FLUIDO BASE AGUA INHIBIDOR DE LUTITAS BASE K-PHPA PARA
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FLUIDO BASE AGUA INHIBIDOR DE LUTITAS BASE K-PHPA PARA
POZOS UPPRA-RN
ING. OSCAR PÉREZ PÉREZ
RESUMEN
Este trabajo describe el uso del Fluido Base Agua Inhibidor de Lutitas (BAIL) Base K-
PHPA en la perforación de pozos en los campos del APPRA, desarrollado bajo el
Procedimiento para la selección de fluidos de perforación (PE-DP-0005-2011),
Procedimiento Exploración del Petróleo – Sistemas base agua inhibidores de lutitas
empleados en la perforación de pozos petroleros – Especificaciones y métodos de
prueba (P.7.0841.01), Recomendaciones prácticas de campo para fluidos de
perforación base agua (API-RP-13B-1) y Oficio: Caracterización de la capacidad de
intercambio catiónico (CIC) de los campos de la División Norte (203-21000-21700-731-
2011); todo lo anterior con la premisa fundamental de solventar la problemática relativa
a la interacción roca fluido e inestabilidad de agujero como son: taponamientos en las
líneas de flote, repasos, aumentos innecesarios de densidad, bajos ritmos de
penetración, cierres de agujeros, atrapamientos de sartas, atrapamientos de sondas,
resistencias al correr las tuberías de revestimiento, cementaciones deficientes, etcétera.
Todo lo anterior con el consecuente beneficio de establecer mejoras respecto a
indicadores de tiempos y costos por intervención.
INTRODUCCIÓN
El uso del Sistema BAIL base K-PHPA se ha adecuado y extendido a los campos del
Activo de Producción Poza Rica – Altamira (APPRA) así como también al Activo Aceite
Terciario del Golfo (ATG), su diseño se basó en el perfil de reactividad de los campos
perforados, su atención se concretó a estabilizar las arcillas en las etapas superficiales
e intermedias de las formaciones del Terciario, con un perfil de reactividad (CIC) ≤50
meq/100 gm.
Basados en el oficio 203-21000-21700-731- 2011: Caracterización de la capacidad de
intercambio catiónico de los campos de la División Norte, en donde refiere, que
técnicamente los campos de esta División no presentan condiciones extremas como
altas temperaturas, altas presiones de formación, contaminaciones o formaciones
altamente reactivas; esto derivó a que se realizaran los análisis respectivos del perfil de
reactividad de cada pozo para corroborar lo citado en el documento con nuevos pozos
perforados.
Sustento que llevó a conocer la caracterización de los campos de acuerdo a su perfil de
reactividad y que dio base para la adecuación del fluido base agua utilizado
actualmente en la perforación de estos campos; los resultados esperados fueron
inmediatos, se solventaron en gran medida algunos de los problemas que se venían
presentando y se optimizó con ello el programa de perforación, reflejando directamente
en los costos de los trabajos y servicios, una mejora.
DESARROLLO DEL TEMA
Durante la perforación con sistemas base agua existen diversos paradigmas que nos
hace pensar en las adversidades de perforar con este sistema y el que no concluyamos
la etapa programada en forma por: los repasos, cierres e inestabilidad de agujero
(embolamiento de la sarta). Entre otros aspectos o razones de fallas del sistema base
agua tenemos: Falta de sistema de agitación adecuada, Capacidad técnica del personal
para el manejo específico del fluido base agua, Tipo de específico de sistema base
agua a emplear, incorporación de sólidos arcillosos al sistema por el uso de mallas
inapropiadas, reacción de los sólidos de formación con el sistema activo, eliminación de
fluido por alta impregnación en el recorte hacia las presas, entre las más comunes
Imágenes de la barrena de 26” @ 186 m, Pozo Tajin 5010.
