Lodos

1. uímicas de diseño
en 2015 , CurrentFeatures , Innovar durante la perforación , julio / agosto , Noticias Jul 9, 2015 0
En el entorno de menor precio, fórmulas de fluidos de
perforación tienen como objetivo proporcionar
soluciones a medida que el rendimiento conjunto, los
riesgos ambientales, los requisitos para la reducción de
costes
Por Kelli Ainsworth, Coordinador Editorial
A las empresas de servicios unque siguen
centrados en el desarrollo de los fluidos de perforación cada vez más fiables, especialmente
para entornos difíciles, como en aguas profundas, la caída de los precios del petróleo ha
hecho que sea más importante que nunca que estos fluidos también ayudan a gestionar los
costes. "A través de la crisis aguda cuando se está perdiendo 100 equipos de perforación a
la semana, es un entorno turbulento, y hay un frenesí en torno a los costos", Phil Vollands ,
presidente de América del Norte para Newpark Drilling Fluids , dijo."Pero entonces la
transición fuera de eso, y tenemos mejores conversaciones. Esas conversaciones han pasado
de coste a su valor, y la tecnología es parte de ese valor la conversación ".
Un enfoque de las empresas de servicios están tomando para facilitar la gestión de costes es
mediante la formulación de nuevos lodos a base de agua (WBMS). Estos fluidos son
generalmente más rentables que los lodos a base de aceite (OBM), pero en términos de
rendimiento que a menudo siguen a la zaga líquidos no acuosos. "Es difícil de superar lodos
a base de petróleo en su pozo lubricidad y estabilidad", dijo Jim Friedheim , Drilling
Fluids de Marketing y Tecnología paraMI SWACO , una Schlumberger empresa. "Con
los lodos a base de agua, usted tiene que pensar acerca de la química y la ingeniería mucho
más estrechamente que con lodos a base de petróleo."

2. Como parte de su Iniciativa de aguas profundas, Newpark Drilling Fluids ha
desarrollado un nuevo sistema de emulsión inversa de base sintética, Kronos. El
sistema proporciona una reología constante de 40ºF hasta 250ºF, dirigiéndose a la
amplia gama de temperaturas encontradas durante las operaciones en aguas
profundas. El sistema se puso en marcha este año OTC.
Otras dos áreas de interés para las empresas de fluidos residen en encontrar la manera de
impulsar los límites de temperatura de los fluidos de perforación existentes y asegurar que
estos fluidos cumplen con las regulaciones ambientales cada vez más estrictas, tales como
REACH en la Unión Europea.
Obtención de los operadores a adoptar nuevas tecnologías de fluidos en medio de una
recesión puede ser un reto, sin embargo.Incluso en el mejor de los casos, la industria puede
ser lento para abrazar la innovación.Ahora, en un mercado a la baja, los operadores son aún
más probable que se pega con tecnologías probadas que conocen."Hoy en día, los
operadores se centran principalmente en la reducción de costos en sus operaciones,
esencialmente haciendo lo que siempre han hecho, pero más barato," Julian Coward ,
Gerente de Negocios Estratégico de Halliburton Baroid 's, dijo.
La gestión de riesgos para gestionar los costes
Este verano, Baker Hughes lanza comercialmente su nuevo sistema de fluidos,
SEGURAR. El aceite mineral o un sistema de emulsión inversa de base sintética fue
diseñada para gestionar el riesgo en entornos tales como aguas profundas, Brian Teutsch ,
director de línea de producto para fluidos de perforación y terminación, dijo. "Cuando nos
fijamos en entornos de alto riesgo como aguas profundas, nos gusta el
rendimiento. Buscamos maneras de establecer marcas mundiales, pero la cosa Nº 1 que
sigue volviendo al riesgo ", dijo. "Si sólo puede evitar tener algún problema, que en sí
mismo a menudo conduce a los registros de rendimiento."
