EXPERIENCIA CON FLUIDO BASE ACEITE DE BAJA DENSIDAD EN PERFORACIN CERCA DEL BALANCE EN BARINAS Alfredo Caligiore, Jos Pez, Jos Surez, PDVSA.

RESUMEN El fluido base aceite de baja densidad se utiliza en yacimientos con baja presin con la finalidad de minimizar el sobrebalance, evitar las prdidas de fluido y obtener la mejor y mayor informacin posible del pozo. En aos anteriores al 2001 en los campos Bejucal y Borburata del Distrito Barinas, se perforaba la Formacin Escandalosa O perteneciente al Cretceo y caracterizada por calizas naturalmente fracturadas, con fluido base agua con la densidad mnima proporcionada por este tipo de fluido (8.4 lbs/gal), presentndose problemas severos de prdida de circulacin y pegas diferenciales, incidiendo negativamente en el normal desarrollo de las operaciones (tiempos y costos de los pozos) y en la obtencin de informacin valiosa del yacimiento. Desde el ao 2002 hasta el presente se implement la perforacin cerca del balance en este objetivo productor, emplendose un sistema de fluido del tipo bifsico, constituido por un fluido 100% aceite mineral de 6,8 lbs/gal en su fase lquida y por N2 en su fase gaseosa. La formulacin de la fase lquida comprende bsicamente el aceite mineral Vassa LP-90 mezclado con un viscosificante polimrico (INTOIL y/o BDF-319) especialmente diseado para estos tipos de fluidos. Previamente se realizaron pruebas de laboratorio para predecir su comportamiento en las condiciones reales de fondo de pozo (Temperatura = 280 F). Se han perforado 4 pozos en estos 2 campos: BEJ-10, BEJ-11 (realiz toma de ncleos orientados), BOR-15 y BOR-17, emplendose el fluido bifsico Base Aceite de Baja Densidad, logrndose densidades comprendidas entre 4,1 5.0 LPG y excelentes resultados en cuanto a la disminucin de los volmenes de fluido perdidos, eliminacin de pegas diferenciales, minimizacin del dao a la formacin, limpieza del pozo, captura de informacin de la formacin, completacin a hoyo abierto, tiempos, costos y en la productividad de los pozos.

INTRODUCCIN La perforacin de zonas de baja presin como calizas naturalmente fracturadas fue un reto que se traz PDVSA Barinas, en funcin de las altas prdidas de lodo hacia la formacin y las consecuencias que esto generaba: mayor dao, mayores costos y menos informacin del yacimiento por la imposibilidad de realizar los perfilajes. Los antecedentes que condujeron a la implementacin de una nueva alternativa que permitiera la perforacin de los pozos en el objetivo primario (Escandalosa O) de los campos Bejucal y Borburata fueron bsicamente los altos volmenes perdidos (14.500 BBls) en los pozos BEJ-7, BEJ-9, BOR-7, BOR-8, BOR-11 y BOR-16, todos perforados en sobrebalance y a las bajas presiones registradas en los ltimos 3 aos en estos campos. Por esta razn se estudiaron las diferentes alternativas que permitieran perforar el yacimiento Escandalosa O con una presin por debajo o cercana a la de la formacin (2500 psi) de las reas de Bejucal y Borburata de Barinas, tales como espuma, niebla, fluido con esferas de vidrio huecas y fluido aireado (bifsico).Rango de Densidad de algunos Fluidos de Perforacin

Agua Fresca OBM Vassa Inteflow Inteflow-Liteden OBM Vassa-N2 Espuma Neblina Aire 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

Densidad (LPG)

Figura 1. Rangos de Densidad para la aplicacin de Fluidos de Perforacin De acuerdo a la presin estimada de 2500 psi equivalente a 4.8 LPG, se dise el plan para perforar el primer pozo (BEJ-10) con fluido bifsico constituido por Aceite Mineral Vassa LP-90 viscosificado y Nitrgeno, fijando los siguientes objetivos: Minimizar los Riesgos de Perdida de Circulacin Disminuir Tiempo de Operaciones (mayor tasa de penetracin). Minimizar el Dao a la Formacin Evaluar y Completar el Pozo a Hoyo Abierto

INFORMACIN DEL YACIMIENTO Formacin Escandalosa O Esta formacin pertenece al cretceo tardo y es un complejo sedimentario que al sur tiene mayoritariamente arenas con cemento calcreo; en el centro de la cuenca aumenta el contenido de dolomias, con un sistema de produccin formado por vugas interconectadas por microfracturas; tambin se registra la presencia de lutitas muy estables como caolinita y cloritas. En el norte de la cuenca, en el flanco sur andino, la concentracin de calcitas es mayoritaria.

