Nuestro personal ha alcanzado los siguientes logros en los últimos años:
Norte de Monagas:
Pozo FUL-63: Este fue el primer pozo de alto ángulo (70°) perforado con éxito en el Campo El Furrial por PDVSA, a una profundidad de 16248’. En este pozo se utilizó el fluido de perforación CARBO-CORE (100 % aceite), formulado con carbonato de calcio, adaptado a las características de tamaño de garganta de poro del yacimiento (formación Naricual).La formulación del fluido y el seguimiento de sus propiedades durante la perforación se realizó mancomunadamente entre PDVSA, INTEVEP y Baker Hughes Drilling Fluids. El pozo fue completado con éxito, y actualmente es el primer pozo más productor en el Norte de Monagas (más de 19000 BPD).
Pozo FUL-70: Este es el segundo pozo de alto ángulo (70°) perforado y completado con éxito en el Norte de Monagas. Se utilizó el fluido de perforación CARBO-CORE (100 %aceite), formulado con carbonato de calcio. El pozo se perforó 35 días antes de lo estimado, con un ahorro para el proyecto superior a $ 2.000.000. Este es el pozo con segunda mayor producción en el Norte de Monagas (más de 13000 BPD).
Pozo FUL-75: Este es el tercer pozo de alto ángulo que será perforado utilizando el Sistema CARBO-CORE (100 % aceite) en la zona productora.
Pozo ORC-40: en este pozo se utilizó para perforar el hoyo de 17 ½” un fluido inhibitorio con ALPLEXTM en sustitución al sistema convencional a base de lignosulfonatos. El éxito fue rotundo pues se disminuyeron los tiempos de perforación en alrededor de 40% y se eliminaron problemas de torque y arrastres.
Pozo J-497: en este pozo se utilizó para perforar el hoyo de 17 ½” un fluido inhibitorio con ALPLEXTM en sustitución al sistema convencional a base de lignosulfonatos. El éxito fue rotundo pues se disminuyeron los tiempos de perforación en alrededor de 33% y se eliminaron problemas de torque y arrastres.
Nuestro personal ha suministrado el servicio de fluido en más de 36 pozos de perforación y reparación de PDVSA (Distritos Maturín y Punta de Mata), sin problemas asociados a la mala práctica de los fluidos de perforación, razón por la cual el INTEVEP nos ha calificado en sus inspecciones con un valor por encima del 90%.
Sur de Monagas:
90 Pozos Horizontales perforados y completados con éxito, utilizando el Sistema Perfflow en la zona productora de los Campos Uracoa y Tucupita (Benton Vinccler, ahora Petrodelta, S.A.)
31 Pozos Horizontales perforados con éxito en el área de Morichal de PDVSA. Los pozos horizontales, donde se ha perforado la zona productora con el Sistema Biolose 90, producen 25 % más que el resto de los pozos.
Sur de Anzoátegui-San Diego de Cabrutica:
En todas las campañas de perforación de Petrocedeño, S.A. (antes SINCOR), nuestro personal ha suministrado el servicio de fluido de perforación a más de 500 pozos horizontales desde el año 1.999 hasta la presente fecha, razón por la cual la operadora en el área de San Diego de Cabrutica, ha logrado sin problemas asociados a la mala práctica del fluido de perforación, cumplir con todas las normativas relacionadas con el medio ambiente y la seguridad Industrial en el manejo, traslado y deposición de materiales o desechos Industriales y domésticos.
Estudios realizados en los diferentes campos del Oriente de Venezuela, en especial el realizado en el campo Morichal, y el informe técnico SPE/IADC 29421, Do Shales Swell? A Critical Review of Available Evidence, hemos visto con preocupación la aplicación o proposición de uso de productos como el Cloruro de Potasio (KCl) ó el Acetato de Potasio, como agentes inhibitorios en los diferentes sistemas de fluidos, en zonas donde existe alta presencia de Kaolinitas, lo cual puede traer como consecuencia, problemas potenciales de inestabilidad de lutitas, por la interacción del ión potasio con la formación que tienen alto contenido de Kaolinita. Esta premisa nos obliga a exponer las siguientes consideraciones para este intervalo.
Las consideraciones geológicas están referidas a la evaluación de formación realizado por la difracción de rayos X a muestras tomadas de la formación Freites (Ver cuadro anexo). El análisis de Difracción de Rayos X muestran un alto porcentaje de Kaolinita (38%) y el porcentaje de expandibles en Capas Mixtas es 80%. Al revisar estos dos aspectos por separado notamos en primer lugar la alta concentración de Kaolinita nos limita a aplicar un fluido con una alta concentración de iones K+ que afectaría el equilibrio molecular de la arcilla; en segundo lugar el alto porcentaje de Capas Mixtas Expandibles, le confiere a la formación una capacidad de hidratación.
El uso de componentes o productos químicos en la formulación del fluido a utilizar en esta fase, que puedan aportar iones K+ no es recomendable por lo señalado anteriormente.
Occidente:
Proyecto PERLA, S.A. (antes Shell de Venezuela) – Área de Urdaneta – Lago de Maracaibo. En los primeros pozos perforados por BHDF en el hoyo intermedio se continuó con el uso del fluido base aceite, en forma de emulsión inversa 80/20. Con dicho fluido se alcanzaban altas tasas penetración pero con muchos problemas de pegas al intentar sacar tubería debido primeramente a problemas de limpieza. Se necesitaba un fluido base agua con la finalidad de lograr mejor capacidad de limpieza y al mismo tiempo dicho fluido debía presentar buena capacidad de inhibición para mantener estable especialmente las formaciones laguna, lagunillas y las lutitas de la rosa. En los pozos RN-12, Misoa-5 y Misoa-6 se necesito desplazar por un fluido base agua lográndose estabilizar el hoyo y luego bajar revestidor según el plan. El fluido seleccionado para ser utilizado fue el alplex/claytrol el cual habían muchas experiencias en la mayoría de los campos perforados por PDVSA.
Se desarrollo y probo un nuevo HPWBM (High Performance Water Base Mud por sus siglas en ingles) en el campo de Urdaneta oeste del lago de Maracaibo.
El fluido Performax ha demostrado proveer la estabilidad necesaria para perforar a través de largas secciones de lutitas intercaladas con arcillas con inclinaciones de 85° y secciones de hoyo abierto de 6400 pies promedio manteniéndose en el hoyo estable de hasta más de 14 días. Hasta los momentos se ha utilizado en 17 pozos del área.
Se han eliminado por completo los eventos de pérdida de ensamblajes, se han minimizado los eventos de alto torque de empaquetamiento y perdidas de circulación.
Se ha disminuido considerablemente el tiempo de perforación del pozo de 55 días promedio a 39 días promedio.
PDVSA – Lago de Maracaibo. Perforación sobrebalance con éxito de 4 pozos en Tía Juana, con objetivo el yacimiento altamente depletado LL-03, usando el sistema Perfflow con mezcla de CaCO3 micronizado y escamas (Soluflake) En el Bloque III se perforaron siete (7) pozos en el a 2002 lográndose incrementos hasta del 50% usando como fluido de perforación el sistema Carbo-Core con combinación de CaCO3 micronizado y Orimatita O38 como material puenteante/densificante. El uso del sistema Polímero/Alplex se extendió de tal manera en el Lago de Maracaibo que se han perforado más de treinta (30) pozos con este sistema durante los 2001 y 2002.
