1. 66 Oilfield Review
La utilización de fluido a base de petróleo para
las operaciones de perforación puede traer apa-
rejada una compensación asociada de ventajas y
desventajas en lo que respecta al daño de la for-
mación. Las pruebas de laboratorio demuestran
niveles variables de daño de la formación y un
deterioro de la terminación de pozos asociado
con el empleo de fluidos a base de petróleo para
la perforación de yacimientos. Estos resultados
de laboratorio son sustentados por datos de
campo. Para un perforador, los lodos a base de
petróleo controlan las lutitas reactivas, mejoran
las velocidades de penetración y aumentan la efi-
ciencia general de la perforación. Para un
ingeniero de terminación de pozos, las paredes
del pozo, los sólidos perforados y el revoque de
filtración humedecidos con petróleo plantean
desafíos en lo que respecta a las operaciones de
terminación de pozos.
Idealmente, un lodo que posea tanto las pro-
piedades externas del petróleo para la perforación
como las características externas del agua para
los procesos de terminación de pozos proporcio-
naría la solución definitiva en lo que respecta a
eficiencia de perforación y desempeño del pozo.
Los avances registrados en la química de los lodos
de perforación ahora permiten a los perforadores
elegir la mejor de las dos alternativas: utilizar un
lodo a base de petróleo (OBM, por sus siglas en
inglés) durante la perforación para aumentar la
eficiencia, reducir el riesgo y estabilizar el pozo, y
luego convertir el OBM en un lodo a base de agua
(WBM, por sus siglas en inglés) para mejorar la
limpieza y minimizar el deterioro de la termina-
ción. En este artículo se analiza el desarrollo de
un fluido de perforación de emulsión reversible,
de doble finalidad, y se demuestra cómo un ope-
rador está aplicando esta tecnología para mejorar
la productividad.
Deterioro del desempeño del pozo
El deterioro de la productividad de un pozo como
resultado del empleo de un fluido de perforación
a base de petróleo se manifiesta de diversas for-
mas. Puede ocurrir dentro de la roca yacimiento o
en la pared del pozo o puede estar relacionado
con el taponamiento del equipo de terminación y
los empaques de grava como consecuencia del
desplazamiento deficiente del lodo a base de
petróleo y del revoque de filtración humedecido
con petróleo.
Las partículas de sólidos grandes presentes
en el lodo forman un revoque de filtración en la
cara de la roca yacimiento cuando el filtrado de
lodo invade la matriz de la roca. Las partículas
más pequeñas existentes en el filtrado pueden
agregarse y bloquear las gargantas de poro, for-
mando un revoque de filtración interno
Fluidos de perforación de emulsión
reversible para un mejor desempeño del pozo
Syed Ali
ChevronTexaco
Houston, Texas, EUA
Mike Bowman
Nueva Orleáns, Luisiana, EUA
Mark R. Luyster
Arvind Patel
Charles Svoboda
M-I SWACO
Houston, Texas
R. Andrew McCarty
ChevronTexaco
Cabinda, Angola
Bob Pearl
ChevronTexaco
Nueva Orleáns, Luisiana
CLEAN SWEEP, DeepSTIM, QUANTUM maX y VDA (Ácido
Divergente Viscoelástico) son marcas de Schlumberger.
FazeBreak y FazePro son marcas de M-I SWACO.
La perforación de trayectorias dificultosas a través de lutitas reactivas ha obligado a
los perforadores a optar entre utilizar un lodo a base de petróleo para estabilizar las
lutitas del pozo, con el riesgo de deteriorar la terminación, o perforar con un lodo a
base de agua que resulta fácil de limpiar y aumenta sustancialmente el riesgo de
perforación. Los avances registrados en la química de los lodos de perforación ahora
permiten que los perforadores elijan el mejor de los dos tipos de lodos.

2. 1. Bailey L, Boek ES, Jacques SDM, Boassen T, Selle OM,
Argillier J-F y Longeron DG: “Particulate Invasion from
Drilling Fluids,” artículo de la SPE 54762, presentado en la
Conferencia Europea sobre Daño de la Formación de la
SPE, La Haya, 31 de mayo al 1 de junio de 1999.
2. Ballard TJ y Dawe RA: “Wettability Alteration Induced by
Oil-Based Drilling Fluid,” artículo de la SPE 17160, pre-
sentado en el Simposio sobre Control del Daño de la
Formación de la SPE, Bakersfield, California, EUA, 8 al 9
de febrero de 1988.
Invierno de 2004/2005 67
(arriba).1
Los revoques de filtración humedeci-
dos con petróleo, particularmente aquellos que
se desarrollan dentro de la formación, suelen ser
resistentes a la interacción química y tienen
superficies expuestas pequeñas, lo que limita aún
más la eliminación mecánica de los químicos.
