OBJETIVO GENERAL OBJETIVOS ESPECÍFICOS. Describir las generalidades del Campo Chichimene.

Transcripción

1 DISEÑO DE UN FLUIDO BASE AGUA DENSIFICADO CON FORMIATO DE POTASIO Y FORMIATO DE SODIO PARA PERFORAR LAS SECCIONES 12¼ Y 8½ EN EL CAMPO CHICHIMENE, A PARTIR DE PRUEBAS DE LABORATORIO. OBJETIVO GENERAL Diseñar un fluido de perforación base agua densificado con Formiato de Potasio y Formiato de Sodio para perforar las secciones 12¼ y 8½ en el Campo Chichimene, a partir de pruebas de laboratorio. OBJETIVOS ESPECÍFICOS Describir las generalidades del Campo Chichimene. Describir las generalidades de los densificantes Acetato de Potasio, Sulfato de Potasio, Formiato de Potasio y Formiato de Sodio. Describir los fluidos usados actualmente durante la perforación en la secciones 12¼ y 8½ en el Campo Chichimene. Realizar una matriz de las pruebas de laboratorio para el diseño de los fluidos. Diseñar (3) tres fluidos base agua densificados con Acetato de Potasio, Sulfato de Potasio y Formiato de Sodio /Formiato de Potasio. Analizar los resultados obtenidos en cada una de las pruebas y seleccionar el fluido que presente las mejores condiciones de acuerdo a la matriz de pruebas. Comparar el desempeño de las propiedades del fluido base agua densificado con formiato de Sodio/ formiato de Potasio con los fluidos usados actualmente en el Campo Chichimene. Evaluar la viabilidad financiera del fluido seleccionado mediante el indicador VPN.

2 INTRODUCCIÓN Durante la perforación de un pozo es necesaria la implementación de un fluido de perforación; ya que se encuentran ambientes difíciles como el manejo de cortes, pega de tubería y otros factores que son necesarios controlar debido a que generan problemas durante la operación. Los fluidos usados actualmente no son compatibles para perforar las secciones 12 ¼ y 8 ½ como un solo fluido en el Campo Chichimene, porque estos fueron diseñados para controlar los problemas que se presentaban en cada sección, teniendo en cuenta las propiedades de cada una de las formaciones. El propósito principal, es lograr que este estudio tenga un óptimo desarrollo que genere mejores resultados y aplicaciones en cuanto a su capacidad de perforar dos secciones con un mismo fluido, entonces se podría generar la reutilización de los fluidos y mitigar el impacto ambiental. Encaminado a convertir dicho análisis en beneficios futuros, tales como la disminución de tiempo perforación, beneficios ambientales y de operación que no solo favorecerán a la compañía sino a la industria petrolera en general. Esta alternativa surge a partir de un estudio a las sales de Formiato (Sodio y Potasio). Su condición de sal orgánica amigable con el medio ambiente y su alta solubilidad que se refleja en las altas densidades, permite que sea una opción llamativa para su uso como fluido de perforación. Las salmueras de formiato han mejorado una y otra vez la productividad de los pozos y han aumentado el retorno de la inversión. Se han realizado más de 500 aplicaciones extendidas en diez años en Noruega, los resultados han demostrado que la salmuera de formiato supera a los fluidos tradicionales y entregan un buen número de benéficos. Este trabajo busca probar la efectividad de una salmuera innovadora en los fluidos de perforación. Los Formiatos se presentan como una alternativa para inhibir las arcillas de la formación, contribuyen a mejorar la calidad del cake, tolerancia a los sólidos, menor desgaste de la broca y aumento en la velocidad de perforación lo cual permite reducir tiempos de perforación y tener altos rendimientos operacionales El proyecto abarca el diseño de tres salmueras (Formiato de potasio/sodio, Acetato de potasio y Sulfato de potasio), con el fin de perforar la sección intermedia y la sección de interés con el mismo fluido. Se realizaran las pruebas a los fluidos propuestos y finalmente se evalúra su viabilidad financiera para una posible utilización en pozos futuros como fluido de perforación en el campo.

