28 Oilfield Review

Desarrollo de un fluido de alto rendimiento a base de aceite para perforación exploratoria

Los fluidos de perforación convencionales pueden interferir con la evaluación de

las formaciones. Los fluidos de base, emulsionantes y otros aditivos se infiltran en

las rocas, los núcleos y las muestras de fluidos, produciendo imprecisiones en los

análisis subsiguientes de registros y fluidos. Se ha desarrollado un nuevo sistema

de fluido de perforación para asegurar la calidad de la información obtenida de los

registros de pozos y del muestreo de formaciones.

Los operadores perforan los pozos de exploración, fundamentalmente para obtener información sobre la litología, la estructura y el contenido de fluidos de las rocas que definen un área prospectiva. A menudo, los intereses que dirigen el proceso de perforación compiten entre sí. Mientras que el objetivo del grupo de trabajo de perforación es perforar el pozo de manera segura y dentro de las restricciones de tiempo y costos, el enfoque del petrofísico, el geólogo y el ingeniero de yacimien-tos se centra en obtener mediciones precisas a partir de los registros, y muestras de rocas y flui-dos representativas.

Para lograr los objetivos de perforación, los operadores requieren un fluido de perforación que satisfaga las normas ambientales y tenga un rendimiento técnico económicamente eficiente. Los ambientes de alta presión y alta temperatura (HPHT), que pueden afectar de manera significa-tiva el rendimiento de los fluidos de perforación, son especialmente desafiantes.1 Desde el punto de vista de un perforador, el rendimiento de los fluidos de perforación a base de aceite general-mente es superior al de los fluidos a base de agua en condiciones HPHT. En comparación con la mayoría de los fluidos a base de agua, los fluidos a base de aceite poseen una mayor estabilidad de la viscosidad, más tolerancia térmica y mejores propiedades de inhibición, lo que los convierte en la solución preferida para las operaciones de per-foración HPHT.2

No obstante, los fluidos de perforación que satisfacen las necesidades del grupo de trabajo de perforación pueden generar problemas para los petrofísicos e ingenieros. Por ejemplo, las tres

tecnologías principales para caracterizar la pre-sión del yacimiento son las pruebas de pozos, las pruebas de formación con herramientas operadas con cable y la medición de la presión de formación durante la perforación. Estos métodos se basan en mediciones obtenidas en la pared del pozo y, por consiguiente, pueden ser afectados por el fluido de perforación. El filtrado proveniente de los flui-dos de perforación puede invadir los poros de las rocas y mezclarse con los fluidos del yacimiento; como resultado de ello, puede suceder que la eva-luación de las formaciones y de los fluidos no refleje las condiciones reales del yacimiento.3

Los revoques de filtración espesos y la invasión de fluidos en la roca yacimiento pueden incidir adversamente en las muestras de rocas y fluidos, y alterar los rastros de hidrocarburos, complicando los estudios de comportamiento de fases y algunos análisis de los fluidos de yacimiento e interpreta-ciones geomecánicas.4 Para garantizar que las muestras de fluidos sean adecuadas para los aná-lisis geoquímicos, los ingenieros deben asegu-rarse de que las muestras de fluidos de formación y los recortes de rocas exhiban mínimas cantida-des de fluido de perforación. Para un análisis de laboratorio óptimo de las muestras de fluidos y rocas yacimiento, el fluido de perforación debe tener una composición diferente de la del fluido de yacimiento esperado. De ese modo, el fluido de perforación infiltrado puede ser identificado y sus efectos pueden ser eliminados por filtrado durante el análisis de los datos. En especial, el fluido de perforación debe tener las siguientes propiedades:

Irene M. FærgestadM-I SWACOSandnes, Noruega

Cameron R. Strachan StatoilStavanger, Noruega

Traducción del artículo publicado en Oilfield Review Primavera de 2014: 26, no. 1.Copyright © 2014 Schlumberger.Por su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Beathe Pettersen y Russell Watson, Sandnes, Noruega; y a Artur Stankiewicz, Clamart, Francia.MDT es una marca de Schlumberger.Fann es una marca registrada de Fann Instrument Company.Rock-Eval es una marca registrada del Instituto Francés del Petróleo.Teflón es una marca registrada de E.I. du Pont de Nemours and Company.Vitón es una marca registrada de DuPont Performance Elastomers LLC.

1. Las condiciones HPHT, definidas en la norma D-010 de Norsk Sokkels Konkurranseposisjon (NORSOK), corresponden a pozos con temperaturas de más de 150°C [300°F] y presiones de fondo de pozo superiores a 10 000 lpc [69 MPa]. Otras organizaciones pueden definir las condiciones HPHT de otra forma.

2. En algunos casos, los fluidos con formiatos, que son a base de agua, pueden exhibir un rendimiento tan bueno como el de los fluidos a base de aceite.

3. Bennett B y Larter SR: “Polar Non-Hydrocarbon Contaminants in Reservoir Core Extracts,” Geochemical Transactions 1 (22 de agosto de 2000), http://www. geochemicaltransactions.com/content/1/1/34 (Se accedió el 23 de abril de 2014).

4. El revoque de filtración, también denominado revoque de lodo, es el residuo depositado en la pared de un pozo, en una zona permeable, cuando se fuerza el fluido de formación contra la misma bajo presión. Filtrado es el líquido que pasa del fluido de perforación a la formación, dejando atrás el revoque de filtración.

5. SARA, sigla correspondiente a saturados, aromáticos, resinas y asfaltenos. Se trata de un método que caracteriza los petróleos pesados en las cuatro clases de solubilidad, basadas en sus especies de peso molecular.

6. Bennett y Larter, referencia 3. 7. Watson R, Johannesen J, Strachan C y Færgestad I:

“Development and Field Trial of a New Exploration HPHT Reservoir Drill-In Fluid,” artículo SPE 165099, presentado en la Conferencia y Exhibición Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de junio de 2013.

8. Un fluido de perforación de yacimientos está diseñado exclusivamente para perforar la sección prospectiva de un pozo. La calificación de los fluidos es un procedimiento interno de Statoil.

9. Para evaluar el rendimiento del nuevo fluido se establecieron criterios de primer uso.

10. Los factores de perturbación pueden ser las fracciones de hidrocarburos C15+, que dificultan el análisis de datos porque enmascaran el contenido de hidrocarburos del fluido de formación o las muestras de rocas.

