evaluación del poder de inhibición de los fluidos de perforación a

evaluación del poder de inhibición de los fluidos de perforación a

EVALUACIÓN DEL PODER DE INHIBICIÓN DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN A TRAVÉS DE LA CARACTERIZACIÓN DE
ARCILLAS
M.C. David Velázquez Cruz, Ing. Zaira González Monroy,
M.I. José Manuel Pavón Prevé, M.I. Humberto Castro Martínez
PEMEX, Subgerencia de Ingeniería, División Marina
Ing. Gustavo Espinosa Castañeda, Ing. Felipe Martínez Estrella
M.C. David Velázquez Cruz, M.I. Diego Bautista Pastrana
Dr. Gustavo A. Santa Torrelas
Instituto Mexicano del Petróleo, Perforación y Mantenimiento de Pozos
Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México.
El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico
con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
RESUMEN
Las arcillas son materiales cristalinos de origen
mineral con estructura laminar de compuestos de
silicio y aluminio. Durante las operaciones de
perforación de pozos petroleros, se encuentran
grandes cantidades de formaciones que contienen
arcillas, entre las más comunes se pueden
mencionar las del tipo: smectita, illita (familia de los
filosilicatos), clorita y kaolinita (familia de los
tectosilicatos). Estas arcillas, al estar en contacto
con el fluido de perforación, sufren fenómenos de
hidratación o dispersión, los cuales generan
problemas de inestabilidad en las paredes del
pozo, manifestándose en forma de derrumbes,
ensanchamiento
del
agujero,
fricciones,
resistencias y, en algunos casos extremos, llegar
hasta el colapso del agujero. Estos problemas se
traducen en tiempos no productivos y en
operaciones adicionales durante la perforación.
Con la finalidad de evitar o reducir este tipo de
problemas y minimizar los tiempos no productivos
que ocasionan, es necesario e importante
caracterizar las arcillas de las diferentes etapas
que se atravesarán durante la perforación del pozo
y, de esta manera, definir el poder de inhibición
que deberán tener los diferentes fluidos de control
a utilizar para evitar los fenómenos descritos.
La caracterización mineralógica de arcillas de
zonas problemáticas, permite establecer una
estratégica de evaluación del poder de inhibición
de los fluidos de perforación. En este trabajo se
presentan los resultados obtenidos respecto a la
determinación analítica de los diferentes patrones
de arcillas y las diferentes pruebas de laboratorio
que fueron conducidas para determinar el poder
inhibitorio de los fluidos de perforación, y así poder
seleccionar el más adecuado para un caso en
específico.
INTRODUCCIÓN
Durante las operaciones de perforación de pozos
petroleros, se encuentra grandes cantidades de
formaciones del tipo lutitica que contiene
generalmente smectita, illita, clorita y caolinita, que
al estar en contacto con el fluido circulante, en la
mayoría de las ocasiones promueve la hidratación
o dispersión de este tipo de lutitas. Esto genera
inestabilidad en las paredes del pozo, lo cual se
manifiesta en derrumbes, ensanchamiento del
agujero, fricciones, resistencias y se puede llegar
hasta la perdida total del pozo. Para poder reducir
este tipo de problemas y minimizar los tiempos y
costos que lo anterior genera durante la
remediación, es necesario caracterizar las arcillas
de las diferentes formaciones que se atravesarán
durante la perforación del pozo antes de que los
problemas ocurran. Lo anterior, permitirá definir la
inhibición necesaria que requieren tener los
diferentes fluidos de control en las diferentes
etapas del pozo.
La caracterización mineralógica permite mejorar la
selección de fluidos y tener formaciones naturales
denominadas patrones tipo (formación de mina)
1
semejantes a arcillas de zonas problemáticas que
son utilizadas en las pruebas de laboratorio, como
son: la estabilidad térmica, la dispersión a
condiciones de presión y temperatura, las pruebas
de expansión lineal de lutitas, y succión capilar.
Dichas pruebas son una herramienta básica para
determinar el fluido de perforación más adecuado.
Figura 2.0. Comparativo de operaciones generales en la
construcción del pozo
METODOLOGÍA
(a) La metodología consiste en recopilar la
información para definir el mapa base y saber la
ubicación física de los pozos, el estado actual de
los pozos ya perforados, los pozos en perforación
y el programa de desarrollo del campo, etc., así
también muestra el sentido y orientación de las
secciones geológicas construidas (figura 1.0).
Grafica 1.0. Analisis de limite tecnico utilizando tiempo real.