3 METODOLOGÍA Para el desarrollo del proyecto se realizó un análisis a nivel de laboratorio donde se tuvo en cuenta las formulaciones, aditivos y panorama de riesgos usados en el Campo Chichimene. Basados en los datos históricos se diseñaron las formulaciones para la elaboración de los fluidos base Formiato de potasio / Formiato de sodio, Acetato de potasio y Sulfato de potasio que fueron analizados en los equipos de laboratorio. El estudio está enfocado en la sección 12 ¼ y 8 ½, con el fin de evaluar el comportamiento que puede presentar un fluido al perforar dos secciones con el mismo. Para obtener un equilibrio y estabilidad entre la sección intermedia y la sección de interés, es necesario tener en cuenta la densidad del fluido, ya que es el factor esencial para obtener un buen desempeño en ambas secciones. También se busca minimizar los problemas que se presentan de hidratación de las arcillas en la Formación Carbonera (Grupos C1, C2 y C6) y Guayabo, por esta razón es fundamental el efecto que presenta cada uno de los inhibidores, por lo cual se variaron las concentraciones del inhibidor pero manteniendo siempre la concentración de los demás productos o aditivos. Se realizó un fluido base el cual se usó como punto de comparación o blanco para medir el desempeño de las demás formulaciones; se determinó el desempeño de los fluidos en cada una de las pruebas API (densidad, ph, reología, viscosidad embudo, conductividad, % sólidos, índice de lubricidad, filtrado API, PPT y HPHT, alcalinidad, calcios, cloruros, acreción y dispersión) e hinchamiento y basándose en los resultados obtenidos se tomaron las 3 mejores formulaciones, (formulación de Formiato de Potasio/Formiato Sodio, formulación de Acetato de Potasio y formulación de Sulfato de Potasio) con las cuales se realizaron pruebas especiales como PSA, FANN 90 y FANN 70 en donde los fluidos se exponen a temperaturas y presiones más altas (250 F y psi) simulando condiciones del yacimiento. Con el estudio realizado previamente a las formaciones del Campo Chichimene y a los densificantes e inhibidores que se usarían en el desarrollo del proyecto se logró realizar una matriz de pruebas que permito tener un control detallado de los resultados obteniendos, y así mismo permitió de manera rápida y eficaz la selección de los tres (3) mejores fluidos. Al realizar una comparación entre el fluido base y el fluido de Formiato seleccionado como el de mejor comportamiento, se puede evidenciar de manera clara las propiedades y ventajas que presenta cada fluido en sus pruebas de laboratorio y en su análisis financiero.

4 RESULTADOS ALCANZADOS En este trabajo se evalúa la efectividad que puede tener un fluido para perforar dos secciones con el mismo y mantener la estabilidad del hoyo, así como el desempeño de algunos aditivos como el Acetato de Potasio, Sulfato de Potasio y el Formiato de Potasio inhibiendo las arcillas de la Formación Carbonera (C1, C2 y C6) y Guayabo. Teniendo en cuenta estos parámetros se hará un breve análisis de las pruebas más relevantes a la hora de determinar la efectividad del fluido: La densidad a la cual se decidió mantener cada una de las formulaciones es de 12 ppg, debido a que permite tener estabilidad, equilibrio y una buena limpieza del hoyo al momento de perforar las secciones 12 ¼ y 8 ½ con el mismo fluido. Además el fluido mantiene las propiedades para obtener un buen sello y puenteo en la sección de interés, proporcionando así una perforación rápida y eficaz. La prueba de Filtrado PPT es una de las pruebas más importantes, ya que se busca un taponamiento que evite al máximo la invasión de los fluidos y partículas que puedan causar daño al yacimiento, en esta prueba influye mucho la distribución del tamaño de partículas del carbonato de calcio, ya que la mejor selección se ve reflejada en la disminución de filtrado obtenido en la prueba PPT. Las formulaciones seleccionadas como las mejores cumplen con un buen taponamiento y sello como se evidencia en la Gráfica 1 pero cabe resaltar que la formulación de Formiato es la que presenta un mejor control de filtrado. Estos fluidos sostienen el diferencial (1000 psi) de presión, además de tener una buena distribución en el tamaño de partícula que permite realizar un sello de acuerdo a la garganta de poro. Gráfica 1. Filtrado PPT mejores formulaciones.

