Evaluación del QC Drill Starch como controlador de filtrado en Fluidos de Perforación Base Agua Drill In. (Parte 1)

barbieprzcdo (29)in #spanish • 7 years ago

Buenas tardes a todos mis queridos compañeros de la comunidad Steemit, en especial a los miembros de #steemstem y #stem-espanol por prestarnos apoyo a todos los que queremos incursionar en la ciencia y tecnología. Como lo comente en mi #introduceyourself soy Ingeniero en Petroleo y a lo largo de mi carrera he realizado varias investigaciones de campo aprovechando que trabajo en la rama de Fluidos de Perforación. Esta es una de ellas y se las daré a conocer por partes ya que es algo extensa y así no se aburren.

Fluidos de Perforación Base Agua Drill IN

Fuente

INTRODUCCIÓN

En toda perforación, los lodos o fluidos cumplen una determinada función de acuerdo con la actividad que se realice en el pozo, como es perforar, completar, reparar y rehabilitar. Por ello se habla de fluidos de perforación, los mismos ayudan a minimizar problemas y costos operacionales, pero en ningún caso ninguno de ellos constituye el éxito de la operación. El fluido utilizado en las operaciones de perforación es una mezcla de agua y/o aceite con determinado porcentaje de sólidos que se caracteriza por no ser toxico, corrosivo ni inflamable.

Es importante acotar que, la mayor reserva de hidrocarburos de Venezuela y una de las más importantes del mundo es la Faja Petrolífera del Orinoco, la cual se divide en cuatro bloques: Boyacá, Carabobo, Ayacucho y Junín, explotada en la actualidad por PDVSA Exploración y Producción (EyP), Distritos Cabrutica, San Tome y Morichal, y PDVSA Corporación Venezolana de Petróleos (CVP) con las llamadas empresas mixtas.

Las arenas productoras de hidrocarburo del área Zuata Principal son arenas no consolidadas, debido a esto al perforar dichas arenas la producción de fluidos hacia la formación podría estar vinculada a la producción de arena y sedimentos. Es por ello que una de las funciones básicas de los fluidos de perforación es sellar las formaciones permeables y controlar la filtración. Los potenciales problemas relacionados a estos casos incluyen condiciones de pozo reducido, aumento del torque y arrastre, tuberías pegadas, perdida de circulación, calidad inferior de los registros y daños a la formación.

A raíz de todo se requiere con frecuencia un control adecuado de la filtración y la deposición de un revoque delgado de baja permeabilidad para evitar problemas en la perforación y producción. Es por ello que la selección de un controlador de filtrado con alta eficiencia es de suma importancia para el diseño del fluido de perforación utilizado en esta zona. El almidón puro es usado para controlar el filtrado en lodos base agua, es por ello que se comparará con controladores utilizados convencionalmente para tratar de minimizar estos problemas.

Debido a esto debemos plantear el problema por el cual estamos realizando esta investigación:

CONTEXTUALIZACION DEL PROBLEMA

El objetivo fundamental de la perforación de pozos para la extracción de hidrocarburos entrampados en el subsuelo es la construcción de un hoyo seguro y eficiente al menor costo posible, donde cada actividad se desarrolle sin contratiempos, logrando la producción teórica estimada. Es por ello que, se emplea un fluido el cual juega un rol importante a través del cumplimiento de sus funciones mediante el empleo de aditivos químicos que cumplan con las normas y estándares de calidad exigida por la American Petroleum Institute (API), que a su vez garantice las mejores prácticas operacionales por parte de los ingenieros.

Cabe mencionar que, entre los aditivos empleados para la formulación de un fluido de perforación se cuentan con densificantes, viscosificantes, control para reología, pH, perdida de circulación, sulfactantes, materiales lubricantes, floculantes, estabilizadores de lutitas, así como productos químicos que garanticen la mayor productividad de un pozo denominados controladores de filtrado (aminas, bentonitas, polímeros).

En este sentido,

Prieto (2007), los define como agentes que disminuyen la cantidad de agua/aceite que pasa hacia la formación permeable cuando el lodo es sometido a una presión diferencial.

Del mismo modo, esto se logra a través de la creación de un revoque que cumpla con ciertas características tales como ser: delgado, liso, flexible e impermeable con el objetivo principal de obturar o bloquear las formaciones permeables durante la construcción del hoyo productor evitando consigo la invasión de filtrado hacia la garganta poral, lo que afectaría notablemente la productividad del pozo, incrementado el factor de daño. Por consiguiente se necesitaría realizar algún trabajo de estimulación para removerlo, elevando los tiempos y costos operativos.

En el área de Zuata que es una zona productora de hidrocarburos existen arenas no consolidadas de grano fino a medio con laminaciones de lutitas,con un porcentaje de porosidad del 32%, donde al perforar las mismas se presentan problemas de hoyo reducido, aumento del torque y arrastre, pegas de tuberías, mala calidad de los registros, daños a la formación, entre otros, a causa de las propiedades físico – químicas del fluido de perforación, tomándose en consideración que las mismas se obtienen a través de diferentes concentraciones de aditivos químicos preestablecidos por el ente contratante. Por lo antes mencionado, se requiere con frecuencia un control adecuado de la filtración como también la deposición de un revoque delgado de baja permeabilidad para evitar problemas en la perforación y producción.

