Control de Invasión del filtrado aplicando Liquid Casing Autor: Ing. Jorge Augant Hdz. Gerencia de Desarrollo de Negocios Junio 2018 1|Page Introducción Desde el momento en que la barrena inicia a perforar la zona productora ésta, es sometida a una serie de alteraciones provocadas por el fluido de perforación que determinarán, finalmente la capacidad de producción de dicha zona productora. Esta reducción en la producción la conocemos como “Daño a Formación” y se define como la alteración del área cercana al pozo de la zona productora, como resultado de la interrelación de fluidos ajenos a los contenidos naturalmente en dicha roca. Para prevenir el flujo de fluidos hacia la formación, la presión hidrostática del lodo debe ser mucho menor que la presión de poro, sin embargo, si la presión del lodo es menor que la presión de la formación se puede perder el control del pozo. Por otra parte, el lodo tiende a invadir las formaciones permeables debido al sobrebalance entre las presiones, sin embargo, estás perdidas que pueden llegar a ser masivas, logran ser controladas mediante partículas introducidas dentro de la formulación del lodo que se posicionan sobre la cara del pozo, formando un enjarre de permeabilidad relativamente baja que limita el flujo del filtrado de lodo. Las partículas más grandes se depositan en el exterior y forman un puente externo, las medianas forman un enjarre interno y las más pequeñas pueden penetrar sin restricción. Como resultado, tres zonas son establecidas: Enjarre externo, Enjarre interno y Zona invadida de lodo 2|Page Invasión de una formación permeable por lodo de perforación. Filtración estática La filtración estática tiene lugar cuando el lodo no está circulando y, por lo tanto, no se altera el espesor del enjarre. Larsen (1938), encontró que, si un lodo de perforación es filtrado a través de un papel a temperatura y presión constante, el volumen de filtrado 𝑉𝑓 es proporcional a √𝑡, más una perdida inmediata de filtrado llamada mud spurt [12] De esta forma las propiedades de filtración de diversos lodos pueden ser evaluadas midiendo el volumen de filtrado acumulado en función del tiempo. Filtración dinámica Tiene lugar cuando el lodo es circulado y el espesor del enjarre es constantemente erosionado y modificado. Las tasas de filtración dinámica e invasión son mucho más altas que las tasas en un sistema estático. Cuando la roca es expuesta por primera vez, la tasa de filtración es muy alta y el enjarre crece rápidamente. Sin embargo, esta tasa de crecimiento disminuye con el paso del tiempo; eventualmente la erosión es igual a la tasa de crecimiento, preservando un espesor del enjarre casi constante. Desarrollo Durante la perforación, el daño de la formación es atribuido a dos fuentes, principalmente: La Invasión del filtrado del fluido de perforación Migración de sólidos finos y ultra finos, cuya fuente puede ser el propio fluido de perforación o de la propia formación Radio de invasión Una barrera o daño localizado alrededor del pozo ocasiona dificultad en el flujo de las fases de aceite o gas. Esta zona es producto de la invasión de filtrado y partículas sólidas y depende de un conjunto de variables presentes durante la perforación del pozo. Teóricamente esta zona se ha definido como el área de un cilindro de radio regular debido a la invasión de un volumen finito de filtrado [13], ver Figura 1-5; sin embargo, este concepto es erróneo ya que las propiedades petrofísicas varían durante la perforación; por otra parte, el tiempo de exposición es mayor para los primeros pies perforados, de modo que el radio de invasión toma la forma de un cono, ver Radio de invasión para tiempos de exposición al lodo constantes y no constantes. La introducción y asentamiento de esto sólidos móviles hacia el interior de las zonas productoras, provocaran bloqueos de los canales interporales y reducción en la permeabilidad de la formación. La principal causa de daño a formación causado durante el proceso de perforación se relaciona con los sólidos finos que migran hacia el interior de la formación productora, cuando el tamaño de dichos sólidos es mucho más pequeño que los poros, permiten que los finos migren a través de ellos durante la formación del enjarre del fluido de perforación, restringiendo los