Sección B10 Compatibilidad con el reservorio -...

P Á G I N A 1S E C C I Ó N B 1 0

Sección B10Compatibilidad con el reservorio

AVISO Y DESCARGO DE RESPONSABILIDAD. Los datos y las conclusiones que figuran en este documento se basan en trabajos que se consideran confiables; sin embargo, CABOT no puede garantizar y no garantiza que otros obtengan resultados y/o conclusiones similares. Esta información se proporciona para su conveniencia y para fines meramente informativos. No se otorga garantía alguna, ya sea expresa o tácita, en lo relativo a esta información, o cualquier producto al que se refiera. CABOT NO SE HACE RESPONSABLE DE GARANTÍA ALGUNA, EXPRESA O TÁCITA, YA SEA DE COMERCIALIZACIÓN O IDONEIDAD PARA UN PROPÓSITO PARTICULAR EN CUANTO A (i) LA INFORMACIÓN, (ii) CUALQUIER PRODUCTO O (iii) LA VIOLACIÓN DE PROPIEDAD INTELECTUAL. Por el presente documento, CABOT no se hace responsable ni acepta responsabilidad alguna, en ningún caso, ante daños de cualquier tipo en relación con el uso o la fiabilidad de esta información o de cualquier producto con el que se encuentre relacionada.

© 2012 Cabot Corporation, M. A. - EE. UU. Todos los derechos reservados. CABOT es una marca comercial registrada de Cabot Corporation.

COMPATIBILIDADES E INTERACCIONES

M A N U A L T É C N I C O D E F O R M I A T O SC A B O T S P E C I A L T Y F L U I D S

V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2 P Á G I N A 1S E C C I Ó N B 1 0

B10.1 Introducción ................................................................................................................ 2B10.2 Mecanismos de daños en la formación y cómo se aplican a las salmueras de formiato .. 2 B10.2.1 Incompatibilidades entre fluidos ............................................................................3 B10.2.2 Incompatibilidades entre la roca y el fluido ............................................................3 B10.2.3 Invasión de sólidos ................................................................................................4 B10.2.4 Retención / bloqueo de fases .................................................................................4 B10.2.5 Adsorción química / alteración de la capacidad humectante ...............................4 B10.2.6 Actividad biológica .................................................................................................4B10.3 Prueba de inundación del núcleo con salmueras de formiato para conocer

las condiciones del reservorio ................................................................................... 5 B10.3.1 Prueba del formiatos: distorsiones y riesgos ........................................................5 B10.3.2 Cómo realizar una prueba de inundación de núcleo en salmueras de

formiato o fluidos de perforación ...........................................................................9B10.4 Prueba de compatibilidad de agua de formación con salmueras de formiato ....... 10 B10.4.1 Predicción de incrustaciones con paquete de software para creación de modelos .... 12 B10.4.2 Predicción de incrustaciones con prueba de botella en laboratorio ................... 12B10.5 Comparación de salmueras de formiato con otras salmueras de alta densidad ... 13 B10.5.1 Comparación con salmueras de bromuro de calcio y cloruro de calcio ............ 13 B10.5.2 Comparación con salmuera de bromuro de cinc ............................................... 13 B10.5.3 Comparación con salmuera de hidrógeno fosfato de potasio ........................... 14B10.6. Comparación de fluidos de perforación a base de formiatos con fluidos de

perforación a base de sólidos densificantes ........................................................... 15B10.7 Casos de campo publicados ....................................................................................21 B10.7.1 Oriente, Ecuador, 1997 ........................................................................................ 21 B10.7.2 NAM, Plataforma submarina, Holanda, 1997 ............................................................21 B10.7.3 BP, Campo Harding, Plataforma submarina, Reino Unido, 1999 .........................22 B10.7.4 ExxonMobil, campos de gas HTHP, Alemania, 1996 – 2000 ...............................22 B10.7.5 Oeste de Canadá, 1999 – 2004 ...........................................................................23 B10.7.6 Statoil, Campo Huldra, Plataforma submarina, Noruega, 2001 – 2003 .............. 23 B10.7.7 Shell, Campo Brigantine, Plataforma submarina, Reino Unido, 2000 – 2001 ..... 25 B10.7.8 OMV, Campos Miano y Sawan, Pakistán continental, 2001 ................................25 B10.7.9 Norsk Hydro, Campo Visund, Plataforma submarina, Noruega, 2002 ...............26 B10.7.10 BP, Campo Devenick, Plataforma submarina, Reino Unido, 2001 .......................26 B10.7.11 Saudi Aramco, Pre-Khuff, Arabia Saudita, 2004 .................................................27 B10.7.12 Petrobras, Manatí, Brasil, 2008 ...........................................................................28B10.8 Análisis de datos de producción obtenidos a partir de campos perforados y

completados con salmueras de formiato ........................................................................28Referencias .....................................................................................................................................31

El Manual técnico de formiatos se actualiza de manera continua. Para verificar si existe una versión más reciente de esta sección, visite el sitio www.salmuerasdeformiato.com/manual

http://www.salmuerasdeformiato.com/manual

C A B O T S P E C I A L T Y F L U I D S

P Á G I N A 2 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2

M A N U A L T É C N I C O D E F O R M I A T O S

S E C C I Ó N B 1 0

B10.1 Introducción

La introducción de fluidos de perforación y completación de pozos con bajos niveles de sólidos y a base de salmueras de haluros en la década de 1970 significó un gran adelanto en la reducción del daño a los reservorios y en el acceso a todos los beneficios económicos de las completaciones horizontales de pozos abiertos. Sin embargo, las salmueras no eran adecuadas para todos los pozos. Por ejemplo, al poco tiempo se descubrió que las salmueras de bromuro de mayor densidad presentaban una cantidad de desventajas como fluidos de perforación. Una de estas desventajas es la incompatibilidad con los reservorios sensibles a fluidos que contienen cationes bivalentes. En este contexto, los “reservorios sensibles” son aquellos que presentan SO4 o HCO3 soluble en las aguas de la formación y aquellos que contienen H2S en la fase gaseosa. Además, no se pudo formular un fluido de perforación térmicamente estable a partir de las salmueras de haluro, es decir que no se podían utilizar para perforar pozos de HPHT de gran ángulo completados en agujeros abiertos para índices máximos de producción.

Este impedimento tecnológico se resolvió con el desarrollo y la producción de salmueras de formiato [1][2], que diferían con las salmueras de bromuro en que eran compatibles con todos los tipos de reservorios [3][4].

Shell y Mobil fueron las primeras empresas en probar y utilizar salmuera de formiato con bajos niveles de sólidos como fluidos de perforación y completación de pozos inocuos para los reservorios [5][6]. En la actualidad, las salmueras basadas en formiato de sodio y potasio se utilizan rutinariamente como fluidos de perforación y completación en desarrollos de campo donde los requisitos de densidad no sobrepasan los 1.60 g/cm3 / 13.35 lb/gal (por ej., consulte [7][8]). En enero de 2001, Statoil fue la primera empresa que utilizó la salmuera de formiato de cesio como fluido de perforación y completación en el desarrollo de campo de Huldra de gas / condensados [9]. Desde entonces, Statoil, BP y Petrobras han utilizado salmuera de formiato de cesio como fluido de perforación en la construcción de 30 pozos de gas profundos, incluidos cinco pozos perforados en modo MPD. En todos los casos, la salmuera de formiato de cesio también se utilizó como fluido de completación del pozo.

Las salmueras de formiato han revolucionado los proyectos de construcción de pozos, ya que permiten que los operarios perforen y completen largas secciones de reservorio de gran ángulo y agujero abierto que pueden brindar eficientemente

reservas recuperables de hidrocarburos. Ejemplos concretos son los campos de Huldra y Tune, donde las salmueras de formiato se han utilizado como fluidos combinados de perforación y completación de pozos [10]. Estos pozos han suministrado casi un 100% de reservas recuperables de gas y condensados en tan solo diez años.

En pozos completados o perforados con salmuera de formiato de cesio, nunca se han informado daños en la formación. De hecho, Cabot Specialty Fluids (CSF) conoce únicamente un caso donde se han informado daños en la formación en pozos perforados o completados con salmueras de formiato desde que se introdujeron los formiatos por primera vez a principios de 1990. En este caso en particular, se descubrió que la causa del daño había sido una adición excesiva de tampón de pH de carbonatos y bicarbonatos; el problema se alivió mediante la reducción la cantidad de carbonatos en la salmuera [11].

Esta sección del Manual técnico de formiatos describe las causas y los mecanismos conocidos de daños en la formación y explica la razón por la cual es poco probable que las salmueras de formiato provoquen daños. Luego, se discutirán los dos métodos comunes para evaluar el potencial para causar daños en la formación que presentan los fluidos y las salmueras de yacimiento. Se trata de evaluaciones estándar con inundación de núcleo de las condiciones del reservorio y evaluaciones de compatibilidad con las aguas de la formación. Además, se compara el funcionamiento de algunos paquetes de software estándar de predicción de incrustaciones que se utilizan normalmente para predecir la formación de incrustaciones con el agua del reservorio. Esta sección también incluye los resultados de algunas pruebas de daños en la formación con otras salmueras de formiato de yacimiento y, finalmente, se trata el excelente rendimiento en campo de las salmueras de formiato.

B10.2 Mecanismos de daños en la formación y cómo se aplican a las salmueras de formiato

La aparente ausencia de daños en la formación en reservorios en contacto con fluidos a base de formiato indica que estos fluidos causan cambios mínimos permanentes en la permeabilidad relativa del reservorio ante los hidrocarburos. Para lograr tal efecto, las salmueras de formiato y los aditivos deben dejar efectivamente la matriz rocosa, la porosidad, los minerales que rodean los poros y los fluidos residuales del reservorio en condiciones casi


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2

S E C C I Ó N B : C O M P A T I B I L I D A D E S E I N T E R A C C I O N E S


originales luego de su extracción de un área cercana al hoyo de perforación, como resultado de la producción. Por otro lado, si provocan cierto grado de daño en la formación, el daño debe ser temporal o debe estimular simultáneamente el reservorio de manera tal que el recubrimiento global medido sea relativamente bajo.

Para poder comprender la manera en que los formiatos pueden tener este efecto, es útil observar las causas conocidas de daños en la formación y cómo se pueden aplicar a los fluidos formulados con salmueras de formiato. Bennion y Thomas [12] han identificado las siguientes causas de mecanismos de daño en la formación en operaciones de construcción e intervención de pozos, según se detalla a continuación.

B10.2.1 Incompatibilidades entre fluidos

Reacciones adversas entre filtrados invasivos de fluidos de completación o perforación y los fluidos in situ (petróleo o salmuera de formación) para formar incrustaciones, precipitados insolubles, lodos asfálticos o emulsiones estables [12].

Las salmueras de formiato no contienen nada que provoque reacciones adversas con los fluidos de formación. Tanto los cationes de metales alcalinos como los aniones del formiato son monovalentes y muy solubles, por lo que cualquier precipitado que pudiera formarse será una sal soluble en agua. Sin embargo, los niveles de cationes bivalentes en aguas de formación no son lo suficientemente elevados como para formar precipitados con salmueras de formiato en condiciones de reservorio. Las salmueras de formiato no poseen iones multivalentes ni tensioactivos, lo cual imposibilita que generen emulsiones estables o incrustaciones insolubles en agua.

Dado que la incompatibilidad con el agua de la formación es un problema común con otros sistemas de salmuera densos que se utilizan como fluidos de construcción de pozos [13], este tema se analizará en detalle en B10.4. Además, la sección B10.4 trata la posible incompatibilidad que se puede originar por la adición normal de iones de carbonato como tampón de pH a las salmueras de formiato.

B10.2.2 Incompatibilidades entre la roca y el fluido

Reacciones adversas entre filtrados invasivos a base de agua y arcillas sensibles que rodean los poros, que provocan el movimiento de finos y reducciones asociadas en la permeabilidad cercana al hoyo de perforación [12].

Se sabe que las salmueras de formiato son capaces de estabilizar las lutitas (consulte la Sección B11: Compatibilidad con lutitas). Esta propiedad puede atribuirse a que tienen una muy baja actividad en agua y a la presencia de iones beneficiosos, como el potasio, el cesio y el formiato. Según estos datos, no se espera que las salmueras de formiato causen ningún daño de este tipo en formaciones.

Las arcillas de esmectita que rodean los poros pueden hincharse y desintegrarse cuando entran en contacto con un fluido de filtrados con salinidad más baja que la salmuera nativa del reservorio. Dado que las salmueras de formiato generalmente contienen sustancias que inhiben la hinchazón de la arcilla (iones de K y Cs) y se utilizan rara vez en salinidades inferiores a las del agua de la formación, resulta poco probable que provoquen este tipo de daños en la formación.

Se sabe que la dispersión de ciertos tipos de arcillas que rodean los poros es otra de las causas de daño en la formación en salmueras de baja salinidad [14]. Cuando las salmueras de salinidad baja invaden el reservorio, las arcillas que rodean los poros quedan expuestas a un proceso de separación y movimiento a través del sistema poroso, lo cual da como resultado la obturación de los accesos porosos. Generalmente, las salmueras de formiato se utilizan en salinidades elevadas. Por lo tanto, también es muy poco probable que ocurra esta forma de mecanismo de daño.

En 1997, Bishop [15] descubrió que ciertas salmueras de alta salinidad pueden causar daños en la formación mediante la floculación de arcillas de tipo caolínicas. Bishop investigó la diferencia entre la salmuera de NaCl saturada y la salmuera de formiato de potasio a la misma densidad. Descubrió que la salmuera de NaCl provocaba graves daños en la formación en las pruebas de inundación de núcleo (74% de reducción en la permeabilidad de retorno), mientras que, para la salmuera de formiato de potasio, este valor se redujo significativamente (15% de reducción en la permeabilidad de retorno). La ocurrencia de la floculación de caolín depende de la concentración crítica de electrolitos requerida para la floculación, es decir, el valor de floculación. Se sabe que el valor de floculación es menor para salmueras que contienen iones bivalentes que para las que poseen iones monovalentes, factor que favorece a los formiatos en comparación con salmueras alternativas de haluro de alta densidad (CaCl2, CaBr2 y ZnBr2), que poseen iones bivalentes.


P Á G I N A 4 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



B10.2.3 Invasión de sólidos

Penetración y bloqueo de los accesos porosos del reservorio por acción de sólidos suspendidos en los fluidos de perforación y completación de pozos. El alojamiento permanente de sólidos en los radios porosos de la formación puede reducir gravemente la permeabilidad [12].

La invasión de sólidos es una fuente común de daños en la formación cuando se usan fluidos de perforación convencionales que contienen agentes sólidos densificantes, tal como la barita [16].

Las salmueras de formiato pueden cubrir todos los requisitos de densidad para los fluidos de perforación y completación de pozos, por lo tanto, puede evitarse el uso de agentes sólidos densificantes difíciles de manejar, como la barita. Si se requieren partículas sólidas en la salmuera como tortas de filtración o agentes de obturación, se las puede examinar y seleccionar en función de sus capacidades para minimizar el potencial de daños a la formación. Cuando en los fluidos de perforación basados en formiatos se requieren sólidos como material de torta de filtración, comúnmente se utilizan partículas de carbonato de calcio de un tamaño determinado. Como material obturante, el carbonato de calcio presenta ventajas, pues puede dimensionarse para que encaje perfectamente en el acceso poroso. Además, las tortas de filtración se separan fácilmente y son solubles en ácido.

Se han registrado casos (por ej., en Alaska) donde las salmueras de formiato se han utilizado satisfactoriamente como fluidos de perforación completamente libres de sólidos, apoyándose únicamente en aditivos que añaden viscosidad para brindar control en la pérdida de fluidos [17]. En comparación con otras salmueras de alta densidad (CaCl2, CaBr2, ZnBr2), las salmueras de formiato presentan la ventaja de ser compatibles con polímeros a temperaturas elevadas, lo cual posibilita la formulación de fluidos de perforación libres de sólidos para cualquier condición de pozo.

B10.2.4 Retención / bloqueo de fases

Invasión y retención permanente de filtrados de petróleo o agua en la región cercana al hoy de perforación. Estos fluidos retenidos pueden reducir en gran medida la permeabilidad relativa del reservorio ante los hidrocarburos [12].

Las comparaciones de datos provenientes de la adquisición de registros obtenidos durante (LWD) y después (registro con el cable de perforación) de la perforación con salmueras de formiato indican que los filtrados de formiato son móviles y, al parecer, desaparecen rápidamente del área cercana al hoyo de perforación en reservorios de

gas de baja permeabilidad [18]. Se ha obtenido una indicación de retención de salmuera de formiato en una prueba de inundación del núcleo con un núcleo de arenisca de muy baja permeabilidad (0.35 mD) utilizando fases gaseosas de producción saturadas con agua a temperatura ambiente, pero se cree que este efecto es una distorsión de laboratorio [19]. Luego de cambiar a un sistema humectante de gas de HPHT que satura el gas de producción con agua a temperatura y presión de prueba, se han obtenido resultados mucho mejores de la prueba de inundación del núcleo con salmuera de formiato de cesio [19]. Esto se explica más detalladamente en B10.3.1.