Tomando en cuenta lo anteriormente planteado, la investigación se fundamento en la evaluación del aditivo químico QC Drill Starch el cual es un almidon elaborado como controlador de filtrado en fluidos base agua. Es importante mencionar que se ha utilizado en la perforación de pozos pertenecientes al área de Zuata Principal, además de una comparación con controladores de filtrado convencionales en los fluidos base agua Drill In, con la finalidad de determinar la efectividad del mismo mediante pruebas y ensayos en el campo y laboratorio, para de esta manera obtener datos de eficiencia del aditivo químico antes mencionado.

De acuerdo con lo anteriormente planteado se formula la siguiente interrogante

¿De que manera se podrá establecer la eficiencia del QC Drill Starch como controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua Drill In?

Ya con esto bien definido podemos describir los objetivos que tenemos en esta investigación.

Objetivos de la Investigación

Objetivo General

Evaluar el QC Drill Starch como controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua Drill In en el Área de Zuata Principal.

Objetivo Especifico

Diagnosticar las condiciones actuales del Área de Zuata Principal.

Identificar los problemas operacionales en la perforación de hoyos de producción en el área de Zuata Principal.
Determinar las concentraciones adecuadas del QC Drill Starch como controlador de filtrado en fluidos de perforación base agua Drill In en el Área de Zuata Principal.
Comparar el comportamiento del QC Drill Starch con controladores de filtrado convencionales en fluidos base agua Drill In en el Área de Zuata Principal.

Fuente: @barbieprzcdo

Es hora de Analizar los resultados de nuestra investigacion...

Diagnosticar las condiciones actuales del Área de Zuata Principal

Para dar cumplimiento al presente objetivo específico el cual consistió en diagnosticar las condiciones actuales del Área Zuata Principal, fue necesario emplear la revisión documental y entrevista no estructurada lo que permitió obtener una serie de datos los cuales fueron analizados posteriormente a través análisis de contenido y mesas de trabajos con especialistas involucrado en el diseño, formulación y mantenimientos de los fluidos empleados durante operaciones de perforación, lo que permitió responder a cada uno de los indicadores.

Cabe mencionar que, el Área Zuata Principal se encuentra ubicada en la región Central – Sur del Bloque Junín, Estado Anzoátegui, de la Faja Petrolífera del Orinoco Hugo Chavez Frías, donde se desarrolla la misma mediante la perforación delos pozos, formando parte del Plan de Producción Temprana Anticipada de la misma, asignada a PETROMIRANDA, S.A. Con esto, la zona productora de los pozos actuales y propuesto comprenden una sección horizontal de aproximadamente 1.100 metros a través del yacimiento MER SDZ0002 (Oligoceno).

En ese sentido, con la perforación de pozos productores de crudo extrapesado, permitirá el desarrollo de explotación de la Macolla GG1, área de Zuata Principal y la incorporación de producción al Proyecto de Producción Temprana Anticipada de la Faja Petrolífera del Orinoco. En el cuadro se presentan datos necesarios para la selección y formulación de sistemas de fluidos necesarios para la construcción de la fase productora en el campo, cabe mencionar que la misma presenta valores de temperatura entre 100 y 130 °F, presión 630 – 895 lppc. Además, la roca yacimiento está conformada por arenas no consolidadas con granos de fino a medio. Finalmente se muestran los principales parámetros petrofísicos:

Condiciones Actuales del Área

Fuente: @barbieprzcdo

Estratigrafía:

En relación a la estratigrafía del Área Zuata Principal, en la siguiente figura se denota la columna geológica, la misma está compuesta por rocas del paleozoico (Formación Carrizal y Hato Viejo) cuyo límite de extensión areal está dentro del Bloque Junín 6. La sección de edad Cretácico (Formaciones Tigre/Canoa) están erosionadas dentro del bloque sobre la sección de edad Paleozoico, en la parte Norte del Bloque Junín 6; y sobre el basamento ígneo-metamórfico en la parte Sur, yace discordantemente la sección de edad Oligoceno (Formación Merecure). Sobre la sección de edad Oligoceno yace discordantemente la Formación Oficina.

Estratigrafia del Área

Fuente: Petromiranda, S.A.

En la imagen anterior se observan buenos paquetes en el intervalo del Oligoceno, donde sus espesores tienden a mantenerse a lo largo del área analizada, más sin embargo hacia el Oeste los paquetes de arena tienden a dividirse por cuellos lutíticos. A través de la correlación se denota un área prospectiva a desarrollar dentro del área en estudio con el objetivo de incrementar el área de drenaje, por ende la producción.

Secciones estratigráfica localización GG1-05.

Fuente: Petromiranda, S.A.