Figura 1.0. Mapa base
(b) Posteriormente se realiza la captura diaria de
los tiempos según el programa para identificar los
tiempos normales, no productivos, los imputables
al fluido de perforación y esperas e invisibles de
tal forma de documentar el límite técnico para la
selección de los pozos a estudiar. Figuras 2.0 y
grafica 1.0
a) Definir la geometría estructural del Campo y
así obtener el comportamiento estructural del
campo y de la formaciones que lo componen
distinguiendo a los horizontes litológicos que
originan problemas en la perforación, en este caso
horizontes lutiticos representandolos en secciones
litoestratigraficas (figura 3.0) y representar los
diferentes problemas que tuvieron los pozos
perforados del campo en sus dierentes etapas y
produndidad de las muestras representativas
tomadas para estudio en laoratorio. (figura 4.0).
b)
2
adecuadas durante las operaciones de perforación
en zonas o intervalos arcillosos.
Lo más recomendable, es efectuar pruebas de
laboratorio, ya sea en núcleos bien conservados o
recortes de la formación. Las pruebas principales
son las siguientes:
Figura 3.0 Sección Litoestratigrafica donde se observa zona
problemática.
♦
La estabilidad térmica
♦
La dispersión a condiciones de presión y
temperatura
♦
Las pruebas de expansión lineal de lutitas,
♦
Y Tiempo de succión capilar (TSC).
Dichas pruebas son una herramienta básica para
determinar el poder inhibitorio de los fluidos de
perforación, y así poder seleccionar el más
adecuado.
CASO DE APLICACIÓN:
Figura 4.0. Muestra los intervalos problemáticos representando
los diferentes problemas durante la perforacion y muestras.
(c) Para definir los tipos de lutitas existentes en las
zonas problemáticas, se utilizan diferentes
herramientas como son: análisis petrográficos,
análisis
mineralógico
con
el
microscopio
electrónico de barrido (imágenes SEM), análisis de
dispersión de rayos X (EDX), difracción de rayos X
(DRX) y intercambio cationico (CEC). Asimismo,
se utilizan patrones de arcillas tipo analizadas por
cada uno de los métodos mencionados como
herramienta comparativa de los minerales
arcillosos descritos en bases de datos. La
comparación se realiza a través del reconocimiento
de patrones, los cuales están dados por los
elementos que hacen único a un mineral arcilloso.
Se obtuvieron de muestras de canal durante la
perforación del pozo Sinán-DL1, y se realizo el
análisis con el Microscopio Estereográfico y
Petrográfico, y se obtuvo una secuencia
sedimentaria correspondiente al Plioceno y se
definió un paquete de aproximadamente 2000 m.
de lutitas calcáreas de color gris claro y alternantes
cuerpos de limonitas de igual color semicompactas
y frágiles al tacto y con muy escasa presencia de
areniscas. Figura 5.0.
Figura 5.0. Muestras de canal durante la perforación del pozo
Sinán-DL1, Microscopio Estereográfico y Petrográfico.
De la consideración de los problemas generados
por hinchamiento o dispersión de lutitas, conforme
a su origen geológico y composición, resulta
necesario que se utilicen técnicas de evaluación
3
Se obtuvo una comparación de un EDX de
smectita tipo con el EDX del pozo Sinán DL1
mostrando los elementos característicos que
constituyen a la smectita como son Na y Ca, el
calcio tiene un incremento muy significativo
indicado posiblemente como el cementante de las
lutitas siendo parte del material carbonatado.
(Figura 6.0.). Se observa que el K se incrementa y
de acuerdo a la imagen SEM empieza a presenciar
algunos
rasgo
morfológicos
de
Illitas
representando así ese ligero incremento de K.
(Figura 7.0).
El límite técnico se obtuvo a partir de los pozos
Sinán DL_1, Sinán 14, Sinán 101_A, y Sinán 201
y para las operaciones de perforar se obtuvo del
avance del pozo Sinán DL_1, el cual se perforo en
5.25 días con una Densidad Final de 1.53 gr. /CC
(tabla 1.0). El límite técnico para la etapa del pozo
en estudio está dado por los días de operación
obtenidos en la perforación del Sinán DL_1. En los
pozos Sinán 14, Sinán 101_A, Sinán 151 y Sinán
201 las diferencias de tiempo son atribuibles a
operaciones con problemas y esperas y las horas
perdidas durante la perforación de la segunda
etapa son (figura 7.0):
♦
Pozo Sinán 14, 18.5 hrs.