B10.2.5 Adsorción química / alteración de la capacidad humectante

Alteración de la permeabilidad del reservorio a los hidrocarburos por modificaciones en la capacidad humectante de las paredes y superficies de los accesos porosos [12].

Es posible que los lodos de perforación y los fluidos de completación convencionales contengan químicos surfactantes (por ej., emulsionantes, agentes humectantes de petróleo e inhibidores de corrosión) que se han añadido deliberadamente para mejorar el desempeño del fluido o para mitigar deficiencias de tal desempeño. La adsorción de estos químicos en la roca del reservorio puede modificar la capacidad humectante y la permeabilidad de la roca a los hidrocarburos.

Las salmueras de formiato no son surfactantes y no poseen agentes surfactantes, por lo cual es muy poco probable que provoquen modificaciones en la capacidad humectante de las rocas del reservorio.

B10.2.6 Actividad biológica

Reducción de permeabilidad de la formación a los hidrocarburos como resultado de actividad microbiana promovida por operaciones de perforación y completación [12].

Las operaciones de perforación y completación de pozos pueden introducir microorganismos nuevos a los reservorios, o pueden estimular la actividad de microorganismos nativos que ya estaban presentes en el reservorio. Los fluidos de perforación convencionales contienen nutrientes que promueven el crecimiento de microorganismos.

Las salmueras de formiato tienen poca actividad en agua y, por naturaleza, son biocidas o biostáticas a densidades mayores a 1.05 g/cm3 / 8.76 lb/gal (consulte la sección A12: Biodegradabilidad y propiedades biocidas). Por tal motivo, cuando se encuentran en forma activa (concentrada), no se


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



17.9

18.4

18.9

19.4

19.9

20.4

2.15

2.20

2.25

2.30

2.35

2.40

2.45

0 1 2 3 4 5 6 7

Den

sid

ad [l

b/g

al]

Den

sid

ad [g

/cm

3 ]

Tiempo [horas]

Salmuera a 65°C, gas seco

Salmuera a temperatura ambiente, gas seco

biodegradan ni posibilitan ningún tipo de crecimiento microbiano, ya sea en la superficie o en el fondo del pozo. En realidad, las aguas de reservorio contienen algunos formiatos [20], lo cual indica que los microorganismos nativos tienen capacidad limitada (probablemente por la falta de algún otro nutriente fundamental) para utilizar los formiatos como su fuente de carbono y energía.

B10.3 Prueba de inundación del núcleo con salmueras de formiato para conocer las condiciones del reservorio

El objetivo de la prueba de inundación del núcleo (o permeabilidad de retorno) es estudiar los efectos de los fluidos que se usan en la construcción, intervención y estimulación de pozos sobre la permeabilidad a los hidrocarburos de los materiales del reservorio que rodean el hoyo de perforación [21]. Los laboratorios más sofisticados utilizan tapones de núcleos de reservorios reacondicionados y gases y fluidos de reservorio simulados. También realizan las pruebas a presiones y temperaturas cercanas a las del reservorio durante períodos de tiempo realistas. La permeabilidad relativa del tapón reacondicionado para una fase de hidrocarburo específica se mide luego de un abatimiento simulado para eliminar los residuos de filtrados y de la torta de filtración que introdujo el fluido de prueba.

B10.3.1 Prueba de formiatos: distorsiones y riesgos

Las pruebas de inundación del núcleo, en su forma más avanzada y llevadas a cabo en condiciones de reservorio con todas las fases gaseosas o líquidas presentes, pueden ofrecer mucha información útil sobre las posibilidades que presenta un fluido de provocar daños a la formación alrededor de un hoyo de perforación. Sin embargo, el proceso de intentar simular la creación de un hoyo de perforación, seguido del comienzo de producción de un pozo, bajo condiciones de reservorio en el laboratorio, es bastante complicado. Pero, si se falla en reproducir precisamente el entorno real del reservorio en pruebas de inundación de núcleo, se pueden generar resultados y conclusiones completamente engañosos.

Byrne et al. publicaron un artículo de más de 40 pruebas de inundación de núcleo realizadas por Corex Ltd. en salmueras de formiato desde 1996 a 2001 para diversos operadores [22]. Las pruebas se habían llevado a cabo en varios núcleos de reservorios distintos y algunas aguas de formación eran altamente salinas, con concentraciones mayores a 200,000 ppm.

Si bien las conclusiones de este estudio fueron en su mayor parte positivas, en especial en los reservorios de gas, hubo una pequeña cantidad de casos en los que se experimentó una reducción de permeabilidad en las pruebas de laboratorio de salmueras de formiato, mientras que se obtuvieron muy buenos índices de producción en el campo

Figura 1 Densidad de salmuera de formiato de cesio de 2.20 g/cm3 / 18.36 lb/gal en función del tiempo a medida que se rocía con gas nitrógeno. El incremento significativo de la densidad de la salmuera que se observa en la curva azul es resultado de la purga de gas seco a través de la salmuera de formiato a 65°C / 149°F.


P Á G I N A 6 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



(Rhum [23][24], Huldra [9], Kvitebjørn [18]). Debido a las discrepancias entre los resultados de las pruebas estándar de inundación del núcleo y las experiencias en campo, se realizaron investigaciones posteriores sobre las pruebas de inundación del núcleo en salmueras de formiato. A partir de esta información, se concluye que las siguientes distorsiones y riesgos de laboratorio pueden contribuir con resultados de prueba erróneos y engañosos para los formiatos, según se detalla a continuación.

Abatimiento con gas seco En ocasiones, al finalizar la fase de abatimiento de prueba, se han encontrado evidencias de residuos de filtrados de formiato retenidos dentro de los tapones de núcleo de reservorios de gas de baja permeabilidad. En su entorno nativo, el gas natural se encuentra en equilibrio termodinámico con la fase de formación de agua líquida relacionada y está saturado con vapor de agua en condiciones de reservorio. La saturación completa con agua de los gases utilizados en pruebas de inundación del núcleo de laboratorio no siempre puede lograrse, y se sabe que el uso de gas seco en tales experimentos puede reducir artificialmente la permeabilidad del núcleo al gas por la deshidratación y la cristalización de cualquier tipo de residuo de salmuera que haya quedado en los núcleos.

Se puede esperar que este perjuicio a la permeabilidad, como resultado de la vaporización de agua por gases no saturados, sea más agudo o evidente en pruebas de laboratorio con núcleos de reservorio de alta presión y alta temperatura (HPHT) que contengan salmueras de formación de alta salinidad y filtrados de salmuera de terminación / perforación de alta densidad. Es posible que estas salmueras contengan niveles de concentraciones de sal cercanas a los niveles de saturación y, por ende, sean más susceptibles a un significativo aumento de la viscosidad o cristalización por deshidratación.

Desafortunadamente, muchas de las pruebas de inundación del núcleo realizadas anteriormente con salmueras de formiato utilizaban gas nitrógeno seco para simular el gas de reservorio. En estas pruebas, se identificó la retención de salmuera de formiato como causa principal de la pérdida de permeabilidad [22]. En una prueba de inundación de núcleo con salmuera de formiato a 200°C / 392°F, se apreció una distorsión excepcional por el uso de gas seco. En la muestra del núcleo bajo condiciones de reservorio se midió más de un 100% de la permeabilidad de retorno sobre la permeabilidad original, pero al enfriar el núcleo a 60°C / 140°F, se presentó cierto grado de cristalización de sal dentro del núcleo, lo cual causó una importante reducción de la permeabilidad. Esta distorsión se generó por el enfriamiento de los residuos de filtrado de salmuera, los cuales se habían deshidratado con un gas que no se había saturado en agua a temperatura de prueba.

Cabot Specialty Fluids ha realizado algunas pruebas sencillas para evaluar los efectos que produce circular gas nitrógeno seco a través de la salmuera de formiato [25]. Se calentó una muestra de formiato de cesio de 2.20 g/cm3 / 18.3 lb/gal a 65°C / 149°F y se la purgó con gas nitrógeno seco. Se midió la densidad de la salmuera como función del tiempo de purgado. Los resultados se muestran en la figura 1. Como se puede observar, aún a una temperatura de prueba relativamente baja (65°C / 149°F), se produjo un aumento significativo en la densidad de la salmuera como resultado de la deshidratación por un gas seco.

Downs llevó a cabo un estudio más sofisticado [19] para investigar el efecto de los niveles de humectación del gas sobre la permeabilidad del gas de material del núcleo de un reservorio de HPHT del Mar Norte expuesto a salmuera de formiato de cesio de alta densidad bajo condiciones de HPHT en experimentos de laboratorio con inundación de núcleo. Los resultados obtenidos de los experimentos de inundación de núcleo a 200°C

Tabla 1 Contenido de agua en equilibrio del gas nitrógeno en función de la presión y la temperatura. (Fuente: AQUAlibrium 3.1 – derechos de autor 2006 FlowPhase Inc).

Presión del gas en bares (psi)

Contenido de agua en equilibrio [ppm]20°C / 68°F 75°C / 167°F 125°C / 257°F 175°C / 347°F 200°C / 392°F

1.01 (14.7) 23,165 381,987 – – –

6.89 (100) 3,479 56,997 342,427 – –

34.47 (500) 768 12,145 71,895 275,272 476,445

68.94 (1,000) 432 6,543 37,914 143,983 250,102

137.89 (2,000) 267 3,743 20,865 77,429 133,911

206.84 (3,000) 212 2,803 15,125 55,984 94,429

344.73 (5,000) 185 2,324 10,415 36,631 62,114

551.58 (8,000) – – – 25,799 43,125


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



/ 392°F indican que la humectación completa a HPHT de la fase gaseosa produjo como resultado una mayor permeabilidad del gas de retorno al compararlo con una prueba en la que se utilizó gas humectado a temperatura ambiente y alta presión. La diferencia se explica al analizar el contenido de agua en equilibrio del gas nitrógeno en función de la presión y la temperatura, como se muestra en la tabla 1. Un gas a presión alta (34 MPa / 340 bar [5,000 psi]) saturado con agua a temperatura ambiente contiene casi 400 veces menos cantidad de agua que el mismo gas saturado a 200°C / 392°F.

Quiere decir que el gas saturado a temperatura ambiente puede absorber más agua cuando pasa a través del núcleo saturado con salmuera en condiciones de HPHT, durante la fase de abatimiento. Este hallazgo resalta la importancia de asegurarse de que los gases utilizados en pruebas de inundación de núcleo en HPHT estén completamente saturados con vapor de agua a temperatura y presión de prueba. Pareciera ser probable que el efecto de los niveles de humectación del gas se amplifique en núcleos de muy baja permeabilidad sujetos a altas presiones de abatimiento.

Drenaje por gravedad Tal como se mencionó anteriormente, el análisis microscópico de núcleos de reservorio de gas de baja permeabilidad inundados con salmueras de formiato puede mostrar a veces evidencia de filtrados de formiato retenidos dentro de los núcleos luego de una limpieza por abatimiento. Sin embargo, las comparaciones entre datos provenientes de la adquisición de registros obtenidos durante la perforación (con LWD) y luego de la perforación (con cable de perforación) con salmuera de formiato de cesio muestran que los filtrados de formiato en reservorios de gas son móviles y el gas los reemplaza con el paso del

tiempo [18]. Se cree que el desplazamiento de los filtrados de formiato fuera de los hoyos de perforación de gran ángulo es el resultado del drenaje por gravedad. Desafortunadamente, este fenómeno de drenaje no puede reproducirse con facilidad en pruebas lineales de inundación de núcleo a escala de laboratorio con pequeños tapones de núcleo de 5 cm. Es posible que esta imposibilidad para simular los efectos del drenaje por gravedad en el laboratorio afecte negativamente los resultados de las pruebas de inundación de núcleo con salmueras de formiato densas.

Uso de fase gaseosa irreal Las pruebas de permeabilidad de retorno en núcleos de reservorio de gas deberían utilizar compuestos de gas reales. Las composiciones deberían incluir CO2 y H2S, si están presentes en el reservorio. La presencia o ausencia de estos gases ácidos puede afectar significativamente los resultados de las pruebas de permeabilidad de retorno. Por ejemplo, las salmueras de formiato pueden contener carbonato de cesio, potasio o sodio soluble agregado al fluido como parte del paquete de tamponación de pH. Las salmueras de formiato con tampón pueden llegar a formar precipitados de carbonato de calcio cuando se las mezcla con aguas de reservorio que contienen gran cantidad de calcio soluble, aunque no se han observado en pruebas de inundación del núcleo. En caso de que haya motivos para sospechar que el carbonato del tampón pueda precipitar con el calcio del agua de formación, debería considerarse reducir la cantidad de carbonato soluble en el fluido. El carbonato soluble se añade a las salmueras de formiato para que los fluidos puedan soportar grandes cantidades de ingreso de CO2. Por lo tanto, únicamente se necesitará una gran cantidad de tampón en las salmueras utilizadas en reservorios con niveles significativos de gas CO2.

Tabla 2 Datos de comienzo de producción en un pozo HPHT del Mar del Norte perforado y completado con filtros en hoyo abierto con salmuera de formiato de cesio.

Tiempo transcurrido

[horas]

Presión en el pozo[bar]

Condensado[m3/día]

Agua[m3/día]

Gas [MMm3/día]

Roxar [bar] GOR Comentarios

0 247 – – – – –

2 286 0 630 0 660 – Apertura y descarga

4.5 508 537 0 0.9 660 – Cerrado por 30 minutos

5 511 623 258 1.5 660 – –

6 520 660 10 1.4 660 2,181 –

7 520 632 0 1.4 660 2,278 –

8 521 608 0 1.4 660 2,366 –

9 521 618 0 1.4 660 2,330 –

10 521 639 0 1.4 660 2,253 –

11 521 615 0 1.4 660 2,340 –


P Á G I N A 8 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Figura 2 Procedimiento recomendado para la prueba de inundación de núcleo de salmueras de formiato con gas.

Predicción de daño en la formación por prueba de inundación de núcleo en laboratorio

Procedimiento recomendado para la prueba de salmueras de formiato con gas• Seleccione una muestra de núcleo de reservorio apropiada e identifique las mejores secciones para

obstruir (mediante análisis CT, etc.).

• Perfore tapones de núcleo con aceite mineral limpio como lubricante de perforación.

• Limpie los tapones de núcleo con solventes en condiciones moderadas.

• Mida la permeabilidad inicial y seleccione tapones adecuados para la prueba.

• Realice un análisis SEM criogénico y en seco para determinar la condición inicial de la muestra de núcleo.

• Prepare una salmuera de formación sintética que tenga la misma composición que el agua de muestra del reservorio.

• Prepare y humecte una composición de gas que sea igual al gas del reservorio. Asegúrese de que el gas esté humectado bajo condiciones de reservorio. Si no puede manipular gases de hidrocarburo, utilice gas nitrógeno. Si no se añaden cantidades realistas de CO2 y H2S al gas de prueba, asegúrese de que ello no afecte a los resultados de la prueba.

• Prepare la muestra de núcleo en saturación de agua de formación irreductible con gas nitrógeno humectado, para ello centrifugue durante 24 horas a 4°C / 39°F.

• Determine la permeabilidad efectiva del tapón al gas humectado* a presión y temperatura ambiente, y el índice de flujo bajo.

• Cargue la muestra al contenedor del núcleo y aumente la presión a condiciones de sobrecarga.

• Lleve el sistema a condiciones de prueba (es decir, de reservorio) y permita que el sistema alcance el equilibrio.

• Determine la permeabilidad efectiva del gas humectado* bajo condiciones de presión y temperatura de reservorio en dirección de la formación del hoyo.

• Circule el fluido de prueba (salmuera o lodo) a través de la cara del “hoyo de perforación” a sobrepresión o inyecte salmuera al índice de flujo establecido para 10 – 20 volúmenes de poros de salmuera en la dirección del hoyo a la formación; todo en condiciones de reservorio. Registre la presión diferencial en todo el núcleo en función del tiempo.

• Al lograr 10 volúmenes de poros de pérdida de volumen de filtrado, detenga el flujo y deje que la muestra de núcleo se impregne a presión y temperatura de prueba durante un período estático de al menos 48 horas.