Para dar solución a los problemas que historicamente ocurrieron de manera aleatoria
en algunos pozos perforados, se llevó a cabo un análisis detallado de los documentos
que rigen a los fluidos de perforación base agua, para lo cual es importante la disciplina
en el seguimiento de las especificaciones marcadas en cada documento, así como
también las compañías de fluidos deben cumplir estrictamente las normatividades
mencionadas y señaladas en los contratos asignados, en particular a la aplicación de
las normas P.7.0841.01, API RP-13B-1, API RP-13I, las cuales son el éxito de la
perforación base agua.
Para dar cabal cumplimiento a las normatividades de los sistemas de fluidos base agua
se enfocó a atender de manera específica la inhibición de la formación a perforar, sin
alterar las demás propiedades fisicoquímicas del fluido.
El estudio se orienta a la inhibición en los parámetros de Expansión Lineal y Dispersión
del sistema, tanto mormativo como contractual.
La parte contractual esta definida en los alcances de la partida: Sistema de fluido base
agua inhibidor de lutitas “el alcance de esta partida es proporcionar durante las
operaciones de perforación, un sistema libre de sólidos indeseables (sólidos de
perforación de alta y baja gravedad específica), con propiedades físicas y químicas, que
proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones
perforadas”. Esta descripción se encuentra en los contratros vigentes.
Bajo esta prioridad de inhibición (Expansión Lineal, Dispersión, Estabilidad), se da inicio
a las pruebas de cumplimiento de la normatividad, obteniendo los primeros resultados,
en donde se altera significativamente el filtrado.
Estabilidad: En ciencias, una situación es estable si se mantiene en estado
estacionario, es decir, igual en el tiempo y una modificación razonablemente pequeña
de las condiciones iniciales no altera significativamente el futuro de la situación.
En esta parte se seleccionan productos químicos afines al sistema y aplicando la
normatividad respectiva, ejemplo: Reductores de filtrado poliméricos empleados en
fluidos de perforación de pozos petroleros (NMX-L-164-1998-SCFI), Reductores de
filtrado poliméricos empleados en fluidos de terminación y reparación de pozos
petroleros especificaciones y metodos de prueba (NMX-L-158-1998-SCFI), cabe
mencionar que las NMX citadas fueron CANCELADOS MEDIANTE DECLARATORIA
PUBLICADA EL 21 DE JUNIO DEL 2012.
Debido a que no se cumple con el parámetro del filtrado se efectua el análsis de control
de calidad a los mismos; se vuelve a hacer la corrida de laboratorio con una mejor
selección de materiales químicos.
Una vez seleccionado los materiales químicos adecuados y realizadas las pruebas bajo
normatividad, se obtuvo el siguiente resultado satisfactorio a nivel laboratorio.
El porcentaje de dispersión es aceptable de acuerdo al informe de la prueba realizada
(Prueba 1).
Porcentaje de dispersión es aceptable de acuerdo al informe de la misma (Prueba 2).
De esta experiencia en el laboratorio inicia la curva de aprendizaje: Filtrado e Inhibición
(Expansión Lineal, Dispersión, Estabilidad).
El logro del fluido referente a la inhibición es enfocarnos en 2 parámetros directamente:
1) Hinchamiento de la arcilla (Expansión Lineal)
2) Desmoronamiento (Dispersión)
Conceptos integrados en los anexos de los contratos de fluidos como Estabilidad de
agujero.
Ejemplo:
1) Si agregamos una pastilla de Bentonita a un recipiente que contenga agua cuya
actividad sea 100%, esta pastilla se hinchará y si se somete a agitación se incorporará
y reaccionará con el sistema dando las propiedades de reologías y tixotropías, estas
propiedades estarán en función de la reactividad de la pastilla de Bentonita.