El petróleo invasor transporta diversos surfac-
tantes mejoradores de la mojabilidad al agua hacia
el interior de la formación. Si bien estos surfactan-
tes son necesarios para estabilizar las emulsiones
de agua en petróleo, los que atraviesan las gargan-
tas de poro del yacimiento pueden modificar el
estado húmedo natural haciendo que pase de un
estado humedecido con agua a un estado humede-
cido con petróleo, proceso que impide el flujo de
hidrocarburos a través de la matriz de la roca
durante la producción.2
Las pruebas han demos-
trado que una garganta de poro humedecida con
petróleo no sólo restringe el flujo de hidrocarburos
sino que puede aumentar la movilidad de las partí-
culas finas, las arcillas u otras partículas de rocas
finas. Una vez que adquieren movilidad, estas par-
tículas pueden obturar las gargantas de poro,
reduciendo aún más la permeabilidad.
Después de la perforación, y antes de bajar el
equipo de terminación de pozos, el fluido del pozo
suele ser desplazado por un fluido de terminación
a base de agua, normalmente una solución de
varias sales. Durante este desplazamiento, se
colocan en la solución lavados químicos y espa-
ciadores viscosos que hacen que las superficies
queden humedecidas con agua, a la vez que
ayudan a eliminar del pozo el lodo a base de
petróleo y el material residual humedecido con
FlujodelodoLodoabasedepetróleo
100micrones
Escala
Interfase revoque
de filtración/roca
Revoque de
filtración interno
Revoque de
filtración externo
Revoque
de filtración
depositado
durante la
perforación
Perforación Terminación
Fluido de
terminación
Filtros
Lodo a base
de petróleo
no desplazado
Filtros
taponados
con revoque
agregado
proveniente
de la pared
del pozo
Elfiltradomigraatravésdelasgargantasdeporo
> Desempeño reducido del pozo con revoque de filtración residual depositado por el lodo a base de petróleo. Du-
rante la perforación, el filtrado se dirige hacia la roca yacimiento permeable, dejando atrás el revoque de filtración
interno y externo que se observa en la micrográfica (izquierda). Los surfactantes mejoradores de la mojabilidad al
petróleo, transportados con el filtrado, a menudo alteran el estado de humidificación de las gargantas de poro pro-
ductivas y pueden en ocasiones movilizar los finos que han sido convertidos a un estado humedecido con petróleo.
La depositación de revoque de filtración de baja calidad, la mojabilidad por petróleo de las superficies y de las gar-
gantas de poro, y la movilización de finos producen daño de la formación. Una vez desplazado el lodo con fluido de
terminación y luego de emplazado el aparejo de producción en su lugar, el lodo a base de petróleo no desplazado
residual, contaminado con fluidos de desplazamiento, sólidos perforados y revoque de filtración agregado desalo-
jado del pozo, puede taponar los filtros y los empaques de grava, reduciendo el desempeño del pozo (derecha).

3. 68 Oilfield Review
petróleo. No obstante, debido a estar humedecido
con petróleo, los revoques de filtración de lodo a
base de petróleo y otros materiales humedecidos
con petróleo depositados durante el proceso de
perforación no resultan fáciles de dispersar o eli-
minar con productos químicos de limpieza.3
Las
emulsiones compuestas de lodo a base de petróleo
no desplazado y los fluidos de desplazamiento a
menudo permanecen dentro del pozo. Una vez
que comienza la producción, el flujo proveniente
del yacimiento puede movilizar estos materiales
humedecidos con petróleo, taponando el equipo
de terminación de pozos y los empaques de grava.
El daño de la formación que resulta de la depo-
sitación del revoque de filtración humedecido con
petróleo externo o interno, los efectos de los sur-
factantes, la obturación o la movilización de finos,
y el taponamiento del equipo de terminación de
pozos y los empaques de grava, pueden deteriorar
sustancialmente el desempeño del pozo, indepen-
dientemente de que el mismo haya sido destinado
a producción o a inyección. La solución más obvia
para evitar el deterioro de la productividad rela-
cionado con el lodo a base de petróleo consistiría
en perforar el yacimiento con lodo a base de agua.
Sin embargo, los ingenieros a menudo utilizan flui-
dos de perforación a base de petróleo para
minimizar el riesgo y alcanzar en forma eficaz los
objetivos de la perforación extendida.
Emulsiones inversas
A mediados de la década de 1990, los problemas
asociados con la limpieza del lodo a base de
petróleo durante las operaciones de terminación
de pozos indujeron a los investigadores e inge-
nieros de M-I SWACO a investigar la posibilidad
de desarrollar un lodo a base de petróleo con
una emulsión reversible.
Una emulsión se forma entre dos líquidos
cuando se reduce la tensión interfacial de los
mismos, lo que permite que se forme una disper-
sión estable de gotitas finas—la fase
interna—en la fase continua o externa. La
reducción de la tensión interfacial entre fluidos
disímiles a menudo requiere la presencia de un
material bipolar; es decir, una molécula que
tenga solubilidad parcial en ambas fases.
En aplicaciones de perforación, el petróleo
se puede emulsionar en la fase acuosa del WBM,
formando lo que se denomina una emulsión
directa. En el OBM, la fase acuosa está emulsio-
nada en petróleo, lo que se conoce comúnmente
como emulsión inversa.