• Cree una presión de abatimiento en la cara del hoyo de perforación y auméntela poco a poco hasta el nivel más alto en que debe usarse en el campo durante la limpieza de producción; para ello, induzca un flujo de gas en la dirección de la formación al hoyo para limpiar el núcleo. En la medida de lo posible, simule el procedimiento de rampa de abatimiento que se utilizará en el programa de comienzo de producción y utilice gas humectado representativo en condiciones de prueba*. Mantenga cada presión de abatimiento hasta que el flujo de gas en el núcleo se encuentre estable, registre los índices de flujo de gas en cada etapa. Asegúrese de que el núcleo esté sujeto a la presión máxima de abatimiento durante al menos dos horas para de ese modo simular condiciones de prueba de producción reales y crear una deshidratación del núcleo realista.

• Si la prueba se lleva a cabo con lodo, determine la presión para desplazar la torta de filtro.

• Determine la permeabilidad efectiva del tapón del núcleo al gas humectado* a presión y temperatura de reservorio y con índice de flujo bajo en la dirección de la formación al hoyo.

• Enfríe, despresurice el soporte del núcleo y descargue la muestra de núcleo. Fotografía.

• Centrifugue a saturaciones de fluido irreductibles bajo presencia de gas.

• Determine la permeabilidad efectiva del tapón al gas humectado* a presión y temperatura ambiente, e índice de flujo bajo**.

• Tome muestras de los extremos (externo e interno) del tapón de núcleo para análisis SEM (normal y criogénico) para buscar evidencia de modificaciones en las propiedades minerales, la distribución del fluido y el movimiento de las arcillas lindantes a los poros.

• Realice un análisis SEM criogénico y en seco para determinar la condición final del tapón.

* El gas debe estar humectado a temperatura y presión del núcleo; de lo contrario, secará el interior del núcleo y provocará la cristalización de la salmuera. Siempre utilice niveles realistas de gas H2S durante una comparación con salmuera de bromuro de cinc. Si el CO2 puede provocar diferencias en la química dentro del tapón del núcleo, se debe agregar CO2 al gas de prueba.

** El enfriamiento y la despresurización producen desviaciones de laboratorio si todavía hay presencia de salmuera de formiato en el tapón. Todas las mediciones realizadas luego del enfriamiento del núcleo no serán representativas del cómo se comporta el reservorio en presencia de residuos de salmuera de formiato.


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



En tal entorno de reservorio, con grandes cantidades de gas ácido presente, no se cree que pueda formarse el precipitado de carbonato de calcio. Además, es muy probable que cualquier carbonato de calcio que pudiera formarse se disuelva cuando el pozo entre en producción o cuando fluya gas con CO2 a través de los espacios porosos. En reservorios sin CO2, el tampón puede reducirse a un bicarbonato de nivel mucho menor y menos soluble utilizado en lugar del carbonato.

Se considera que el H2S presente en la fase gaseosa no tiene efectos adversos en la salmuera de formiato, pero provoca la precipitación de los sulfuros de cinc a partir de la salmuera de bromuro de cinc. Si el fin de un estudio de inundación de núcleo es comparar el rendimiento de la salmuera de formiato con la salmuera de bromuro de cinc en un reservorio que contiene H2S, siempre se debe incluir H2S en el gas de prueba.

Duración del abatimiento En el campo se observa que los pozos de gas / condensado perforados y completados en hoyos abiertos con salmueras de formiato tardan hasta siete horas en limpiarse completamente a medida que comienzan a abrirse gradualmente durante las pruebas de producción.

Durante el período de limpieza, el pozo descarga cualquier salmuera que se haya perdido anteriormente en la formación o que haya quedado debajo del obturador, y se crean canales de flujo en la torta de filtrado que rodea la pared del hoyo de perforación. La ausencia de producción de salmuera, los índices de flujo estable de hidrocarburos y la presión estable de la boca del pozo son los factores que indican que la limpieza está completa. En la limpieza de pozo que se muestra en la tabla 2, el índice final de flujo de gas o flujo de producción en estado estable rondaba los 0.5 litros por centímetro cuadrado de superficie de boca de pozo por minuto, según se midió en la superficie. La limpieza completa lleva tiempo debido a que en una etapa inicial el gas tiene a canalizarse y dispersarse por los caminos que le presenten menos resistencia y evita la salmuera presente en las áreas menos permeables del reservorio.

En las pruebas de laboratorio de inundación de núcleo, es fundamental que los núcleos de prueba estén sujetos a tiempos de limpieza reales en condiciones de reducción o abatimiento realistas. Esto se aplica en particular al tiempo que se dedica a circular el núcleo a la presión de abatimiento más elevada, donde se espera que los índices más elevados de flujo de gas logren una limpieza más eficiente. Si no se logra correctamente, es posible que resulte en una limpieza incompleta de la

salmuera, saturaciones elevadas de agua residual y permeabilidades de retorno ante gas y condensado irrealmente bajas.

B10.3.2 Cómo realizar una prueba de inundación de núcleo en salmueras de formiato o fluidos de perforación

En la figura 2, se muestra el procedimiento recomendado para llevar a cabo una prueba de inundación de núcleo con salmuera de formiato en un núcleo proveniente de un reservorio de gas.

Al evaluar los resultados de la permeabilidad de retorno obtenidos a partir de pruebas de inundación de núcleo realizadas por terceros, realice siempre una auditoría de los procedimientos experimentales con la siguiente lista de verificación.

• ¿Seutilizóunnúcleodereservorioreal(objetivo)?Cada reservorio posee propiedades químicas específicas de los minerales, el agua y gases que interactúan a su modo con los filtrados invasivos.

• ¿Selimpiócorrectamente(paraeliminarellodopara extracción de testigos) el núcleo y luego se reconstituyó a la saturación de agua residual con aguasimuladadereservorio?

• ¿Lacomposicióndeaguacoincidióengranmedida con el agua de la formación del reservorio, de la cual se tomaron muestras en exploracionespreviasypozosdeevaluación?

• Antesdelaspruebas,¿elnúcleoestabaequilibradoconlascondicionesdelreservorio?

• ¿Lapermeabilidadoriginaldelnúcleosemidióencondiciones de reservorio con fases gaseosa o líquida que fueran muy parecidas a los hidrocarburos delreservorio?¿SehumidificóelgasaHPHT?¿Seutilizóuníndicebajodeflujodegasparamedirlapermeabilidadderetorno?

• (Paraunasalmueradeterminación)¿Serealizóuna inundación previa del núcleo con fluido de perforación (filtrado) real en condiciones estáticas ydinámicasparacrearunazonainundada?

• ¿Secirculóelfluidodepruebamásalládelacaradel núcleo durante cierta cantidad de horas a sobrepresionesrealistas?

• Luego,¿sedejóelfluidodepruebaestático,enequilibrio o cerrado, bajo condiciones de reservorio durante cierta cantidad de días para permitir que hagaefectolaquímicahidrotérmica?

• ¿Sesometióelnúcleoaunrégimendeabatimientorealista, simulando la operación de apertura o abatimientoplanificadaqueseutilizaráenelcampo?

• ¿Ellíquidoogasderetornosehizocircularacadapresión de abatimiento hasta que se obtuvo un flujoestable?

• ¿Huboporlomenos2,000volúmenesdeporosde fluido o gas circulados en retroceso a través del núcleo en total, para llevar al núcleo a una


P Á G I N A 1 0 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



saturacióndeaguairreductible?Preferentemente,¿semantuvolacirculaciónaabatimientomáximodurante,almenos,variashoras?

• ¿Semidiólapermeabilidadderetornodelnúcleoa índices de flujo bajos, en condiciones de reservorio, con el mismo gas o fluido que se utilizóparamedirlapermeabilidadinicial?

• SielreservoriocontieneCO2,¿elgasdepruebatenía aproximadamente la misma concentración de CO2?AsegúresedequelafaltadeCO2 no afecte los resultados de la prueba.

• ¿Elobjetivodelapruebaeracompararelformiato de cesio con el formiato de bromuro de cinc?Sieseeraelobjetivo,¿seincluyóunacantidad realista de H2Senelgasdeabatimiento?

Si la respuesta a cualquiera de estas preguntas iniciales es “no”, los resultados no se obtuvieron bajo condiciones reales y no pueden utilizarse como fuente confiable para predecir el resultado de las interacciones entre el fluido de construcción del pozo y el reservorio. Con certeza, los resultados no pueden utilizarse para seleccionar el fluido de construcción que mejor se adapte para un desarrollo en campo de alto costo o alto valor.

B10.4 Prueba de compatibilidad de agua de formación con salmueras de formiato

Las aguas de la formación generalmente son soluciones de cloruro de sodio que contienen diversas cantidades, y pocas, de solutos multivalentes tales como Ba, Ca, Sr, Mg, Fe, HCO3, CO3 y SO4. En algunos campos de HPHT del Mar del Norte, el contenido de minerales solubles en aguas de formación es de hasta 400 g/l, en mayor parte NaCl, pero en algunos casos contienen entre 30 y 40 g/l de cationes multivalentes. Cuando los filtrados de fluidos de completación o perforación invaden reservorios que contienen agua de formación (generalmente al 20% v/v del espacio poroso), hay alcance para las interacciones químicas entre los dos fluidos para crear precipitados. Los precipitados se clasifican en tres grupos según la facilidad de extracción:

i. Precipitados solubles en agua: generalmente son sales en las cuales se forma, al menos, un ion monovalente cuando las concentraciones de iones presentes en la solución de mezcla exceden a los productos de su solubilidad. El NaCl, KCl, y K2SO4 son ejemplos de estos precipitados. Se pueden volver a disolver si se los inyecta con agua de salinidad baja.

ii. Incrustaciones solubles en ácido: se trata de incrustaciones de iones bivalentes que se disuelven cuando entran en contacto con ácido. Algunos ejemplos son el CaCO3 y el MgCO3.

iii. Incrustaciones insolubles: incrustaciones de iones bivalentes que no se disuelven en agua ni en ácido. El BaSO4 y SrSO4 son algunos ejemplos de incrustaciones insolubles. Una vez que estas incrustaciones se han formado en el reservorio, son muy difíciles de eliminar.

La posibilidad de que la salmuera forme incrustaciones o no depende de la naturaleza y las concentraciones de iones en la salmuera. Las salmueras de haluros bivalentes (que contienen niveles elevados de Ca2+, Zn2+) forman incrustaciones insolubles en agua cuando entran en contacto con aguas de la formación que contienen carbonato (CO3

2-) o sulfato (SO4

2-) solubles. La salmuera de fosfato de potasio es otro ejemplo de salmuera multivalente (contiene el ion trivalente PO4

3-). Esta salmuera precipita las incrustaciones insolubles en agua cuando entra en contacto con agua del reservorio que contiene niveles bajos de cationes bivalentes (por ej., Ca2+, Mg2+, Fe2+).

Las salmueras monovalentes son salmueras que se componen únicamente de iones monovalentes (cationes y aniones). Las salmueras de formiato son las únicas salmueras monovalentes de alta densidad que se utilizan para la perforación y completación de pozos en la actualidad. Debido a que contienen únicamente iones monovalentes, solo pueden formar precipitados solubles en agua del tipo del grupo i, cuando se las mezcla con aguas de la formación. Las sales solubles en agua que, en teoría, pueden formarse con las salmueras de formiato son las sales de los cationes de metales alcalinos: Na, K, y Cs. Todas las sales de los metales alcalinos son muy solubles en agua y no se sabe a ciencia cierta si algún agua de formación posee concentraciones lo suficientemente elevadas de aniones bivalentes como para formar tales precipitados. Otras sales solubles en agua que pueden precipitar son las sales de formiato de cationes bivalentes, tales como los formiatos de calcio y magnesio (Ca(COOH)2 y Mg(COOH)2). Estas sales de formiatos bivalentes también se disuelven en agua y es muy poco probable que las aguas de formación sean lo suficientemente ricas en calcio o magnesio como para provocar la precipitación.

Para verificar esto, se llevó a cabo una prueba en una salmuera de formiato de cesio, sin tampón, de 2.20 g/cm3 / 18.36 lb/gal y una salmuera de formiato de potasio, sin tampón, de 1.57 g/cm3 / 13.1 lb/gal [26]. Estas salmueras de formiato sin tampón se mezclaron en relaciones variadas con aguas de


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2


P Á G I N A 1 1S E C C I Ó N B 1 0

formación que contenían distintas cantidades de calcio; las mezclas resultantes se controlaron para buscar indicios de precipitación a tres temperaturas diferentes (20, 90 y 130°C / 68, 194, y 266°F) y a relaciones de mezcla salmuera-agua de formación distintas. Para evitar la sobresaturación, todas las muestras se sembraron con formiato de calcio. A las temperaturas más elevadas (130°C / 266°F), ambas salmueras de formiato fueron completamente compatibles con las aguas de formación que contenían 40,000 mg/l de calcio. En las aguas de formación con calcio a 50,000 mg/l, se encontraron pequeñas cantidades de precipitado cuando el agua de formación y la salmuera de formiato se mezclaron en relación 50:50. A temperaturas más elevadas la solubilidad del formiato de calcio es aún mayor y se toleran mayores niveles de calcio.

Si algún agua de formación tiene un nivel de calcio tan elevado que el formiato de calcio puede precipitar a partir de salmueras de formiato concentradas, siempre se pueden diseñar salmueras de formiato menos concentradas al alterar la composición de la salmuera de formiato. En una mezcla de salmuera de formiato de potasio y cesio, este procedimiento equivale a incrementar la cantidad de formiato de cesio y agua al mismo tiempo que se disminuye la cantidad de formiato de potasio.

Dado que parece que las salmueras de formiato son casi incapaces de formar precipitados cuando se las mezcla con agua de formación, las únicas fuentes de precipitados son los contaminantes o los aditivos. Un aditivo que se usa con frecuencia en los fluidos de completación y perforación con formiatos es el carbonato de potasio, un compuesto de tamponación de pH. Una inquietud ya conocida es que el tampón de carbonato soluble se puede precipitar sin la presencia de cationes bivalentes en las aguas de formación para formar incrustaciones de carbonato de calcio o magnesio. Esta precipitación se ha observado en el laboratorio con el método de prueba de botella (que se describe más adelante). Sin embargo, existen varios motivos para creer que este tipo de incrustaciones no ocurre en el campo:

• Lassalmuerasdeformiatosehanutilizadoencampo desde 1993 y, a excepción de un caso [11], no se han informado daños a la formación.

• Lasincrustacionesdecarbonatosiempresonsolubles en ácido y, por lo tanto, pueden tratarse fácilmente con una impregnación ácida. Sin embargo, nunca se ha necesitado tal tratamiento en ninguna de los cientos de aplicaciones en campo de salmuera de formiato de cesio. Además, CSF desconoce la necesidad de estimulación ácida en las tareas con formiato de sodio o potasio.

• Laconcentracióndeltampónsepuedeajustar.Solamente en aplicaciones donde el gas de reservorio contenga cantidades significativas de CO2 serán necesarias cantidades significativas de tampón. Si se forma cualquier tipo de incrustación de carbonato en tales reservorios, es probable que se disuelva cuando el gas con CO2 salga posteriormente a través de la roca del reservorio. Si el gas del reservorio no tiene CO2, no se necesita tampón (o se necesita en muy poca cantidad).

En el único caso en el que se informó daño en la formación luego de perforar con fluidos de perforación a base de salmuera de formiato de potasio y sodio [11], el operador pudo resolver los problemas informados mediante una reducción de la concentración de carbonato en el fluido. Estos problemas surgieron en un reservorio de gas de HPHT en Alemania, donde el agua de formación contenía cantidades inusualmente grandes de calcio soluble. Los autores informaron que el problema de las incrustaciones se resolvió al ajustar el pH de la salmuera de formiato a 9.5. El pH se midió en la salmuera pura (sin diluir). No se recomienda este método para la medición de pH en salmueras de formiato concentradas (Sección A6: El pH y la tamponación). Para poder comparar las lecturas de pH registradas con parámetros importantes, como el pKa del carbonato y bicarbonato, se debe diluir la salmuera antes de medir el pH. Sin embargo, según las experiencias con salmueras de formiato concentradas, se puede suponer que el pH diluido de la salmuera alemana debería estar en valores levemente por sobre 8.5. Dado que el pKa del carbonato y el bicarbonato es de alrededor de 8.2, se puede concluir que el tratamiento de reparación con pH convirtió la mayor parte del carbonato presente en el tampón en bicarbonato. El ion monovalente del bicarbonato (HCO3

-) no se precipita con iones bivalentes de calcio. Un método alternativo para resolver este problema es añadir menos cantidad del componente de carbonato del tampón (CO3

2-). Solo se requieren grandes cantidades de tampón de carbonato en aplicaciones de completación donde el gas del reservorio contiene grandes cantidades de CO2.

Normalmente, se utilizan dos métodos para predecir la precipitación y los problemas de incrustación en las salmueras de terminación. Estos son:

•Prediccióndeincrustacionesmedianteelusodedistintos paquetes de software para creación de modelos.

•Pruebasdebotellaenlaboratorio.


