Fluidos de perforación y terminación

A medida que la industria de perforación de petróleo y gas avanza hacia entornos técnicamente más desafiantes [por ejemplo, perforación de pozos ultraprofundos en tierra y mar adentro bajo temperaturas extremadamente altas (por encima de 300 °F) y presión (gravedad específica del lodo superior a 2,0)], las empresas se ven cada vez más presionadas para estirar sus esfuerzos. tecnología y mejorar el rendimiento de la perforación mientras nos esforzamos continuamente por reducir costos y cumplir con los requisitos de regulaciones ambientales más estrictas. Se pueden lograr importantes adiciones de reservas si los riesgos asociados con la perforación en condiciones tan duras (por ejemplo, control de presión, inestabilidad del pozo, pérdida de circulación, gas amargo) se pueden gestionar de manera efectiva. Diseño y desarrollo de una nueva generación de fluidos de perforación capaces de cumplir todas las funciones atribuidas (por ejemplo, estabilizar el pozo, controlar la presión de la formación, transportar los recortes perforados, minimizar la pérdida de fluido y no reducir la productividad de la formación) bajo presión tan extrema y Las condiciones de temperatura son uno de los requisitos clave para desbloquear estos recursos.

Los fluidos de perforación utilizados bajo presiones y temperaturas ultra altas deben ser térmicamente estables y capaces de conservar sus propiedades reológicas. Tradicionalmente, en estas condiciones extremas se han utilizado fluidos de perforación no acuosos (NADF). Sin embargo, los NADF tienen costos operativos significativamente altos con un riesgo asociado para la salud, la seguridad y el medio ambiente. Como resultado, ha habido una demanda creciente por parte de los operadores de utilizar fluidos de perforación acuosos [lodos a base de agua (WBM)], que se sabe que son ambientalmente benignos y relativamente menos costosos. Sin embargo, el uso de WBM bajo temperaturas y presiones extremas enfrenta varios desafíos, incluida la descomposición de polímeros y otros aditivos utilizados como preventores de pérdida de fluidos y estabilizadores reológicos. Por ello, las investigaciones recientes se han centrado en el diseño y desarrollo de sistemas WBM que cumplan las siguientes especificaciones:

Los sistemas a base de agua de temperatura ultraalta recientemente desarrollados utilizaron polímeros sintéticos ramificados hechos a medida que exhiben propiedades reológicas superiores y control de pérdida de fluido, así como estabilidad a largo plazo por encima de 400 °F. Estos polímeros sintéticos ramificados son compatibles con la mayoría de las salmueras de yacimientos petrolíferos y mantienen una excelente reología de gama baja.

Otras formulaciones propusieron el uso de microesferas de polímero de β-ciclodextrina (β-CPM) como reductor de filtración a temperatura ultraalta respetuoso con el medio ambiente. Cuando la temperatura superó los 160 °C, se produjo una reacción hidrotermal para los β-CPM y, como resultado, se formaron numerosas esferas de carbono de tamaño micro y nano, que unieron los micro y nanoporos dentro de la torta de filtración y redujeron la permeabilidad de la torta de filtración. efectivamente.

Los nanocompuestos de bentonita y carbono hidrotermal también se proponen como aditivos no poliméricos para resolver el desafío de la temperatura/presión ultraalta en los fluidos de perforación a base de agua. Los nanocompuestos se sintetizan mediante una simple reacción hidrotermal en la que se utilizan almidón de biomasa y bentonita de sodio como precursor y plantilla, respectivamente. Dichas formulaciones han mostrado propiedades de reología y filtración favorables después del laminado en caliente a temperaturas de hasta 460 °F.

Esta sección presenta artículos seleccionados que muestran ejemplos de diseño, desarrollo y aplicaciones de campo de la nueva generación de tecnologías de fluidos WBM.

Lectura adicional recomendada

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Artículos técnicos de este mes

SPE 206444 Aplicación exitosa de una nueva generación de polímeros inhibidores de arcilla durante la perforación de un pozo de exploración profundo en la región de Astrakhan por Petr Leonidovich Ryabtsev, Akros, et al.

SPE 205539 Mejora de las propiedades reológicas y de filtración de fluidos de perforación a base de agua utilizando nanocompuestos de bentonita y carbono hidrotermal en condiciones de temperatura ultraalta y alta presión por Hanyi Zhong, Universidad de Petróleo de China Oriental, et al.

SPE 209805 La utilización de nanopartículas autoreticulables como agente de obturación de alta temperatura en fluidos de perforación a base de agua por Ming Lei, Universidad de Alberta, et al.

Ergun Kuru, SPE, es profesor y director de ingeniería petrolera en el Departamento de Ingeniería Civil y Ambiental de la Universidad de Alberta. Tiene una licenciatura de la Universidad Técnica de Medio Oriente y una maestría y un doctorado de la Universidad Estatal de Luisiana, todos en ingeniería petrolera. Anteriormente, Kuru trabajó como profesor en la Universidad Técnica de Medio Oriente en Ankara, Turquía, y en el Instituto del Petróleo en Abu Dhabi. Durante más de 30 años ha impartido cursos y realizado investigaciones sobre temas relacionados con la perforación y la ingeniería de terminación de pozos. Kuru es autor o coautor de más de 190 artículos técnicos. Ha formado parte de varios comités de la SPE, incluido el Comité del Programa de Ingeniería de Perforación de Exhibición y Conferencia Técnica Anual, el Comité de Capacitación Global y el Comité de Educación y Acreditación. Recibió el Premio al Logro Distinguido de la Región de Canadá de la SPE 2017 para la Facultad de Ingeniería Petrolera y fue nombrado Miembro Distinguido de la SPE en 2021.