Volumen 26, no.1 29

• Ausencia o bajo número de fracciones de hidrocar-buros livianos (componentes C1 a nC10). La inva-sión de fracciones de hidrocarburos livianos provenientes del fluido de perforación en el núcleo puede causar problemas cuando los analis-tas intentan determinar las saturaciones origina-les del fluido en una roca yacimiento. La mayoría de los fluidos de hidrocarburos naturales con-tiene entre un 50% y un 97% de hidrocarbu-ros livianos. Por consiguiente, el hidrocarburo liviano proveniente de un fluido de perforación puede enmascarar el hidrocarburo liviano pre-sente en el fluido de yacimiento. Esto a su vez puede afectar los análisis geoquímicos de los componentes C7 o las fracciones de aromáticos y saturados del petróleo a granel en análisis tales como el análisis SARA.5

• Ausencia o escasa cantidad de n-alcanos (nC15 a nC35). Los n-alcanos presentes en los fluidos de perforación pueden enmascarar las huellas de los n-alcanos de los hidrocarburos en sitio y afectar las interpretaciones de los resultados de la cromatografía de gases–espectrometría de masa (GCMS) y de la cromatografía de gases (GC) de petróleos crudos.

• Ausencia o baja concentración de biomarcado-res (terpanos y estearanos). Los biomarcadores son restos moleculares de sustancias bioquímicas provenientes de organismos y pueden ser medidos tanto en el petróleo como en las rocas generadoras. Los biomarcadores poseen huellas únicas que proporcionan información acerca de la edad, la litología, el contenido orgánico, el ambiente depositacional y la madurez térmica de las rocas generadoras y el grado de degradación del petróleo. El análisis preciso de biomarcado-res provee información importante sobre la degradación microbiana y sobre la madurez de las rocas y del petróleo. Una concentración elevada de biomarcadores en el fluido de perforación puede afectar negativamente el análisis de cual-quier fluido —especialmente los condensados que tradicionalmente poseen concentraciones bajas de biomarcadores— mediante el enmasca-ramiento de las lecturas de los métodos GCMS.

• Ausencia o baja concentración de hidrocarburos aromáticos, que son utilizados generalmente para evaluar los valores de madurez molecular. Las concentraciones altas de hidrocarburos aro-máticos en el fluido de perforación pueden afec-tar las evaluaciones de la madurez del yacimiento e incidir significativamente en la identificación geoquímica cuando se efectúa utilizando GC.6

A fin de posibilitar una operación de perfora-ción eficiente y exitosa, la mayoría de los fluidos de perforación convencionales son formulados

para poseer una viscosidad estable, baja pérdida de fluido, baja densidad de circulación equivalente (ECD) y un mínimo asentamiento, o decantación, de barita. La viscosidad estable posibilita un trans-porte óptimo de los recortes y genera efectos míni-mos en la presión de bombeo. El hecho de mantener baja la pérdida de fluido previene el daño de la for-mación y la reducción de la productividad del pozo. La ECD baja ayuda a mantener las presiones de fondo de pozo para evitar el fracturamiento o el colapso de las paredes del pozo. La barita, un agente espesante común del fluido de perforación, puede producir un fenómeno conocido como asen-tamiento de barita. Este fenómeno tiene lugar cuando las partículas pesadas de barita se deposi-tan en el lado bajo o en el fondo del pozo y es más severo en los pozos de alto ángulo, especialmente aquéllos con desviaciones de más de 45°. El asen-tamiento de barita puede producir variaciones de la densidad en la columna de fluido del pozo, generando potencialmente problemas de control de pozo.

Este artículo describe el desarrollo de un nuevo fluido de perforación diseñado para satisfacer los requerimientos para las operaciones de perfora-ción, adquisición de registros de pozos y muestreo. Los resultados de una prueba de campo llevada a cabo en el área marina de Noruega demuestran el impacto mínimo del nuevo fluido de perforación en las rocas y el fluido de formación y, a su vez, en la mayoría de los análisis geoquímicos.7

Criterios de desarrolloEn el año 2010, Statoil trató de encontrar un nuevo fluido de perforación HPHT que no interfi-riera con la evaluación de las formaciones y los fluidos y que garantizara la disponibilidad de bue-nos datos de presión para el área prospectiva

Crux, en la región marina de Noruega. Los espe-cialistas en fluidos de Statoil tenían dos objetivos. El primero era utilizar un fluido a base de aceite, que posibilita la ejecución de operaciones de per-foración eficientes y seguras, y a la vez produce un impacto mínimo en los análisis geoquímicos de las muestras de fluidos de formación. El segundo era calificar para la utilización un fluido de perfo-ración de yacimiento (RDF) más confiable, de baja ECD, y con propiedades que resultaran esta-bles en los ambientes HPHT, sin costo adicional.8 Todos los análisis y pruebas de calificación de las propiedades de los fluidos de perforación, de daño de la formación y de permeabilidad, se lle-varon a cabo en los laboratorios de investigación de M-I SWACO, una compañía de Schlumberger, en Sandnes, Noruega.

Statoil, en colaboración con M-I SWACO, esta-bleció una serie de criterios de primera utilización.9 La capacidad para obtener muestras de fluidos de formación de alta pureza era una de las prioridades. Además, el fluido de perforación debía ser estable, poseer propiedades que no se desviaran en más del 10% de las especificaciones, y exhibir el menor potencial posible de perturbación de los análisis.10 Pero ninguno de los fluidos de perforación de M-I SWACO lograba satisfacer los requerimientos estric-tos de Statoil. Los ingenieros de investigación de M-I SWACO se abocaron al desarrollo de un fluido de perforación exploratoria de alto rendimiento para ambientes HPHT, enfocándose en las especi-ficaciones proporcionadas por Statoil (arriba). Los especialistas en fluidos de perforación de Statoil evaluaron el nuevo fluido, utilizando un proceso de calificación modificado que incluyó pruebas de laboratorio y la optimización según sus especificaciones.