Ahora bien, a continuación se indica la estratigrafía local del área ya antes mencionada:

Formación Mesa - Las Piedras: Cuyaedad geológicas es del plioceno – pleistoceno, observando su tope a nivel de superficie, depositado bajo un ambiente fluvial a marino somero, el cual se caracteriza por presentar una litología bastante homogénea, consistiendo principalmente en gruesos paquetes de arenas de grano grueso y gravas con cemento ferruginoso intercaladas con limolitas carbonosas y lutitas.
Formación Freites: Presente en el mioceno superior, cuyo tope aún no se define, depositado bajo un ambiente marino somero. Cabe mencionar que, en el área de Junín no se ha reconocido la existencia de sedimentos de esta formación, sin embargo se caracteriza por una secuencia de lutitas de color verdoso de ambiente marino somero y hacia su base suele presentar un intervalo rico en restos de conchas que en algunos casos permite delimitar el contacto Freites - Oficina (Informe de la Faja Petrolífera del Orinoco, 1984, tomado de Programa de Perforación GG1-05 (EDV-36)).
Formación Oficina: Del mioceno temprano, cuyo tope aún no se define, depositado bajo un ambiente fluvio –deltaico. Adicionalmente, se caracteriza por presentar una sección inferior arenosa y una superior lutítica con abundantes capas de lignitos intercalados, que ocasionalmente muestran evidencia de bioturbación y una sección superior con abundantes paquetes de arenas masivas que varían de grano fino a grueso y por rápidos cambios de facies. Igualmente, estos intervalos arenosos se van truncando hacia el sur contra la sección subyacente (Oligoceno, Cretáceo y Paleozoico).
Formación Merecure: Perteneciente al Oligoceno, cuyo tope aún no se define, depositado bajo un ambiente fluvial, consiste principalmente de una sección arenosa que aflora en la quebrada Merecure, afluente del río Querecual en el norte de Anzoátegui y que descansa discordantemente sobre los sedimentos de la formación Tigre y la formación Canoa según sea el caso en el área Junín.
Formación Tigre: Presente en el Cretácio, cuyo tope aún no se define, depositado bajo la plataforma exterior a Talud.Está constituida por una sección arenosa de grano medio a grueso, con intercalaciones de lutitas de color blanco a gris claro, debido a su alto contenido de caolinita. Esta formación se encuentra presente en la parte norte del área Junín.
Formación Canoa: Presente en el Cretácio, cuyo tope aún no se define, su ambiente continental. Se caracteriza por lutitas moteadas, en algunos casos de color rojizo, intercaladas a su vez con areniscas arcillosas.
Formación Hato Viejo: Edad: Paleozoico.Descripción: no ha sido alcanzada por ningún pozo en el área de Junín 6. La litología corresponde a areniscas cuarzosas de color rosado, macizas y de grano grueso (Informe de Faja Petrolífera del Orinoco (1983), tomado de Programa de Perforación GG1-05 (EDV-36)).
Formación Carrizal: de edad Paleozoico, cuyo tope no ha sido definido y ambiente marino (nerítico). Esta unidad es claramente diferenciable en registros eléctricos en base a la repuesta de las curvas de rayos gamma y potencial espontáneo, típica de sedimentos lutíticos y en las interpretaciones sísmicas del área, como un reflector muy fuerte. Esta formación está constituida por una secuencia de espesor considerable de argilitas verdes a gris verdosas, duras y compactas, intercaladas hacia la base de la formación por cuerpos de arena.
Basamento: Edad a la que pertenece Proterozoico.Además, es ígneo metamórfico de edad Proterozoico. Estudios petrográficos determinan que en este basamento se observan anfibolitas de afinidad máfica, granitos potásicos intrusivos de afinidad intermedia (Metatobas), rocas graníticas Epi-Mesozonales, Porfídicas y Pertíticas, caracterizado por granitos potásicos, Orogénicos, Anatecticos y Peralumínicos, con presencia de Biotita y desarrollo de Muscovita.

Problemas Operacionales en la Perforación de Hoyos de Producción en el Área de Zuata Principal

Para efecto del presente objetivo se identificaron los problemas operacionales en la perforación de hoyos de producción en el área de Zuata Principal, mediante las entrevistas no estructurada y la revisión documental, donde posteriormente se muestran a través de una tabla lo antes mencionado correlacionado con las profundidades donde ocurren.

A continuación en el siguiente cuadro:

Fuente: @barbieprzcdo

En el cuadro anterior se indican los problemas operacionales que ocurren con más frecuencia en el área de Zuata Principal en la perforación de hoyos de producción tales como: perdida de filtrado, pegas o atascamiento de tubería y perdidas de circulación. Allí se identifican específicamente los problemas y las causas de los mismos, a su vez, se pudieron determinar que en el área no se presentan condiciones de hoyo reducido.

Referencias:

Bautista y Flórez (2011), Trabajo de Grado “Factibilidad del uso de almidón de yuca como aditivo controlador de filtrado en lodos de perforación”, Universidad Industrial de Santander – Bucaramanga.

Sigueme: @barbieprzcdo

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