poros y causando una reducción en la permeabilidad de la roca. Los numerosos mecanismos que resultan en daño de formación, pueden generalmente ser clasificados por la forma en que ellos decrecen o afectan la producción. Reducción de la Permeabilidad Absoluta Las partículas y materiales ocupan parcialmente o totalmente el espacio poroso de la formación: Presencia de finos o arcillas. Sólidos de fluidos de perforación, completación, reacondicionamiento (reparación). Depósitos orgánicos e inorgánicos 3|Page Reducción de la Permeabilidad Relativa Reducción de la Permeabilidad Relativa Cambio en la Humectación (mojabilidad) al aceite Cambios en la saturación de fluidos Viscosidad Formación de Emulsiones Alternativas de Fluidos para Perforar zonas de arenas deleznables o Productoras Todos los efectos negativos del filtrado del lodo, pueden y deben ser controlados para mitigar los riesgos durante la construcción o reducir el daño a formación. El uso de Polímeros reductores de filtrado a permitido controlar efectivamente el filtrado de los fluidos de perforación. Sin embargo, los costos de estos aditivos se incrementan, en la medida que se requiere reducir aún más el filtrado. Con el propósito de encontrar una alternativa efectiva en reducir la filtración, principalmente en zonas constituidas, predominantemente por arenas, se desarrolló un estudio de laboratorio, destinados a controlar la invasión del filtrado de los fluidos de perforación y, además, obtener un elemento que refuerce y estabilice la pared del pozo particularmente en tramos extensos de arenas y arcillas dispersable. PROTOCOLO DE PRUEBA: 4|Page Para realizar las pruebas se utilizó un aparato que permitía simular una zona con alta permeabilidad, a la cual se somete a la presencia de un fluido de perforación (Base Agua o Base Aceite) y se le aplica 100 psi de presión. 1. Por un tiempo de 10 min, se mide el grado de invasión del fluido de perforación, en las condiciones con las que se esté trabajando, en una arena 20:20, (media a gruesa). Y se determina porcentualmente la presencia de fluido en el cuerpo de arena. El volumen de arena que se invade, dependerá directamente de las características del fluido y de la capacidad del mismo, para formar un enjarre impermeable 2. Posteriormente se aplica presión de 100 psi por un periodo de 30 minutos y de mide la cantidad de fluido, que pasa a través del cuerpo de arena 3. El porcentaje de invasión se determina a través de la relación entre, los centímetros invasión dividido por la altura total de la arena, antes de iniciar Característica de la arena utilizada para la prueba RESULTADOS El primer objetivo conocer el comportamiento de los distintos materiales obturantes que se encuentran disponibles en el mercado. El fluido de prueba correspondió a un lodo base aceite de un pozo Rabasa. Las propiedades físicas del fluido de referencia eran las siguientes: Propiedades del Fluido de referencia. (Muestra obtenida del pozo Rabasa 156) Fluido de Referencia Sin tratamiento La muestra de arena de la izquierda, fue utilizada en todas las pruebas realizada para evaluar cada uno de los obturantes comerciales. A la derecha corresponde a una muestra de arena obtenida del pozo Rabasa 156. Se puede observar que esta última es muy fina. Sin embargo, El largo del tramo a ser perforado con ese tipo de arena es de más de 1000 mts 5|Page L600 39 L300 22 L200 15 L100 9 L6 2 L3 1 Va 19.5 Vp 17 Pc 2 FILTRADO 5.2 El fluido de emulsión inversa sin obturante y con una densidad de 1.16 gr/cc, dio como referencia una invasión de 34%. A partir de este valor se realizaron pruebas con diferentes combinaciones de obturantes comerciales disponible en el mercado, cuyos resultados se detallan a continuación: Desarrollo Prueba 1 Porpiedades del Fluido L100 9 10 L6 2 2 L3 1 1 Va 19.5 21 Vp 17 18 Pc 2 6 5.2 3.2 FILTRADO Prueba 2 Fluido Sin tratamiento Prueba CaCO3 Fino Kg/m3 CaCO3 Grueso Kg/m3 LIQUID CASING Fino Kg/m3 1 10 10 3.5 CaCO3 Fino Kg/m3 15 CaCO3 Grueso Kg/m3 15 L600 39 Fluido con Obturante 42 L300 22 24 L200 15 17 9 2 1 19.5 17 2 5.2 10 2 1 21 18 6 3.2 L100 L6 L3 Va Vp Pc FILTRADO Prueba 2 LIQUID CASING- Fino Kg/m3 15 La muestra dos se dejó por espacio de 24 hrs. Y presión constante de 100 psi, sin obtener un incremento en la filtración, solo se observa el desplazamiento de la fase continua del fluido. La concentración y combinación de los obturantes aplicado en esta prueba, mejoró sensiblemente el sello del cuerpo de arena, permitiendo, además, demostrar que la invasión si bien continuó en el tiempo, los sólidos fino y ultra fino no migraron hacia el cuerpo arenoso. 