> Especificaciones del fluido HPHT. Las especificaciones para las propiedades del fluido establecidas por Statoil se basaron en la necesidad de mejorar el rendimiento del fluido de perforación utilizado previamente en campos similares del área marina de Noruega. Para efectuar la prueba HPHT, los ingenieros utilizaron un disco de 10 micrones, que era el que mejor representaba las capacidades de filtración de la roca de formación a perforar. Para reunir las condiciones para ser utilizado, el nuevo fluido HPHT necesitaba cumplir con todas las especificaciones. Se tomaron lecturas de dial de un viscosímetro Fann 35 a una temperatura de fluido de 50ºC [122ºF] y se efectuaron pruebas de pérdida de fluido HPHT de 30 minutos de duración a una temperatura de fluido de 150ºC [300°F].

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm

Pérdida del fluido HPHT con disco de 10 micrones

Estabilidad de asentamiento al cabo de 3 días

Estabilidad de asentamiento al cabo de 5 días

Lo más bajo posible

Menos de 24 lbf/100 pies2

5 a 10 lbf/pie2

Menos de 3 mL [0,2 pulgadas3]

Menos de 150 kg/m3 [1,2 lbm/US galón]

Menos de 150 kg/m3

103 lbf/100 pies2

33 lbf/100 pies2

12 lbf/100 pies2

10 a 12 mL [0,6 a 0,7 pulgadas3]

160 kg/m3 [1,3 lbm/US galón]

300 kg/m3 [2,5 lbm/US galón]

Propiedad

Especificaciones del fluido establecidas por Statoil

Especificaciones del operadorpara el nuevo fluido HPHT

Valores promedio para elfluido utilizado previamente

30 Oilfield Review

Mediciones y análisis Para medir las características críticas, tales como los volúmenes de filtración y la permeabili-dad antes y después del contacto con el fluido de perforación, los ingenieros de M-I SWACO efec-tuaron pruebas de permeabilidad de retorno en muestras de núcleos.11 Debido a la disponibilidad limitada de muestras de núcleos representativas, las pruebas iniciales se efectuaron con material de núcleos de afloramientos análogos, que fue seleccionado en base al tipo de formación que se esperaba encontrar en los pozos de exploración. Los ingenieros utilizaron arenisca Berea con per-meabilidades oscilantes entre 50 y 100 mD y are-

nisca Ohio con permeabilidades variables entre 1 y 10 mD (arriba). Las pruebas finales se llevaron a cabo utilizando material de núcleos de yacimientos obtenido en los pozos de producción cercanos.12

Los ingenieros de investigación limpiaron las muestras de núcleos de arenisca con solvente, las cortaron y las sometieron a pruebas para deter-minar parámetros básicos, tales como densidad de grano, porosidad y permeabilidad, y luego saturaron los núcleos en condiciones de vacío con salmuera sintética, que fue formulada para ajustarse a la química de los fluidos del área pros-pectiva Crux. Para obtener una saturación con-sistente y representativa relativamente rápido, los ingenieros utilizaron un ultra centrifugador con el fin de eliminar toda el agua posible, dejando las muestras de núcleos sólo con el agua irreducible (izquierda).13 Luego, los núcleos se colocaron en un porta-núcleos hidrostático.

Para llevar a cabo las pruebas de permeabili-dad de retorno, los ingenieros utilizan un por-ta-núcleos vertical en el que el núcleo se coloca con el extremo correspondiente a la formación en la parte superior (próxima página, abajo). Un ani-llo separador, emplazado en la base o el extremo del núcleo correspondiente al pozo, genera un espacio anular con lugar para la acumulación del revoque de filtración durante el período de sobrebalance de presión o perforación de la prueba. La tubería transporta el fluido dentro y fuera del espacio anular, permitiendo el flujo del fluido de perfora-ción que podría contener trozos pequeños de revoque de filtración retroproducido.14 La per-meabilidad se mide con y sin el revoque de filtra-ción en su lugar.

Los ingenieros miden la permeabilidad en cada una de las etapas de las pruebas. Después de instalar el porta-núcleos en el horno, generan

condiciones similares al ambiente de fondo de pozo mediante la aplicación de presión de confi-namiento y el posterior incremento de la tempe-ratura (próxima página, arriba). Cuando el núcleo alcanza condiciones estables de presión y tempe-ratura, los ingenieros miden su permeabilidad con aceite mineral que fluye desde el tope hacia la base; desde la formación hacia el pozo. Esta per-meabilidad se designa con ko1. Luego, el fluido de perforación se bombea en condiciones de presión de sobrebalance en la dirección opuesta; del pozo hacia la formación. Un sistema de bombeo de fluido de alta precisión aplica presión constante, mientras los ingenieros registran la pérdida de filtrado en el núcleo. Al cabo de 20 horas, el sobrebalance se reduce y los ingenieros inician la producción simulada en el núcleo, dejando que el flujo, o producción de retorno, proceda desde el extremo del núcleo correspondiente a la forma-ción hacia el extremo correspondiente al pozo.

Alcanzada una tasa estable de producción de retorno, los ingenieros miden la permeabilidad en la dirección de la producción (ko2) con cuatro tasas de flujo bajas.15 Estas cuatro mediciones de tasas de flujo bajas proporcionan un valor de per-meabilidad estadísticamente confiable. Los inge-nieros utilizan estos datos de permeabilidad para determinar la permeabilidad de retorno: la rela-ción entre ko2 y ko1, expresada como porcentaje. Una permeabilidad de retorno alta indica un bajo impacto del fluido de perforación en la formación.

Una vez concluidas estas mediciones de per-meabilidad, el núcleo se enfría y se despresuriza. Los ingenieros lo extraen del porta-núcleos, lo foto-grafían y lo caracterizan. Y antes de volver a colo-carlo en el porta-núcleos, eliminan cualquier residuo de revoque de filtración. Luego, miden la permeabi-lidad en la dirección que se extiende desde la forma-ción hacia el pozo, sin que haya revoque de filtración, para obtener el parámetro ko3. Finalmente, el núcleo es preparado para el análisis posterior a la prueba para determinar la razón de cualquier cambio observado en la permeabilidad a lo largo de todo el experimento.

