Strato Subsalino E Presalino

Sfida:

Formazioni di sale spesso ricoprono formazioni che contengono petrolio; lo strato può essere denominato pre-salino se è più vecchio del sale o sub-salino se è più giovane. I sali sono plastici e mobili, quindi cambiamenti nella pressione di sovraccarico nel tempo causano la piegatura e la migrazione del letto di sale e di conseguenza la formazione di strati subsalini. Le formazioni sotto il sale nel Golfo del Messico sono principalmente subsaline, mentre quelle offshore in Brasile possono essere subsaline o presaline. La composizione ionica dei sali può inoltre variare da una regione all'altra. I letti salini nel Golfo del Messico sono soprattutto di NaCl, mentre quelli in Brasile contengono un'ampia varietà di sali, tra cui MgCl2, che è più reattivo. Le formazioni di sale possono contenere uno o più dei seguenti componenti:

  • Calcio – Calcite, Dolomite, Magnesite
  • Solfato – Gesso e Anidrite
  • Sodio – Alite
  • Potassio – Silvite e Carnalite

Trivellare attraverso il sale richiede che la fase acquosa del fango di perforazione sia una salamoia con una salinità appena al di sotto del livello di saturazione. Se il fluido è troppo insaturo, il sale filtrerà nella fase acquosa, modificando le proprietà del fluido stesso e laverà il foro del pozzo, aumentando le possibilità di un lavoro di cementificazione di scarsa qualità. Se la salamoia del fango è troppo satura, il foro sarà troppo ridotto. Un certo livello di lavaggio è necessario per far andare la carcassa. Inoltre, la plasticità del sale può causare spostamenti, quindi il peso del fango deve essere prossimo al gradiente di sovraccarico o il sale può passare nel foro del pozzo e intasare la condotta. Quando un sale supera il livello di saturazione, il sale in eccesso si deposita come solido e va ad aggiungersi agli effetti dei solidi sulle reologie dei fluidi.

Uscire dalle formazioni saline presenta un rischio elevato. Denominate zone con materiale di risulta, le formazioni subito sotto lo strato di sale possono essere instabili per via della natura del corpo salino formato. La forma del sale a livello del punto di uscita può aver creato una trappola che impedisce all'acqua di lasciare i sedimenti. Questa trappola può creare condizioni di pressione crescente a livello dei pori nella zona subito sotto il sale o una formazione molto fluida che contiene acqua e scisto. Il corpo di sale è anche più leggero dei normali sedimenti, portando così un terreno di copertura ridotto e gradienti di frattura più bassi di quanto normalmente incontrato a quella profondità.

Soluzioni:

Le formazioni di sale possono essere trivellate con fanghi di perforazione a base di acqua tolleranti il sale o con fluidi a emulsione inversa, a seconda dell'applicazione. In acque profonde, formazioni saline basse vengono trivellate servendosi di operazioni "pump and dump" senza riser e quindi rimosse con il fango di perforazione della zona di produzione prima di uscire dalla formazione di sale. Zone di sale più profonde, come quelle che ricoprono il Bakken, sono spesso trivellate con fanghi a base di olio e quindi spostate al fango della zona di produzione dopo l'uscita dal sale. Nelle operazioni pump and dump senza riser, Newpark impiega il dispositivo di calcolo del rapporto sale-lavaggio per mantenere il contenuto di sale subito al di sotto del livello di saturazione. In operazioni normali con la circolazione di sistema, il fango di perforazione rende automaticamente satura la fase di salamoia provocando un foro ridotto.

Prima di trivellare attraverso il sale, i project manager di Newpark lavorano con i tecnici responsabili della perforazione per sviluppare strategie complete di trivellazione del sale e di uscita per evitare il lavaggio durante la trivellazione e minimizzare il rischio rappresentato dalla zona di risulta una volta che si lascia lo strato salino. Le strategie comprendono scelta dei fluidi e ottimizzazione dell'idraulica "a base di sale". La scelta dei fluidi, che è basata su costi, prestazioni e conformità ambientale, comprende la considerazione della densità del fluido, della sua salinità e della sua reologia:

  • Densità: sebbene il sale non abbia una reale pressione dei pori da controllare con il peso del fango, quest'ultimo è utilizzato per mantenere l'integrità del pozzo e ridurre la velocità di avanzamento. La densità è inoltre richiesta per la possibilità di inclusioni di impatto di idrocarburi.
  • Salinità: la salinità deve essere al punto di saturazione o prossima a quest'ultimo per mantenere un foro in pressione e minimizzare il dilavamento.
  • Reologia: proprietà reologiche accettabili sono richieste per sospendere il sale in eccesso prima della trivellazione per mantenere la salinità una volta tagliato con acqua di mare e una viscosità residua sufficiente dopo il taglio è richiesto per sospendere i tagli del sale.

“Pump and Dump” saturato di sale nel bacino di Santos, Brasile: Nelle acque profonde del bacino di Santos, una formazione salina giace tra la roccia di copertura di carbonato/anidrite e la formazione di produzione. La formazione di sale viene spesso trivellata senza riser, servendosi di una strategia di tipo “pump and dump”, in cui un fango ad alta densità viene diminuito con acqua di mare. Anziché diminuire un fluido ad alta densità, l’operatore ha scelto di ridurre una salamoia super satura di sale.

I fanghi oleosi ad alta salinità e bassa attività migliorano le prestazioni vicino alle trivellazioni saline: Le formazioni vicino al sale possono avere un'elevata salinità interstiziale con un successivo elevato requisito di salinità nel fango di perforazione. Vi sono diversi metodi che possono essere utilizzati per stimare la salinità / attività richiesta del fango di perforazione.