Figura 2. Columna Estratigrfica de Barinas El sistema de produccin de la formacin Escandalosa es bastante complejo ya que el miembro O est conformado por una roca de silicio, dolomias y calcitas. El miembro P es en general una arena con arcillas nativas con cemento intergranular carbontico.

Cuando el miembro O est constituido por dolomias, su sistema conductor de petrleo son espacios vugulares interconectados por microfracturas y heterogeneidad de la roca. Este caso se presenta en el centro de la cuenca. Cuando la composicin de este miembro es mayoritariamente calcitas, como es hacia el norte de la cuenca, el sistema de transmisin de fluidos por la roca es microfracturas interconectadas. Tanto en la matriz de las rocas dolomticas y las calcticas se ha encontrado porosidad, como se muestra en la Figura 5, con una poblacin de tamao de poros media de 10 micrones. Finalmente, cuando la roca es mayoritariamente arena con arcillas nativas, como es el caso en el sur de la cuenca, el sistema de transmisin de fluidos es a travs de los poros de la roca, por una matriz permeable cuyo material cementante es preferencialmente carbonatos.

0

10

ZONA CON ARCILLAS

Calcarenita (12811-814) Mancha de hidrocarburo Fluorescencia natural

Caliza dolomitica (12817) Ligeramente impregnada Fluorescencia natural Caliza dolomitica Fluorescencia buena

ZONA VUGULAR CON FRACTURAS ABIERTAS

Dolomita (12826-831) Dolomita (12832-36)

DOLOMITA DURA

Caliza (12838-845) Mancha de hidrocarburo Fluorescencia natural Calcarenita (12811-814) Mancha de hidrocarburo Fluorescencia natural

ZONA VUGULAR CON FRACTURAS ABIERTAS

FRACTURAS ABIERTAS

Figura 3.- Informacin del Ncleo del pozo BOR-12 (Escandalosa O).

Figura 4.- Fotografas de Ncleos del pozo BOR-12 (Escandalosa O).

Figura 5.- Fotografas de la formacin Escandalosa (a). En (b) se aprecia un detalle de la matriz con poros de tamao medio de 10 micrones. Campo Bejucal El campo Bejucal est situado geogrficamente al sur de la ciudad de Barinas, con un rea de 750 Km2 y geolgicamente est situado en la parte alta del arco de Mrida, en el segmento Oeste, limita al Sur con el campo Paez-Mingo, al Oeste con los campos productores de Barinas al Noreste con parte del Flanco Surandino. Es un campo relativamente nuevo ya que el primer pozo se perfor en el ao 1996 y hasta el ao 2004 se han perforado 12 pozos. Durante la perforacin de los pozos BEJ-7 y BEJ-9) se tuvieron problemas relacionados con prdidas severas de circulacin, especficamente en la formacin EscandalosaO. En esta formacin se perdieron 2343 BBls en el pozo BEJ-7 y 7843 BBls en el pozo BEJ-9, para un total de 10186 BBls. Campo Borburata El campo Borburata est conformado por varios segmentos limitados por falllas. Est ubicado geogrficamente en el estado Barinas aproximadamente a 29 Km al suroeste de la ciudad, y cubre un rea de aproximadamente 450 Km2.

El primer pozo se perfor en el ao 1994 y hasta el 2004 se han perforado 18 pozos. Durante la perforacin de varios pozos de este campo se tuvieron problemas relacionados con prdidas severas de circulacin, especficamente en la formacin EscandalosaO, donde se perdieron 4407 BBls de fluido, distribuidos as: 880 BBls en BOR-7, 172 BBls en BOR-8, 2938 BBls en BOR-11 y 417 BBls en BOR-16. En la Figura 12 se presentan los volmenes perdidos en estos 2 Campos. En el Campo Borburata se tienen varios pozos en produccin con presencia de H2 S (