SEGURAR fue desarrollado para proporcionar la reología constante de 40 ° F a
275 ° F. Baker Hughes clasifica el sistema como "reología constante definida", lo que
significa que cuando estaba en fase de desarrollo, los ingenieros establecen relaciones de
destinatarios específicos para reologıas tanto a bajas y altas temperaturas. "No estamos
hablando sólo de manera muy general acerca de cómo se comporta un fluido; nos puede ser
muy específico en lo que los criterios de diseño son ", dijo el Sr. Teutsch. Debido
SEGURAR tiene una reología más constante, explicó, sino que también se desempeña bien
en las operaciones de cementación, ayudando a mantener la jerarquía de fricción a la
presión requerida.

3. Baker Hughes planea lanzar su sistema de emulsión inversa más reciente, SEGURAR,
este verano. El fluido se formula para que sea compatible con una amplia variedad de
aceites de base de uso frecuente.
Sr. Teutsch clasificado SEGURAR como un sistema global debido a su cumplimiento
ambiental y la flexibilidad. El líquido fue diseñado para su uso en alta mar en Noruega, que
tiene algunas de las normas ambientales más estrictas del mundo.También puede ser
utilizado en el Reino Unido del Mar del Norte, el Golfo de México, África Occidental y el
Sudeste de Asia.
Además, el sistema fue diseñado para ser flexible con respecto al aceite base. "Muchas
veces, aceite base dominará la economía de un fluido de perforación mar adentro, lo que
significa que tienes que ser capaz de funcionar con una gran cantidad de diferentes tipos de
aceite de base para ser viables en diversos mercados", explicó. El sistema se sometió a
ensayos a diferentes temperaturas y presiones, proporciones de aceite-agua y densidades en
muchos de los principales aceites de base para verificar el rendimiento permanecería
constante en cada uno de los aceites ensayados.Cada formulación se ensayó también por su
capacidad para manejar contaminantes tales como agua de mar y el cemento. La
formulación final de SEGURAR fue creado después de varias repeticiones de pruebas y
rediseños.
Al principio del proceso de prueba de campo, la capacidad del fluido para resistir la
decantación de barita se sometió a una prueba inesperada. El barco de trabajo de transportar
el fluido a la plataforma fue incapaz de descargar a la plataforma durante 14 días debido a
los mares agitados."Para cualquier barro, eso es una prueba difícil, pero los nuevos lodos
tienden especialmente a barita SAG", dijo Teutsch. Sin embargo, el líquido fue en el barco
en el 11,2 lb / gal y se mantuvo en 11,2 lb / gal cuando finalmente fue llevado a dicho
banco. "Se hizo una prueba muy difícil con respecto a hundirse antes de que alguna vez
incluso llegó desplegado", dijo.
De cara al futuro, Baker Hughes está trabajando en el aumento de las limitaciones de
temperatura de algunos de sus fluidos existentes.
La compañía está llevando a cabo la investigación y el desarrollo en las versiones de mayor
temperatura de LATIDRILL, que trabaja actualmente en entornos de hasta 275 ° F. Este
WBM utiliza un número mínimo de componentes para facilitar su uso cuando se perfora el
orificio superior. Se elimina la necesidad de añadir en una variedad de agentes de
viscosidad y aditivos de pérdida de fluido por separado. Los objetivos del sistema de obras
de teatro no convencionales y laterales, se desviaron y pozos de alcance extendido. Baker

4. Hughes está trabajando para desarrollar una versión de este líquido que se puede utilizar a
temperaturas de hasta 350 ° F.
La compañía también está estudiando la ampliación de las capacidades de MPRESS, un
fluido de emulsión inversa (IEF) formulado para ayudar a impulsar las tasas de flujo de las
operaciones terrestres. Este líquido funciona actualmente en entornos de hasta 275 ° F, pero
la investigación está en marcha para empujarlo a 350ºF, según la compañía.
"No estoy viendo que vamos a temperaturas o presiones que no hemos ido en el pasado. Es
realmente más acerca de una demanda de más funcionalidad a estas temperaturas y
presiones ", dijo el Sr. Teutsch. "Ellos quieren ir a estas temperaturas y presiones con la
funcionalidad que han aprendido a apreciar en ambientes de temperatura y presión más
bajas".
