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Fluido base agua alta temperatura para sistema bifásico (Wel Drill HP)

Fluido base agua alta temperatura para sistema bifásico (Wel Drill HP)

La perforación de pozos petroleros representa una de las áreas más importantes en la industria de los hidrocarburos, como en el sistema bifásico; sin embargo, esto ha desembocado en el creciente número de campos depresionados a nivel mundial.

El sistema Well Drill HP es un sistema base agua diseñado de acuerdo a las características requeridas para perforar zonas depresionadas; zonas productoras y con perfil de temperatura elevado con fluido densidad original de 1.02 g/cc.

Es un fluido que contiene aditivos resistentes a altas temperaturas que no permite decaer las propiedades reológicas que le imparten una excelente capacidad de limpieza.

En el estudio surgió la demanda de técnicas más eficientes para la recuperación de hidrocarburos de manera exitosa. Perforación de etapa de 4 1/8” (Zona de Reservorio), caracterizada por Alta Temperatura y Baja Presión.

Este trabajo presentó una opción de innovación tecnológica en materia de fluidos de control; que combinó características propias de un fluido de emulsión Inversa y la generación de un sistema Bifásico a partir de la técnica de perforación Bajo Balance.

Perforar las rocas carbonatadas Dolomitizadas, naturalmente fracturadas en partes parcialmente recristalizada del Cretácico Medio, para recuperar la reserva remante de aceite y gas; que mediante la aplicación de un sistema Bifásico a partir de fluido Base Agua de alta resistencia térmica y resistente a las contaminaciones propias del campo

Para reducir las pérdidas de fluido a la formación manteniendo las propiedades del fluido dentro de los rangos establecidos ante en efecto térmico de la formación.

De acuerdo con los pozos de correlación y la experiencia con pozos con el mismo perfil, los riesgos asociados son principalmente los altos volúmenes de pérdida de fluido a la formación, que no pueden tratarse de manera convencional utilizando materiales obturantes en la zona Objetivo.

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El uso del Fluido Base Agua de Alta temperatura con Inyección de N2 permitió perforar con mínima perdida de fluido a Formación; debido a que se logró el objetivo de reducir la DEC resultante por lo que el volumen total perdido correspondió solo a 15% de la zona de regresión.

Al eliminar el uso del obturante se aseguró no dañar la zona productora. Se redujo el impacto al medio ambiente al no generar residuos aceitosos. La temperatura de fondo del agujero se confirmó y el cizallamiento ejercido por la barrena no degrado las propiedades fisicoquímicas del fluido.

Demostradas a través del análisis del fluido en superficie: La estabilidad del agujero quedo confirmada al no presentar problemas de torque y/o arrastre durante la perforación y la introducción de la TR.

Durante la perforación la presencia de recortes en el área de Línea de flote demostró la capacidad de acarreo del fluido; dado a que la volumetría de los recortes correspondía al generado por la barrena.

Los ingenieros Octavio Blanco Amador, Adrien F. Sourget y Benito Juarez Butron presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

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