Pero si a otra pastilla de Bentonita de la misma naturaleza se la agregamos a una
salmuera de cloruro de potasio, el ión +K inhibe la expansión de las laminas de arcilla,
por lo que la pastilla se mantendrá en el parámetro de Expansión Lineal; pero si se
somete a agitación se incorporará por desmoronamiento en el sistema como sólidos
inertes dispersados en el sistema como particulas finas de tamaños coloidales,
problema que se presenta similarmente en las paredes del agujero lo que causa
interacción roca-fluido y problemas relacionados a la misma. También presenta la
dificulta de su eliminación a través de los equipos de control de sólidos convencionales.
2) Con esto tenemos superada la primer etapa de Expansión lineal, lo siguiente es
mantener la pastilla de Bentonita con la mayor integridad posible, en esta segunda
parte nos enfocaremos en mantener la integridad de la pastilla bajo el concepto de
Dispersión, o sea dispersión cero o estable. Bajo este principio se seleccionó un
encapsulador cuya función es envolver o formar una capa en toda la superficie de la
pastilla, teniendo la precaución que el encapsulador sea compatible con el sistema que
ya contempla el ión +K. El material químico seleccionado es el PHPA
En base a las pruebas de laboratorio, para el caso particular del pozo Tajon 5010 se
ajustó la formulación del sistema base agua con K-PHPA, perforando inmediatamente
desde los 186 m a 238 m sin problemas y tomando la desición de efectuar viaje de
calibración mecánica de agujero de 26” a superficie para monitoreo de estabilizadores y
barrena, observando la sarta limpia y ausencia de problemas en el agujero.
El desempeño del sistema BAIL base K-PHPA en campo también mostró los resultados
satisfactorios esperados como lo demostraron las pruebas de labotatorio.
Imágenes de estabilizadores y barrena de 26” @ 238 m, Pozo Tajin 5010.
Para definir el alcance del sistema BAIL base K-PHPA se estableció de acuerdo al perfil
de reactividad de los pozos perforados, se monitorearon muestras de recortes cada 50
metros, indicación que esta establecida en los contratos de fluidos y oficio
Caracterización de la Capacidad de Intercambio Catiónico de los Campos de la División
Norte (203-21000-21700-731-2011) hace referencia.
El desarrollo de análisis de la CIC de las muestras de recortes se apega al API RP 13I
Prácticas recomendadas para laboratorio de pruebas de fluidos de perforación, en el
apartado 12.1 Capacidad de Azul de Metileno de Sólidos Perforados.
Una vez realizado la capacidad de intercambio cationico de cada profundidad
monitoreada se realiza el gráfico Profundidad vs CIC. Y a futuro próximo sirve de
información correlativa para la toma de decisiones de las concentraciones para
mantener la inhibición (Expansión Lineal y Dispersión) ambos parámetros en conjunto.
Definido el alcance de aplicación del sistema BAIL base K-PHPA en pozos de los
campos del Activo de Producción Poza Rica Altamira, se establece que también es
aplicable al Activo Aceite Terciario del Golfo; ya que de acuerdo a los gráficos del perfil
de reactividad se presentan características similares y como se menciono su mayor
ventaja estriba en la profundización de la TR superficial e intermedia con un CIC menor
a 50 meq/100 gm.
También es necesaria la realización del análisis mineralógico de la formación como
complemento de la confirmación de la reactividad de la arcilla del campo en cuestión.
Gran parte del éxito de la perforación del sistema BAIL base K-PHPA es el seguimiento
en campo a través de la aplicación del concepto de inhibición (Expansión Lineal y
Dispersión). Y el monitoreo riguroso del fluido a través del API RP 13B-1, por PEMEX,
Contratista o Terceros.
Resultados visibles y demostrables de la aplicación del sistema BAIL base K-PHPA en
la interacción roca-fluido.
Imagen de los recortes del Pozo Poza Rica 806 con Barrena 12 ¼” @ 268 de 638 m. En
la tercera imagen se muestra recortes del Pozo Tajin 5010 con Barrena 26” @ 316 de
500 m.