P Á G I N A 1 2 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Ambos métodos presentan importantes restricciones cuando se los aplica a las salmueras de formiato y los resultados deben tratarse con cautela. Algunos de los problemas que surgen por utilizar estos métodos con las salmueras de formiato se discuten a continuación.

B10.4.1 Predicción de incrustaciones con paquete de software para creación de modelos

Existen diversas herramientas de software comerciales disponibles que proporcionan predicciones sobre la posibilidad de formación de incrustaciones y precipitados cuando se mezclan las salmueras de terminación con aguas de formación. Se supone que estos paquetes de software predicen el inicio de la precipitación de las incrustaciones en función de la temperatura y la presión. Si se van a utilizar estar herramientas para predecir sucesos de incrustación o precipitación por la mezcla de aguas de formación con salmueras de formiato, se deben tener en cuenta las siguientes limitaciones:

• Algunosdeestospaquetesdesoftwarenopermiten incluir el formiato de cesio en la salmuera de terminación, pues estos iones no figuran en sus bases de datos. La forma común de resolver este problema es considerar al formiato de cesio como agua e incluir únicamente los aditivos (es decir, tampón de carbonatos y bicarbonatos). Los problemas con este enfoque son los siguientes:- No se identificarán los precipitados de cesio o

formiato. En la realidad, esto no presenta un problema, pues es muy poco probable que las sales de cesio o formiato precipiten en aguas de formación comunes.

- El agua no posee la misma solvencia ni las mismas propiedades que el formiato de cesio. Esto presenta un problema importante, pues ciertas incrustaciones, como el sulfato de bario, son altamente solubles en las salmueras de formiato de cesio, pero no en agua. Por lo tanto, el software puede sugerir incorrectamente que las incrustaciones de sulfato se pueden formar en salmuera de formiato de cesio.

• Algunospaquetesdesoftwaredepredicciónpermiten incluir formiato de sodio y potasio, y algunos hasta se adaptan a un entorno de salmuera de formiato de cesio. Sin embargo, presentan más problemas:- Si bien estas herramientas permiten predecir la

formación de sales de formiato o Cs, K, Na, es muy poco probable que se formen tales precipitados, debido a su alta solubilidad en agua.

- A pesar de que el usuario puede ingresar una gran cantidad de salmuera de formiato al

modelo, el modelo en sí las trata como agua cuando se trata de propiedades de solvencia, es decir, la capacidad de la salmuera de formiato de disolver las incrustaciones, que es el mismo problema descrito anteriormente.

- La solubilidad supuesta del formiato de cesio en agua es incorrecta y, por lo tanto, el software predice que ocurrirá una auto-precipitación en la salmuera concentrada. En consecuencia, el usuario debe reducir la concentración de formiato de cesio a un nivel con el cual no se prediga la auto-precipitación.

En resumen, ninguno de los paquetes de predicción que ha evaluado CSF es capaz de tener en cuenta las propiedades de solvencia o los efectos de estructuración del agua (cristalización por precipitación) de las salmueras de formiato. Las salmueras de formiato son disolventes poderosos de las incrustaciones de sulfatos. Si el paquete de software no tiene en cuenta esta propiedad, las predicciones para las salmueras de formiato serán incorrectas. Por ejemplo, una salmuera de formiato contaminada con determinada cantidad de iones bivalentes del sulfato (SO4

2-) puede tolerar una gran cantidad de iones de bario en el agua de formación, sin formar incrustaciones de sulfato de bario (BaSO4) insoluble (consulte la sección B12: Solubilidad de los minerales y las sales en las salmueras de formiato). No obstante, cualquier herramienta de predicción de incrustaciones supone que el BaSO4 es tan insoluble en salmueras de formiato como en agua y los resultados del ejercicio de predicción de incrustaciones serán incorrectos.

Dado que en la actualidad ninguna de las herramientas de predicción de incrustaciones está calibrada adecuadamente para ser utilizada con salmueras de formiato, todas ofrecen proyecciones engañosas. Hasta que se resuelva el problema de calibración, la única forma de obtener una idea realista de la compatibilidad de las salmueras de formiato con las aguas de la formación en condiciones de HPHT es llevar a cabo pruebas de inundación de núcleo bajo las condiciones del reservorio.

B10.4.2 Predicción de incrustaciones con prueba de botella en laboratorio

En el laboratorio, una práctica común es realizar comprobaciones de compatibilidad del agua de reservorio mediante la mezcla de salmuera de terminación y agua de formación en una gama de relaciones de mezcla distintas dentro de una botella en condiciones ambiente, y luego, observar los resultados. La aparición de turbidez o sólidos precipitados se toma como indicio de que la salmuera de terminación es incompatible con el


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



agua de formación y puede causar daños a la formación. Si se lleva a cabo tal prueba en salmueras de formiato, es útil conocer los riesgos:

• Lixiviacióndesilicatos:lassalmuerasdeformiatopueden lixiviar los silicatos de los vidrios de borosilicato, proceso que se aprecia por la aparición de un precipitado blanco en la salmuera (consulte la Sección B12: Solubilidad de los minerales y las sales en salmueras de formiato). El índice de esta reacción depende en gran parte de la concentración de formato en solución y de la temperatura de prueba. Si la salmuera de formiato de potasio concentrada se calienta hasta aproximadamente 100°C / 212°F en una botella de borosilicato, al transcurrir unas horas se podrá observar un precipitado blanco. Este precipitado se forma en cualquier botella de borosilicato que contenga salmueras de formiato concentradas, e interfiere con la observación visual de la precipitación de sales e incrustaciones. Lamentablemente, las únicas botellas transparentes adecuadas para probar los fluidos a temperaturas razonablemente elevadas están hechas de vidrio de borosilicato. Al parecer, la lixiviación se limita al vidrio de borosilicato; no sucede con arena, cuarzo u otros materiales de silicato.

• Temperatura:losprecipitadosdesales,exceptolos carbonatos, generalmente se forman más fácilmente a temperaturas más bajas. Esto significa que es posible que los precipitados que se generan en pruebas de laboratorio de mezcla en botella a temperatura ambiente no se formen a la temperatura del reservorio. Por lo tanto, la formación de precipitados a temperaturas de prueba ambiente o bajas no es un factor predictivo de lo que podría suceder en el reservorio. Los precipitados del tipo carbonato demuestran el comportamiento contrario: las incrustaciones presentan más posibilidades de formarse a temperaturas más elevadas.

• Presión:laspruebasapresiónambienteobajapueden causar problemas parecidos a los de las pruebas a temperaturas bajas, aunque quizás los efectos no sean tan notorios. Los precipitados de sales, excepto los carbonatos, generalmente se forman más fácilmente a presiones más elevadas.

B10.5 Comparación de salmueras de formiato con otras salmueras de alta densidad

La compatibilidad total con los componentes del reservorio y cualquier filtrado de operaciones de pozo anteriores es un requisito clave para todas las salmueras utilizadas en operaciones de fluidos de perforación y completación de pozos. Actualmente existen cuatro clases de salmuera que se usan en las operaciones de construcción e intervención de pozos (consulte la tabla 3).

Cada uno de estos grupos de salmueras posee grados diferentes de compatibilidad con los componentes del reservorio y otros filtrados, tal como se describe a continuación.

B10.5.1 Comparación con salmueras de bromuro de calcio y cloruro de calcio

Las salmueras compuestas por bromuro de calcio (CaBr2) y cloruro de calcio (CaCl2) pueden alcanzar densidades de hasta 1.70 g/cm3 / 14.2 lb/gal, aproximadamente. Estas salmueras contienen grandes cantidades de cationes bivalentes Ca2+ (alrededor de hasta 4.5 mol/l), lo cual los torna incompatibles con las aguas de formación que contienen carbonato, bicarbonato y sulfato [27]. También pueden formar materiales parecidos al cemento con detritos de cinc provenientes del cañón perforador y producir emulsiones estables con residuos de lodo a base de petróleo, lo cual genera una sustancia con una consistencia como la de la manteca de maní [28].

B10.5.2 Comparación con salmuera de bromuro de cinc

La salmuera de bromuro de cinc (ZnBr2) es la única salmuera comercialmente disponible que alcanza la misma densidad que la salmuera de formiato de cesio. La salmuera de bromuro de cinc es ácida (pH menor a 2), peligrosa y un contaminante marino importante. En Europa, su uso se considera de muy alto riesgo, motivo por el cual ha sido reemplazada por salmuera de formiato de cesio, aunque ocasionalmente se la utiliza en algunas regiones del mundo, como por ejemplo, el Golfo de México.

El bromuro de cinc provoca grandes daños a la formación e incrustaciones en los tubulares de reservorios que contienen H2S, pues forma incrustaciones de sulfuro de cinc (ZnS). Solo basta con que haya 2 ppm de H2S en el gas del reservorio para producir daño a la formación [29]. La figura 3 muestra la apariencia de la salmuera de formiato de cesio de 2.20 g/cm3 / 18.4 lb/gal con tampón y la salmuera de bromuro de cinc de 2.27 g/cm3 /


P Á G I N A 1 4 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



18.9 lb/gal luego de haberlas cargado con H2S a 0.34 bar (5 psi) y haberlas agitado durante 16 horas a temperatura ambiente. La solución de bromuro de cinc se ha tornado completamente opaca debido a la precipitación del ZnS.

El bromuro de cinc también forma incrustaciones con las aguas de formación que contienen carbonato, bicarbonato y sulfato y, al igual que la salmuera de bromuro de calcio, origina emulsiones estables con los residuos de lodo a base de aceite.

B10.5.3 Comparación con salmuera de hidrógeno fosfato de potasio

La salmuera de hidrógeno-fosfato de potasio, compuesta por una mezcla de hidrógeno fosfato dipotásico (K2HPO4) y dihidrógeno fosfato de potasio (KH2PO4) se utiliza como fluido de completación y reparación en China e Indonesia. Se cree que la densidad máxima que se puede lograr con la salmuera de hidrógeno fosfato de potasio es alrededor de 1.78 g/cm3 / 14.9 lb/gal, aunque se han encontrado salmueras de densidad más baja que cristalizan en condiciones ambiente.

Cuando estas salmueras invaden un reservorio, provocan dos tipos de daños a la formación:• Formacióndeincrustacionesinsolublesen

contacto con cationes multivalentes en aguas de formación. Por ejemplo, en un agua de formación típica que contiene calcio y hierro solubles, el anión trivalente del fosfato reacciona para formar fosfato tricálcico [Ca3(PO4)2], hidroxiapatita [Ca5(PO4)3·OH], hidróxido férrico [Fe(OH)3] y estrengita [FePO4·2H2O]. Las incrustaciones de fosfato forman depósitos duros, mientras que el hidróxido forma geles.

• Losfosfatosseabsorbencongranfuerzaensuperficies minerales, donde pueden formar precipitados y sales complejas insolubles por la exposición a cationes multivalentes [30][31]. Estos productos de reacción por absorción bloquean los accesos porosos y reducen la permeabilidad de la formación.

IPTC 14285 [32] describe un estudio de laboratorio que compara la influencia de las invasiones de la salmuera de formiato de cesio y la del hidrógeno-

fosfato de potasio en la permeabilidad del gas de núcleos de arenisca de baja permeabilidad invadidos por la salmuera en condiciones de HPHT durante una perforación de prueba de inundación de núcleo.

Las salmueras que se probaron fueron las siguientes:• Salmueradeformiatodecesioadensidad

2.20 g/cm3 / 18.4 lb/gal con tampón de 6.25 ppb de K2CO3 y KHCO3 a 3.75 lb/gal, pH = 10.5.

• Lasalmueradedihidrógenofosfatodepotasioehidrógenofosfato dipotásico se mezcla a una densidad de 1.64 g/cm3 / 13.7 lb/gal, pH= 9.32. La salmuera se formó a partir de sales de fosfato de grado analítico disueltas en agua destilada.

Las pruebas se llevaron a cabo a 175°C / 347°F en una perforación de prueba de inundación de núcleo a HPHT llevada a cabo por Corex, una empresa con vasta experiencia en pruebas de daños a la formación. La salmuera de formación sintética que se usó en estas pruebas (consulte la tabla 4) estaba basada en muestras de agua tomadas de un pozo de HPHT en el Mar del Norte.

Como material fuente para el tapón del núcleo para los experimentos, se utilizó arenisca de Clashach con valores absolutos de permeabilidad del gas cercanos a los 20 mD. La arenisca de Clashach,

Tabla 3 Clases de salmueras utilizadas en operaciones de construcción de pozos y de intervención.

Tipo de salmuera Composición químicaIntervalo de densidad

[g/cm3] [lb/gal]

Haluros monovalentes NaCl, KCl, NaBr y sus combinaciones 1.0 – 1.5 8.3 – 12.5

Haluros bivalentes CaCl2, CaBr2, ZnBr2 y sus combinaciones 1.0 – 2.3 8.3 – 19.2

Salmueras de fosfato* Mezcla de K2HPO4 y KH2PO4 1.0 – 1.7 8.3 – 14.2

Salmueras de formiato NaCOOH, KCOOH, CsCOOH y sus combinaciones 1.0 – 2.3 8.3 – 19.2

* Uso limitado en China e Indonesia.

Figura 3 Muestras de una salmuera de ZnBr2 de 2.27 g/cm3 / 18.9 lb/gal y una salmuera de formiato de cesio de 2.20 g/cm3 / 18.3 lb/gal con tampón luego de cargarlas con H2S durante 16 horas a temperatura ambiente. En la muestra de bromuro de cinc, se ha formado una cantidad importante de precipitados insolubles.


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



con una porosidad de alrededor del 10%, bajo contenido arcilloso y homogeneidad elevada, es un buen material estándar para pruebas de inundación de núcleo de posibles fluidos de completación para utilizar en reservorios de gas no permeables.

La prueba de inundación de núcleo se realizó según el procedimiento recomendado que se describió anteriormente (figura 2). Los tapones de núcleo limpios se saturaron con agua de formación y se llevaron a saturación de salmuera de formación irreductible. La exposición del núcleo a las salmueras de terminación se llevó a cabo bajo las siguientes condiciones de presión: Presión de sobrecarga a 554.57 bar (8,150 psi), presión del poro del núcleo a 394.66 bar (5,800 psi), presión de confinamiento a 160 bar (2,350 psi), y presión final de abatimiento a 6.89 bar (100 psi). Los núcleos se inundaron con 10 volúmenes de poros de salmuera y se los sometió a 48 horas de impregnación estática. Luego, se aplicó abatimiento al lateral de la perforación del núcleo para crear un flujo de gas nitrógeno de HPHT humectado, que simula la puesta en producción nuevamente del pozo. Se utilizaron presiones de abatimiento de (0.34, 0.69, 1.72, 3.44, 5.17 y 6.89 bar [5, 10, 25, 50, 75 y 100 psi]).

Al final de cada secuencia de prueba, se tomaron medidas de la permeabilidad relativa para determinar el nivel de alteración en la permeabilidad por exposición a las salmueras. Los resultados se muestran en la Tabla 5. El núcleo expuesto a la salmuera de fosfato perdió el 91.6% de su permeabilidad, mientras que el núcleo expuesto a la salmuera de formiato ganó una pequeña cantidad de permeabilidad gracias a la exposición.

Los análisis SEM y SEM criogénico muestran que el tapón de núcleo expuesto a la salmuera de fosfato quedó obturado con incrustaciones de fosfato. Los depósitos de incrustaciones de fosfato eran de hasta 35 µm de longitud. Consulte la figura 4.

B10.6 Comparación de fluidos de perforación a base de formiatos con fluidos de perforación a base de sólidos densificantes

El primer fluido que entra en contacto con la formación es el fluido de perforación. Debido a que este contacto se produce antes de que se deposite la torta de filtrado, el fluido de perforación y los filtrados del fluido de perforación pueden invadir en gran medida la formación y provocar una incompatibilidad con ambos fluidos y el material lindante a los poros. El material a base de sólidos densificantes puede invadir la formación antes de que se forme la torta de filtrado, y también es posible que la torta de filtrado no desplace las pequeñas partículas sólidas. Los sólidos pueden provocar obstrucciones graves si ingresan a la formación. Además, la misma torta de filtrado puede provocar daños si no se quita con cuidado cuando el pozo entra en producción. La eliminación incompleta de la torta de filtrado puede provocar una producción reducida del pozo debido a recubrimientos excesivos y se pueden requerir tratamientos de estimulación costosos. Uno de los problemas con los fluidos de perforación tradicionales a base de agua y a base de aceite es que se necesita de los sólidos para controlar la densidad, y hay muy poco control tanto del tamaño de las partículas como de las concentraciones de los sólidos utilizados. En los fluidos de perforación a base de formiatos, la densidad se controla mediante el tipo de salmuera y la concentración y los únicos sólidos necesarios son los que se usan para formar la torta de filtrado. Se ha descubierto que una solución de carbonato de calcio de 43 kg/m3 / 15 ppb, con una mezcla de diversas proporciones, ofrece muy bajas pérdidas de fluido.