Para formar una emulsión, las moléculas
bipolares se acomodan en la interfase de las
fases agua y petróleo. La orientación de los com-
puestos bipolares en la interfase de agua en
petróleo (W/O, por sus siglas en inglés) deter-
mina el tipo de emulsión. La química y la
resistencia del grupo polar hidrofílico, en compa-
ración con el grupo no polar lipofílico,
determinan si la emulsión se forma como petró-
leo en agua (O/W, por sus siglas en inglés) o
como agua en petróleo (W/O, por sus siglas en
inglés).4
Con ciertos surfactantes, la variación de
la alcalinidad del fluido puede modificar la resis-
tencia del grupo polar hidrofílico, cambiando así
la naturaleza de la emulsión (arriba). Este
hallazgo condujo a los investigadores a desarro-
llar el sistema de fluido de perforación de
emulsión inversa FazePro. Mediante el ajuste de
la alcalinidad del fluido de perforación, los inge-
nieros pueden invertir la emulsión haciendo que
pase de W/O a O/W y nuevamente a su estado
mojable por petróleo original (abajo). Durante la
perforación, el sistema FazePro es mojable por
petróleo pero, durante la terminación, la adición
de ácidos invierte la emulsión, convirtiendo el
lodo residual y el revoque de filtración de hume-
decido con petróleo a humedecido con agua.
La inversión de la emulsión modifica las
características de superficie mojable de los sóli-
dos, haciendo que pasen de estar humedecidos
con petróleo a estar humedecidos con agua. Esto
es importante porque la inversión modifica las
Lodo a base de petróleo
Gotita
de agua
Gotita de
petróleo
Lodo a base de agua
Petróleo
Compuesto bipolar
(o surfactante)
Agua
Fracción lipofílica
del compuesto bipolar
Baja
Alcalinidad
Alta
Adición de ácido tal como
ácido acético o ácido clorhídrico
Adición de una base tal
como el hidróxido de calcio
Fracción hidrofílica
del compuesto bipolar
> Ajuste de la alcalinidad para revertir la emulsión. El agregado de compues-
tos ácidos o básicos al fluido de perforación tiene el efecto de modificar la
resistencia iónica de la fracción hidrofílica del compuesto surfactante. Como
resultado, se crean emulsiones directas (petróleo en agua) (izquierda) o indi-
rectas (agua en petróleo) (derecha). Esto permite que un fluido externo al
petróleo se convierta en un fluido externo al agua mediante el agregado de
un compuesto disparador, tal como el ácido clorhídrico, y que luego vuelva a
cambiar mediante la adición de una base tal como el hidróxido de calcio.
> Confirmación de la inversión de la emulsión.
Cuando se dejan caer en una cubeta de agua, las
gotitas de este sistema libre de sólidos FazePro
de 1.13 g/cm3 [39.4 lbm/gal] permanecen intactas,
lo que indica el estado humedecido con petróleo
(arriba). Después de agregar al sistema FazePro
ácido clorhídrico [HCl] al 15%, el mismo se disper-
sa fácilmente cuando se deja caer en la cubeta,
lo que indica que el sistema se ha revertido a un
estado humedecido con agua (abajo).

4. Invierno de 2004/2005 69
los activos más grandes y prolíficos de la compa-
ñía. Estos yacimientos maduros producen más de
71,505 m3 [450,000 barriles] de petróleo diarios.
Como los operadores de muchos campos petrole-
ros longevos, los ingenieros de ChevronTexaco
que trabajan en Cabinda utilizan técnicas moder-
nas de recuperación secundaria por inyección de
agua para ayudar a impulsar la recuperación y
mantener la presión de yacimiento.
Esta porción del área marina de África Occi-
dental plantea numerosos desafíos en términos de
perforación. Las dificultosas trayectorias de pozos
y las severas condiciones de perforación a menudo
son abordadas mediante la utilización de OBM
para aumentar la eficiencia y reducir el riesgo de
perforación. No obstante, después de perforar las
secciones yacimiento con OBM, los ingenieros
observaron que la inyectividad era inferior a la
esperada y resultaba difícil de remediar.
Para abordar este problema de inyectividad,
los investigadores del centro de soporte de inge-
niería de ChevronTexaco en Houston implemen-
taron una serie de experimentos y simulaciones
destinados a mejorar el desempeño de los pozos
inyectores en Cabinda. La primera serie de prue-
bas consistió en un análisis de inyectividad
efectuado en un núcleo de arenisca Berea con
una permeabilidad de 500 mD mediante la utili-
zación de OBMs convencionales, representativos
de los utilizados en Cabinda.5
A los fines com-
parativos, se evaluó el sistema FazePro bajo
condiciones idénticas.