El fluido de perforación y sus componentes, tales como los emulsionantes, las arcillas y los agentes de control de pérdida de fluido, pueden invadir la roca, obturar los poros, mezclarse con los fluidos originales del yacimiento y comprome-ter los análisis geoquímicos de los núcleos y los fluidos producidos.16 Para mapear los posibles efectos perjudiciales de los fluidos de perforación planificados para un pozo, los ingenieros efec-túan análisis previos a la perforación:• Análisis de carbono orgánico total (TOC) y

pirólisis Rock-Eval para la caracterización de la materia orgánica sedimentaria. El TOC es

> Invasión de filtrado. Después de efectuar una prueba de permeabilidad de retorno en núcleos, los ingenieros a menudo pueden ver la invasión de filtrado, si es que se ha producido. Al cabo de 20 horas de una aplicación de lodo a base de aceite, este núcleo exhibe invasión de filtrado hasta una profundidad somera. Si bien la invasión de filtrado es bastante somera (izquierda, línea amarilla de guiones), la permeabilidad de retorno del 32% indica que el daño del núcleo es significativo.

3,84 cm[1,5 pulg]

4,5 cm [1,77 pulg]

> Preparación del núcleo. Los ingenieros utilizan un centrifugador para determinar las curvas de presión capilar y preparar las muestras para las pruebas de permeabilidad de retorno. Y tienen listo un porta-núcleo centrífugo desarmado y un rotor centrífugo (derecha) para la ejecución de la prueba siguiente. Este centrifugador puede alojar tres núcleos de 3,84 cm [1,51 pulgadas] simultáneamente.

Volumen 26, no.1 31

una medida de la riqueza orgánica de una roca, que proporciona una medida semi-cuantitativa del potencial hidrocarburífero y se expresa como porcentaje en peso de carbono orgánico. La pirólisis Rock-Eval evalúa la cantidad, cali-dad, tipo y madurez térmica de muestras ente-ras de roca y querógeno.

• Desasfaltado y separación en tipos de grupos. Estas técnicas se utilizan para extraer compo-nentes específicos, tales como los asfaltenos y otros compuestos, de los productos del petró-leo; el análisis SARA separa los tipos de grupos en base a las diferencias de solubilidad y pola-ridad y a menudo se efectúa como una separa-ción cromatográfica de líquidos de baja presión con una columna abierta.

• Cromatografía de gases de petróleos crudos. Este método identifica muestras de petróleo individuales, lo que permite que los científicos determinen la composición esencial del petróleo. Los cromatogramas de petróleos crudos mues-tran un conjunto de picos de tamaño variado, que en todos los casos representan los componen-tes del petróleo crudo que son afectados por

factores tales como el ambiente depositacional y la litología de la roca generadora, la edad del petróleo y los procesos que tienen lugar dentro del yacimiento. Los componentes que confor-man el petróleo poseen tamaños, composicio-nes químicas y propiedades diferentes; por consiguiente, salen de la columna con diferen-cias de tiempo específicas, produciendo picos en el cromatograma. La altura de los picos y las zonas que se encuentran debajo de éstos se correlacionan con la concentración; por consi-guiente, sus relaciones de concentración pueden utilizarse para describir las características úni-cas —huellas— de los yacimientos y los campos. Además, los picos permiten a los analistas iden-tificar diversos compuestos en la muestra.

• Cromatografía de gases con un detector de ionización de llama para determinar la concen-tración de hidrocarburos saturados de los hidro-carburos de petróleo que pueden extraerse. Las concentraciones se determinan mediante la integración de la parte del cromatograma que se encuentra por debajo de los picos.

• Cromatografía de gases con un espectrómetro de masa para identificar biomarcadores, dia-mantoides e hidrocarburos aromáticos.17 El aná-lisis preciso de biomarcadores proporciona información importante sobre la degradación microbiana y la madurez de las rocas y el petróleo. Los diamantoides en el petróleo y los extractos de sedimentos poseen una alta estabilidad térmica y resisten el craqueo del petróleo. Además, los dia-mantoides son en general más estables que todas Tapa del

porta-núcleos,extremo

correspondientea la formación

NúcleoCamisa

marca Vitón

Anillo separadorTapa del

porta-núcleos,extremo

correspondienteal pozo

Direccióndel flujo

Cuerpo delporta-núcleos

Extremocorrespondiente

al pozo

Extremocorrespondiente

a la formación

> Instalación del porta-núcleos. El porta-núcleos (derecha) ha sido desarmado para mostrar sus componentes. El núcleo está envuelto en un revestimiento de teflón (izquierda, blanco), y sobre él se coloca una camisa marca Vitón (negro) para proteger los lados del núcleo de la interferencia externa. El flujo de fluido se dirige hacia adentro y hacia afuera a través de las caras extremas del núcleo, desde el tope hacia la base; de manera que no ingresa ni sale fluido desde los lados del núcleo.

11. Las pruebas de permeabilidad de retorno comparan la permeabilidad inicial con la de la muestra de núcleo después de su exposición al fluido de perforación, en condiciones simuladas de fondo de pozo. La permeabilidad de retorno es la relación entre la permeabilidad de una muestra después de la exposición al fluido de perforación y su permeabilidad inicial, expresada como porcentaje.

12. La metodología de prueba descrita es específica para este caso.

13. Byrne MT, Spark ISC, Patey ITM y Twynam AJ: “A Laboratory Drilling Mud Overbalance Formation Damage Study Utilising Cryogenic SEM Techniques,” artículo SPE 58738, presentado en el Simposio Internacional sobre Control de Daño de la Formación de la SPE, Lafayette, Luisiana, EUA, 23 al 24 de febrero de 2000.

14. El revoque de filtración puede romperse en pedazos cuando se aplica un abatimiento (caída) de presión durante la producción de retorno. Los tubos deben poseer un diámetro interno suficientemente grande para permitir el pasaje de estos trozos de revoque de filtración junto con el fluido de perforación.

15. Se aplica en el núcleo una presión diferencial constante y la tasa de flujo a través del núcleo es controlada por la permeabilidad de la muestra de núcleo. A medida que la permeabilidad de la muestra de núcleo se incrementa durante el abatimiento de presión, la tasa de flujo aumenta hasta que alcanza una meseta. Luego, se mide la permeabilidad.

16. Bennett y Larter, referencia 3.17. El espectrómetro de masa se coloca aguas abajo con

respecto al cromatógrafo de gases. Después que las moléculas se lavan en el cromatógrafo de gases, con tiempos de retención específicos, el espectrómetro de masa capta, ioniza, acelera, desvía y detecta las moléculas ionizadas, una por una. Las moléculas se degradaron, generando fragmentos ionizados, y el espectrómetro de masa detectó estos fragmentos mediante la identificación de la relación masa a carga.