Para evitar los problemas de control de pozo ya establecidos y asociados con el uso de material

Tabla 4 Composición iónica del agua de reservorio utilizada en prueba de inundación de núcleo de Corex.

Na K Ca Mg Ba Fe Cl HCO3

Concentración de iones [mg/l] 31,190 300 2,300 350 1,000 10 53,500 610

Tabla 5 Mediciones de permeabilidad en tapones de núcleo Clashach antes y después de la exposición a salmueras de formiato y fosfato.

Sistema de salmuera

Temperatura Permeabilidad inicial[mD]

Permeabilidad final[mD]

Cambio en la permeabilidad

[%][°C] [°F]

Fosfato 175 347 10.2 0.86 -91.6

Formiato 175 347 23.0 24.8 +7.8


P Á G I N A 1 6 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



densificante tradicional, como ocurre con la barita, actualmente las empresas de servicios ofrecen fórmulas con lodo, donde la barita se ha reemplazado por partículas densificantes de tamaño microscópico. Estas partículas tienen un tamaño promedio cerca de los 1 a 5 µm. Al utilizar formiato de potasio como fluido base en lugar de agua o aceite, se puede reducir la cantidad de partículas necesaria a un mínimo absoluto. La barita microscópica no puede usarse con el formiato de potasio debido a su alta solubilidad en salmueras de formiato (consulte la sección B12: Solubilidad de los minerales). El tetraóxido de manganeso es un material densificante microscópico, el tamaño promedio de sus partículas es de alrededor de 5 µm, y es compatible con las salmueras de formiato (consulte la sección B5: Compatibilidad con aditivos).

Dado que se conoce poco sobre los efectos de estas micropartículas sobre la compatibilidad de la formación, Corex (Reino Unido) llevó a cabo un estudio estándar de inundación de núcleo para investigar los efectos de las micropartículas sobre la compatibilidad de la formación con fluidos de

perforación a base de formiatos. Se compararon dos fluidos de perforación, un fluido de perforación estándar bajo en sólidos basado en una mezcla de formiato de potasio y cesio, y un fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado a la misma densidad con tetraóxido de manganeso [33]:

1. Fluido de perforación a base de formiato de cesio y potasio, a 1.76 g/cm3 / 14.7 lb/gal.

2. Fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado con material densificante de micropartículas a 1.76 g/cm3 / 14.7 lb/gal.

En las tablas 6 y 7 se muestran las formulaciones de los fluidos y las propiedades de los fluidos, respectivamente.

Las pruebas se llevaron a cabo a 149°C / 300°F en una perforación de prueba de inundación del núcleo a HPHT. La salmuera de formación sintética que se usó en estas pruebas (consulte la tabla 8) estaba basada en muestras de agua tomadas de un pozo de HPHT en el Mar del Norte.

Figura 4 Fotos de análisis SEM de accesos porosos no expuestos (a la izquierda) y accesos porosos expuestos (a la derecha) a salmuera de fosfato. Los granos de arena y los accesos porosos expuestos a la salmuera de fosfato están cubiertos por un manto de incrustación de fosfato.

Antes de la prueba Después de la prueba


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Como material fuente para el tapón del núcleo, se utilizó arenisca Clashach con valores absolutos de permeabilidad al gas entre 20 y 30 mD y una porosidad de alrededor del 10%, bajo contenido arcilloso y alta homogeneidad.

La prueba de inundación de núcleo se realizó según el procedimiento recomendado que se describió anteriormente (figura 2). Los tapones de núcleo limpios se saturaron con agua de formación y se llevaron a saturación de salmuera de formación

irreductible. La exposición del núcleo a los fluidos de perforación se realizó bajo condiciones dinámicas durante 48 horas, período al cual siguió otro período estático de 48 horas. Presión de sobrecarga a 554.57 bar (8,150 psi), presión del poro del núcleo a 394.66 bar (5,800 psi), presión de configuración a 160 bar (2,350 psi), y presión final de abatimiento a 6.89 bar (100 psi). Luego, se aplicó abatimiento al lateral de la perforación del núcleo para crear un flujo de gas nitrógeno de HPHT humectado, que simula la puesta en

Tabla 6 Formulaciones para los dos fluidos de perforación a base de formiato probados y comparados en Corex.

Fluido base Fluido de CsFo / KFo Fluido de KFo con material densificante

CsCOOH (2.20 g/cm3) 96.8 ml 0 ml

KCOOH (1.570 g/cm3) 240.0 ml 314.0 ml

Aditivos Concentración [ppb] Concentración [ppb]

K2CO3 5.0 5.0

Flowzan 0.7 1.0

ExStar HT 3.5 3.5

Aqua PAC ULV 3.5 3.5

Baracarb 5 5.0 5.0

Baracarb 25 2.5 2.5

Baracarb 50 7.5 7.5

Material sólido densificante (5 µm) 0 109.0

Total aditivos 27.7 137.0

Tabla 7 Propiedades antes y después de laminado en caliente para los dos fluidos de perforación probados y comparados por Corex.

Propiedades antes del laminado en caliente (BHR)

Fluido de CsFo / KFo Fluido de KFo con material densificante

BHR AHR (16 horas a 149°C / 300°F) BHR AHR (16 horas a

149°C / 300°F)

Densidad g/cm3 – 1.76 – 1.76

pH – 10.02 – 10.35

Fann 35, 600 RPM 95 83 180 92

Fann 35, 300 RPM 59 50 111 58

Fann 35, 200 RPM 46 38 92 43

Fann 35, 100 RPM 29 23 60 26

Fann 35, 6 RPM 7 4 15 4

Fann 35, 3 RPM 5 3 11 3

Geles 10" (lb/100 pie2) 6 3 14 4

Geles 10' (lb/100 pie2) 7 4 52 16

PV 36 33 69 34

YP 23 17 42 24

Pérdida de líquidos en HPHT1) [ml] – 6.8 – 4.8

Pérdida de chorro [ml] – 0.2 – 0.2

Espesor de la torta [mm] – 1.0 – 1.0

1) 34.47 bar (500 psi), 149°C / 300°F.

Tabla 8 Composición iónica del agua de reservorio utilizada en prueba de inundación de núcleo de Corex.

Na K Ca Mg Ba Fe Cl HCO3

Concentración de iones [mg/l] 31,190 300 2,300 350 1,000 10 53,500 610


P Á G I N A 1 8 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



producción nuevamente del pozo. Los índices de flujo de gas inducidos por el abatimiento, como función del rendimiento del flujo acumulativo de gas para las dos salmueras, se muestran en la figura 5. El índice de flujo es aproximadamente seis veces mayor en el núcleo expuesto al fluido de perforación a base de formiato con bajo contenido de sólidos que en el núcleo expuesto al fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado con micropartículas de tetraóxido de manganeso. Esto sucede a pesar de que la permeabilidad inicial del tapón de núcleo expuesto al fluido ponderado con tetraóxido de manganeso es levemente mayor (28.7 mD) que la del tapón expuesto a fluido con bajo nivel de sólidos a base de formiato de cesio y potasio (20.9 mD).

Al final de cada secuencia de prueba, se tomaron mediciones de la permeabilidad relativa para determinar el nivel de alteración en la permeabilidad por exposición a los dos fluidos de perforación.

Los resultados se muestran en la tabla 9. El núcleo expuesto al fluido de perforación formulado con micropartículas densificantes perdió el 92.8% de la permeabilidad. A fines comparativos, cabe destacar que la pérdida de permeabilidad para el núcleo expuesto al fluido de perforación estándar a base de formiato fue del 21.1%

Las tortas de filtrado que se formaron durante estas dos pruebas se inspeccionaron en detalle. La torta de filtrado del fluido densificado con micropartículas tenía un espesor aproximado de 3 mm, se adhirió firmemente al 100% de la cara de la perforación de la muestra del núcleo. A fines comparativos, cabe destacar que la torta de filtrado del fluido de perforación a base de formiato de cesio y potasio tenía un espesor de < 1 mm. La figura 6 muestra fotografías de las tortas de filtrado e imágenes SEM secas de las caras de la perforación los dos tapones del núcleo.

Figura 5 Índice del flujo de gas en función de la producción de gas acumulativo durante la secuencia de abatimiento (0.34, 0.69, 1.72, 3.44, 5.17, 6.89 bar [5, 10, 25, 50, 75, 100 psi]) para la salmuera de fosfato y formiato. La permeabilidad inicial del núcleo expuesto al lodo densificado con tetraóxido de manganeso fue levemente mayor (28.7 mD) que el expuesto al fluido a base de formiato de cesio y potasio (20.9 mD).

0

50

100

150

200

250

300

0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600

Índi

ce d

e flu

jo d

e ga

s [m

l/min

]

Rendimiento del gas acumulativo [volúmenes de poros]

Fluido de perforación con formiato de cesio y potasioFluido de perforación a base de formiato de potasio densificadocon tetraóxido de manganeso

Abatimiento = 100 psi

75 psi

50 psi

10 psi

5 psi

Abatimiento = 100 psi75 psi 50 psi

10 psi 5 psi

Tabla 9 Medición de permeabilidad en tapones de núcleo Clashach antes y después de la exposición a fluidos de perforación.

Fluido de prueba Pérdida de volumen total de filtrado

Permeabilidad base efectiva al gas en condiciones de

reservorio. kg a Swi

Perm. efectiva al gas kg a Sr en condiciones de reservorio luego de

abatimiento

Perm. efectiva al gas kg a Sr a 60°C

luego de abatimiento

Fluido de perforación con formiatos de cesio

y potasio con bajo contenido de sólidos

2.86 ml 1.118 volúmenes de

poros20.9 mD

16.5 mD-21.1% de cambio en

perm. base


perm. base

Fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado

con Mn3O4

3.18 ml1.182 volúmenes de

poros28.7 mD


perm. base


perm. base


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Figura 6 a) Torta de filtración en la cara del hoyo de perforación luego de pruebas con fluido de perforación a base de formiato de potasio con material densificante en micropartículas. b) Foto de análisis SEM en seco de la cara de un hoyo de perforación luego de pruebas con fluido de perforación a base de formiato de potasio con material densificante en micropartículas. c) Torta de filtración en la cara del hoyo de perforación luego de la prueba con un fluido de perforación estándar a base de formiato de cesio y potasio. d) Foto de análisis SEM en seco en la cara del hoyo de perforación luego de pruebas con fluido de perforación estándar a base de formiato de cesio y potasio.

a) Torta de filtración en la cara del hoyo de perforación expuesta a un fluido de perforación con material densificante en micropartículas.

b) Foto de análisis SEM en seco de la cara del hoyo de perforación luego de pruebas con fluido de perforación con material densificante en micropartículas.

c) Torta de filtración en la cara del hoyo de perforación del núcleo expuesto a fluido de perforación estándar a base de formiato.

d) Foto de análisis SEM en seco de la cara del hoyo de perforación luego de pruebas con fluido de perforación estándar a base de formiato de cesio y potasio.


P Á G I N A 2 0 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Figura 7 Análisis SEM criogénico de los alrededores del poro de a) accesos porosos no expuestos; b) accesos porosos en un tapón de núcleo luego de la exposición a un fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado con micropartículas de tetraóxido de manganeso; c) accesos porosos en un tapón de núcleo luego de la exposición a un fluido de perforación estándar a base de formiato de cesio y potasio.

a) Accesos porosos antes de la exposición al fluido.

b) Accesos porosos en un tapón de núcleo luego de la exposición a un fluido de perforación a base de formiato de potasio con tetraóxido de manganeso.

c) Accesos porosos en el tapón de núcleo luego de la exposición a un fluido de perforación estándar a base de formiato de cesio y potasio.


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Los análisis SEM criogénicos en seco de los alrededores del poro (figura 7) muestran que el tapón de núcleo expuesto al fluido de perforación a base de formiato de potasio densificado con micropartículas de material sólido queda obturado en su mayor parte por la migración de las micropartículas del tetraóxido de manganeso, a través de todo el tapón de núcleo.

En función de estos resultados, se recomienda no utilizar material densificante microscópico para añadir densidad a las salmueras de formiato. Al parecer, estas partículas provocan daños en el reservorio, ya que obturan los espacios porosos dentro de la formación y deterioran la capacidad de desplazamiento de la torta de filtrado de carbonato de calcio.

B10.7 Casos de campo publicados

Desde 1993, se han perforado y completado cientos de reservorios de gas y petróleo con salmueras de formiato. Los siguientes resúmenes de historias de casos publicados indican que los índices de producción del pozo luego de su perforación o completación con salmueras de formiato fueron los esperados, o bien, superaron las expectativas.

B10.7.1 Oriente, Ecuador, 1997

En la selva amazónica, se perforaron varios pozos horizontales con fluidos de perforación a base de formiato de sodio [34]. El fluido se escogió por sus beneficios ambientales y por no ser nocivo. Para comprobar que la tecnología era la adecuada para futuras perforaciones horizontales, hubo que obtener resultados positivos en el primer pozo.

Se perforó el pozo sin ningún problema de hoyo. Las conexiones y los recorridos breves no requirieron tiempo de circulación extra, y no se observó desplazamiento alguno. No hubo factores de par y arrastre excesivo durante las conexiones y los recorridos, y no se presentaron problemas al poner peso en la broca y lograr un índice de penetración excelente. La torta de filtrado de carbonato de calcio se limpió con un fluido que contenía hipoclorito de litio sometido a impregnación durante tres horas.

La sección horizontal se perforó en el 30% del tiempo planificado por AFE. El pozo se puso a prueba y entró en producción sin daño laminar alguno, con un índice de producción de 14 y un volumen de producción de 13,000 bbl/día. Estos resultados exceden en gran medida la producción en un pozo compensador perforado en la misma formación por otro operador mediante el uso de un sistema de lodo distinto.

B10.7.2 NAM, Plataforma submarina, Holanda, 1997

El pozo en desarrollo K14-FB 102 se completó como un lateral doble para optimizar la capacidad de producción y el drenaje del reservorio a partir de arenisca Rotliegend no permeable en un yacimiento de gas submarino en el sector holandés del Mar del Norte [35][36]. Los dos intervalos horizontales de producción de 57/8 pulgadas se perforaron y completaron en hoyos abiertos con fluidos de perforación a base de formiato de sodio. Se escogió el formiato de sodio para maximizar la producción en un área del campo con baja calidad de reservorio.

En 1979, se perforó, completó y evaluó un pozo, K14-8, en la misma área de campo. Si bien se perforó bajo condiciones de abatimiento, este pozo, perforado con lodo a base de aceite de baja toxicidad seguido de estimulación ácida de lodo, no pudo producir gas a índices comerciales.

Para el pozo K14-FB 102, el fluido se formuló con formiato de sodio como fluido base, carbonato de calcio como agente obturante, un biopolímero de xantano purificado como modificador de reología, y almidón modificado para control de la pérdida de fluido. El sistema se diseñó reológicamente para el intervalo objetivo con contenido mínimo de sólidos, y se diseñó en base a la viscosidad con bajo índice de cizallamiento (LSRV) deseada que se midió a tasas bajas de cizallamiento con respecto a la limpieza del hoyo, el rendimiento de la perforación en general y la minimización de la invasión de filtrados. El uso de fluidos de perforación con formiato de sodio en lugar de fluidos minerales a base de aceite permitió al operador realizar modificaciones beneficiosas a la práctica estándar de perforación con resultados positivos.

• Presentóunacalidadsuperiordelimpiezadelhoyo en todo el intervalo y no se observó arrastre significativo durante la perforación. Eliminó la necesidad de asistencia con píldoras para la limpieza del hoyo.

• Losíndicesdeflujosepuedenincrementarconrespecto a los valores normales de 195 – 250 gal/min a 290 gal/min gracias a las menores pérdidas de presión por fricción del sistema de salmuera. Se logró una reducción de presión del 33%.

• Redujolanecesidaddeescariarelhoyoparalalimpieza del hoyo.

• Selogróunapenetraciónmásrápidadeloesperada debido a que el aumento de los índices de flujo mejoró el rendimiento de la turbina. Gracias a la ROP elevada, se obtuvo un 35% de reducción en el tiempo total de perforación del reservorio.


P Á G I N A 2 2 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



El pozo se completó, con una zona vacía y otra con un recubrimiento preperforado (PDL), y se puso en producción con el uso de nitrógeno bombeado hacia la zona PDL a través de tubería continua. Como fluido de completación, se utilizó una salmuera de formiato de potasio y sodio de 1.27 g/cm3 / 10.6 lb/gal. No se aplicaron procedimientos de estimulación o reparación. El pozo presentó un comportamiento “autolimpiante”, lo cual indica que el enfoque planificado de desplazamiento mediante la torta de filtrado funcionó correctamente. La capacidad de producción superó en un 40% las expectativas, y una lámina mecánica prácticamente sin daños indicó que el pozo se completó con daños residuales producidos por la perforación mínimos. Se cree que el incremento en producción en comparación con las expectativas fue producto de un efecto combinado del lateral adicional perforado y los bajos impedimentos del fluido de perforación a base de formiato de sodio.