Se estableció una tasa de inyección inicial a
través del núcleo de arenisca Berea con agua de
mar sintética filtrada que contenía 3% de cloruro
de potasio (KCl) en peso. Previo a la ejecución de
las pruebas, se ajustó la densidad de cada fluido
de perforación a 1,138 kg/m3 [9.5 lbm/gal] utili-
zando carbonato de calcio. Durante un período de
dos horas, los técnicos utilizaron un dispositivo
para la realización de pruebas de filtración a alta
temperatura y alta presión que opera a una pre-
sión diferencial de 1,000 lpc [6.9 MPa] y a una
temperatura de 66°C [150°F] para depositar los
revoques de filtración del OBM y del sistema
FazePro en discos de arenisca Berea de 25 mm [1
pulgada] de espesor. Luego se desplazaron los
lodos con petróleo, seguido de agua de mar y, por
último, con un solvente y una mezcla de ácido
orgánico. El núcleo fue atravesado por cada una
de las soluciones durante períodos específicos.
Luego se estableció una inyectividad final
mediante la utilización del mismo fluido y las mis-
mas técnicas que las empleadas para determinar
la inyectividad inicial.
Estas pruebas demostraron que la pérdida de
inyectividad causada por los revoques de filtra-
ción depositados por el sistema FazePro pueden
ser revertidas, al menos en forma parcial, mien-
tras que el daño ocasionado por el revoque de
filtración del OBM es persistente (izquierda).
partículas sólidas presentes en el revoque de fil-
tración, haciendo que pasen a un estado mojable
por agua, lo que permite que se disuelvan los
aditivos de control de pérdidas de fluidos solu-
bles en ácido, tales como el carbonato de calcio.
La integridad del revoque de filtración se des-
truye, lo que facilita una limpieza rápida y
completa.
El sistema de fluidos de perforación FazePro
proporciona el desempeño de perforación y el
control de formación de un fluido a base de
petróleo con la eficiencia de eliminación del
revoque de filtración y las características no
dañinas de un fluido a base de agua. Mediante la
utilización de este sistema, los ingenieros logran
optimizar tanto las operaciones de perforación
como las operaciones de terminación de pozos.
Pozos de inyección en África Occidental
En Cabinda, Angola, los campos petroleros ope-
rados por ChevronTexaco representan algunos de
3. Ladva HKJ, Brady ME, Sehgal P, Kelkar S, Cerasi P,
Daccord G, Foxenberg WE, Price-Smith C, Howard P y
Parlar M: “Use of Oil-Based Reservoir Drilling Fluids in
Open-Hole Horizontal Gravel-Packed Completions:
Damage Mechanisms and How to Avoid Them,” artículo
de la SPE 68959, presentado en la Conferencia Europea
sobre Daño de la Formación de la SPE, La Haya, 21 al 22
de mayo de 2001.
4. El término lipofílico se refiere a una atracción que ejerce
sobre el aceite la superficie de un material o de una
molécula. Este término se aplica al comportamiento
mojable por petróleo de los químicos utilizados en trata-
mientos, en relación con los lodos a base de petróleo. Por
el contrario, hidrofílico significa que posee fuerte afinidad
con el agua.
5. La arenisca Berea se utiliza comúnmente en el laborato-
rio para la ejecución de pruebas de inyección y
permeabilidad de retorno. Aunque natural, esta arenisca
exhibe una estructura de poros heterogénea y una mine-
ralogía con mínima anisotropía.
Sistemas FazePro
Limpieza del revoque de filtración de una arenisca
Berea con una permeabilidad de 500 mD
Porcentajedeinyectividadrecuperadaa30lpc
OBM
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Limpieza con ácido acético al 10%,
lodo sin sólidos de perforación
Limpieza con ácido acético al 10%,
lodo con 3% de sólidos de perforación
Limpieza con ácido acético al 10%,
borra eliminada, lodo con 3% de
sólidos de perforación
> Mejoramiento de la recuperación de la inyectividad. Para evaluar la recu-
peración de la inyectividad se realizaron pruebas en un núcleo de arenisca
Berea con una permeabilidad de 500 mD. Los sistemas FazePro formulados
en el laboratorio (izquierda) fueron probados y comparados con formulacio-
nes similares de lodo a base de petróleo convencional (OBM, por sus siglas
en inglés) (derecha). La primera prueba (azul) no contenía sólidos de
perforación, mientras que la segunda y la tercera recibieron un 3% en
volumen de sólidos de perforación simulados. En todas las pruebas, el lodo
de perforación residual y el revoque de filtración depositados fueron
limpiados con una solución de ácido acético al 10%. En la segunda prueba
(rosa), el excesivo revoque externo, o borra, no fue eliminado previo a la
acidificación. En la tercera prueba (marrón), la borra fue eliminada
suavemente sin perturbar el revoque de filtración sólido depositado en la
cara del núcleo. La recuperación de la inyectividad para el sistema FazePro
osciló entre un 25 y un 45%, mientras que todas las pruebas que utilizan
OBM convencional indicaron un nivel de recuperación de cero.

5. Los investigadores de M-I SWACO llevaron a cabo
pruebas comparativas adicionales para estudiar el
sistema. Utilizaron un simulador de terminación
de pozos de laboratorio para depositar el revoque
de filtración sobre un núcleo (arriba). Para desa-
gregar el revoque de filtración se aplicó un
tratamiento con químicos de limpieza. El flujo de
fluido en la dirección de la producción extrajo el
revoque de la superficie de la roca y lo transportó
a través de un filtro preempacado de malla 40/60.6
Las mediciones de caída de presión obtenidas a
través del filtro indicaron el taponamiento del
mismo con revoque de filtración a base de petró-
leo pero el revoque de filtración depositado por el
sistema FazePro se desagregó y circuló a través
del filtro con una pérdida de flujo mínima (pró-
xima página, abajo).