5 % Hinchamiento La prueba de hinchamiento lineal se presenta con los dos tipos de arcillas la (lutita E3 y E4) que causan más dificultades a la hora de perforar en el Campo Chichimene. La Gráfica 2 y 3 presentan la tendencia que tienen las arcillas de hincharse al contacto con el agua y el fluido base. Gráfica 2. Hinchamiento Lineal mejores formulaciones Lutita E3. 25,00 Mejores formulaciones Lutita E3 20,00 15,00 10,00 5,00 0,00 0,00 20,00 40,00 Tiempo (h) Agua Lodo Base 0 ppb Inhibidor base amina Acetato ppm K Sulfato ppm K Gráfica 3. Hinchamiento Lineal mejores formulaciones Lutita E4. Mejores formulaciones Lutita E4 % Hinchamiento ,00 10,00 20,00 30,00 40,00 Tiempo (h) Agua Lodo Base 0 ppb Inhibidor base amina Acetato ppm K En las Gráficas se puede observar que el lodo convencional densificado con barita tiene un porcentaje de hinchamiento de 17,39% para la lutita E3 y 20,36% para la lutita E4; con el lodo Formiato de Potasio y Formiato de Sodio el porcentaje de hinchamiento es más bajo con 3,16% lutita E3 y 7,33% lutita E4, lo que demuestra que los sistemas de lodos preparados con Formiatos presentan un mejor comportamiento de inhibición a la hidratación que los lodos de agua fresca. Las formulaciones de Acetato de potasio y Sulfato de potasio presentan un porcentaje de hinchamiento por debajo del 10% lo cual es muy

6 bueno pero sin lugar a dudas las ventajas del formiato permiten escogerlo como el mejor fluido. Basados en los estudios y los resultados obtenidos de las pruebas de laboratorio, se puede decir que los fluidos base Formiato de Potasio y Formiato de Sodio son fluidos limpios, libres de sólidos que no generan daño a la formación y que además presentan un comportamiento muy bueno en cuanto a las pruebas de filtrado y dispersión generando un recobro por encima del 95%. El lodo Formiato de Potasio y Formiato de Sodio presentaron valores de porcentaje de hinchamiento bajos. En el proceso de perforación actual se ha trabajado cada sección como una unidad independiente; es decir, cada una se perforó con un fluido diferente, con el fin mejorar las condiciones del pozo o el proceso de perforación. En la Figura 1 se presenta el estado mecánico actual frente al estado mecánico propuesto, en donde se unen las secciones 12 ¼ y 8 ½ con el fin de perforarlas en una sola sección de 8 ½. El estado mecánico propuesto quedaría conformado por dos intervalos o secciones, y el intervalo II es el evaluado para la aplicación de los fluidos diseñados en el laboratorio. Figura 1. Estado mecánico actual y propuesto. Actual Propuesto

7 Las formulaciones de Acetato de Potasio y Sulfato de Potasio a pesar de tener costos más bajos no permiten perforar las dos secciones con el mismo fluido; debido a que presentan un porcentaje de sólidos alto por el material pesante usado (Barita). Esto generaría un taponamiento en la zona productora y es por esta razón que es necesaria la implementación de un fluido más limpio en la sección de interés. La mejor opción desde el punto de vista financiero es implementar el fluido de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio en la perforación del Campo Chichimene, pese a que es el fluido que presenta el Valor Presente Neto más alto debido a los altos costos de los Formiatos. El fluido de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio, origina un ahorro en cuanto al estado mecánico del pozo; ya que con el nuevo estado mecánico se perforaría uniendo las secciones de 12 ¼ y 8 ½ como una sola sección de 8 ½. Por lo tanto el volumen del fluido necesario para perforar el pozo seria mucho menor. Esto permite perforar las dos secciones con el mismo fluido por ser libre de sólidos, evitando daño en la formación y obteniendo un buen cake. Este fluido tiene un costo alto pero también se debe tener en cuenta que generará más ahorro de lo esperado en el proceso de perforación, debido a que disminuye el tiempo de perforación, cementación, casing y disposición de fluidos.

