El estudio abordó casos históricos de daño severo en pozos de la sonda de Campeche al emplear sistemas base poliméricos.
Durante la perforación de pozos productores de hidrocarburos en la sonda de Campeche para alcanzar la profundidad objetivo; se encuentran formaciones de carbonatos dolomitizadas de porosidad vugular de edad Brecha de Cretácico Superior a una profundidad promedio de 3600 4800 metros verticales. Las cuales dificultan su perforación en condiciones normales debido a que se presentan eventos de pérdida total de circulación generando un daño a la formación.
De acuerdo con los autores, el trabajo estudió de los fluidos de perforación base polimérica empleados en la zona productora de la Brecha. Se analizaron diversos casos históricos de pozos que emplearon este lodo en su terminación. Los casos presentaron daño en la formación de forma indirecta por su caída de presión mediante sensores de fondo o incremento en el tiempo de limpieza.
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El medio poroso es un ensamblaje complejo de forma irregular de granos minerales con espacios vacíos (poros); que tienen casi siempre forma y distribución irregular, la cual provee los canales necesarios para el transporte de fluidos.
Los análisis de fotografías mediante microscopio de electrón (SEM, por sus siglas en inglés), mostraron la naturaleza tortuosa del espacio poroso. La presencia común de partículas pequeñas, generalmente llamadas finos, de origen natural del medio poroso.
Esta complicada estructura puede ser idealizada como una colección de cámaras relativamente grandes, cuerpos de poros, conectados por aberturas estrechas, llamadas gargantas porales. La permeabilidad del medio poroso es controlada principalmente por el número y conductividad de las gargantas porales.
Durante el estudio se perforó un pozo con lodo a base agua con diésel y bentonita; en su terminación, se empleó un lodo base agua de perforación con diésel. Se observó pérdida parcial de circulación de lodo en su perforación y se llevó a cabo una estimulación de limpia con solvente, ácido y divergente polimérico.
Este pozo quedó con una caída en la presión de fondo, por lo que se quitó el uso de divergentes poliméricos. Presentó las siguientes condiciones adversas: El tiempo de limpieza fue de 199 días con respecto a los otros pozos. Lo que incremento el costo del pozo principalmente por la renta del equipo de perforación y generó producción diferida.
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Del mismo modo, se perforó otro pozo con un lodo base agua de perforación con diésel y bentonita. En su terminación se empleó un lodo base agua de mar con polímero. Se observó pérdida total de circulación de lodo tanto en su perforación y terminación. Lo que indica buena calidad de la roca; se llevó a cabo una estimulación de limpia con solvente, a pesar de que el daño a formación es menor.
Asimismo, otro pozo fue severamente dañado durante su perforación al hacer uso de lodo base agua de mar con polímero. Se llevó a cabo una estimulación de limpia con solvente y ácido con buenos resultados; sin embargo, durante su terminación se empleó nuevamente lodo base agua de mar con polímero, lo cual no fue una buena práctica. El daño se corroboró al menos por las siguientes condiciones.
Durante su perforación en BKS, el pozo pasó de una condición de pérdida de circulación total a pérdida parcial, observando nivel de fluidos en varias ocasiones. Fue uno de los dos pozos perforados y terminados con lodo base agua de mar + poliméricos. El único con un IP bajo respecto a los pozos vecinos.
Los ingenieros Gabriel Álvarez Calderón de la Barca, Benjamín García Montoya, Ing. Miguel A. Cortes Cortés; Pablo J. Díaz Pérez y Juan M. Treviño Cardoza presentaron el trabajo en el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