A fin de validar estas pruebas de flujo lineal
en pequeña escala, los ingenieros de ChevronTe-
xaco utilizaron su simulador de flujo radial de
laboratorio para escalar los volúmenes y simular
en forma más precisa el emplazamiento, despla-
zamiento y limpieza del lodo en un régimen de
flujo radial (derecha). Este equipo simula las
tasas de flujo esperadas en condiciones de
campo. En esta serie de pruebas, se comparó un
lodo a base de petróleo, densificado a 1,234
kg/m3 [10.3 lbm/gal] con carbonato de calcio,
con un fluido de perforación FazePro densificado
en forma similar. Ambos sistemas de lodo conte-
nían 99.8 kg/m3 [335 lbm/bbl] de sólidos de
perforación simulados. El flujo de inyección ini-
cial se estableció con agua de mar. El lodo se
hizo circular a 150°F, bajo una presión diferen-
cial de 500 lpc [3.45 MPa], a través de un núcleo
de aloxita de 10 micrones, con un diámetro
interno de 76.2 mm [3 pulgadas], un diámetro
externo de 111.13 mm [43
⁄8 pulgadas] y una longi-
tud de 152.4 mm [6 pulgadas].7
Luego de una
secuencia de episodios de circulación y cierre,
los técnicos desplazaron el lodo con petróleo,
seguido de un sistema de limpieza con solvente y
surfactante para el OBM o de ácido acético al 10%
con solvente mutuo al 5% e inhibidor de corrosión
para el sistema FazePro. Se impregnó el paquete
de limpieza durante una hora antes de estable-
cer una inyección final con agua de mar. Luego de
obtenidos los resultados de inyectividad, se indujo
el contraflujo del agua de mar a través del núcleo
en la dirección de producción. Una vez concluida
la prueba, se obtuvo un perfil de inyectividad final.
70 Oilfield Review
> Evaluación de los sistemas FazePro en el flujo radial. El simulador de flujo radial que se encuentra
en el laboratorio de ChevronTexaco permite a los ingenieros evaluar los efectos de la depositación
dinámica de revoque de filtración bajo condiciones de prueba que se asemejan a las del yacimiento.
Las pruebas pueden ser realizadas a temperaturas de hasta 85°C [185°F], con una presión de trabajo
de 500 lpc [3.45 MPa] y velocidades de fluido de 106 m/min [350 pies/min]. El fluido a probar se hace
fluir radialmente a través de un núcleo de roca con un pozo axial; el revoque de filtración es deposi-
tado en la parte interna del pozo, simulando los perfiles de circulación de pozo reales.
Cámara de celdas Acumuladores Bomba centrífuga de gran volumen Controlador de la bomba
BPR*
BPR
BPR
Bomba de precisión
Recipientes de
transferencia
Bomba
neumática
Bomba de
sobrecarga
Transductores de presión
Cilindro de aire
Cilindro de desplazamiento hidráulico
Filtro de
terminación
Compuerta
de lodo
Cámara de
fluido
Muestra
de
núcleo
Controlador de la bomba de precisión
*
Regulador de contrapresión
Agua Fluido de perforaciónFluido de estimulación Fluido de terminación
> Prueba de taponamiento de filtros en el simulador del laboratorio de M-I SWACO. Este aparato de prueba (arriba) combina las
características de un permeámetro bidireccional estándar con la capacidad de exponer el revoque de filtración del lodo a un filtro
autónomo o preempacado sin despresurizar la unidad. Este simulador permite la depositación dinámica del revoque de filtración, el
desplazamiento y el contraflujo de hasta cuatro fluidos diferentes (abajo). El filtro de terminación puede ser emplazado en el trayecto
del flujo, manteniendo al mismo tiempo la presión y la temperatura de sobrebalance.

6. Invierno de 2004/2005 71
Los resultados de la simulación del flujo
radial indican que ni el desplazamiento inicial
ni el contraflujo subsiguiente lograron eliminar
completamente del núcleo el revoque de filtra-
ción OBM (arriba). El perfil de inyectividad para
el OBM mostró cero inyectividad después de la
limpieza y 26% de inyectividad después del con-
traflujo. El revoque de filtración del sistema
> Daño mínimo después del contraflujo del sistema FazePro. Se evaluaron los
efectos de taponamiento de los filtros del sistema OBM convencional y del
OBM FazePro mediante la utilización del simulador de terminación. Al produ-
cirse el contraflujo de estos fluidos a través de un filtro preempacado están-
dar malla 40/60, se observó una diferencia significativa en la caída de presión
a través del filtro. Esto indicó que el revoque de filtración y otros residuales
del OBM convencional habían obturado parcialmente el filtro preempacado,
mientras que con el OBM FazePro se observó poco deterioro del flujo.