Se realizó un registro MPLT para determinar la efectividad de la limpieza, y en qué medida contribuyeron las zonas de permeabilidad variada. Se observaron contribuciones significativas del pozo original. Esto confirmó las propiedades “autolimpiantes” del pozo como resultado del fluido de perforación y el diseño de la torta de filtro. Los datos de acumulación de presión arrojaron valores prácticamente sin daños en las láminas para el pozo y el valor bajo total de la lámina indica que el intervalo del reservorio se completó con daños residuales mínimos inducidos por la perforación.

B10.7.3 BP, Campo Harding, Plataforma submarina, Reino Unido, 1999

Se perforó un pozo abierto y de gran ángulo con paquete de grava con fluidos de perforación a base de formiato de potasio [37]. El reservorio estaba compuesto por secuencias de arena y lutita con una relación neto a bruto de aproximadamente 60%. La lutita dentro del reservorio comprendía capas de distintos espesores, de varios metros a menos de un milímetro. También contenía niveles altos de arcilla esmectita reactiva (80% del contenido de arcilla). Los cuerpos individuales de arena estaban conformados por arenas limpias, claramente ordenadas, no consolidadas con permeabilidad de entre 3 y 4 Darcy.

Se optó por el fluido de perforación de formiato de potasio y sodio por su capacidad de estabilizar estas arcillas internas altamente reactivas y por su capacidad de lograr un hoyo de diámetro correcto, daños mínimos a la formación, formar una torta de filtrado fácil de remover y poder minimizar las posibles obturaciones de malla. Además, el fluido no debía ocasionar problemas operativos y de manejo para la higiene, la seguridad y el medioambiente.

El trabajo de laboratorio fue parte del proceso de selección: las pruebas de dispersión de jaula en la lutita del reservorio arrojaron resultados de mayores recuperaciones en salmueras de formiato, comparadas con las salmueras de cloruro de potasio y sodio o cloruro de sodio con glicol añadido. La formulación del fluido de perforación fue sencilla; estaba compuesto por salmuera de formiato de sodio y potasio, un biopolímero como viscosificador a 4 lb/bbl, almidón modificado a 5 lb/bbl para control de pérdida de fluido, y carbonato de calcio en partículas de un tamaño determinado como agente obturante.

La perforación de la sección del reservorio no presentó problemas y el paquete de grava se colocó con fluido portador surfactante viscoelástico (VES) basado en cloruro de sodio al 5%. Para remover la torta de filtrado, se utilizó un fluido desintegrador a base de enzimas. El pozo se limpió muy rápidamente.

BP no pudo determinar con exactitud la magnitud de la lámina mecánica debido a la incertidumbre de los cálculos de la relación kv/kh en la formación. Sin embargo, BP concluyó que la operación fue un éxito gracias a los datos del excelente rendimiento del pozo (IPR comparado con TPR).

B10.7.4 ExxonMobil, campos de gas HTHP, Alemania, 1996 – 2000

ExxonMobil ha utilizado fluidos de perforación y completación de pozos a base de formiato en reservorios en más de 15 pozos de gas de alta temperatura en el norte de Alemania [5]. El rendimiento de estos fluidos se revisó en el año 2000 [6].

Las salmueras de formiato se escogieron para eliminar los problemas de perforación que se habían presentado en pozos anteriores. Entre los problemas que surgieron con lodos con polímeros a base de agua convencionales, se presentaban la suspensión incorrecta de los sólidos, bajo nivel de transporte de sólidos, atascamiento de tuberías y hoyos no permeables. El proceso de migración de ExxonMobil hacia los fluidos a base de formiatos eliminó la mayoría de los problemas y logró controlar los costos de la construcción de pozos.

Los fluidos de perforación se formularon a partir de formiato de sodio, formiato de potasio o una mezcla de ambos. Además, se añadieron biopolímeros para control de la viscosidad, agentes de pérdida de fluidos y carbonato de calcio en partículas (1 – 3%) para obturación de los poros. Se llevaron a cabo pruebas de inundación de núcleo en laboratorio para evaluar la posibilidad de daños a la formación. Se comparó un sistema de fluido a base de formiato de


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



sodio con un fluido de perforación a base de aceite. La permeabilidad del núcleo al gas se midió antes y después de la limpieza mecánica con una herramienta de chorro a presión. Los resultados mostraron un incremento significativo de la permeabilidad de retorno con el fluido a base de formiato.

Las salmueras de formiato se utilizaron en los hoyos de 8¾ pulgadas perforados a través de la zona de espesor poniendo énfasis en la limpieza del hoyo, lo cual minimizó el daño a la formación, y en una hidráulica óptima. La densidad máxima del fluido fue de 1.55 g/cm3 / 12.9 lb/gal. La mayoría de los pozos se perforó y completó en la sección del reservorio sin problemas relacionados al fluido o la perforación. No se encontraron adherencias, ni recortes de estratos, el par y arrastre se redujeron inmediatamente luego del desplazamiento al lodo de formiato. Cierta cantidad de pozos presentaron formaciones importantes de sal.

Los costos de mantenimiento y los costos totales del fluido se redujeron significativamente en el proyecto total. Otros beneficios atribuidos al fluido de perforación en reservorio a base de formiatos fueron los siguientes:

• Presióndebombeo25%menor;• ROP25%máselevada;• 100%detasadeéxitoalcolocarelrevestimiento

de producción.

Una vez que los pozos alcanzaron la profundidad total (TD), el fluido de perforación usado se procesó a través de un equipo normal de control de sólidos para eliminar la mayoría de los agentes obturantes y los sólidos de perforación. Luego, durante la fase de completación, el fluido procesado se utilizó como fluido de completación. Los pozos entraron en producción con una tasa de producción típica un 35% mayor que la esperada (o más elevada que la de pozos compensadores anteriores).

B10.7.5 Oeste de Canadá, 1999 – 2004

Durante un período de cinco años, se perforaron más de 300 pozos al oeste de Canadá con fluidos de perforación a base de formiato de potasio en bajas concentraciones. Se descubrió que la salmuera de formiato de potasio de baja concentración estabiliza las lutitas problemáticas (Blackstone, Fernie y Fort Simpson) en Alberta y Columbia Británica. Aún en pequeñas cantidades, este fluido estabilizador de lutitas no solo mejora en gran medida el rendimiento de la perforación al reducir los tiempos y eliminar el atascamiento de las tuberías, sino que, además, produce hoyos de diámetro correcto y mejora la producción del pozo [38][39][40].

B10.7.6 Statoil, Campo Huldra, Plataforma submarina, Noruega, 2001 – 2003

Huldra es un yacimiento de condensado de gas que se encuentra en el sector noruego del Mar del Norte y que opera Statoil ASA. Durante la perforación y completación de este yacimiento, se encontraron condiciones de alta temperatura y presión en la sección del reservorio (675 bar, 150°C / 302°F). La diferencia entre el gradiente de presión de poro y de presión de fractura en el reservorio era mínima. El flujo de gas de Huldra contenía entre 3 y 4% de CO2 y entre 9 y 14 ppm de H2S. Los pozos se perforaron en un plano de inclinación entre 45° y 55° a través del reservorio y se completaron con mallas de 300 micrones envueltas en alambre.

Cuando se perforó el primer pozo de producción en el yacimiento, con lodo a base de aceite, se experimentó una seria arremetida en el pozo mientras se pasaban los filtros de arena. El motivo principal fue la pérdida de densidad del fluido de perforación debido a la decantación de la barita durante el recorrido del limpiador. En consecuencia, para los siguientes pozos, se optó por un fluido de perforación a base de formiato de cesio [9], principalmente para el control de pozos. El fluido de formiato de cesio se sometió a evaluaciones y pruebas exhaustivas. Los principales beneficios de la salmuera de formiato de potasio y cesio en comparación con el fluido a base de aceite fueron los siguientes: posibilidad nula de decantación, densidad de circulación equivalente (ECD) baja, menor riesgo de obturación de los filtros, baja presencia de sólidos, uso de sólidos que pueden acidificarse (CaCO3), solubilidad baja del gas, no contaminante, y estabilización térmica rápida durante las verificaciones de flujo.

Las pruebas de permeabilidad de retorno predijeron una reducción en la permeabilidad de la formación luego de un abatimiento entre el 36 y 70% [22]; consulte la tabla 10. Pruebas posteriores mostraron que la incorporación de un tratamiento con ácido orgánico diluido para eliminar la torta de filtrado pudo restaurar efectivamente la permeabilidad del núcleo prácticamente a su estado original (tabla 11).

Los resultados iniciales de permeabilidad de retorno no fueron buenos y, en otras circunstancias, quizás hubieran llevado un rechazo de la salmuera de formiato como fluido de perforación pero, luego del tratamiento ácido, estos resultados indicaron que el daño era superficial y se podía tratar. El operador decidió utilizar fluido a base de formiato, pues ya sabía que cualquier daño a la formación podía eliminarse simplemente con una impregnación de ácido en equilibrio.


P Á G I N A 2 4 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



La operación de perforación en sí estuvo caracterizada por la buena estabilidad del hoyo, una ECD baja y buena limpieza del hoyo. La reología y estabilidad térmica excelentes del fluido de perforación contribuyeron al ahorro en tiempo de perforación a partir de mayores velocidades de recorrido, mayores velocidades de colocación de revestimientos, menos acondicionamiento del lodo y menos viajes del limpiador. Además, la ROP también arrojó buenos valores. El fluido de perforación se circuló por una combinación de filtros agitadores de malla 250, 300 y 400 antes de la utilización de los filtros de completación. Luego de pasar los filtros, el fluido de perforación se reemplazó por una salmuera de terminación a base de formiato de cesio y potasio.

Statoil informa que los seis pozos Huldra perforados y completados con salmueras de formiato

presentaban excelentes índices promedio de productividad de alrededor de 1.9 millones scf/día/psi. De hecho, los índices de meseta de producción se lograron en los tres primeros pozos del proyecto de seis pozos. El gerente de proyecto de Huldra sostuvo que: “Dadas las condiciones específicas del campo Huldra, no existen alternativas de fluidos realistas para perforar y completar con éxito los pozos”. No se presentaron signos obvios de daños a la formación en los pozos, y no hizo falta estimulación ácida. Estos datos sugieren que los resultados de las pruebas de inundación de núcleo fueron engañosas, es decir, demasiado conservadoras. Con lo que se conoce hoy en día sobre las pruebas de inundación de núcleo de salmueras de formiato (consulte B10.3.1), es probable que los resultados poco favorables del laboratorio fueran una distorsión, originada quizás a partir del gas nitrógeno que no

Tabla 10 Resultados de la prueba de inundación de núcleo en Huldra luego del abatimiento.

Muestra Fluido Pérdida de filtrado [ml]

Perm. base kg a Swi

[mD]

Perm. luego de

abatimiento de lodo

[mD]

% cambio en la perm.

base*

Perm. luego de eliminar la torta de lodo y girar

el tapón hacia

adentro [mD]


base

Filtrado eliminado

[ml]

1ALodo de formiato del campo

15.419 1,416 881 -37.8 990 -30.8 0.19

2BLodo de formiato del campo

11.719 2.88 0.982 -65.9 1.17 -59.4 0.083

6ADIF de formiato optimizado

10.564 1,978 1,272 -35.7 1,675 -15.3 0.30

3BDIF de formiato optimizado

8.388 7.47 2.27 -69.6 3.64 -51.3 0.17

* Debido posiblemente al gas seco utilizado durante el descenso de nivel.

Tabla 11 Resultados de la prueba de inundación de núcleo en Huldra luego del abatimiento e impregnación ácida diluida.

Muestra Fluido Pérdida de filtrado [ml]

Perm. base kg a Swi

[mD]

Perm. luego de lodo /

abatimiento / impregnación

ácida de reparación /

segundo abatimiento

[mD]


base

Perm. luego de eliminar la torta de lodo y girar

el tapón hacia

adentro [mD]


base

Filtrado eliminado

[ml]

7ALodo de formiato del campo

18.247 2,198 2,341 6.51 2,406 9.46 Trazas

6BLodo de formiato del campo

12.355 3.47 3.56 2.59 3.81 9.74 0.05

8ADIF de formiato optimizado

12.484 1,988 1,982 -0.30 2,027 1.96 Trazas

4BDIF de formiato optimizado

10.003 10.9 10.7 -1.83 11.2 2.75 0.05


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



estaba humectado a condiciones de prueba para fluir al núcleo.

Durante el período de 2002 – 2003, los índices promedio de producción de gas del yacimiento Huldra fueron de entre 7 y 8 MMm3/día. Los pozos y la torta de filtrado residual lindante a los hoyos de perforación abiertos se limpiaron de forma natural durante la fase temprana de producción. El Directorio Noruego del Petróleo (NDP, Norwegian Petroleum Directorate) calculó que Huldra posee reservas recuperables por 16,600 millones de m3 de gas y 5.0 millones de m3 de petróleo y condensado. Los registros de producción en el sitio web de NDP indican que, para finales del séptimo año de producción, los seis pozos del yacimiento Huldra habrán producido el 77% de las reservas de gas recuperables y el 87% de las reservas de condensado recuperables. La producción acumulativa ya se encuentra cercana al 100% de los cálculos originales de las reservas recuperables (consulte B10.8, más abajo).

B10.7.7 Shell, Campo Brigantine, Plataforma submarina, Reino Unido, 2000 – 2001

Entre octubre de 2000 y marzo de 2001, Shell perforó tres pozos horizontales en el campo Brigantine del Mar del Norte y los completó con el uso de tecnología de filtro de arena expansible (ESS, Expandable Sand Screen) [41]. Para estas operaciones con ESS, Shell requería un sistema de lodo que:

• proporcionaraunhoyodediámetrocorrecto;• mantuvieralaestabilidaddelhoyodeperforación

durante la perforación y el uso o expansión del ESS;• contribuyeraaunabuenalimpiezadelhoyo;• exhibierabuencontroldepérdidadefluidos

mediante la formación de una torta de filtrado externa en el hoyo de perforación;

• mantuvieraelcontrolhidrostáticodelpozo;• redujeralafriccióndurantelacolocaciónyla

expansión del ESS;• fluyeraatravésdelESSdurantelaexpansiónsin

bloquear los filtros de 230 micrones;• nofueraperjudicialparalasformaciones,los

filtros de arena y el medioambiente.

Los sistemas de lodo que se tuvieron en cuenta fueron un polímero de cloruro de potasio, un polímero de cloruro de sodio, formiato de sodio, lodos de baja toxicidad con base de aceite (LTOBM) y formiato de sodio y potasio. El LTOBM se rechazó porque no pasó la prueba de flujo a través del filtro de 230 micrones. Se optó por un sistema de formiato en lugar de los sistemas de cloruros debido a las propiedades beneficiosas de estabilización de la lutita que demostró Shell

durante usos anteriores de formiato. Esto, combinado con el hecho de que gran parte del peso lo proporcionó la salmuera base, convirtió al sistema de formiato en la alternativa preferida.

El fluido de formiato se preparó con una distribución de carbonato de calcio en partículas de un tamaño diseñado específicamente para no obstruir los filtros de 230 micrones. La prueba de estos sistemas arrojó una permeabilidad de retorno de entre el 70 y el 90%, en comparación con el 15 al 55% del LTOBM.

Los tres pozos se perforaron y completaron 32 días antes de lo planificado; así se lograron índices de producción de gas iniciales de 23% a 40% mayores que lo esperado.

B10.7.8 OMV, Campos Miano y Sawan, Pakistán continental, 2001

OMV ha publicado dos documentos sobre el desarrollo y el uso exitoso de las salmueras de formiato como fluidos de perforación y completación de pozos en reservorios de los yacimientos de gas de alta temperatura de Miano y Sawan, en el área de Sindh, Pakistán [42][43].

El primer documento [42] y las primeras diapositivas de OMV describen el desarrollo y la aplicación de salmuera de formiato de potasio con bajo contenido de sólidos como fluido de perforación y completación de pozos para la sección del hoyo de 6 pulgadas del pozo Miano-9, donde el desafío principal era la sobrepresión elevada de 115.67 bar (1,700 psi) y la BHST elevada de 177°C / 350°F. Para evitar la obturación de los filtros de arena, era primordial utilizar un fluido a base de formiato con bajo contenido de sólidos para la operación. La operación de perforación no presentó problemas, con pérdida nula de areniscas de 10 – 5,000 mD, calibre perfecto y resultados de adquisición de registros excepcional. Antes de pasarle un filtro de arena expansible y antes de una completación con 22Cr, el pozo se sometió a un desplazamiento para la limpieza de salmuera de formiato de potasio de 1.1 g/cm3 / 9 lb/gal. La producción esperada era < 20 MMscfd, pero cuando el pozo se puso a prueba, produjo 47 MMscfd. OMV informó en otra conferencia [44] que el pozo posee un efecto laminar Darcy de 0 y que la dependencia de este revestimiento del índice es insignificante.

