Tecnología de Ultra Baja Invasión incrementa la ventana operativa, mejorando la perforación y reduciendo el daño a la formación en formaciones inestables en Venezuela.
La condición de agotamiento de las presiones, a través del tiempo, en los yacimientos de pozos profundos con altas temperaturas, en el oriente de Venezuela; exigen una ingeniería de diseño de fluidos de perforación que sean capaces de mantener la estabilidad del hoyo; así como la protección de las arenas productoras, riesgos causados al estar expuestos a los altos sobrebalances; pudiendo ocasionar pérdidas de circulación y los atascamientos de tubería que incrementan los tiempos no productivos (TNP).
Estos problemas típicos de los sobrebalances de hasta 7000 psi, se han logrado reducir usando un aditivo de ultra baja invasión; el cual genera un revoque de alta resistencia y baja permeabilidad.
En estos campos las píldoras convencionales para prevención o remediación de pérdidas de circulación o de control de filtrado, ya no funcionan. A nivel de laboratorio, el aditivo de ultrabaja invasión fue evaluado en un fluido de perforación con base en aceite, en pruebas de daño a la formación; utilizando crudo y núcleos de la formación Naricual, de los campos Furrial y Carito, las cuales son arenas masivas y de baja permeabilidad.
Igualmente, esta prueba mostró la capacidad y estructura de sello impermeable del aditivo, con valores entre 4.5 y 0.5 % de daño a la formación.
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Con este aditivo se han perforado 12 pozos, permitiendo en ellos: el acceso a las arenas Naricual utilizando un revestidor menos; estabilidad de hoyo con diferenciales de presión superiores a los 7000 psi, reducción de las pérdidas de fluido por filtración; disminución del uso de materiales de pérdida de circulación para prevenir y sellar fracturas y microfracturas, perfilaje de hoyo abierto, alcance de la producción esperada.
Asimismo, el uso de la tecnología de un sistema de revoque de ultrabaja invasión, ha reducido los problemas operacionales ocasionados por altos diferenciales de presión; permitiendo el acceso a reservas petrolíferas, con diferenciales de presión entre 3.000 y 7,000 psi, mejorando los TNP en unos 35 días; obteniendo la producción estimada y con una disminución en uso de materiales operativos convencionales.
El uso de la tecnología ULIFT permitió la estabilización del ECD durante las operaciones de perforación en condiciones de presión diferencial extrema.
La expectativa original de producción de petróleo estuvo por encima de lo esperado, 11 pozos produjeron 1,800 bppd adicionales. En algunos casos esta fue superior a la estimad.
Del mism modo, el fluido de perforación diseñado con tecnología ULIFT no invade la formación y proporciona condiciones de perforación más seguras y eficientes con altos diferenciales de presión.
Para las formaciones del Norte de Monagas, el ULIFT evidenció una diferenciación mínima o nula en la prueba de daño de formación; con 1,000 psi de presión diferencial en comparación con el fluido base. Con una presión diferencial de 2.500 psi, mostraron un daño de formación significativamente menor que el fluido de perforación base sin los aditivos ULIFT. Asimismo, las pruebas en el núcleo de Formación Naricual mostraron que el daño de la formación tuvo una reducción del 64.3% al 4.5%.
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Se han perforado varios pozos con un diagrama mecánico de pozo optimizado, eliminando una sección de revestimiento; lo que supone un importante ahorro de costos para el operador durante la última campaña de perforación.
En el pozo MUC-166, fue posible perforar la sección del pozo sin incidentes operativos; a pesar de encontrar una presión diferencial de 7.043 psi a lo largo de diferentes zonas en el mismo pozo abierto; lo que representa un récord de perforación sin precedentes para Venezuela.
La presión de levantamiento del escudo creado por el ULIFT en la pared del pozo, se redujo a 50 psi; en comparación con la base OBM en las pruebas que utilizan núcleos de formación Naricual.
Finalmente, el uso de la tecnología de fluido de ultra baja invasión (ULIFT) minimizó las fluctuaciones de la viscosidad del fluido de perforación; causadas por los cambios de temperatura, especialmente por encima de 60 °C (140 °F).
Los ingenieros Reinaldo Maldonado Perozo, Miguel Herdes, José García, Katiuska Aguilar, Yacquelin Sandoval, Genaro Bolívar; José Moreno y Alí Ávila presentaron el trabajo en la anterior edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