Los preparativos y los métodos analíticos utilizados se basan en las directrices de la Guía para el Análisis de Geoquímica Orgánica de la Industria Noruega. Para obtener más información, consulte: NIGOGA Edition 4.0 (30 de mayo de 2000), http://www.npd.no/engelsk/nigoga/default.htm (Se accedió el 14 de febrero de 2014).

> Porta-núcleos instalado. Normalmente, el porta-núcleos se encuentra instalado verticalmente en el horno del equipo de pruebas para las mediciones de la permeabilidad de retorno, con el lado del núcleo correspondiente a la formación hacia arriba y el lado correspondiente al pozo, hacia abajo. Las simulaciones de la producción se llevan a cabo con el flujo en la dirección que va desde la formación hacia el pozo (desde el tope hacia la base). Los fluidos de prueba se aplican en el extremo de la muestra de núcleo correspondiente al pozo.

32 Oilfield Review

> Viscosímetro Fann 35. El viscosímetro modelo Fann 35 es un viscosímetro de indicación directa con un cilindro coaxial giratorio. El cilindro externo gira a velocidades conocidas. El fluido para pruebas se mantiene en el espacio existente entre los cilindros. A medida que el cilindro externo gira, la viscosidad del fluido genera un esfuerzo de torsión en el cilindro interno conocido como plomada. El esfuerzo de torsión se registra como las deflexiones de un resorte de precisión. Los ingenieros leen las deflexiones del resorte en la pantalla situada en el extremo superior del viscosímetro; las lecturas se efectúan normalmente a 600, 300, 100, 6 y 3 rpm.

las demás clases de hidrocarburos presentes en las muestras geológicas, lo que los hace más resistentes a los procesos de alteración, tales como la biodegradación y la maduración. Debido a estas propiedades, los diamantoides han sido utilizados en la evaluación de la geoquí-mica de las rocas generadoras y los petróleos crudos y en la evaluación de la biodegradación y la madurez térmica del petróleo crudo y los con-densados con alta madurez. Los hidrocarburos aromáticos tienden a resistir la biodegradación moderada a intensa; por consiguiente, ofrecen una excelente forma de diferenciar los petró-leos biodegradados de los no biodegradados.18

Las pruebas especiales de laboratorio, tales como las mediciones reológicas, las pruebas de pérdida de fluidos HPHT y las pruebas de asenta-miento de barita, están diseñadas para evaluar la viscosidad del fluido de perforación, la estabili-dad con el tiempo y las propiedades de filtración, que son factores importantes a la hora de deter-minar el rendimiento general de un sistema de fluido de perforación. Mediante la utilización de

un viscosímetro Fann 35, los ingenieros midieron las propiedades reológicas del nuevo fluido de perforación después de la mezcla a una tempera-tura de 50°C [122°F], lo que fue seguido por una rotación en caliente en un horno a 150°C [300°F] —la temperatura de fondo de pozo esperada— para crear el efecto del envejecimiento dinámico (izquierda).19 Después de la rotación en caliente, los ingenieros volvieron a medir la viscosidad a una temperatura de 50°C y efectuaron la filtra-ción HPHT del fluido rotado en caliente, también denominada pérdida de fluido. Las especificacio-nes de la filtración HPHT estipularon una tempera-tura de prueba de 150°C y la recolección de filtrado a través de un disco de cerámica de 10 micrones durante 30 minutos.

La prueba de decantación de barita, conocida como prueba de asentamiento, se ejecuta transfi-riendo 350 mL [21 pulgadas3] de fluido a una celda de acero de 400 mL [24 pulgadas3] y para someter las muestras a envejecimiento estático a 150ºC durante 16 horas, 3 días y 5 días.20 Para esta prueba, los técnicos primero separan en seis capas la muestra de 350 mL de fluido de perforación envejecida estáticamente en la celda de envejeci-miento, asegurándose de no perturbar el fluido y de mantener la celda vertical todo el tiempo.21 Luego, transfieren las seis capas a contenedores individuales. La primera capa consiste en cualquier fluido limpio separado, por encima del fluido de per-foración; las capas dos a seis, todas de igual volu-men, contienen fluido de perforación cuya densidad

se va incrementando. A continuación, registran el volumen del fluido separado y pesan las otras capas para hallar la densidad del lodo. Para calcular el asentamiento de barita, o el cambio de la densidad del lodo con la profundidad en la celda, la densi-dad del lodo inicial se sustrae de la densidad del lodo de la capa inferior.

Conexión de los puntosAdemás del trabajo de calificación llevado a cabo por el personal de M-I SWACO, los ingenieros de Statoil efectuaron análisis y pruebas de calificación específicas de la compañía y previas a la perfora-ción en su laboratorio de Sandnes. La comunica-ción continua y el intercambio de resultados, a lo largo de todo el desarrollo del nuevo sistema de fluido, aseguraron que las pruebas trascurrieran según lo planificado. Los resultados indicaron que el fluido de perforación final formulado cumplía con todos los criterios establecidos por Statoil para un fluido que se utilizaría en un pozo de explora-ción del área prospectiva Crux, debajo del campo Oseberg, al oeste de Bergen, en Noruega (abajo).

Los resultados de las pruebas de daño de la formación indicaron una permeabilidad de retorno calculada variable entre el 66% y el 91% (próxima página, arriba).22 El nuevo fluido de per-foración utilizado en el pozo de exploración arrojó una permeabilidad de retorno del 78%; resultado considerado bueno por parte de Statoil.

Los volúmenes de filtrado registrados durante las pruebas de permeabilidad de retorno resulta-ron aceptables. Los revoques de filtración fueron delgados en todos los experimentos y no se adhi-rieron a la cara de las muestras de núcleos correspondientes al pozo cuando los ingenieros las extrajeron del porta-núcleos después de las

> Campo Crimp. El pozo de exploración Crux de Statoil se encuentra ubicado en la nueva extensión productiva Crimp, en el Mar del Norte, al oeste de Bergen, en Noruega. El campo Crimp es de gas y condensado HPHT, requiere densidades de lodo de hasta 1 900 kg/m3 [15,9 lbm/US galón] y posee temperaturas de yacimiento de hasta 155°C [311°F]. El trabajo de desarrollo se ha centrado en la formulación de un fluido de perforación HPHT diseñado para temperaturas de yacimiento de 150°C con una densidad de lodo de 1 750 kg/m3 [14,6 US lbm/galón]. (Fotografía de Harald Pettersen, copyright de Statoil. Utilizado con autorización.)