Un segundo documento [43] detalla el procedimiento de OMV en cuanto al uso del mismo tipo de formulación de salmuera de formiato de potasio con bajo contenido en sólidos como fluido de perforación y completación de pozos para la sección de 6 pulgadas de hoyo de los pozos Sawan-6 y Sawan-11. En la página 3 de este


P Á G I N A 2 6 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



documento, OMV afirma que “(estas pruebas en el yacimiento Sawan han)...definido al formiato de potasio como el mejor fluido de perforación que ha arrojado resultados excepcionales tanto en términos de estabilización de la temperatura y de perforación sin problemas como en la reducción de los daños a la formación”. El documento incluye una figura que muestra que el pozo perforado Sawan-11 poseía efectos laminares negativos. Las tecnologías avanzadas de lodo y el diseño de la broca utilizados en el pozo Sawan-11 permitieron que se perforara el pozo a una TD de aproximadamente 3,400 m / 11,155 pies en 23 días, contra los 32 días planificados. Al igual que con los resultados del pozo Miano, los resultados de los registros fueron mejores que los esperados.

El segundo documento llega a la siguiente conclusión: “El formiato de potasio RDIF reduce el daño laminar cuando se perfora la sección del reservorio. Se trata de un sistema estable, de alta temperatura y libre de sólidos que da como resultado una perforación sin problemas, reduce el efecto laminar y mejora el rendimiento del pozo”.

B10.7.9 Norsk Hydro, Campo Visund, Plataforma submarina, Noruega, 2002

El yacimiento Visund es un desarrollo submarino en las costas de Noruega [45]. Norsk Hydro ASA puso el pozo en producción en 1999. En 2003, Statoil ASA tomó el control del yacimiento.

Visund es un reservorio bastante complicado y con una geología compleja. Los índices de permeabilidad rondan los 300 a 3,000 mD. Los pozos se perforaron y completaron con secciones horizontales largas para alcanzar distintos objetivos con un pozo. Presentan presiones y temperaturas relativamente elevadas (440 bar, 115°C / 311°F). La prevención de arenas se logró mediante una perforación orientada hacia la dirección de esfuerzo máximo.

El tiempo de perforación de estos pozos fue prolongado, lo que dio como resultado la exposición prolongada de los fluidos de perforación con sobrepresión elevada a la formación. Como resultado, se produjo una zona de invasión profunda de filtrado de lodo alrededor del hoyo de perforación. Los primeros pozos se perforaron con un sistema de perforación estándar orientado con cargas revestidas con cinc en un fluido de perforación para matar el pozo de 1.65 g/cm3 / 13.8 lb/gal de CaCl2 y CaBr2. Cuando el pozo se puso en flujo, los estranguladores se atascaron por la acción de grandes pedazos de óxido de cinc.

Estos pozos arrojaron valores de productividad significativamente más bajos que los esperados por

las características del reservorio. Para poder evaluar los problemas, se llevó a cabo una investigación. Se identificaron diversas áreas de mejoras, incluido el sistema de fluido. La formulación de salmuera de CaCl2 y CaBr2 resultó ser inestable y viscosa, lo cual dificultó lograr una buena limpieza. También resultó ser incompatible con el agua de la formación.

Otros estudios de laboratorio mostraron que las reacciones entre los productos de polvo de cinc provenientes de las cargas del cañón perforador y la salmuera de CaCl2 y CaBr2 provocaron que la píldora para matar el pozo perdiera sus propiedades de control de pérdida de fluidos, lo cual, luego, provocó daños en la formación. Se descartó la idea de reemplazar la salmuera por un lodo a base de aceite debido al alto contenido de partículas. Se desarrolló entonces un nuevo sistema de perforación que, entre otras modificaciones, reemplazó las cargas de cinc. Se reemplazó el fluido de perforación a base de CaCl2 y CaBr2 por una salmuera de formiato de potasio que contenía partículas de carbonato de calcio para el control de fluidos.

Se perforaron cinco nuevos pozos de petróleo con el sistema nuevo, bajo condiciones dinámicas desbalanceadas. Los índices de productividad para los pozos anteriores rondaban los 60 a 90 Sm3/día/bar, mientras que los de los pozos nuevos rondaban los 300 a 900 Sm3/día/bar. Se concluyó, entonces, que el efecto combinado de las modificaciones al sistema de perforación, el desbalance dinámico y el fluido nuevo daba como resultado un aumento de productividad de entre tres y seis veces. Se cree que el sistema de lodo a base de formiato fue uno de los principales contribuyentes a esta mejoría en la productividad del pozo.

B10.7.10 BP, Campo Devenick, Plataforma submarina, Reino Unido, 2001

BP escogió un fluido de perforación de reservorio a base de formiato de cesio y potasio con una densidad de 1.68 g/cm3 / 14.0 lb/gal para perforar un pozo horizontal de HPHT de evaluación y desarrollo en el campo Devenick [46]. La matriz de la arenisca de baja permeabilidad del reservorio Devenick es muy dura y parecía presentar un desafío importante para la perforación y completación. Para lograr la productividad suficiente y penetrar los distintos segmentos del reservorio, se requirió un hoyo de perforación horizontal largo.

Se creía que la salmuera de formiato ofrecía diversas ventajas sobre un OBM y se seleccionó principalmente en función del bajo riesgo de daños a la formación, ECD baja y la posibilidad de mejorar la ROP y el control del pozo. Las pruebas de permeabilidad de


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



retorno en las muestras de núcleo del reservorio Devenick (<0.1 mD de permeabilidad) indicaron que la salmuera de formiato de cesio y potasio provoca daños mínimos a la formación, en comparación con el lodo a base de aceite, lo cual se tomó como dato importante debido a la completación de hoyo abierto seleccionada.

Además, el modelo de hidráulica sugirió que la salmuera de formiato reduce la ECD aproximadamente en 20.42 bar (300 psi) en comparación con un OBM, lo cual brinda márgenes de seguridad más amplios entre las presiones de poro y de fractura. Igualmente importante fue el descubrimiento de que la reducción de la ECD reduciría la resistencia aparente de la roca a la broca en un 23% y posiblemente arrojaría mejoras similares en la ROP.

Otros pozos horizontales de HPHT perforados previamente por BP habían sufrido problemas de control de pozo, y se consideró que el uso de salmueras de formiato ofrecería un riesgo mucho menor de control del pozo en comparación con un fluido a base de OBM. Las principales razones fueron la eliminación de la decantación de la barita y la no difusión del metano dentro del hoyo de perforación horizontal.

Los resultados informados del pozo parecían prometedores, con buena producción y ningún efecto laminar. En términos operativos, el equipo de proyecto de BP creyó que hubiera sido difícil obtener producción del pozo sin la salmuera de formiato de cesio y potasio. Además de las ventajas analizadas anteriormente, el equipo consideró que el fluido aportaba numerosas ventajas a la salud, la seguridad y el medio ambiente, como ser la eliminación del escombrado y embarqu, incidentes nulos del control de pozos y mejor integración entre la perforación y la completación de pozos. Las ventajas del fluido superaron con creces las desventajas (costo del fluido y mayor complejidad en el análisis de registro del reservorio).

B10.7.11 Saudi Aramco, Pre-Khuff, Arabia Saudita, 2004

Las perforaciones horizontales en las formaciones de Pre-Khuff a entre 13,000 y 17,000 pies en Arabia Saudita representan numerosos desafíos, entre otros, areniscas duras abrasivas y temperatura del fondo del pozo en el rango 121 a 177°C (250 – 350°F) [47][48]. La intercalación de secuencias de lutita y arenisca exige requisitos para la densidad del fluido de perforación únicos, por ejemplo, se requieren fluidos de perforación de entre 1.43 y 1.63 g/cm3 / 12.0 a 13.6 lb/gal) para estabilizar mecánicamente las lutitas, mientras que se necesitan solamente entre 1.05 y 1.43 g/cm3 / 8.8 a 11.9 lb/gal para equilibrar las presiones del reservorio.

Los desafíos relacionados con el fluido que debió enfrentar la empresa Saudi Aramco al perforar secciones horizontales de entre 457 y 1,524 m / 1,500 a 5,000 pies en Pre-Khuff fueron los que se mencionan a continuación:

• Evitarlosdañosalaformaciónylaobturacióndesecciones largas de filtros de arena expansibles.

• Evitarelatascamientodelastuberíasconsobrepresiones del fluido de entre 55.79 y 108.87 bar (820 y 1,600 psi).

• Mantenerlaspropiedadesesencialesdelfluidodeperforación por períodos de tiempo prolongados a BHST elevadas.

• Mantenernivelesbajosdepérdidadepresióndecirculación en secciones largas de hoyos horizontales de 57/8 pulgadas para evitar presiones superficiales de bombeo excesivas y facilitar el uso de turboperforadoras de alta velocidad.

• Obtenerunfluidoaltamentelubricanteparareducirel par y el arrastre.

• Minimizarlacorrosióndelastuberíasylasartadeperforación.

La mejor solución que encontró Saudi Aramco para hacer frente a estos desafíos fueron los fluidos de perforación y completación de pozos a base de formiatos. El documento 92407 de SPE [47] y las diapositivas correspondientes [48] describen la manera en que se utilizaron exitosamente los fluidos a base de formiato de 1.44 a 1.68 g/cm3 / 12 a 14 lb/gal para perforar y completar tres pozos horizontales de aproximadamente 487 m / 1,600 pies a una profundidad vertical real (TVD) de 457 a 4,235 m / 13,900 a 14,600 pies.

Aramco informó que uno de los pozos perforados con fluido a base de formiato a 1.44 g/cm3 / 12.0 lb/gal) con bajo contenido en sólidos exhibió “importantes mejoras en la lubricidad de la sarta de perforación, la perforación y el rendimiento de la broca, redujo el par y arrastre, EDC reducidas y presiones de bombeo más bajas”. La densidad inadecuada del fluido de perforación y la incorporación de altos niveles de sólidos densificantes encubrieron los beneficios totales de los fluidos a base de formiato en los otros dos pozos, aunque no se presentaron instancias de adherencia diferencial.

Los pozos Tinat-3 y Hawiyah-201 arrojaron resultados de prueba de flujo excelentes; hasta ahora, los mejores resultados obtenidos en sus campos respectivos. Las tablas 12 y 13 muestran las tasas de flujo y los datos de presión para la boca de pozo para estos pozos, tal como los presentara Aramco en la Exposición Petrolera de Medio Oriente de 2005.


P Á G I N A 2 8 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



El pozo Haradh-658, perforado con un fluido a base de formiato de 1.47 g/cm3 / 12.3 lb/gal densificado hasta 1.68 g/cm3 / 14.0 lb/gal con carbonato de calcio sólido, produjo un nivel desalentador de 3 MMscfd de gas. El autor del documento 92407 de SPE [47] reconoce en la sección “Lecciones” que debería haberse utilizado formiato de cesio soluble para densificar el fluido a base de formiato formulado para Haradh-658.

B10.7.12 Petrobras, Manatí, Brasil, 2008

En 2008, Petrobras informó que había perforado dos pozos en el yacimiento Manatí con fluido de perforación a base de sodio y potasio. Más adelante, el pozo Manatí-6, con una producción de 19.7 MMm3/día, se conocería como “el pozo de gas más productivo de Brasil” [49]. La perforación de los pozos fue parte del objetivo de Brasil de autoabastecerse en la producción de gas natural mediante la optimización de la producción en los pozos existentes.

El plan inicial de desarrollo para el yacimiento de gas Manatí incluía seis pozos completados en la formación Sergi, cada pozo produciría no más que 1 MMm3/día. Con tasas de producción tan modestas, no hacía falta equipar los pozos con dispositivos de exclusión de arenas. Sin embargo, debido a los cambios en la economía brasileña, se necesitaba más producción de gas, lo cual trajo aparejado el riesgo de producción de arena.

Petrobras enfrentó el desafío de la exclusión de arena mediante la perforación de secciones de reservorio verticales de entre 184 y 328 m / 604 y 1,076 pies de dos pozos (Manatí-5 y Manatí-6) con fluidos no dañinos y completaciones a base de paquete de grava de pozo abierto. Los fluidos de perforación y completación de pozos no dañinos utilizados en ambos pozos fueron salmueras de formiato de potasio y sodio con densidades entre 1.4 y 1.5 g/cm3 / 11.3 a 12.5 lb/gal. Este nuevo

procedimiento produjo una reducción de diez días en el tiempo de perforación, en comparación con opciones de completación alternativas, e índices de producción de gas sin precedentes en el pozo Manatí-6.

El documento concluye lo siguiente: “Las completaciones con paquetes de grava de pozo abierto en reservorios de gas altamente permeables, tales como los del yacimiento Manatí, han comprobado ser estrategias de completación financieramente ventajosas que garantizan la productividad requerida y reducen el tiempo de perforación. Las modificaciones en el diseño de completación fueron beneficiosas para el proyecto y (...) posibilitaron cumplir con la creciente demanda de gas brasileño”.

B10.8 Análisis de datos de producción obtenidos a partir de campos perforados y completados con salmueras de formiato

La medida fundamental que determina la eficacia de los fluidos de perforación y completación del reservorio, como las salmueras de formiato, es si permiten o no que el operador produzca las reservas estimadas recuperables de hidrocarburos antes de que los pozos alcancen su límite económico. Es decir, el uso de fluidos no dañinos a base de formiatos¿permitealosoperadoresdelyacimientolograr los ingresos y las ganancias que proyectan enlosplanesinicialesdedesarrollodelyacimiento?

Para poder responder esta pregunta tan importante, se deben encontrar datos de desarrollos de yacimientos que coincidan con los siguientes criterios:

Tabla 12 Índices de producción de hidrocarburos en Hawiyah-201 comparados con el pozo inicial.

Productor vertical HWYH Productor horizontal HWYH-201

Índice de producción 3 MMscfd 27.5 MMscfd 9,410 bpd condensado

Presión en el pozo 81.65 bar (1,200 psi) 353.15 bar (5,190 psi)

Tabla 13 Índices de producción de hidrocarburos en Tinat-3 comparados con el pozo vertical de compensación.

Productor vertical TINAT (pozo abierto) Productor horizontal TINAT-3

Índice de producción 16.6 MMscfd 4,750 bpd condensado

27.5 MMscfd Seco

Presión en el pozo 95 bar (1,396 psi) 347 bar (5,100 psi)


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



• Seccionesdereservoriosdetodoslospozosperforadas y completadas en su totalidad con salmueras de formiato.

• Loscamposdebenhaberpermanecidoenproducción lo suficiente como para haber drenado la mayor parte de las reservas de hidrocarburos esperadas al inicio del proyecto de desarrollo.

• Eloperador,olaautoridaddedesarrollopetrolerolocal, deben dar a conocer la cantidad aproximada de reservas recuperables que se espera de los campos.

• Eloperador,olaautoridaddedesarrollopetrolerolocal, deben brindar acceso público a los datos de producción de gas y petróleo de los yacimientos.

Hay dos campos que coinciden con estos criterios: Tune y Huldra, ambos yacimientos submarinos de gas y condensado de HPHT, que se encuentran en el Mar del Norte.

