
New Chemistry Using Surfactants,” artículo de la SPE
97545, presentado en la Conferencia Internacional sobre
Recuperación Mejorada de Petróleo de la Región del
Pacífico Asiático de la SPE, Kuala Lumpur, 5 al 6 de
diciembre de 2005.
18. Para obtener más información sobre sistemas de
limpieza de arena, consulte: Ali A, Blount CG, Hill S,
Pokhriyal J, Weng X, Loveland MJ, Mokhtar S, Pedota J,
Rødsjø M, Rolovic R y Zhou W: “Sistemas integrados de
limpieza de pozos: Mejoramiento de la eficiencia y
reducción del riesgo,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de
2005): 4–15.
19. Samuel M, Card RJ, Nelson EB, Brown JE, Vinod PS,
Temple HL, Qu Q y Fu DK: “Polymer-Free Fluid for
Hydraulic Fracturing,” artículo de la SPE 38622,
presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica
Anual de la SPE, San Antonio, Texas, 5 al 8 de octubre
de 1997.
Nasr-El-Din HA, Samuel E y Samuel M: “Application of a
New Class of Surfactants in Stimulation Treatments,”
artículo de la SPE 84898, presentado en la Conferencia
Internacional sobre Recuperación Mejorada de Petróleo
de la Región del Pacífico Asiático de la SPE, Kuala
Lumpur, 20 al 21 de octubre de 2003.
20. Para obtener más información sobre operaciones de
limpieza de arena con tubería flexible, consulte: Ali et al,
referencia 18.
Invierno de 2006/2007
grupo de cabezas orientado hacia la fase acuosa.
En las soluciones a base de hidrocarburos, los
científicos teorizan que los materiales VES se asocian con sus grupos de cabezas en el centro de las
micelas, lo que conduce a la formación de micelas
invertidas. En esta micela especial, la cola de
hidrocarburos del surfactante se puede entrecruzar con el fluido a base de hidrocarburos.
Los datos provenientes de las simulaciones y
los análisis de laboratorio realizados en el CSL
de Kuala Lumpur demostraron que los materiales VES pueden utilizarse en fluidos a base de
hidrocarburos para generar viscosidades estables. Respecto de los sistemas de aceite
gelificado convencionales, las menores concentraciones de aditivos producen un incremento
de varios órdenes de magnitud en la viscosidad
(página anterior). Para las operaciones de limpieza con CT, el fluido VES a base de aceite
demuestra alta viscosidad a una tasa de corte
baja, lo que provee características de suspensión
de sólidos mejoradas. Los técnicos del CSL también observaron que el sistema VES a base de
aceite es significativamente menos sensible a las
variaciones de las características del petróleo.
Durante los últimos tres años en Arabia Saudita, el nuevo servicio diseñado de remoción de
relleno PowerCLEAN-OB logró eliminar con
éxito la arena de más de 30 pozos en los que se
encontraban expuestas formaciones sensibles al
agua. La temperatura de fondo de esos pozos
oscilaba entre 104 y 138°C [220 y 280°F]. En la
mayoría de estos tratamientos no se requirió
ningún proceso de energizado. En promedio, se
redujeron las necesidades volumétricas de
aceite diesel, mientras que las características de
capacidad de transporte y suspensión estática
de los fluidos de limpieza se incrementaron.20 En
dos comparaciones directas basadas en pozos de
Arabia Saudita, con el nuevo fluido de limpieza
VES a base de aceite se eliminaron varios
cientos de pies de arena con presiones de circulación un 12% más bajas y en sólo la mitad del
tiempo (arriba).
Más allá de los límites
Desde los comienzos de la industria moderna del
petróleo y el gas, los ingenieros y científicos han
continuado extendiendo los límites de la tecnología. Desde las primeras simulaciones de pozos
que utilizaban nitroglicerina hasta la perforación y producción de pozos a profundidad,
debajo de los océanos, nuestra industria ha
seguido evolucionando.
A medida que nos extendemos para acceder
a las reservas de hidrocarburos remanentes de
la Tierra, las temperaturas de superficie y de
fondo de pozo continúan desafiando las químicas utilizadas en las operaciones de perforación
y terminación, y aquellas que mantienen los
pozos actuales en producción. Los desafíos con
que se enfrenta la industria de E&P en relación
a la temperatura son demasiado extensos para
cubrirlos en forma exhaustiva en este artículo.
Los casos que presentamos destacan sólo algunos desarrollos recientes. El camino que queda
por recorrer promete no sólo avances continuos
en el comportamiento de la química de los campos petroleros en relación a la temperatura,
sino también mejoras en las tecnologías de instrumentación y terminación de pozos diseñadas
para satisfacer los desafíos cada vez mayores de
los ambientes de perforación y producción
actuales.
—DW
17