Sub-Sal y Pre-Sal

Desafío:

Con frecuencia se encuentran formaciones de sal sobre formaciones petrolíferas, que pueden ser denominadas pre-sal si son más antiguas que la sal o de sub-sal si son más jóvenes. Las sales son plásticas y móviles, por lo que los cambios en la presión causa con el tiempo plegamiento y migración de los lechos de sal, por lo tanto, se establecen formaciones sub-sal. Las formaciones debajo de la sal en el Golfo de México son principalmente sub-sal, mientras que en las costas de Brasil pueden ser sub-sal o pre-sal. La composición iónica de las sales también puede variar según la región. Los lechos de sal en el Golfo de México son principalmente NaCl, mientras que los de Brasil contienen una amplia variedad de sales incluyendo MgCl2, qué es más reactiva. Las formaciones de sal pueden contener uno o más de los siguientes componentes:

  • Calcio - calcita, dolomita, magnesita
  • Sulfato - Yeso y anhidrita
  • Sodio - Halita
  • Potasio - Silvita y carnalita

La perforación a través de sal requiere que la fase acuosa de un fluido de perforación sea una salmuera con una salinidad justo por debajo de la saturación. Si el líquido es demasiado saturado, la sal se filtra a la fase acuosa, cambiando las propiedades del fluido, y lavando el pozo, aumentando la posibilidad de un trabajo de cementación deficiente. Si la salmuera satura completamente al fluido el pozo será demasiado estrecho. Será necesario un poco de lavado para instalar la tubería de revestimiento. Además, la plasticidad de la sal puede causar un cambio, por lo que el peso del lodo debe estar cerca del gradiente de sobrecarga o la sal puede cambiarse al pozo y adherirse a la tubería. Cuando una sal se sobre-satura, el exceso de sal se sedimenta como un sólido y se suma a los efectos de los sólidos en las reologías de fluidos.

Al salir de las formaciones de sal se presenta un alto riesgo. Denominadas como áreas de escombros, las formaciones inmediatamente por debajo de la sal pueden ser inestables debido a la naturaleza del cuerpo de la sal que se forma. La forma de la sal en el punto de salida puede haber creado una trampa que evita que el agua salga de los sedimentos. Esta trampa puede crear condiciones de aumento de presión en los poros en el área inmediata por debajo de la sal o una formación muy fluida que contiene agua y lutita. El cuerpo de sal es también más ligero que los sedimentos normales dando como resultado una sobrecarga reducida y bajos gradientes de fractura que los normalmente encontrados a esa profundidad.

Soluciones:

Las formaciones de sal se pueden perforar con fluidos de perforación a base de agua tolerantes a la sal o con fluidos de emulsión inversa, dependiendo de la aplicación. En un entorno de aguas profundas, las formaciones de sal poco profundas se pueden perforar usando operaciones de bombear y descargar sin tubo ascendente, y luego desplazar con el fluido de perforación en la zona de producción antes de salir de la formación de sal. En zonas más profundas de sal, como la que se encuentra por encima de Bakken, a menudo se perfora con fluidos a base de aceite, para luego desplazar al fluido de la zona de producción después de salir de la sal. En las operaciones de bombear y descargar sin tubo ascendente, Newpark utiliza nuestra calculadora de lavado de sal para mantener un contenido de sal un poco subsaturado. En las operaciones normales de circulación del sistema, el fluido de perforación auto-satura la fase de salmuera resultante en el calibre del pozo.

Antes de la perforación a través de sal, los gerentes de proyectos de Newpark trabajan con los ingenieros de perforación para desarrollar unas estrategias integrales de perforación en sal y de salida de sal para evitar derrumbes durante la perforación y minimizar el riesgo de la zona de escombros una vez que se sale de la capa de sal. Las estrategias incluyen la selección de fluidos y optimización hidráulica a "base de sal". La selección del fluido, que se basa en costo, desempeño y cumplimiento ambiental, incluye la consideración de la densidad del fluido, la salinidad del fluido y la reología del fluido:

  • Densidad: Aunque la sal no tiene una presión de poro real a controlar mediante el peso del lodo, el peso del lodo se utiliza para mantener la integridad del pozo y reducir la velocidad de fluencia. También se requiere de densidad para la posibilidad de inclusiones conteniendo hidrocarburos.
  • Salinidad: La salinidad se requiere para estar en o cerca de la saturación con el fin de mantener un pozo en calibre y minimizar los derrumbes.
  • Reología: Se requieren propiedades reológicas aceptables para suspender el exceso de sal antes de perforar y mantener la salinidad una vez cortada con agua de mar y la suficiente viscosidad residual tras el corte para suspender los recortes de sal.

Bombeo y descarga saturada de sal en la Cuenca de Santos, Brasil: En el entorno de aguas profundas de la Cuenca de Santos, se encuentra una formación de sal entre el carbonato/roca de cubierta anhidrita y la formación de producción. La formación de la sal se perfora a menudo sin ducto ascendente mediante una estrategia de bombear y descargar donde el fluido de alto peso del lodo se corta de nuevo con agua de mar. En lugar de recortar el fluido de alta densidad, el operador optó por recortar una salmuera súper-saturada de sal.

Lodo con salinidad alta, aceite con baja actividad mejora el desempeño e perforaciones cerca de sal: Las formaciones cerca de sal pueden tener una alta salinidad intersticial que da como resultado un aumento de las necesidades de salinidad en el fluido de perforación. Hay un número de métodos que se pueden utilizar para estimar la salinidad/actividad requerida del fluido de perforación.