Fluido probado
OBM convencional
OBM FazePro
0.1 lpc
0.1 lpc
300 lpc
0.3 lpc
Caída de presión inicial
a través del filtro
Caída de presión final
a través del filtro
> Revoque de filtración en pruebas de núcleos. Se hizo fluir radialmente un lodo a base de petróleo convencional y un sistema
FazePro, a través de núcleos de forma tubular, dejando revoque de filtración en la cara interna del núcleo (color tostado) (extremo
superior derecho). Después de la limpieza y el flujo en dirección inversa, una cantidad considerable de revoque de filtración depo-
sitado por el lodo a base de petróleo convencional permanece en el núcleo, mientras que en la cara del núcleo del sistema FazePro
se observa sólo una cantidad limitada de residuo (extremo inferior derecho). Los datos de las pruebas indican una reducción del 50%
en la permeabilidad de inyección (negro) con el sistema FazePro (extremo inferior izquierdo). El resultado de una prueba similar con
un lodo a base de petróleo convencional (negro) indica una limpieza pobre y un 100% de pérdida de inyectividad (extremo superior
izquierdo). Si bien la permeabilidad de inyección con un lodo a base de petróleo convencional mejoró después del flujo en la direc-
ción de la producción (púrpura), la inyectividad no fue sostenida.
2 4 6
Permeabilidad,mD
8 10 12 140
Prueba de comparación de la permeabilidad
con un lodo a base de petróleo (OBM)
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2 4 6
Volumen, litros
8 10 12 140
Prueba de comparación de la permeabilidad con el sistema FazePro
Contraflujo de la producción
Inyección después del flujo de producción
Permeabilidad a la salmuera
Inyección inicial
Permeabilidad,mD
6. Un filtro preempacado de malla 40/60 está constituido por
una arena de tamaño de tamiz 40/60 US, preinstalada en
un arreglo de filtro.
7. Los discos de aloxita son núcleos sintéticos compuestos
de óxido de aluminio.

7. FazePro fue eliminado completamente del
núcleo después del remojo en ácido. El perfil de
inyectividad mostró 49% de inyectividad después
del remojo en ácido y 52% de inyectividad des-
pués del contraflujo.
Con el soporte de los datos de simulación de
laboratorio, los ingenieros de Cabinda perfora-
ron el primero de tres pozos inyectores
multilaterales utilizando OBM. Cuatro laterales
fueron perforados y desplazados con agua de
mar filtrada. Para la terminación se empleó un
tratamiento con un espaciador de solvente,
varias circulaciones completas con agua de mar,
píldoras cáusticas, un sistema de solvente
CLEAN SWEEP para la eliminación del daño, un
espaciador y una solución de ácido clorhídrico
(HCl) al 15% que se mantuvo en contacto con el
yacimiento durante 30 minutos.
Los dos últimos pozos de inyección multilate-
rales fueron perforados luego con el sistema
FazePro. El primer pozo fue terminado con dos
laterales, mientras que la terminación del
segundo implicó cuatro. En cada caso, los pozos
se llenaron con agua de mar filtrada, lanzada en
chorros con HCl al 10%, y permanecieron en
remojo durante cinco minutos, procediéndose
luego al contraflujo previo a la inyección.
El análisis de inyectividad realizado en los
tres pozos demostró que el índice de inyectivi-
dad de los dos pozos perforados con el sistema
FazePro duplicó al índice de inyectividad del
pozo perforado con OBM, validando así los datos
de simulación de laboratorio (próxima página).
Los ingenieros de M-I SWACO y ChevronTexaco
continúan adaptando el sistema FazePro para
satisfacer los exigentes requisitos de las operacio-
nes de perforación y terminación de pozos. En
base a los datos de Cabinda fundamentalmente, la
perforación rutinaria de las secciones yacimiento
con el sistema FazePro genera una inyectividad
que duplica la esperada de la perforación con
lodos a base de petróleo convencionales.
Perforación para la producción
Sobre la base de las aplicaciones exitosas reali-
zadas en los pozos de inyección, los ingenieros
de Cabinda ahora aplican el sistema FazePro en
los pozos productores que requieren un trata-
miento de limpieza más extensivo que el simple
contraflujo de fluidos. Desde el año 2000, más de
35 secciones de pozo de Cabinda han sido perfo-
radas y terminadas mediante la utilización del
sistema FazePro; aproximadamente un 50% de
las aplicaciones tuvieron lugar en pozos de pro-
ducción, y el 50% restante en pozos perforados
con fines de inyección.
Los pozos multilaterales más largos plantea-
ron condiciones de perforación más dificultosas.
En varios casos, la utilización de OBM en áreas
en las que tradicionalmente se empleaba WBM
para minimizar los problemas de terminación de
pozos proporcionó suficiente estabilidad de pozo
como para eliminar una sarta de revestimiento
intermedia, con el consiguiente ahorro de tiempo
y costos de perforación.
Las terminaciones de pozos también se han
vuelto más complejas.8
Los filtros autónomos, los
empaques de grava realizados en agujeros descu-
biertos y los filtros expansibles se han convertido
en lugar común. Para abordar estos diseños de
terminaciones más modernos, se han modificado
los procedimientos y se han desarrollado nuevas
químicas de limpieza.