6|Page Este factor resulta ser de gran importancia, frente a las zonas productoras, debido que la ausencia de los sólidos no representará riesgo de bloqueos en los canales interporales. El grado de invasión alcanzó en esta prueba un 11.3%. En esta prueba el carbonato de Calcio malla 325 y malla 200, se distribuyen adecuadamente en los espacios porales, siendo que el obturante celulósico Liquid Casing, permite que dichos granos permanezcan en su posición obstruyendo el espacio entre los granos de la arena. Prueba 3 Fluido Sin tratamiento 600 39 Fluido con Obturante 42 L300 22 24 L200 15 17 L100 9 10 L6 2 2 L3 1 1 Va 19.5 21 Vp 17 18 Pc 2 6 FILTRADO 5.2 3.2 Prueba 3 CaCO3 Esc. Fino Kg/m3 10 CaCO3 Esc. Grueso Kg/m3 10 LIQUID CASING Fino Kg/m3 3.5 LIQUID CASING - Grueso Kg/m3 3.5 En la prueba 3, se reemplazó el carbonato de Calcio granular por carbonato de Calcio en escamas, este tipo de obturante en escamas, alcanzó un grado de invasión de 14.3 %, probablemente debido que a las láminas de carbonato requieran una mayor concentración del obturante celulósico Liquid Casing, para fijarse sobre la pared. Prueba 4 Fluido Sin tratamiento Fluido con Obturante L600 39 41 L300 22 22 L200 15 15 L100 9 9 L6 2 2 L3 1 1 Va 19.5 20.5 Vp 17 19 Pc 2 3 FILTRADO 5.2 4 7|Page Prueba CaCO3 F Kg/m3 CaCO3 G Kg/m3 LIQUID CASING - F Kg/m3 LIQUID CASING - G Kg/m3 4 10 10 3.5 3.5 Aplicación de Liquid Casing en pozos del terciario, de la Región Sur Arrollo Prieto EL grado de Invasión, que el fluido de emulsión inversa, alcanzó antes del tratamiento, fue de un 30 %. Se tomó una arena de tamaño medio a grueso como material para simular las condiciones de la formación en un escenario menos favorable al control de invasión. Debido a un sobre presionamiento en el espacio anular, se indujo una pérdida de fluido. Se realizaron pruebas a nivel de laboratorio simulando las condiciones de la operación, llegando a proponer un tratamiento con material obturante combinando Liquid Casing, con Carbonatos medio y grueso. Obteniéndose los siguientes resultados Tratamiento Fluido Densidad 1.41 Concentración de Obturantes ( Kg/m3) LIQUID CaCO3 CaCO3 CASING - Fino Fino Grueso 20 20 60 El bache obturante diseñado, tuvo un grado de invasión de 3.8%, como se puede observar en la imagen de la derecha. Al aplicarse, se consiguió solucionar totalmente el problema, permitiendo continuar con las operaciones, correr TR y cementar el pozo sin nuevos eventos de pérdida de fluido. 8|Page Pruebas Comparativas con sistemas de control de perdidas El objetivo de este set de pruebas, además, de verificar el grado de invasión fue estudiar el comportamiento de los materiales obturantes con el transcurso del tiempo. En otras palabras, cuan efectivo y rápido una combinación de materiales obturantes consiguen contener una perdida y su comportamiento con el tiempo. Tabla 1 Tiempo SP = Mililitros 30 Seg. 1 Min. 5 Min. 7.5 Min. 10 Min. 15 Min. 30 Min Total de filtrado Concentracion de Obturamtes ( Kg/m3) Densidad Liquid Liquid CaCO3 Esc. CaCO3 Esc. Grafito Grafito Gr/cc Casing - Casing Fino Grueso Medio Fino Fino Grueso Muestra 1 6.5 6.5 1.5 5.5 4 6 8.5 38.5 1.16 Muestra 2 6 1.5 1 1 2.5 4.5 7 23.5 1.16 15 40 15 6 6 25 Muestra 3 6.8 1.9 1 1.1 1.9 3.1 4.6 20.4 1.16 15 15 10 10 Muestra 4 3.2 2.4 2.6 0.2 1.3 0.4 3.4 13.5 1.16 8 40 LCM Total de Material agregado 14 Invasión % 79 10% 6 48 17% 12 70 11% 79 10% 25 14 Muestra 5 3.4 2.2 2.9 1.8 2.6 1.4 3.8 18.1 1.16 30 12 12 54 13% Muestra 6 3.6 2.8 1.1 1 2.1 1.8 3.5 15.9 1.16 30 20 20 70 9% Muestra 7 3.8 1.4 0.4 0.2 0.7 0.6 1 8.1 1.16 Muestra 8 3.2 1.2 0.3 0.2 0.2 0.4 0.7 6.2 1.16 15 15 20 20 20 12 8 12 20 82 7% 60 20% 9|Page 10 Min. 15 Min. Muestra 8 7.5 Min. Muestra 7 5 Min. Muestra 6 Muestra 4 1 Min. Muestra 5 Muestra 3 30 Seg. Muestra 2 40 38 36 34 32 30 28 26 24 22 20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0 Muestra 1 Volumen filtrado ml Comportamiento de Obturación 30 Min Desarrollo de las pruebas Se