Marcación en el rendimiento
MI SWACO también se centra en la formulación de lodos WBM que rivalizan con el
desempeño de los OBM. Dr. Friedheim dijo que espera que los lodos WBM en general se
utilizarán con más frecuencia debido a sus ventajas ambientales, así como sus mayores
opciones de corrección y eliminación. Además, los avances de los lodos WBM están
haciéndolas más competitivas con los OBM. "Se trata de las limitaciones de rendimiento de
los lodos WBM que restringe su uso en comparación con los fluidos no acuosos,"
dijo. "Con los avances que hemos visto en la WBM y la tecnología de perforación en los
últimos años, esta brecha se está cerrando."
A finales de este año, MI SWACO planea introducir un nuevo fluido de perforación a
base de agua de alto rendimiento, diseñado para la perforación de pozos en tierra
lateral no convencionales. Este líquido se está diseñada para reducir el torque y arrastre
a través de las secciones laterales de estos pozos.
Este verano, la compañía planea introducir un nuevo fluido de perforación a base de agua
de alto rendimiento, diseñado para la perforación de pozos en tierra lateral no
convencionales. El reto en estos pozos, dijo, es el desarrollo de fluidos que reducen el
torque y arrastre a lo largo de la sección lateral. "Estos son los pozos laterales a través de
muestras de esquisto no convencional que quieren perforar lo más rápido posible sin
embargo, mantener un pozo estable", dijo el Dr. Friedheim.
El nuevo fluido, cuyo nombre no ha sido anunciado aún, fue diseñado para que el
rendimiento puede ser personalizado. Si la perforación de un juego menos reactivos, los
inhibidores de esquisto se pueden minimizar. Si se mueve a una formación más reactivo,
los inhibidores pueden ser intensificaron de nuevo.
El enfoque de este nuevo sistema a base de agua, según la compañía, son los aspectos
perforabilidad y la estabilidad del pozo. Estos se llevan a cabo por el uso de potenciadores
de perforación y químicos especializados para proporcionar un aumento de la ROP y la
superficie de la protección del pozo a la ingresión fluido y la desestabilización. MI

5. SWACO señaló que los detalles de rendimiento del sistema no estaban disponibles a partir
de mediados de junio como el fluido todavía estaba completando las pruebas de campo; un
lanzamiento comercial está previsto para finales de este verano.
Otro esfuerzo crítico en torno a los fluidos de perforación es asegurar que todos los fluidos
existentes de la compañía, tales como el sistema de fluido de perforación a base de agua de
alto rendimiento ULTRADRIL puesto en marcha casi una década atrás, son com flexible
con REACH y CEFAS en la Unión Europea. REACH - Registro, Evaluación, Autorización
y Restricción de regulación de sustancias químicas - se llevará a efecto completo en el
2018, mientras que el CEFAS - Centro para el Medio Ambiente, la Pesca y la Acuicultura -
trabaja junto con las autoridades gubernamentales para probar y validar el impacto
ambiental de la perforación de los fluidos químicos. REACH entró en vigor originalmente
en 2007, lo que requiere que todos los productos químicos importados o fabricados en
Europa en volúmenes específicos fueron probados para la degradabilidad y toxicidad. Las
regulaciones requieren que algunos productos químicos para ser reemplazados por
alternativas menos peligrosas. Inicialmente, los productos químicos en volúmenes de 1.000
toneladas o más altos estaban sujetos a REACH protocolo. En 2010, las regulaciones se
expandieron a productos químicos en cantidades de 100 toneladas o más. Para el 2018,
todos los productos químicos importados en Europa a un volumen de 1 tonelada o más
estarán sujetos a REACH. Unos 30.000 productos químicos se verán afectados, lo cual
incide en los fluidos de perforación. Varias otras áreas alrededor del mundo utilizan tanto
CEFAS y llegar a las directrices para regular las descargas y el uso de productos químicos y
de fluidos de perforación, dijo el Dr. Friedheim.