♦
Pozo Sinán 101-A, 100.5 hrs.
♦
Pozo Sinán 201, 1.0 hrs.
♦
Pozo Sinán DL-1, 1.5 hrs.
Tabla 1.0. Etapa del pozo en estudio está dado por los días de
operación obtenidos en la perforación del Sinán DL_1. En los
pozos Sinán 14, Sinán 101_A, Sinán 151 y Sinán 201
Figura 6.0. Imagen del SEM de la muestra del pozo Sinán DL-1.
--- Smectita Sinan DL-1.
Figura 6.0. Comparación de un EDX de smectita tipo con el
EDX del pozo Sinán DL1 1040-1060 metros
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Figura 7.0. Horas perdidas durante la perforación de la
segunda etapa.
PRUEBAS
DE
LABORATORIO
PARA
DETERMINAR EL PODER INHIBITORIO DE LOS
FLUIDOS DE PERFORACIÓN.
Se obtuvo el fluido Base Agua obteniendo un
40.0% de Expansión Lineal y 16. 35 seg. De
tiempo de succión capilar y mas o menos estables
los parámetros fisicoquímicos a la estabilidad
térmica.
Tabla 2.0 Parámetros fisicoquímicos después de someterse a
la estabilidad térmica.
Figura 8.0. Muestras de Formación del pozo Sinán DL-1,
Smectita tipo y Illita tipo de mina totalmente inhibidas.
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¾ Sustituir el sistema base agua cálcico por los
sistemas optimizados.
¾ Reformular los sistemas de E. I. para que
tengan capacidad de acarreo, suspensión y
poder inhibitorio, para evitar problemas
operacionales.
¾ Considerar las condiciones de operación
propuestas del análisis de limite técnico.
¾ Realizar una supervisión constante y a
detalle de las propiedades físico-químicas
del fluido de perforación.
¾ Realizar una supervisión al sistema
superficial de control de sólidos.
¾ Se recomienda someter los fluidos a
recirculación y limpieza aplicando el equipo
separador de sólidos para evitar el
incremento
de
las
viscosidades
y
densidades para evitar posibles pérdidas de
circulación.
Grafica 1.0 Medición de la prueba de Expansión
Lineal igual a 40.0 %
CONCLUSIONES
¾ De acuerdo a los estudios SEM y EDX
realizados a lutitas arcillosas procedentes
del campo SINAN se determino un espesor
aproximadamente de 2000 m a 2500 m.
constituido en su mayor porcentaje de
Smectitas sensibles a la hidratación y un
mínimo o de porcentaje correspondiente a
illita. Este fenómeno se reflejo durante las
operaciones de perforación en resistencias,
derrumbes y atropamientos.
¾ Se determino el límite técnico de la segunda
etapa resultando el Pozo DL-1 con la menor
problemática en la perforación de la
segunda etapa con un total de 6. 25 días
¾ Se analizaron y determinaron los tiempos no
productivos imputables al fluido de
perforación, observando que el sistema
Ultradrill utilizado en el pozo Sinan DL-1.
¾ Se obtuvo el fluido Base Agua obteniendo
un 40.0 % de Expansión Lineal y 16. 35 seg.
de tiempo de succión capilar y estabilidad
térmica en buenas condiciones.
REFERENCIAS
1.-
2.-
3.4.-
5.6.-
7.-
D. Velazquez-Cruz et al “Selección de los
fluidos de perforación de acuerdo a las
características de las formaciones de la
división marina“, Proyecto F.30271, Instituto
Mexicano del Petróleo, Diciembre del 2003.
D. Velazquez-Cruz et al “Evaluación y
optimización
de
materiales
utilizados
actualmente en el control de perdidas de
circulación”, Proyecto F.30271, Instituto
Mexicano del Petróleo, Diciembre del 2003.
Mitchell, John, “Trouble-Free Drilling”,
Drilbert Engineering Inc., 2001.
Chilingarian, G.V. and Vorabutr, P. “Drilling
and Drilling Fluids”, Elsevier Scientific
Publishing Company, 1981.
Stephen A. Nelson, “Clay Minerals”, Tulane
University, www.tulane.edu/~snelson
Welton J.E., SEM Petrology Atlas AAPG
methods in exploration series, U.S. Chevron
Co, 1984.
http://www.uned.es/cristamine/, CristaMine,
Universidad Politécnica de Madrid, 2000.
RECOMENDACIONES
¾ Considerar el uso de los fluidos optimizados
en el estudio para minimizar los tiempos no
productivos
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