Tradicionalmente se ha utilizado ácido clo-
rhídrico o ácido acético, o combinaciones de
ambos, para revertir los sistemas FazePro y lim-
piar el revoque de filtración residual. Una vez
bombeada una solución de limpieza, la desagre-
gación del revoque de filtración es inmediata.
Con la presión del pozo en condiciones de sobre-
balance, la eliminación del revoque de la pared
del pozo a menudo produce pérdida del fluido de
terminación hacia el yacimiento, reduciendo la
eficacia e incrementando el riesgo.
Recientemente, se utilizó un sistema FazePro
para perforar el yacimiento antes de realizar un
empaque de grava en agujero descubierto en el
pozo Kuito A-06, situado en el área marina de
Cabinda. Las limitaciones de la configuración de
la herramienta en relación con esta terminación
requirieron un retardo de la inversión de la
emulsión, de manera de extraer los tubulares
para operar la terminación del arreglo de empa-
que de grava sin provocar una pérdida excesiva o
incontrolable del fluido de terminación.
Para lograr una inversión de la emulsión
retardada, los ingenieros de M-I desarrollaron el
tratamiento a base de agente quelante Faze-
Break que retarda la desagregación del revoque
de filtración del sistema FazePro. Mediante la
incorporación del tratamiento FazeBreak en la
fase Beta de la operación de empaque de grava,
se emplazó el agente quelante en contacto
directo con el revoque de filtración humedecido
con petróleo, logrando un retardo de 41
⁄2 horas en
la inversión de la emulsión. Esto proporcionó al
perforador tiempo suficiente para extraer la
sarta de trabajo del pozo en forma segura y efi-
caz. De un modo similar a un tratamiento con
ácido, el aditivo FazeBreak disuelve la pérdida
de fluido de carbonato de calcio y el material de
obturación que conforma el revoque de filtra-
ción, mejorando así el desempeño del pozo a
través de la eliminación de los sólidos del revo-
que de filtración del pozo y de los componentes
de la terminación.
Incremento de la productividad
en yacimientos carbonatados
Las condiciones de perforación en Mobile Bay,
Golfo de México, EUA, son verdaderamente desa-
fiantes. Las temperaturas de fondo de pozo a
menudo exceden los 149°C [300°F]. El significa-
tivo echado estructural comúnmente dificulta el
control direccional, sobre todo en los pozos hori-
zontales.
Para perforar una sección de pozo de 663 m
[2,176 pies] en el Bloque 992 de Mobile Bay en
el año 2003, los ingenieros de ChevronTexaco,
M-I SWACO y Schlumberger desarrollaron un
programa integrado de perforación y termina-
ción de yacimientos. Los ingenieros de
ChevronTexaco optaron por un sistema OBM
FazePro para ayudar a optimizar la eficiencia de
perforación, minimizar el daño de la formación,
reducir el riesgo y proporcionar las mejores con-
diciones posibles para el control direccional. El
sistema FazePro no había sido utilizado nunca a
las elevadas temperaturas esperadas en este
caso—que podían alcanzar 160°C [320°F]—
pero las extensivas pruebas previas a la
perforación, llevadas a cabo en el laboratorio de
soporte de campo de M-I SWACO en Houston,
aseguraron la estabilidad y el desempeño del sis-
tema.
Se perforó una sección yacimiento horizontal
entre 4,970 y 5,700 m [16,305 y 18,704 pies] de
profundidad medida y se emplazó en el objetivo
sin problema alguno relacionado con el pozo o
con el lodo. La lubricidad impartida por el sis-
tema OBM FazePro mejoró el desempeño de las
herramientas de direccionamiento de fondo de
pozo, permitiendo un mejor control direccional
que el experimentado en pozos previos perfora-
dos con WBM.
72 Oilfield Review
8. Para más detalles sobre técnicas de terminación de
pozos, consulte: Acock A, ORourke T, Shirmboh D,
Alexander J, Andersen G, Kaneko T, Venkitaraman A,
López-de-Cárdenas J, Nishi M, Numasawa M, Yoshioka
K, Roy A, Wilson A y Twynam A: "Métodos prácticos de
manejo de la producción de arena," Oilfield Review 16,
no. 1 (Verano de 2004): 10–29.
9. La fase Beta se refiere a la onda de emplazamiento de
grava de retorno en un empaque con agua a alto régimen
de inyección.

8. Invierno de 2004/2005 73
A la profundidad total, el perforador des-
plazó el fluido de perforación FazePro con un
fluido FazePro libre de sólidos. Para una mejor
compatibilidad con el fluido de terminación, una
vez invertida la emulsión, la fase interna del sis-
tema libre de sólidos estaba compuesta de una
mezcla de bromuro de sodio y bromuro de calcio.
El perforador corrió el arreglo de terminación
en el pozo y desplazó el pozo con un fluido de
terminación a base de bromuro de sodio.