Bergen

Campo Oseberg

Oslo

NORUEGA

SUECIA

DINAMARCA

Stavanger

Oseberg Este

Brage

Oseberg Sur

Oseberg

Tune

Pozo Crux Campo Crimp

Volumen 26, no.1 33

> Protección del revoque de filtración. Una micrografía electrónica de barrido con retrodifusión, del extremo de un núcleo de un afloramiento correspondiente al pozo, obtenida después de la prueba de permeabilidad de retorno con el nuevo fluido de perforación HPHT, muestra la presencia de sólidos del fluido de perforación (blanco) sólo en la cara de la muestra del núcleo correspondiente al pozo. No se observa rastro alguno de invasión profunda de fluido en el núcleo. Los restos de revoque de filtración del fluido de perforación denso aparecen como un área brillante en el extremo superior de la imagen.

0 µm 100 µm 200 µm 300 µm

pruebas (abajo).23 Las mediciones de permeabili-dad cambiaron poco con o sin el revoque de filtra-ción, lo que indicó que el revoque de filtración se había “saltado” o “desprendido” durante la pro-ducción de retorno. Estos términos describen cómo el revoque de filtración se separa de la superficie de la formación a una presión diferencial dada; la presión hace que el revoque de filtración estalle o se fracture y se desprenda en trozos o en láminas. El hecho de que el revoque de filtración se caiga con facilidad indica un buen rendimiento del fluido de perforación y permite el rápido acceso de una herramienta de adquisición de registros (perfilaje) a los fluidos de formación presurizados.24

La microscopía electrónica de barrido con retrodifusión del extremo de la muestra de núcleo Berea correspondiente al pozo mostró que, direc-tamente detrás del revoque de filtración, los poros de las rocas se encontraban abiertos y no había componentes del fluido de perforación presentes, lo que demuestra que el revoque de filtración sir-vió para proteger la formación porosa del fluido de perforación (derecha).

18. Wenger LM, Davis CL y Isaksen GH: “Multiple Controls on Petroleum Biodegradation and Impact on Oil Quality,” SPE Reservoir Evaluation & Engineering 5, no. 5 (Octubre de 2002): 375–383.

19. La rotación en caliente, también conocida como envejecimiento dinámico, es un procedimiento en el cual la muestra de fluido de 350 mL [21 pulgadas3] es transferida a una celda de acero de 400 mL [24 pulgadas3], que se coloca en un horno provisto de rodillos. Las celdas giran en el horno durante un tiempo específico y a una temperatura específica. La rotación en caliente simula el consumo del fluido de perforación en condiciones de fondo de pozo. El tiempo de envejecimiento normal es de 16 horas.

20. Las pruebas de decantación o asentamiento de barita se llevan a cabo en muestras sometidas a envejecimiento estático. En el envejecimiento estático, las muestras se disponen verticalmente en un horno y se dejan en esa posición durante un tiempo dado para simular las condiciones estáticas de un pozo.

21. El fluido envejecido con el procedimiento de envejecimiento estático se gelifica y exhibe un esfuerzo cortante (de cizalla) específico. Si la muestra

se agita, el esfuerzo cortante se reducirá considerable-mente, las capas a medir se mezclarán entre sí y los valores de decantación de barita resultantes serán incorrectos. Por consiguiente, para la obtención de resultados precisos, la celda debe permanecer vertical todo el tiempo.

22. Para conocer más detalles sobre los resultados de las pruebas, consulte: Viste P, Watson RB y Nelson AC: “The Influence of Wettability on Return Permeability,” artículo SPE 165160, presentado en la Conferencia y Exhibición Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, Noordwijk, Países Bajos, 5 al 7 de junio de 2013.

23. La determinación de la aceptabilidad del volumen de filtrado depende de las especificaciones del cliente. Normalmente, se considera aceptable un volumen de filtrado de menos de 10 mL [0,6 pulgadas3]. Los revoques de filtración deben tener un espesor de menos de 1 cm [0,4 pulgadas].

24. Byrne M y Patey I: “Formation Damage Laboratory Testing—A Discussion of Key Parameters, Pitfalls and Potential,” artículo SPE 82250, presentado en la Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, Países Bajos, 13 al 14 de mayo de 2003.

> Pruebas de permeabilidad de retorno. Los científicos efectuaron dos pruebas de permeabilidad de retorno en núcleos de arenisca Berea de alta permeabilidad y otras dos, en núcleos de arenisca Ohio de baja permeabilidad. La permeabilidad de retorno fue medida con y sin el revoque de filtración en su lugar. El nuevo fluido de perforación HPHT (verde) fue probado en un núcleo de arenisca Ohio a 150°C y arrojó una permeabilidad de retorno del 78%, con y sin el revoque de filtración. La permeabilidad inicial se designa con ko1; las permeabilidades después de la producción de retorno con el revoque de filtración intacto y sin el revoque de filtración se designan con ko2 y ko3, respectivamente.

1 850 [15,4]

1 850 [15,4]

1 750 [14,6]

2 020 [16,9]

Valores de permeabilidad de retorno correspondientes a cuatro pruebas

Densidad delfluido, kg/m3

[lbm/US galón]

Berea

Petróleo crudo envejecido, Berea

Ohio

Ohio

135 [275]

135 [275]

150 [300]

188 [370]

7,5 [0,46]

7,1 [0,43]

6,9 [0,42]

8,2 [0,50]

Material del núcleode arenisca

Temperatura delas pruebas,

°C [°F]

Pérdida de fluido,mL [pulgada3]

69,50

55,50

1,55

2,07

ko1,mD

56,50

50,70

1,21

1,37

ko2,mD

56,70

50,60

1,21

1,37

ko3,mD

81

91

78

66

82

91

78

66

Permeabilidad deretorno calculada, %

ko2/ko1 × 100

Permeabilidad deretorno calculada, %

ko3/ko1 × 100

> Revoque de filtración de una prueba de permeabilidad de retorno. El revoque de filtración producido por el nuevo fluido de perforación HPHT después de la prueba de permeabilidad de retorno posee un espesor de 0,5 cm y un diámetro de 3,2 cm. La superficie adyacente a la muestra de núcleo se encuentra en el extremo superior, y el revoque de filtración está intacto, lo que confirma que no se desprendió durante la producción simulada.

