Atascamiento de tubería y el sistema de fluido de perforación en pozos de desarrollo del campo corvina en el Lote Z1

Abstract

Las formaciones a las que atraviesa un pozo cuando se perfora, presentan cierto grado de estabilidad de acuerdo con su conformación. Es por ello por lo que la formulación del fluido de perforación es muy importante al momento de la planificación y la ejecución del proyecto. Existen formaciones de lutitas que, en función de su geomecánica, van a tener comportamientos muy distintos incluso si se trata del mismo campo. En este caso la química y la reología del lodo, son factores críticos que afectan directamente el desempeño del pozo y su operatividad además de proporcionar estabilidad en las paredes del pozo. Toda perforación de un pozo implica que el lodo sea personalizado para la específicamente las necesidades de este. Teniendo las correlaciones de las formaciones sedimentarias entre pozos, muestras de núcleo obtenido de los pozos, y el histórico del tipo de lodo utilizado desde la fase exploratoria y toda la curva de aprendizaje que ello conlleva. Sin embargo, de no darse la calibración de los parámetros adecuadamente y a tiempo, existe el riesgo de que las propiedades químicas del fluido ataquen directamente a las formaciones más sensibles provocando reacciones adversas para la operación, tales como derrumbes o hinchamiento de las lutitas entre otras que en consecuencia podría ocurrir un sidetrack cuando en la tubería surge un atascamiento. El lote Z1, está ubicado en el norte de Perú, en la región Tumbes. Tiene como característica campos petrolíferos cuyas formaciones de lutitas presentan alta reactividad y varía de acuerdo con el campo (Corvina y Albacora). Para el desarrollo del trabajo de suficiencia profesional desarrollado para el campo Corvina, durante la segunda campaña de perforación de pozos de desarrollo desde la plataforma flotante CX15. Como muestra utilizaremos dos pozos de los cuales uno está bajo ciertas características de lodo y el otro bajo características totalmente diferentes y en consecuencia podremos comparar su desempeño.

The formations that a well passes through when it is drilled present a certain degree of stability according to their conformation. That is why the formulation of the drilling fluid plays a crucial role when planning and executing the project. There are shale formations that, depending on their geomechanics, will have very different behaviors even if it is the same field. In this case, the chemistry and rheology of the mud are critical factors that directly affect the well performance and its operability as well as providing stability in the well walls. All drilling of a well implies that the mud is customized for the specific needs of the well. It is possible to have the correlations of the sedimentary formations between wells, core samples that have been obtained, and the history of what type of mud was used since the exploratory phase and the entire learning curve that this entails. However, if the parameters are not calibrated properly and on time, there is a risk that the chemical properties of the fluid will directly attack the most sensitive formations, causing adverse reactions for the operation such as collapses or swelling of the shales, among others that consequently It could become a Sidetrack when the pipe gets stuck. To the north of Peru, in the department of Tumbes, there is the block Z1, which is characterized by having oil fields whose shale formations present high reactivity and varies according to the field to which it is entered. For the purposes of this study, we will focus on the Corvina field, which was drilled from the CX15 buoyant platform during the second development well drilling campaign. We will use as a sample five wells of which two are under certain mud characteristics and the other two under totally different characteristics and consequently we will be able to compare their performance.