Si bien las pruebas de producción superaron
las expectativas dada la calidad del yacimiento,
los ingenieros creían que la estimulación ácida
mejoraría el desempeño del pozo. A pesar de que
la estimulación ácida debería realizarse en un
ambiente mojable por agua, siempre quedan ras-
tros de fluido de perforación y revoque de
filtración independientemente de la técnica de
desplazamiento utilizada. Esto plantea el riesgo
de daño de la formación causado por las emul-
siones, al mezclarse el ácido con los fluidos a
base de petróleo. Sin embargo, en contacto con
el ácido, los materiales FazePro residuales
humedecidos con petróleo se convierten en
humedecidos con agua, minimizando así cual-
quier impacto sobre el desempeño del ácido.
Los ingenieros de Schlumberger que traba-
jan en la embarcación de estimulación marina
DeepSTIM II bombearon 227 m3 [60,000 gal] de
ácido clorhídrico (HCl) al 15% con ácido acético
al 10% en 10 etapas, y Ácido Divergente Viscoe-
lástico VDA con HCl al 15% en nueve etapas a
razón de 4.8 m3/min [30 bbl/min]. En esta pri-
mera utilización de la tecnología VDA en el
Golfo de México, los ingenieros lograron exten-
der con éxito los límites térmicos y los límites
del régimen de suministro, del ácido y de los sis-
temas de suministro.
El tratamiento con ácido fue suministrado a
través de un sistema de empaque de grava
QUANTUM maX para condiciones de alta presión
y alta temperatura. Al ponerse en contacto con
el pozo, el revoque de filtración del sistema
FazePro residual se volvió humedecido con agua.
Se disolvió todo resto de material de obturación
con carbonato de calcio, ahora humedecido con
agua. El sistema VDA proporcionó divergencia,
uniformidad de tratamiento y máximo contacto
del ácido con la superficie.
Previo al tratamiento con ácido, el pozo fue
probado a través de una columna de perforación
de 4 pulgadas produciendo a un régimen de
158,536 m3/d [5.6 MMpc/D] con una presión de
flujo de 1,200 lpc [8.3 MPa]. Después de la esti-
mulación, el pozo produjo a un régimen de
449,723 m3/d [15.88 MMpc/D] a través de sartas
de producción de 27
⁄8 pulgadas y 31
⁄2 pulgadas con
una presión de flujo en la tubería de 3,039 lpc
[21 MPa].
En este caso, el equipo de ingeniería optó
por un fluido de perforación de yacimientos
FazePro mojable por petróleo para lograr estabi-
lidad térmica y eficiencia de perforación y
terminación. Los revoques de filtración internos
y externos depositados en el proceso de perfora-
ción fueron convertidos a un estado humedecido
con agua, lo que los hizo susceptibles a la elimi-
nación con el ácido utilizado para estimular el
yacimiento carbonatado. La integración de la
tecnología de fluidos de perforación de yaci-
mientos, OBM FazePro de emulsión reversible,
tecnología VDA y sistemas de suministro de
última generación permitió triplicar la produc-
ción, minimizando al mismo tiempo el costo y el
riesgo.
Avances en base al éxito
Los operadores y las compañías de servicios
desarrollan y aplican tecnologías novedosas para
mejorar la eficiencia de perforación y maximizar
la recuperación de hidrocarburos. Mientras las
operaciones de perforación extienden los límites
de la profundidad, la temperatura, la fricción
mecánica y la tecnología de terminación de
pozos, los fluidos de perforación a base de petró-
leo evolucionan para satisfacer ese desafío.
Mediante la integración de ingeniería de perfo-
ración, petrofísica y terminación de pozos, y la
adopción de enfoques holísticos en lo que res-
pecta a la construcción de pozos, los pozos de
petróleo y gas hoy pueden perforarse y termi-
narse en forma más eficiente y eficaz desde el
punto de vista de sus costos. Además se optimiza
la recuperación de reservas y se mejora el rendi-
miento de los pozos individuales y de los campos
petroleros en general.
Con el desarrollo de fluidos de perforación
tales como el sistema FazePro, los perforadores
ya no tienen que optar entre mejorar el desem-
peño de la perforación y reducir el riesgo de
deteriorar la terminación sino que pueden con-
tar con ambos beneficios. Dado que los
operadores y las compañías de servicios trabajan
en conjunto integrando los procesos de perfora-
ción, terminación y estimulación, el futuro
promete aún más incrementos en lo que res-
pecta a eficiencia de perforación y productividad
de pozos. —DW
0.0
1 2 3 4 5 6 7 8 9
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
Día de muestreo
Índicedeinyectividadcada1,000piesdelateral1
OBM FazePro
OBM FazePro
OBM convencional
Índice de inyectividad para los pozos de prueba de campo de Cabinda
1
Índice de inyectividad = barriles inyectados/presión
en cabezal de tubería de producción en lpc
> Índice de inyectividad mejorado en pruebas de campo. La inyectividad fue
más del doble para los dos pozos de Cabinda, Angola, perforados con los sis-
temas FazePro (rosa y púrpura) que para el pozo del mismo campo perforado
con un lodo a base de petróleo convencional (verde).