0,5 cm[0,2 pulg]

3,2 cm [1,3 pulg]

34 Oilfield Review

Los análisis de Statoil previos a la perforación, que comprendieron seis petróleos de base y siste-mas de fluidos, demostraron que el impacto del nuevo fluido de perforación es bajo y aceptable en la mayoría de los análisis geoquímicos (arriba). La cromatografía de gases de petróleos crudos, efectuada en el nuevo fluido, demostró que las muestras exhibían un rango de hidrocarburos bastante limitado, entre C10 y C14, con bajas con-centraciones tanto de biomarcadores como de hidrocarburos aromáticos. Los emulsionantes, los químicos para control de pérdida de fluido y los viscosificantes podrían haber obstaculizado los análisis geoquímicos.

Statoil sometió a pruebas el fluido sin utilizar, previo a la perforación, el fluido de perforación utilizado, los recortes de perforación y los fluidos

de formación. Los resultados indicaron que el impacto del fluido nuevo, sin utilizar, en todos los análisis, era bajo, pero los ingenieros especula-ron que los rastros de diamantoides y biomarca-dores aromáticos podrían haber afectado las muestras y, a su vez, la interpretación de los datos geoquímicos. El fluido utilizado prove-niente del pozo de exploración mostró una mayor concentración de saturados, biomarcadores y n-alcanos C15+. Sin embargo, se cree que estos componentes que interfieren con las pruebas geoquímicas, provinieron de un fluido de perfora-ción diferente utilizado en la sección más somera de 171/2 pulgadas.25 El nuevo fluido de perforación no pareció incidir en el fluido de formación, pero podría haber afectado levemente los recortes de perforación en caso de existir rastros de petróleo

muy débiles. El fluido también podría haber afec-tado la interpretación de los datos de la cromato-grafía de gases de la fracción de n-alcanos y biomarcadores (terpanos y estearanos) en presen-cia de una concentración baja de biomarcadores.

La prueba de campo confirmó que existía una buena comunicación entre el yacimiento y las herramientas de perfilaje. Los ingenieros corrie-ron un probador modular de la dinámica de la formación MDT para obtener muestras de fluido y las presiones en la sección de 121/4 pulgadas y pudieron reducir la presión de bombeo de la herra-mienta para el nuevo fluido de perforación, res-pecto de la presión requerida para el fluido de perforación a base de parafina utilizado previamente. El nuevo fluido de perforación también exhibió una ECD más baja en la profundidad total (abajo, a la izquierda).

El nuevo fluido de perforación HPHT cumplió exitosamente con todas las especificaciones de viscosidad, control de pérdida de fluido HPHT y estabilidad del asentamiento de barita (próxima página, arriba). Después de uno y cinco días, las mediciones del asentamiento de barita arrojaron valores de 10 kg/m3 [0,08 lbm/US galón] y 60 kg/m3 [0,5 lbm/ US galón], respectivamente, lo que res-peta estrictamente la especificación inferior a 150 kg/m3 [1,2 lbm/US galón] para la barita decantada. La pérdida de fluido HPHT fue de menos de 2 mL [0,1 pulgadas3]. La viscosidad medida fue relativamente baja —lo que dejó margen para ajustarla en base a la decantación y el desempeño del control de pérdida del fluido, en caso de ser necesario— y cambió poco con el

25. Los fluidos de perforación pueden admitir fluidos y sólidos de formaciones más someras perforadas con un sistema de lodo diferente, lo que luego puede afectar las propiedades de los fluidos utilizados para perforar las secciones más profundas.

> Evaluación de la sensibilidad a los fluidos de Statoil. Una tabla de análisis previos a la perforación, provista por los ingenieros de Statoil, muestra la sensibilidad de los análisis geoquímicos con respecto a cinco fluidos de base y al nuevo fluido de perforación HPHT, en todos los casos con muestras a base de aceite. La muestra de fluido de perforación HPHT mixto, sin utilizar, produce un bajo impacto en cuatro de los siete métodos de análisis, en tanto que la muestra de fluido de perforación HPHT utilizado produce más impacto en la mayoría de los análisis que el nuevo fluido. La muestra utilizada puede haber sido contaminada por otro sistema de fluido empleado para perforar una sección más somera. No obstante, tanto la muestra mixta sin utilizar como las muestras utilizadas del fluido de perforación HPHT producen menos efecto en los análisis geoquímicos que las otras cinco muestras a base de aceite probadas.

No sometido a prueba

No sometido a prueba

No sometido a prueba

No sometido a prueba

No sometido a prueba

No sometido a prueba

Medio

Bajo

Bajo

Bajo

Bajo

Bajo

Medio

Bajo

Bajo

Severo

Bajo

Severo

Severo

Bajo

No sometido a prueba

Bajo

Severo

Medio

Medio

Medio

Bajo

Medio

Bajo

Severo

Medio

Medio

Medio

No sometido a prueba

No sometido a prueba

Severo

Severo

Severo

Severo

Severo

Bajo

Severo

Severo

Severo

Severo

Severo

Severo

Bajo

Medio

Fluido de base 1

Fluido de base 2

Fluido de base 3

Fluido de base 4

Fluido de base 5

Nuevo sistema HPHT

Sistema HPHT después de ser utilizado en el pozo

MuestraPirólisis

y TOC Saturados C10+ AromáticosDiamantoidesBiomarcadores

Efecto de los fluidos de base y del nuevo fluido de perforación HPHT en los análisis geoquímicos

Extraccióny SARA

Petróleo crudomenor a C20

> Parámetros de entrada de las simulaciones (verde) y resultados calculados de fondo de pozo (tostado) correspondientes al nuevo fluido de perforación HPHT y a un fluido de perforación convencional a base de aceite. Las simulaciones se efectuaron antes de perforar el pozo como parte de la planeación y la calificación del nuevo sistema de fluido de perforación HPHT. En base a las simulaciones, el fluido de perforación HPHT da como resultado tanto una presión de bombeo más baja como una contribución de ECD más baja que el fluido de perforación convencional. La contribución de ECD más baja fue confirmada con las mediciones de la ECD obtenidas durante la perforación. La abreviatura ESD, densidad estática equivalente, representa la densidad real del lodo del fluido de perforación en uso y varía con el perfil de temperatura del pozo, pero por razones de simplicidad, se asume como la densidad del lodo promedio más baja del pozo durante cualquier operación. La ECD representa la suma de la ESD más las pérdidas por fricción producidas en el espacio anular por el movimiento del fluido de perforación.

