LOS RETOS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

Los fluidos de perforación realizan múltiples tareas mientras se está perforando, estos ofrecen presiones hidrostáticas, enfriamiento de la barrera, transporte de cortes a la superficie, y además mantienen la estabilidad del pozo.

Los fluidos de perforación deben tener una buena estabilidad en términos de densidad y reología. Además, buenos simuladores de temperatura y de hidráulica son necesarios, al igual que los modelos fenomenológicos para las predicciones de las presiones y temperaturas de circulación, mientras que los márgenes de presión en operación entre las presiones de fluido de la formación y las presiones de la fractura de formación son estrechos.

De cualquier modo hasta el momento las mediciones reologicas y de densidad fueron hechas en condiciones atmosféricas para la mayoría de los pozos mientras que para pozos más demandantes, las mediciones fueron hechas por arriba de los 177 °C y 1400 bar.

Aquí hay de todas maneras requerimientos para la gravedad específica en perforaciones profundas de gas en la costa fuera continental del Golfo de México, lo que demanda mediciones a presiones por arriba de los 2100 bar y a temperaturas mayores a 316°C, por consiguiente se han buscado nuevos viscómetros que puedan realizar estas mediciones a estas condiciones (14). En la Fig.3, se muestran reogramas de fluidos de perforación a diferentes temperaturas y presiones, mostrando los efectos de condiciones altas tanto como bajas del pozo en el campo (15).

Varios polímeros son añadidos a los fluidos WBM, OBM y SBM, para mejorar la estabilidad termal. Un trabajo reciente [16, 17, 18] ha demostrado capacidad de la adición de lignito a las dispersiones de estabilidad termal agua-bentonita

Fig.3 Reogramas de fluidos de perforación a altas temperaturas y presiones. El efecto es significativo (de Davinson et al. [15].)

Cuando se aplican las técnicas de MPD, es esencial un buen entendimiento de los efectos de los parámetros que afectan el perfil de presión a lo largo del pozo, y también porque la reología de los fluidos MPD juega un rol extremadamente importante, deben ser usados los modelos reologicos apropiados y estos deben ser derivados de estudios hechos con viscometro usando las lecturas en todas las 6 velocidades y tal vez más [4.12]. En la Fig.4 hay un ejemplo de la aplicación de MPD con una temperatura de fondo.

En las perforaciones de agua profunda usualmente se usan los fluidos de SBM (fluidos de base sintética) con propiedades que pueden abordar estos retos, ya que estos ofrecen unas tasas de penetraron más altas y una mejor estabilidad del pozo. En algunos casos donde la pérdida de circulación puede darse, como el encontrado en el Golfo de México, nuevas innovaciónes son necesarias y han sido desarrolladas por la industria como los sistemas de fluidos de perforación de "reología plana" [20, 21] los cuales pretenden mantener un punto de rendimiento constante a pesar de los cambios en la temperatura y presión a lo largo del pozo, esto, limpiando efectivamente el pozo con los rendimientos originalmente designados.

Los reogramas para dichos fluidos son mostrados en la figura.5, en donde para las diferentes temperaturas y presiones, el rendimiento del estrés no varía mucho, mientas que la reología varía dramáticamente

Fig.4 casos para la aplicación de MPD: (a)Las presiones estáticas están bien, pero HF+AFP exceden la fuerza de la formación y ocurren pérdidas. (b) Solución posible, usar una densidad más baja e imponer la contrapresón cuando yace estático (adaptado de Smith, [19]. (Notas: HH= Presión hidrostática;AFP= presión de fluido anular; BHP= presión del fondo del pozo; BP= contrapresión).

Los aditivos de fluidos de presión son continuamente buscados ya que dan la flexibilidad cuando se diseña e implementa la campaña de perforado.

Un giro interesante es con respecto al control de la densidad, que ha sido lograda de una manera barata hasta el día de hoy utilizando barita. De todas maneras esto presenta severas limitaciones técnicas en los pozos profundos por los hundimientos de barita, que según una reciente investigación, se ha demostrado que reduciendo el diámetro de la partícula por 100 veces se logra reducir el hundimiento, o el decaimiento a un factor de 10 000. Por lo tanto la nueva aproximación se reduce de 75 μm a 1-3 μm, y esto ha arrojado beneficios de campo nunca antes alcanzados, minimizando el decaimiento de la barita si no que también reduciendo la circulación equivalente de densidad (ECD). Al mismo tiempo se mejora un poco la hidráulica y se ofrece una limpieza superior del pozo, lo cual sirve para operar en márgenes más estrechos en el pozo, especialmente para perforar yacimientos maduros en el mar del Norte con trayectorias complejas de pozo y tolerancias estrechas de perforación [25].

En la figura 6 los reogramas para 13.2 ppg (1.59 SG) fluidos con barita regular y con barita en tamaños de micra son comparados en observación de buena reología

Herschel-Bulkley es el modelo reológico de elección y los parámetros son indicados en la figura. El análisis muestra que los rendimientos de estrés de barita en micras es notablemente más baja que la regular, lo que tiene que ser tomado en cuenta. Además el problema del potencial daño de la formación con la barita en micras debe de ser abordado. Además, el modelado fenomenológico, tomado en cuenta por la reología de Herschel-Bulkley debe ser buscado y no sólo usando el modelo reológico plástico de Bingham [23].

El HPHT también requiere apropiados sistemas de cemento y herramientas con las cuales conformar los parámetros específicos, se requiere una atención especial en diseño, procedimientos de prueba modificados y nuevos productos [26] en orden de resistir las temperaturas altas del pozo a lo largo de la vida del pozo sin arriesgar las propiedades del cemento.

Fig. 5 reogramas de fluido de reología plana en dos diferentes formulaciones a diferentes temperaturas y presiones

Figura 6. Reogramas para la barita API cargada y barita cargada de tamaño de micrones, 13.2 ppg fluidos de perforación (adaptado de Oakley [24].

Muchas cuestiones importantes no son abordadas por la incapacidad de no tener modelos apropiados y técnicas para lidiar con estos. Como por ejemplo, los instrumentos caros que han sido desarrollados para medir la reología a presiones y temperaturas altas, y para los cuales no se aborda la calibración de estos equipos. Todos los viscometros del campo petrolero son normalmente calibrados con fluidos Newtonianos, pero se tiene del hecho de que son usados para medir parámetros reologicos de los fluidos de perforación que son altamente Newtonianos, por lo tanto existe una necesidad muy grande de tener estándares de calibración no Newtonianos, si es que alguna vez pueden llegar a ser desarrollados. Además, los simples pero más complejos modelos reologicos usados para modelar el comportamiento de los fluidos no Newtonianos son normalmente derivados, for oil..