Click to edit Master title style

• Click to edit Master text styles- Second level

• Third level- Fourth level

• Fifth level

1

Desempeño a través de ingeniería

Soluciones para Aguas Profundas

Curso de Aguas profundos

Pozos con formaciones salinas

¿Qué a impulsado su desarrollo?

• Aplicación de registros sísmicos de 2D/3D- Permite a los operadores a ver estratigrafía de

formaciones salinas- Identificar gas/petróleo es difícil.

• Reservas Potenciales- La posibilidad de encontrar grandes yacimientos de

hidrocarburos es bastante alta.

• Costos de perforación /dificultades técnicas- Pueden requerir 50% más tiempo que otros tipos de pozos

• Predicción de prospectos de hidrocarburos debajo de formaciones salinas- Interpretar “indicadores” que guíen la exploración debajo

de la estructura de sal.- Mayores avances en tecnología sísmica son necesarios

para dar una idea más clara de los yacimientos en formaciones salinas.

Formaciones salinas – Golfo de México

• Parte de la capa jurásica conocida como Sal Louann

• Sedimentación en la parte superior causada por la deformación de la capa “madre de sal”

• Deformación resulta en formaciones laterales de “flujos de sal”

• Sedimentos entre “aloctonos” (desplazados de una zona deposicional) y la capa “madre de sal” son los objetivos de los prospectos de perforación.

Modelo sísmico en 3-D

Pozo con Formación Salina

Cómo se forma la sal

Procesamiento de computo para la identificación de una estructura salina

Sistemas de fluidos usados

• Se investigaron 24 pozos salinos perforados en el golfo de México y vimos que fluidos utilizaron:- Agua de mar / Dispersante - 2 (8%)- Saturación de sal / Dispersante - 3 (13%)- Saturación de sal / Polimérico - 5 (21%)- Saturación de sal / polímero PHPA - 9 (37 %)- Sistema de Emulsión inversa base diesel- 1 (4%)- Sistema con base sintética - 4 (17%)

• Sistemas de Base Agua - 79%• Sistemas de emulsión inversa - 21%

Sistemas con saturación de sal

Ventajas Desventajas

Provee inhibición para el engrandamiento del hueco.

Se pueden superar problemas de pega de tubería.

Los problemas de pérdida de circulación en la zona de transición son más fáciles de solucionar que con sistemas de base a aceite o sintéticos

El costo del fluido y su mantenimiento son razonables

Algunos agrandamientos de hueco debido al efecto de la temperatura en la solubilidad de la sal.

Se debe suplementar la capacidad de limpieza de hueco cuando se perfora la sal.

Sistemas de Inversión inversa a base de Diesel y aceite mineral

Ventajas Desventajas

Minimiza los problemas de agrandamiento del hoyo debido a la sal

La capacidad de acarreo del fluido es fácil de mantener

Soluciona los problemas relacionados con arcilla muy reactiva

Los costos de tratamiento son menores

Mayores tazas de penetración con barrenas de PDC

Muy costosa la pérdida de circulación

Se incrementan los costos en cero descarga y en la disposición de recortes

Problemas ambientales en caso de que se desconecte el riser.

Sistemas de Emulsión inversa en base sintética.

Ventajas Desventajas

Resuelve los problemas de engrandamiento de hoyo en la sección salina

Mayores tazas de penetración con barrenas PDC

Minimiza los problemas relacionados con la arcilla reactiva

Minimiza los costos de disposición, siendo posible descargar con permiso de la NPDES en el Golfo.

Costos mayores de tratamiento que los de base aceite o los sistemas saturados con sal

Los problemas de pérdidas de circulación son difíciles y bastante caros de detener.

Problemas perforando pozos salinos

• La sal se “precipita” cuando se perfora el domo• Movimientos plásticos de sal (en temp.

Mayores a 250°F)• Presiones anormales

- En formaciones salinas- Debajo de la sal en la “zona transitoria o de grava”

• Pérdida de circulación- Formaciones salinas- Zona de grava

• Problemas de arcillas- Problemas con arcillas muy reactivas (gumbo)- Arcillas presurizadas – relacionadas con el aumento

de peso

Precipitación de Sal

• Perforando “debajo de la saturación” genera que la disolución o precipitación de la formación

• La mayoría de los lodos base agua son usados como saturados con sal.

• Las investigaciones de M-I SWACO muestran que la cantidad de polímero en el sistema retardará la taza de disolución si no está saturado el sistema.

• Un pozo reciente encontró sal mientras perforaba sin riser. Se mezcló salmuera para perforar el pozo con polímero XCD con 3 ppb.- Se pudo bombear a un gasto reducido con un

fluido de 10.0 lb/gal (1.2 Kg/ m3)

Presiones anormales

• La sal provee un mecanismo de sello para las formaciones por debajo de ellas.

• Pozos salinos de aguas profundas tienen densidades entre los 11.5-14 lb/bbl (1.4-1.7 ge) debajo de la sal

• Algunas regiones cerca de la costa ven presiones entre 17.0-18.0 ppg (2-2.2 ge)

• De haber planes de Provisión de barita, de productos de pérdida de circulación y de contingencia para después de perforar la zona.

Problemas de pérdida de circulación.

• Problemas en la Zona de transición debajo de la sal- La zona de grava está sumamente presurizada- Presiones anormales requieren una densidad mayor de lodo- Se debe monitorear señales de cualquier problema

potencial mediante:• Datos del PWD• ECD y ESD• Ganancias / Pérdidas de lodo• Cualquier señal de Hinchamiento (ballooning)

- Tener material adecuado de pérdida de circulación a la mano antes de perforar éstas zonas

- De haber planes de contingencia vigentes antes de empezar a perforar éstas zonas

- Tener un plan de decisiones proactivo para lidiar con los problemas.

Diagrama de Flujo de pérdida de circulación

Mud Loss

Seepage Loss<10 BPH

Severe Mud Loss> 10 BPH

Mix and Spot

Seepage Continues

Pull into casing and spot:10-15 ppb KwikSeal F/M

10-15 ppb PhenoSeal F/M15-20 ppb Calcium Carbonate

(Check bit jets,MWD & Mud Motorfor size limits. Try this only once)

Resume Drilling

Stage in Hole

Form-A-Set AKor Diaseal M squeeze

Maximum of 2 squeezes

Displace to WaterBase Mud

If still no returns

Results

Full Returns

Partial Returns

No Returns

Yes

No

Sweep 10-15 ppb CaCO3,10 ppb Kwikseal F/M,

5-10ppb of MIX II

SBM & OBM Lost Circulation Flowchart

Lutitas hidratables debajo de la sal

• Métodos para solucionar éstos problemas:- Perfore a través de la sal con un sistema dispersado con

sal saturada que es parcialmente inhibitivo- Perfore a través de la sal con un sistema no inhibitivo y

desplace con un sistema inhibitivo después de perforar la sal

- Perfore a través de la sal con un sistema de sal saturado /PHPA e incremente la concentración de polímero debajo de la sal para lidiar con problemas de lutita reactiva.

- Utilice un sistema de base aceite o sintético para las formaciones debajo de la sal

• El uso de productos especiales pueden ayudar a resolver el problema- Klagard (supresor de hidratación de lutita)- DrillKleen (surfactante)

El futuro en pozos salinos

• El número de pozos salinos de aguas profundas a perforar se incrementa cada año

• Proyectos en conjunto con otras empresas están respaldando investigación para resolver algunos de los problemas

• La taza de perforación en la sal es uno de los problemas con mayor enfoque en las compañías de barrenas

• “Guías Prácticas recomendadas” están siendo diseñados por varios operadores.