Estos dos campos se desarrollaron entre 2001 y 2002 mediante la perforación y completación de diez pozos de gran ángulo en hoyo abierto con el uso de salmuera de formiato de cesio y potasio. El Directorio Noruego del Petróleo (NPD, Norwegian Petroleum Directorate) calcula que las reservas recuperables de Tune, que entraron en producción en noviembre de 2001, rondan los 15,900 millones de Sm3 de gas y los 4.9 millones de m3 de

condensado. Para el campo Huldra, que entró en producción en noviembre de 2002, las reservas recuperables se calculan en 18,000 millones Sm3 de gas y 3.2 millones m3 de condensado. Los pozos de estos yacimientos siempre han sido altamente productivos. En junio de 2003, por ejemplo, se informó que el campo Tune producía 12.4 millones Sm3/día de gas y 23,000 bbl/día de condensado de solamente de cuatro pozos. Las hojas informativas que publicó el NPD en noviembre de 2009 proporcionan las cifras de producción acumulativas para estos campos a partir de finales de agosto de 2009 (figuras 9 y 10). Allí se muestra que ambos campos han producido cerca del 90% de las reservas recuperables de gas que se han calculado y más del 95% del estimado en reservas recuperables de condensado, tan solo luego de siete años de plena producción. En ambos casos, al menos el 70% del gas y condensado recuperable se produjo después de solo cuatro años de plena producción. Un punto a destacar es que ninguno de los pozos en estos campos, o en el campo Kvitebjørn que se construyó más tarde, necesitó ningún tipo de intervención o reparación desde que se construyeron originalmente con salmueras de formiato. La figura 8 muestra una comparación entre la producción de reservas de gas y el tiempo para cinco campos de gas y condensado a HPHT del Mar del Norte de aproximadamente el mismo tamaño [50][51]. Aquí, la producción de reservas de gas a partir de

Figura 8 Comparación de la producción de la reserva de gas y el tiempo en cinco campos de gas y condensado HPHT en el Mar del Norte, de aproximadamente el mismo tamaño. Aquí, la producción de reservas de gas a partir de los dos pozos de HPHT del Mar del Norte perforados y completados en hoyo abierto con salmueras de formiato (Tune y Huldra) fue más veloz y más completa que en pozos más antiguos perforados y completados con OBM, antes de que el formiato de cesio estuviera disponible como opción. Los pozos del campo Marnock se completaron en hoyo abierto con OBM, pero los residuos de lodo bloquearon los filtros de arena y hubo que recurrir a la estimulación. Los pozos de los campos Shearwater y Erskine se perforaron con OBM y se completaron como agujeros revestidos.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 2 4 6 8 10 12 14

Rec

uper

ació

n de

las

rese

rvas

de

gas

[% d

e la

s re

serv

as o

rigin

ales

est

imad

as e

n el

luga

r]

Años de producción

Huldra 16.0 Tune 18.0 Shearwater 23.9 Marnock 16.9 Erskine 10.5

Campos Tune y Huldra perforados ycompletados con salmueras de formiato

OBM yestimulación

Lodos de base de aceite [OBM]

Lodos de base de aceite [OBM]


P Á G I N A 3 0 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



los dos pozos de HPHT del Mar del Norte perforados y completados en hoyo abierto con salmueras de formiato (Tune y Huldra) fue más rápida y más completa que en pozos más antiguos perforados y completados con OBM, antes de que el formiato de cesio estuviera disponible como opción. Los

pozos del campo Marnock se completaron en hoyo abierto con OBM, pero los residuos de lodo bloquearon los filtros de arena y hubo que recurrir a la estimulación. Los campos Shearwater y Erskine se perforaron con OBM y se completaron como agujeros revestidos.

Figura 9 Recuperación de reservas de gas de dos campos de HPHT perforados y completados con salmueras de formiato.

Figura 10 Recuperación de reservas de condensado de dos campos de HPHT perforados y completados con salmueras de formiato.

0

20

40

60

80

100

120

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Recu

pera

ción

de

rese

rvas

de

cond

ensa

do [%

]

Tiempo desde el comienzo [años]

HuldraTune

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

0 2 4 6 8 10 12

Rec

uper

ació

n de

rese

rvas

de

gas

[%]

Tiempo desde el comienzo [años]

HuldraTune


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



Referencias

[1] Downs, J.D.: “Formate Brines: Novel Drilling and Completion Fluids for Demanding Environments”, SPE 25177, 1993.

[2] Howard, S.K.: “Formate Brines for Drilling and Completion: State of the Art”, SPE 30498, 1995.

[3] Howard, S. y Downs, J.D.: “Formate Fluids Optimize Production Rates”, AADE documento n.° AADE-05-NTCE-05, 2005.

[4] Downs, J.D., Howard, S.K., y Carnegie, A.: “Improving Hydrocarbon Production Rates Through the Use of Formate Fluids – A Review”, SPE 97694, Conferencia Internacional de SPE sobre Recuperación Mejorada de Petróleo en Asia del Pacífico, Kuala Lumpur, Malasia, 5 – 6 de diciembre de 2005.

[5] Sundermann, R. y Bungert, D.: “Potassium-Formate-Based Fluid Solves High Temperature Drill-In Problem”, Journal of Petroleum Technology 1042, noviembre de 1996.

[6] Bungert, D., Maikranz, S., Sundermann, R., Downs, J., Benton, W. y Dick, M.A.: “The Evolution and Application of Formate Brines in High-Temperature/High-Pressure Operations”, IADC / SPE 59191, presentado en la Conferencia de Perforación de IADC / SPE, Nueva Orleans, 23 – 25 de febrero de 2000.

[7] Simpson, A., Al-Reda, S., Foreman, D., Guzman, J., Al-Fawzy, M. y Vice, P.: “Application and Recycling of Sodium and Potassium Formate Brine Drilling Fluids for Ghawar Field HT Gas Wells”, OTC 19801, presentado en la Conferencia de Tecnología Submarina de 2009, Houston, Texas, EE. UU., 4 – 7 de mayo de 2009.

[8] Simpson, A., Al-Reda, S., Foreman, D., Guzman, J., Al-Fawzy, M. y Vice, P.: “Application and Recycling of Sodium and Potassium Formate Brine Drilling Fluids for Ghawar Field HT Gas Wells”, OTC 19801, presentado en la Conferencia de Tecnología Submarina de 2009, Houston, Texas, EE. UU., 4 – 7 de mayo de 2009.

[9] Saasen, A. Jordal, O.H., Burkhead, D., Berg, P.C., Løklingholm, G. Pedersen, E.S., Turner, J., y Harris, M.J.: “Drilling HT/HP Wells Using a Cesium Formate Based Drilling Fluid”. SPE 74541, 2002.

[10] Sitio Web de Norwegian Petroleum Directorate (www.npd.no/en).

[11] Schulze, K., Kersten, C., Verient, G. Oswald, W. Dammerer-Kerbl, M., Empl, C., Marchel, C., y Karsch, H.: “Prevention of Production Breakdown by Formate Drilling Fluid”, SPE 122178, 2009.

[12] Bennion, D.B. y Thomas, F.B.: “Underbalanced Drilling of Horizontal Wells: Does it Really Eliminate FormationDamage?”,SPE27352,SimposioInternacional de la SPE sobre Control de Daños a la Formación, Lafayette, 7 – 10 de febrero de 1994.

[13] Morgenthaler, L.N.: “Formation Damage Tests of High-Density Brine Completion Fluids”, SPE 14831, Simposio Internacional de la SPE sobre Control de Daños a la Formación, Lafayette, 26 – 27 de febrero de 1986.

[14] Khilar, K.C. y Folger, H.S.: “Water Sensitivity of Sandstones”, SPE 10103, Conferencia Técnica Anual de la SPE, San Antonio, 5 – 7 de octubre 1981 y SPE Journal (febrero de 1983) 55.

[15] Bishop, S.R.: “The Experimental Investigation of Formation Damage due to the Induced Flocculation of Clays within a Sandstone Pore Structure by a High Salinity Brine”, SPE 38156, Conferencia Europea de la SPE sobre Daños a la Formación, La Haya, 1 – 3 junio de 1997.

[16] Francis, P.A., Eigner, M.R.P., Patey, I.T.M., Spark, I.S.C.: “Visualisation of Drilling-Induced Formation Damage Mechanisms using Reservoir Conditions Core Flood Testing”, SPE 30088, 1995.

[17] Powell, J., Stephens, M.P., Scheult, J.M., Sifferman, T., Swazey, J.: “Minimization of Formation Damage, Filtercake Deposition, & Stuck Pipe Potential In Horizontal Wells Through The Use of Time-Independent Viscoelastic Yield Stress Fluids & Filtrates”, SPE 29408, febrero de 1995.

[18] Berg, P.C., Pedersen, E.S., Lauritsen, Å., Behjat, N., Hagerup-Jenssen, S., Howard, S., Olsvik, G., Downs, J.D., Harris, M., Turner, J.: “Drilling, Completion, and Open Hole Formation Evaluation of High-Angle Wells in High-Density Formate Brine: The Kvitebjørn Experience, 2004 – 2006”, SPE 105733, febrero de 2007.

[19] Downs, J.D.: “Observations on Gas Permeability Measurements under HPHT Conditions in Core Materials Exposed to Cesium Formate Brine”, SPE 121649, mayo de 2009.

[20] Wellsbury, P., Goodman, K., Barth, T., Cragg, B.A., Barnes, S.P., y Parkes, J.: “Deep Marine Biosphere Fuelled by Increasing Organic Matter Availability During Burial and Heating”, Nature vol. 388, (7 de agosto de 1997) 573; doi:10.1038 / 41544.


P Á G I N A 3 2 V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



[21] Marshall, D.S., Gray, R. y Byrne, M.T.: “Return Permeability: A Detailed Comparative Study”, SPE 54763, Conferencia Europea de la SPE sobre Daños a la Formación, La Haya, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.

[22] Byrne, M.: “Formate Brines: A Comprehensive Evaluation of Their Formation Damage Control Properties Under Realistic Reservoir Conditions”, SPE 73766, Simposio Internacional de SPE sobre Control de Daños a la Formación, Lafayette, 20 – 21 de febrero de 2002.

[23] Roy, A., Twynam, A., Parke, J., Morrison, A., Downs, J.: “An Evaluation of Perforating Techniques and Use of Caesium Formate Kill Pills to Maximise Productivity in HPHT Gas Wells and Minimise HSE Risks”, OTC 19242, mayo de 2008.

[24] Roy, A., Twynam, A., Parke, J., Morrison, A., Downs, J.: “Perforating Techniques and Use of Cesium Formate Kill Pills to maximize productivity in HP/HT Gas Wells and Minimize HSE Risks”, Journal of Petroleum Technology, Vol. 61, No. 4, abril de 2009, pp. 70 – 72.

[25] “Effects of Gas Humidity on Formate Brines”, Informe de laboratorio n.º LR-207, Laboratorio de Operaciones y Soporte Técnico de Cabot, Aberdeen, Reino Unido, 2007.

[26] “Compatibility between formate brines and Ca formation water”, Informe de laboratorio n.º LR-580, Laboratorio de Operaciones y Soporte Técnico de Cabot, Aberdeen, Reino Unido, octubre de 2011.

[27] Cikes, M., Vranjesevic, B., Tomic, M. and Jamnicky, O. 1990: “A Successful Treatment of Formation Damage Caused by High-Density Brine”, SPE Production Engineering, mayo de 1990, pp. 175 – 179.

[28] McBee, J., Evans, B., Umbher, K.: “Lessons Learned on Gulf of Mexico Gas Wells Drilled With OBM and Completed With Heavy Brine”, SPE 109589, noviembre de 2007.

[29] Biggs, K.D., Allison, D. y Ford, W.G.F. 1992: “Acid Treatments Remove Zinc Sulfide Scale Restriction”, Oil and Gas Journal, 17, 1992.

[30] Nowack, B., Stone, A.T.: “Competitive adsorption of phosphate and phosphonate onto goethite”, Water Research, 40 (2006), pp. 2201 – 2209.

[31] Goldberg, S., Sposito, G.: “A chemical model of phosphate adsorption by soils: I. Reference oxide minerals”, Soil Sci.Soc. Am. J., 48 (1984), pp. 772 – 778.

[32] Downs, J.D.: “Exposure to Phosphate-based Completion Brine under HPHT Laboratory Conditions Causes Significant Gas Permeability Reduction in Sandstone Cores”, IPTC 14285 preparado para presentación en la Conferencia Internacional sobre Petróleo y Tecnología, Bangkok, Tailandia, 7 – 9 de febrero de 2012.

[33] “Reservoir Conditions Coreflood Tests and Geological Analyses performed using Clashach Sandstone for Cabot Specialty Fluids”, Informe n.° 2011-149I, Corex, Aberdeen, Reino Unido, marzo de 2012. [34] Ramses, G.: “M-I Performance Report, Oriente, Ecuador: Flo-Pro”, MI-40607, septiembre de 1997.

[35] Hands, N., Kowbel, K., Maikranz, S., y Nouris, R.: “Drill-in Fluid Reduces Formation Damage, Increases Production Rates”, Oil & Gas Journal vol. 96, no. 28 (13 de julio de 1998) 65.

[36] Hands, N., Francis, P., Whittle, A. y Rajasingam, D.: “Optimizing Inflow Performance of a Long Multi-Lateral Offshore Well in Low Permeability, Gas Bearing Sandstone: K14-FB 102 Case Study”, SPE 50394, Conferencia Internacional de la SPE sobre Tecnología de Pozos Horizontales, Calgary, 1 – 4 de noviembre de 1998.

[37] McKay, G., Bennett, C.L. y Gilchrist, J.M.: “High Angle OHGP’s In Sand/Shale Sequences: A Case History Using a Formate Drill-In Fluid”, SPE 58731, Simposio Internacional de la SPE sobre Control de Daños a la Formación, Lafayette, 23 – 24 de febrero de 2000.

[38] Hallman, J.H., Mackey, R., y Swartz, K.: “Enhanced Shale Stabilization With Very Low Concentration Potassium Formate/Polymer Additives”, SPE 73731, Simposio y Exhibición Internacional de la SPE sobre Control de Daños a la Formación, Lafayette, 20 – 21 de febrero de 2002.

[39] Mackey, R. y Hallman, J.: “Low Concentration Formate Fluids Improve Drilling in Water-Based Muds in Difficult Shale Environments in Western Canada”, IV SEFLU (Seminario de Fluidos de Perforación y Terminación de Pozos), Isla de Margarita, Venezuela, 5 – 8 de junio de 2001.

[40] Hallman, J. y Bellinger, C.: “Potassium Formate Improves Shale Stability and Productivity in Underbalanced Drilling Operations”. Conferencia de Perforación de la CADE/CAODC, Calgary, 20 – 22 de octubre de 2003.


V E R S I Ó N 1 – 0 3 / 1 2



[41] Weekse, A., Grant, S. y Urselmann, R.: “Expandable Sand Screen: Three New World Records in the Brigantine Field”, SPE 74549, Conferencia sobre Perforación de IADC / SPE, Dallas, 26 – 28 de febrero de 2002.

[42] Oswald, R.J., Knox, D.A. y Monem, M.R.: “Taking non-damaging fluids to new extremes: Formate-based drilling fluids for high-temperature reservoirs in Pakistan”, documento y presentación SPE 98391 presentados en el Simposio y Exhibición Internacional de SPE sobre Control de Daños a la Formación 2006, Lafayette, EE. UU., 15 – 17 de febrero de 2006.

[43] Ali Qureshi, M.A. y Preining, P.: “Pushing the limits: Improving the drilling performance of high temperature gas wells in the Thar desert in Sindh, Pakistan”, SPE 115319 presentado en 2008 en la Conferencia y Exhibición de la SPE sobre Gas y Petróleo en Asia del Pacífico, Perth, Australia, 20 – 22 de octubre de 2008.

[44] Bregar, U.: “Managing formation damage in HPHT reservoirs” documento presentado en la Conferencia de IQPC sobre Control de Daños a la Formación, Kuala Lumpur, Malasia, 10 – 13 de septiembre de 2007.

[45] Stenhaug, M., Erichsen, L., y Doornboch, F.H.C.: “A Step in Perforating Technology Improves Productivity of Horizontal Wells in the North Sea”, SPE 84910, Conferencia Internacional de la SPE sobre Recuperación Mejorada de Petróleo, Kuala Lumpur, 20 – 21 de octubre de 2003.

[46] Rommetveit, R., Fjelde, K.K., Aas, B., Day, N.M., Low, E. y Schwartz, H.: “HPHT Well Control; An Integrated Approach”, OTC 15322, Conferencia de Tecnología Submarina, Houston, 5 – 8 de mayo de 2003.

[47] Simpson, M.A., Alreeda, S.H., Al-Khamees, S.A., Zhou, S., Treece, M.D. y Ansari, A.A.: “Overbalanced Pre-Khuff Drilling of Horizontal Reservoir Sections with Potassium Formate Brines”, SPE 92407, 14º Conferencia y Exhibición de la SPE sobre Gas &y Petróleo en Medio Oriente, Baréin, 12 – 15 de marzo de 2005.

[48] Alreeda, S.H.: “Overbalanced Pre-Khuff Drilling of Horizontal Reservoir Sections with Potassium Formate Brines”, diapositivas de presentación para SPE 92407, presentadas en la 14° Conferencia y Exhibición de la SPE sobre Gas y Petróleo en Medio Oriente, Baréin, 12 – 15 de marzo de 2005.

[49] Calderon, A., Aragão, A.F., Chagas, C.M., Guimarães, C., Barbedo, R.: “The Challenges and Advantages of Openhole Completions in the Manati Gas Field”, IPTC 123641, diciembre de 2008.

[50] Downs, J.D.: “A Review of the Impact of the use of Formate Brines on the Economics of Deep Gas Field Development Projects”, SPE 130376, enero de 2010.

[51] Downs, J.D.: “Life Without barite: Ten Years of Drilling Deep HPHT Gas Wells With Cesium Formate brine”, SPE / IADC 145562, octubre de 2011.

Sección B10 Compatibilidad con el reservorio -...

Documents

Transcript of Sección B10 Compatibilidad con el reservorio -...