Densidad superficial, medida a 50°C, kg/m3

Tasa de bombeo, L/min

Velocidad de penetración, m/h

Rotaciones de la sarta de perforación en revoluciones por minuto

Densidad del lodo en el fondo del pozo, ESD, kg/m3

Presión de bombeo, bar [MPa]

ECD en la zapata de la tubería de revestimiento, kg/m3

ECD en la profundidad total, kg/m3

1 690

2 000

15

160

1 682

319 [31,9]

1 786

1 795

1 690

2 000

15

160

1 681

269 [26,9]

1 755

1 762

Parámetros

Simulaciones y cálculo de la ECD, prueba previa al pozo

Nuevo fluido deperforación HPHT,muestra de campo

Fluido de perforaciónconvencional,

muestra de campo

Volumen 26, no.1 35

y 121/4 pulgadas y la sección de 624 m [2 047 pies] y 81/2 pulgadas del pozo Crux. La reología del fluido se mantuvo dentro de las especificaciones a lo largo de toda la operación y no se desvió en más de un 10% respecto de las mismas. Durante la perforación del pozo, se produjeron pérdidas de lodo, pero los ingenieros de perforación las atri-buyeron a las leves incertidumbres asociadas con los valores de presión de fractura y poro, y no al fluido de perforación en sí.

Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO proporcionaron soporte a toda la operación en el mar y aseguraron una calidad de fluido óptima en todo momento, sin que se planteara problema alguno relacionado con el fluido durante la prueba de campo. Los resultados de las pruebas de asen-tamiento durante períodos estáticos prolongados indicaron una decantación promedio de barita de menos de 30 kg/m3 [0,25 lbm/US galón] tanto en la sección de 121/4 pulgadas a una temperatura de 120°C [250°F] como en la sección de 81/2 pulgadas a 150°C.

Los resultados obtenidos en el pozo Crux con el nuevo fluido demuestran que el mismo cumplió con las especificaciones de Statoil relativas al rendi-miento de la perforación. Por otra parte, la evalua-ción de formaciones y fluidos así como la adquisición de registros de presión no se vieron afectadas por el nuevo fluido de perforación. El fluido especialmente diseñado, desplegado para la ejecución de operaciones similares en pozos HPHT de todo el mundo, cumple con las especifi-caciones del operador y a la vez garantiza la vali-dez de las muestras de fluidos y rocas. —IMF

> Formulación y propiedades promedio del fluido de perforación HPHT. El fluido HPHT posee una densidad de 1 750 kg/m3 y una relación agua/petróleo de 80/20. Todos los parámetros de las propiedades del fluido obtenidos en el laboratorio se mantuvieron dentro de las especificaciones de Statoil. Estos resultados constituyeron la base para las especificaciones del programa de lodo a ser utilizado en el área marina. Los resultados presentados son valores promediados. Las mediciones de la estabilidad del asentamiento se presentan como densidades de lodo delta y fueron obtenidas después de 16 horas, 3 días y 5 días de envejecimiento estático a 150ºC.

Fluido de base

Emulsionante

Arcilla organófila

Cal

Aditivos de control de pérdida de fluido

Cloruro de calcio, polvo

Agua dulce

Material espesante (barita)

Total

402

23

12

23

25

26

137

1 102

1 750

Material Concentración másica, kg/m3

Formación del fluido de perforación HPHT y propiedades promediadas

Densidad del lodo, kg/m3 [lbm/US galón]

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm, lbf/100 pies2

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm, lbf/100 pies2

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm, lbf/100 pies2

Resistencia de gel a 10 segundos, Pa

Resistencia de gel a 10 minutos, Pa

Viscosidad plástica, mPa.s

Umbral de fluencia plástica, Pa

Pérdida de fluido HPHT, mL [pulgada3]

Estabilidad del asentamiento después de 16 horas

Estabilidad del asentamiento después de 3 días

Estabilidad del asentamiento después de 5 días

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm después de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm después de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm después de 3 y 5 días de envejecimiento estático, lbf/100 pies2

1 750 [14,6]

67

20

6

7

8

27

8

1,8 [0,11]

10

60

60

65 y 85

18 y 26

6 y 9

Propiedad Valor

> Especificaciones y mediciones de la reología del fluido de perforación para las secciones de pozo de 121/4 pulgadas y 81/2 pulgadas. La reología del fluido fue medida continuamente en el mar, a lo largo de toda la operación de perforación, y las lecturas del dial del viscosímetro Fann 35 se encontraron dentro de las especificaciones durante toda la operación. Los ingenieros de pozo informaron que el rendimiento del fluido de perforación fue estable y fácil de mantener. Los ingenieros del servicio técnico de M-I SWACO proporcionaron soporte a la operación en el mar para asegurar que el fluido se mantuviera dentro de las especificaciones en todo momento. (Fotografía de Ole Jørgen Bratland, copyright de Statoil. Utilizada con autorización.)

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 600 rpm

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 100 rpm

Lectura del dial del viscosímetro Fann 35 a 3 rpm

Tan bajo como sea posible

Menor que 24

5 a 10

Propiedad

Reología medida durante la operación

Especificación,lbf/100 pies2

47 ± 4,1

19 ± 2,5

8 ± 1,5

63 ± 3,7

20 ± 1,7

7 ± 1,1

Valor promedio, sección de121/4 pulgadas, lbf/100 pies2

Valor promedio, sección de81/2 pulgadas, lbf/100 pies2

tiempo, lo que demostró las propiedades estables del nuevo fluido. Los ingenieros de Statoil infor-maron que el fluido mostró un buen rendimiento durante los períodos estáticos prolongados, tales como en situaciones de desconexión del tubo ascendente y durante la adquisición de registros con cable, y que su desempeño fue comparable

con el de los fluidos HPHT con baja ECD en tér-minos de contribución de la ECD, limpieza del pozo y respuestas de los registros.

La estabilidad del fluido, cuantificada con las mediciones de laboratorio, fue confirmada en la prueba de campo (abajo). El nuevo fluido HPHT se utilizó para perforar la sección de 1 320 m [4 330 pies]