utilizó un equipo PPT, con un disco de 35 Darcy aplicando una presión de 100 psi. Las tomas de registro de hicieron a los 30 seg. de aplicada la presión, con el objeto de evaluar la efectividad de las mezclas para obturar. La muestra a 30”: Las muestras que presentaron una rápida contención de la pérdida fueron las muestras 4; 5 y 8. Estas muestras han obturado rápidamente, aportando bajo volúmenes de filtrado, (entre 3.2 y 3.6 cc). Sin embargo, hay que considerar que el volumen total de material obturante en la muestra 4 es de 79 kg/m3, contra los 54 y 60 Kg/m3 de las muestras 5 y 8 respectivamente. Esto refleja un aspecto de costo importante, a ser tomado en cuenta en el momento de definir la aplicación. En cada una de las estaciones de toma de muestra se puede observar, que en general los aditivos utilizados para controlar la invasión, presentan un mejor resultado, comparado con el fluido original, a pesar que este cumple con las condiciones que se especifican en la norma. Sin embargo, las muestras 7 y 8, demuestran tener un mejor control sobre la esta última presentan una mejor respuesta controlando la infiltración de fluido, a partir de la segunda toma de muestra al cumplirse el primer minuto. Este efecto de sellado es el deseable para un fluido de perforación que se aplique principalmente frente a la zona productora. 10 | P a g e El resultado final nos demostró que el fluido tratado con Liquid Casing (Muestra 8), al ser incorporado a la formulación del fluido de perforación, mantiene estable la pared del pozo, generando un mejor calibre y permitiendo mejores condiciones para las operaciones de cementación. Pero, sobre todo, permite perforar la zona de interés con una mínima interferencia reduciendo el daño. Sección del Terciario perorado con Fluido Polimérico – Inhibido, tratado con Liquid Casing Conclusiones: Para minimizar el Daño de Formación durante la perforación del pozo se debe tener en cuenta: Calidad del fluido de perforación y la presión diferencial ejercida contra la formación Interacción del filtrado del lodo con los fluidos y minerales que contiene la roca y de la invasión de sólidos tanto del lodo como de los recortes de la barrena. Perforar con la densidad de lodo más baja posible (Según la curva de Presión de Poro) El lodo debe tener una resistividad definida para que cuando se corran los registros se pueda derivar la resistividad de la formación. Control de pérdidas de circulación. Hinchamiento de las arcillas presentes en la formación. Cambio de mojabilidad de la roca que reduce el flujo del petróleo y/o gas en la formación hacia el pozo. El arrastre de partículas sólidas del lodo hacia la formación sellando las vías de flujo de los fluidos hacia el pozo. Formación de emulsiones del fluido de perforación con el fluido de la formación que bloquea y sella la formación al flujo. Si se perfora más rápido de lo que se circula el lodo, las partículas finas penetran en la formación. La lechada de cemento también produce alta perdida de filtrado y los sólidos pueden penetrar a la formación. El cañoneo con presiones diferenciales altas a favor del fluido de completamiento crea una zona de compactación alrededor de las perforaciones. Bibliografía de Consulta 1. Variables que afectan la magnitud del radio de invasión la pérdida de permeabilidad - Ing. Johanna Vargas Clavijo 2. ¿Es posible que durante la perforación de los pozos se minimice el daño de formación? Instituto Colombiano de Petróleos 3. Daño a la formación por minerales de arcillas 4. Mecanismos de Daño a la Formación – Ing. Marcelo Madrid Comentarios: Mr. Gabriel Forest Dear Jorge, I went back and reread your tech paper which I think was splendid, to say the least. The main power word is none invasive additive which should be applied to every well before drilling into a known reservoir. The result would be shockingly superb based on the production increase in the same field. Once this happens PEMEX would be delighted with the results and could make to be used in all of their drilling operations. Next week I am given a lecture at the Colorado school of mining which produces the best Petroleum engineers in the USA. I will also be giving the same to a large petroleum engineering Co who manages 30 plus wells throughout the USA. 11 | P a g e