Aunque ya diseñados para la perforación en áreas ambientalmente sensibles tanto en tierra
como en alta mar, el sistema de fluido de perforación ULTRADRIL está siendo
reformulada para alinearse con REACH y el protocolo CEFAS. "Estamos tratando de crear
una versión del Mar del Norte que tiene todos los materiales REACH-reclamación y
cumple con todos los aspectos de la química para su uso en el Mar del Norte sobre la
toxicidad y capacidad de descomposición, pero que todavía tiene las mismas prestaciones
que hemos tenido en todo el mundo, "dijo el Dr. Friedheim.
La compañía también está añadiendo un aditivo de nano-como a este sistema de fluidos
para una mayor estabilidad del pozo en formaciones de esquisto mayores. Dr. Friedheim
dijo que nanoaditivos se han demostrado para ayudar a estabilizar los esquistos mediante el
bloqueo de los poros físicamente, pero no han conseguido una aceptación generalizada en
la industria."Hemos pasado mucho tiempo, probablemente más de cinco años, mirando a
las nanotecnologías y dar con nanoaditivos", dijo. Sin embargo, los conceptos erróneos
permanecen alrededor de la seguridad y el impacto ambiental de las nanopartículas, que
conduce a la demora en la captación de la industria. "La percepción de las nanopartículas
en los ojos del público en general se basa en una mezcla de desinformación y falta de
conocimiento," dijo el Dr. Friedheim. "Ciertamente, algunas nanopartículas son
legítimamente de una preocupación, pero otros son totalmente benigna."
Todas las nanopartículas MI SWACO utiliza han sido probados extensivamente desde el
punto de vista de HSE, agregó. Además, algunas nanopartículas se han utilizado
comercialmente durante muchos años. "La nano-material que estamos promoviendo
actualmente se ha utilizado en la industria cosmética desde hace años en productos de
belleza que se aplican directamente a la piel humana," dijo el Dr. Friedheim.
De cara al futuro, la compañía sigue centrada en el mantenimiento de la flexibilidad para
responder a las fluctuantes demandas de la industria. "Siempre hemos tratado de centrarse

6. en las necesidades de la industria, además de ser sensible a los desafíos ambientales allí
donde nuestros clientes taladro," dijo el Dr. Friedheim. "Cada pocos años, las cosas
cambian, como lo hicieron el año pasado, y nos da diferentes retos. Lo importante es que se
mantenga lo suficientemente flexible como para ir con la corriente ".
Las posibilidades de las nanotecnologías
Saudi Aramco también ha estado probando las nanotecnologías. En 2014, el Dr. Vikrant
Wagle y el Dr. Abdullah Yami de EXPEC Centro de Investigación Avanzada de Saudi
Aramco llevaron a cabo un proyecto de I + D para mirar cómo las nanopartículas podrían
afectar a la decantación de barita en los IEFs organo-arcilla-libre. Mientras que los IEFs
organo-arcilla-libre pueden proporcionar altos ROP y tienen una alta tolerancia a la
contaminación, estos fluidos a veces no proporcionan reologıas óptimas, y la decantación
de barita pueden resultar. A menudo, se añaden sólidos de baja gravedad (LGS) para
aumentar la reología, pero estos sólidos tienden a aumentar la viscosidad de plástico, que a
su vez puede causar un aumento en la densidad de circulación equivalente
(ECD)."Normalmente en los líquidos orgánicos de libre de arcilla, tenemos que añadir
LGS, tales como materiales de tipo arcilla como sepiolita, para la suspensión de barita,"
dijo el Dr. Wagle. "Incluso después de la adición de tales materiales, a veces no
conseguimos una buena suspensión de barita."
En este proyecto experimental, Saudi Aramco formulado varios aceites de base diferentes a
diferentes densidades en un laboratorio bajo temperatura y presión condiciones similares a
las que en el Mar Rojo y pozos en tierra no convencionales en Arabia Saudita. Estos
ambientes se caracterizan por temperaturas de entre 150 ° F y 300 ° F y presiones entre
1000 a 10.000 psi.Después de fluidos se mezclaron en acero inoxidable tazas de mezcla en
un Multimixer cinco husillo a 11.500 rpm, que eran estática de edad durante 16 horas en las
células de acero inoxidable HPHT en un horno de laminación en caliente. Las células se
ensayaron tanto en vertical y con una inclinación de 45 °. Cuando el envejecimiento
estático era completa, se midieron la reología, factor de pandeo y la separación del aceite
superior.