Profundidad Propiedades Ultimos 3m. Angulo
188 1.20/57" 1,1,1 1.73°
338 1.22/58" 1,1,1, 15.38°
525 1.26/68" 1,1,1 30.12°
540 1.26/68" 1,1,1 30.12°
676 1.31/49" 1,1,1 42.7°
757 1.32/45" 1,1,1 41.95°
Coyula 1786
Sep-08
Equipo necesario para el monitoreo es el KIT de PHPA
Prueba realizada en la Planta de Fluidos Poza Rica PEMEX
CONCLUSIÓN
Este sistema Base Agua Inhibidor de Lutitas Base (BAIL) K-PHPA se empleó con buen
éxito en más de 260 pozos en los últimos 2 años, los beneficios más sobresalientes del
uso de este fluido BAIL base K-PHPA son: 1) Permitir terminar la etapa en tiempo y
forma sin inestabilidad de formación y consecuentes retrasos, 2) Contribuir
colateralmente a garantizar la toma de información de registros geofísicos, así como
humectar la formación con base agua para la mejora de la cementación de las TR´s, 3)
Permitir profundizar el asentamiento de la TR con este sistema base agua.
Adicionalmente el uso de la sal de potasio causa menos daño a la micro fauna
presentes en los detritos y necesaria para determinar los contactos estratigráficos,
fundamental en la investigación geológica y sobre todo resaltar los bajos costos de
confinamiento de fluido y recorte comparado con el emulsión inversa.
Este sistema no causa daños importantes al equilibrio ecológico y sobre todo protege la
integridad física de nuestro personal y equipo operativo cumpliendo con el SSPA, todo
esto suma en una mejor rentabilidad del Proyecto por la disminución de tiempos y
costos.
AGRADECIMIENTOS
Se agradece el apoyo recibido de las áreas de Operación Terrestre, Diseño de
Ingeniería, Planta de Fluidos, IMP, Qmax México; A los Ingenieros Renato Gamiño
Ramos, Juan Saldaña Martinez, Luis Fernando Aguilera Naveja, Gioswald R. Inciarte
Fermin, Joel Escalante Castillo, Jose Luis Pierdant Santiago, Victor Hugo Lema
Villalobos y Laura E. Fernández Cuervo.
REFERENCIAS
PE-DP-0005-2011: Procedimiento para la selección de fluidos de perforación.
P.7.0841.01: EXPLORACIÓN DEL PETRÓLEO – Sistemas base agua inhibidores de
lutitas empleados en la perforación de pozos petroleros –especificaciones y métodos de
prueba, (Julio 2011).
NMX-L-167-SCFI-2004: Sistemas de Fluidos Base Agua Inhibidores de Lutitas.
(CANCELADO MEDIANTE DECLARATORIA PUBLICADA EL 21 DE JUNIO DEL 2012.)
API-RP-13B-1 Recomendaciones practicas de campo para fluidos de perforación base
agua. (2004).
203-21000-21700-731- 2011: Caracterización de la capacidad de intercambio catiónico
de los campos de la división norte.
API RP 13I Practicas recomendadas para laboratorio de pruebas de fluidos de
perforación, (2004).
PE-DP-OP-0006-2011: Procedimiento para el diseño y selección de equipos de control
de sólidos.
PE-EP-OP-0017-2010: Procedimiento para el control de sólidos y remoción mecánica.
PE-PP-OP-0033-2010: Procedimiento General para determinar la optimización
hidráulica.
PEMEX: Guía práctica para la selección de fluidos, (2012).
Contratos de fluidos de perforación vigentes en APPRA.
Manual MI Drilling Fluids, Cap. 4, (2001) 4B.1 – 4B-23
Catálogo de productos Fann, (2012).
Catálogo de productos Ofite, (2012)
Oscar Pérez Pérez: “Compendio General de Fluidos de Perforación” trabajo presentado
en Poza Rica, Ver. (Noviembre 2012) 43-112.