8 CONCLUSIONES La evaluación a nivel de laboratorio de la salmuera de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio propuesta en el presente proyecto permite asegurar que este fluido es apto para ser empleado como fluido de perforación en pozos de HPHT Alta Presión (500 psi) y Alta Temperatura (300 F). Los fluidos de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio tuvieron una tendencia a inhibir las arcillas altamente reactivas como las Lutitas E3 (8.385 ft) y la Lutita E4 (9.081 ft), esto gracias al ión Potasio. Los fluidos de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio, de acuerdo con la prueba FANN 70 a altas presiones ( psi) y temperaturas (250 F) muestran estabilidad en el fluido después de rolado, lo cual permite un buen desempeño en el lodo. Perforar dos secciones con el mismo fluido permite un ahorro en costos del fluido al relacionar el diámetro del hueco a perforar, ya que pasa de ser de un hueco de 12 ¼ a uno de 8 ½ y por lo tanto su volumen disminuye. También se puede deducir que hay un ahorro en los tiempos de perforación debido al cambio en el estado mecánico. El acetato de potasio y sulfato de potasio se puede decir que como inhibidores cumplieron, y demostraron que tienen la capacidad para inhibir las arcillas reactivas. Estos inhibidores se postulan como una alternativa en las formaciones Guayabo (sup ft) y Carbonera (2.119ft-9.955ft) del Campo Chichimene. Los fluidos Formiato de Potasio y Formiato de Sodio generaron un recobro por encima del 95% en la prueba de dispersión 5% por encima de los fluidos usados actualmente en pozo, lo que demuestra su grado de inhibicion. La alta biodegradabilidad de las sales de Formiato, hace que están tengan un impacto ambiental bajo con respecto a los fluidos convencionales u otras sales, siendo así un fluido amigable con el medio ambiente. La evaluación financiera mostró una viabilidad para implementar el fluido de Formiato de Potasio y Formiato de Sodio del Bloque Chichimene, ya que está representando un ahorro en tiempos de perforación, cementación, casing, y disposición de fluidos.

9 BIBLIOGRAFÍA AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Integración Geológica de la Digitalización y Análisis de Núcleos. Disponible en internet: nal%20llanos.pdf. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Informe de prospectividad Chichimene. [En línea]-[fecha de consulta: 16 de Septiembre del 2015.]. Disponible en: _9_LLANOS_BASIN.pdf. AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Estudio integrado Cuenca Llanos Orientales, Crudo pesado. [En línea].- [fecha de consulta: 08 de Febrero del 2015]. Disponible en internet: Geofisica/Estudios-Integrados-y- Modelamientos/Presentaciones%20y%20Poster%20Tcnicos/Campos.pdf CABOT SPECIALITY FLUIDS. Formiatos Drlg and completion. Section C1, Version 02. CABOT SPECIALITY FLUIDS. Biodegradabilidad y propiedades biocidas. Section A12, Version 01. CABOT SPECIALITY FLUIDS. Estabilidad Termica. Section A13, Version 01. CARRASCO, Luis; 21 de agosto de Manual de fluidos de perforación: [en línea]: Perforacion#scrib. CATACORA, José. Valor Presente Neto, Finanzas para la constitución p.7. CIDE PDVSA [en línea].venezuela: Primera Versión, Agosto 2002-[fecha de consulta: 30 de Octubre del 2014.]. Disponible en: J.PORTA, Lexique stratigraphique international: Colombie. Fasc 4b. MI SWACO. Manual de fluidos de perforación. Houston, Texas, M. JULIVERT. Lexique stratigraphique international: Colombie. Fasc. 4a. RAMSEY; Mark S y SHIPP, Jon A Cesium Formate. SPE