Además, los ingenieros de Saudi Aramco añaden contaminantes comunes, tales como
sólidos perforados artificiales, incremento de agua de mar y de cal, para examinar cómo los
IEFs formuladas con nanopartículas toleran la contaminación.
El estudio concluyó que las nanopartículas fueron capaces de reducir la decantación de
barita en una variedad de aceites de base. También reveló que las nanopartículas podrían
proporcionar reologıas constantes en ambientes HPHT. Además, los fluidos demostraron su
capacidad de mantener características de la suspensión en la presencia de contaminantes. El
uso de nanopartículas en lugar de un LGS también se reduce la viscosidad plástica, lo que
impidió el aumento de ECD, a su vez, proporcionando un mejor ROP, dijo el Dr.
Wagle. "Contenido de sólidos mayor debido a la LGS añadido puede conducir a una mayor
viscosidad plástica, que a su vez conduce a ECD más altas y menor ROP," dijo.
Saudi Aramco actualmente no utiliza con frecuencia nanopartículas en sus fluidos de
perforación, dijo el Dr. Wagle. Sin embargo, en el futuro, la compañía tiene previsto
utilizar nanopartículas en los dos fluidos de perforación y cemento para hacer frente a retos
específicos, tales como la decantación de barita.
Añadió que Saudi Aramco está planificando más proyectos de I + D para hacer frente a
otros retos, como la formulación de fluidos con reología óptima para la eliminación de
recortes, la estabilidad en ambientes HPHT, esquisto fluidos de inhibición, y los fluidos que
son más respetuosos con el medio ambiente.

7. La protección del pozo
Halliburton, a través de su línea de negocio de Baroid, se centra en el desarrollo de
soluciones personalizadas de líquido que ayudan a maximizar la producción y minimizar el
tiempo de inactividad. "(Los fluidos de perforación) son un componente integral de la fase
de construcción de pozos y finalización," dijo Coward. "Una de las recomendaciones en
falso podría producir un resultado negativo en serio. Si tiene problemas con el fluido, usted
podría perder el pozo o poner en peligro la productividad ".
Un desafío positivo en el difícil mercado de hoy, dijo, es ofrecer a los fluidos que son
superiores a otros debido a las cualidades que los hacen más ambientalmente benigno o más
protectoras con el medio ambiente. Baroid está en las primeras etapas de la
comercialización de un fluido de emulsión inversa libre de arcilla libre de sal llamado
BaraPure. Mediante la sustitución de la sal con una fase interna biodegradables, esquejes
ahora pueden ser eliminados en el sitio plataforma, donde la legislación lo permite
ambientales. "La eliminación de la sal del fluido minimiza la posibilidad de contaminación
a las aguas subterráneas y reduce el impacto ambiental potencial de la corriente de
desechos", dijo Coward. "También significa un ahorro de costes, ya que no tiene que
transportar los recortes a un sitio de disposición. Nos gustaría mucho tratar los residuos en
la fuente ".
Baroid está evaluando el potencial de formulación del sistema de BaraPure con una fase de
aceite más amigable con el medio ambiente. "Hemos quitado el elemento de sal y lo
reemplazó con una alternativa técnicamente equivalentes," dijo. "Ahora estamos buscando
a la fase de aceite y ver cómo podemos hacer avances con el medio ambiente de protección
allí, también."
En 2014, Newpark Drilling Fluids anunció una ampliación de su centro en Port
Fourchon, La $ 30 millones. Una vez terminada a principios de 2016, se espera que la
instalación ampliada para tener el doble de su capacidad actual de almacenamiento.
El año pasado, Baroid lanzado una familia de materiales de pérdida de circulación (LCM)
bajo los nombres BaraShield, BaraBlend y BaraLock. "En los campos maduros, estas
tecnologías permiten reducir los riesgos y la perforación con una reducción de tiempo no
productivo, en última instancia, llegar a las reservas que antes eran inaccesibles", dijo
Coward. "Cada solución de ingeniería está adaptado para responder a todas las situaciones
de pérdida de circulación distinta." Esta familia de LCM fue diseñado para tapar las
fracturas de diferentes tamaños, incluyendo aquellos con anchos grandes y desconocidos.
Recientemente, un operador estaba experimentando la pérdida de fluido en los pozos
perforados en el Beaver Lodge Field en Williston, ND La solución BaraShield-664, que se

8. puede aplicar en un tratamiento continuo o en forma de píldora, se añadió al fluido de
perforación. De acuerdo con Baroid, los volúmenes de pérdida de lodo se redujeron en un
81% en comparación con los pozos perforados anteriores en la zona. Como resultado, el
operador guardados 2,5 días de perforación y los costes asociados, la empresa ha indicado.
Mayores niveles de personalización
Durante el año pasado, Newpark Drilling Fluids ha aumentado su enfoque en proveer
fluidos dirigidos específicamente para pozos en aguas profundas. Desafíos comunes en esta
área son la erosión sal y la necesidad de líquidos para funcionar en una amplia gama de
temperaturas. "Cada uno de estos problemas plantea una solución fluidos específico",
dijo Steve Daniel , vicepresidente senior de Tecnología de Newpark. Para abordar estas
cuestiones, la compañía ha lanzado recientemente la iniciativa de aguas profundas. Un
componente importante es la ampliación de su puerto Fourchon, La., Instalación de $ 30
millones. Una vez completado el 1T 2016, la instalación tendrá casi duplicó su capacidad
de almacenamiento.
La iniciativa también incluye la introducción de un nuevo sistema de fluido de aguas
profundas, Kronos. Este sistema de emulsión inversa de base sintética fue lanzado
comercialmente en el 2015 OTC. operaciones en aguas profundas pueden tener largos
tiempos estáticos durante el disparo, las pruebas de la balanza de pagos y la explotación
forestal, dijo el Sr. Daniel. Así que uno de los retos que el sistema Kronos trata de abordar
está proporcionando mayor estabilidad estática durante estas operaciones.
El sistema mantiene una reología plana a temperaturas de 40 ° F a 250 ° F. Como pozos en
aguas profundas se vuelven más difíciles, el desarrollo de fluidos con reologıas estables a
través de cientos de grados de variación de la temperatura será un reto que mantiene a las
empresas de servicios en estado de alerta, D. Daniel dijo. "Ya es lo suficientemente difícil
en la profundidad del agua de 10,000 pies cuadrados con una temperatura del fondo marino
cerca de la congelación", dijo. "Ahora se amplía esos pozos de hasta 30.000 pies por debajo
de la línea de lodo, y estás en tal ambiente de temperatura 350-400º de fondo de pozo. Eso
es un rango bastante amplio para el que el líquido tiene que ser formulada ".
Al desarrollar el sistema, Newpark identificó químicas básicas, pero quería dejar espacio
para la personalización. "El sistema de producto ha sido desarrollado para permitir
sustituciones para llevar el rendimiento en diferentes condiciones técnicamente difíciles",
dijo Daniel. Los datos de rendimiento y pruebas no estaban disponibles para este fluido a
mediados de junio.
En el futuro, el Sr. Daniel dijo, que prevé la posibilidad de personalización de soluciones
fluidas por varios segmentos individuales del mismo pozo. Por ejemplo, las futuras
plataformas es probable que hayan aumentado las capacidades de almacenamiento
funcionales para el barro líquido, dijo."En lugar de la perforación con fluido de base
sintética ordinaria desde la parte superior a la parte inferior del pozo, los operadores pueden
seleccionar la mejor solución para cada sección del pozo", dijo. Soluciones a medida
optimizarán perforación y reducir el tiempo no productivo.