Introducción
"resina fenólica" es un término amplio que abarca materiales con diferentes estructuras químicas, perfiles de solubilidad y aplicaciones industriales (Pilato, 2010). En contextos de yacimientos petrolíferos, el uso de este término sin más calificaciones puede crear ambigüedad con respecto a la identidad de un producto y su función prevista.
El término "resina fenólica" por sí solo no establece que un producto sea soluble en agua, dispersable en agua o adecuado para su uso en un fluido de perforación. Una patente citada documenta una formulación específica de resina fenólica sulfonada modificada desarrollada para una aplicación de fluido de perforación (Zhang et al., 2017). Esta divulgación específica de la formulación no debe tratarse como evidencia de que la resina fenólica genérica o cada grado de resina fenólica sulfonada proporcionará el mismo rendimiento.
Resina fenólica genérica y aditivos para fluidos de perforación modificados
Las resinas fenólicas convencionales se producen mediante reacciones entre compuestos fenólicos y aldehídos. Dependiendo de la proporción de reactivos, el catalizador y las condiciones de reacción, los sistemas de resina fenólica pueden incluir estructuras de novolaca y resol (Pilato, 2010).
Una designación genérica de resina fenólica no indica si un grado particular posee el comportamiento acuoso requerido en un fluido de perforación a base de agua. Por lo tanto, la identidad del producto debe establecerse a través de su documentación técnica, incluido el tipo de sustancia química declarada, la forma del producto, la aplicación prevista y las especificaciones de suministro pertinentes.
La patente citada describe una resina fenólica sulfonada modificada preparada para una aplicación específica de fluido de perforación (Zhang et al., 2017). Su composición y propósito informado son específicos de esa formulación patentada. La tolerancia a la sal y la resistencia a los iones divalentes deben verificarse para cada producto individual en la salmuera prevista y en la formulación completa del lodo, en lugar de inferirse del nombre del material.
Aplicación documentada del fluido de perforación
La patente citada documenta una formulación específica de resina fenólica sulfonada modificada desarrollada para el control de la pérdida de fluido en un fluido de perforación a base de agua a alta temperatura (Zhang et al., 2017).
El control de la pérdida de fluido debe distinguirse de otras funciones del fluido de perforación (Darley y Gray, 1988):
El control de la pérdida de fluido reduce el volumen de filtrado líquido que pasa a través de la torta de filtración hacia una formación permeable.
La modificación de la viscosidad se gestiona mediante la selección y tratamiento de arcillas, biopolímeros, polímeros sintéticos u otros modificadores de reología.
Las estrategias de fortalecimiento del pozo pueden involucrar materiales puente de tamaño apropiado y otros enfoques de formulación seleccionados para las condiciones de formación y presión.
La inhibición de esquisto se centra en controlar la hidratación, el hinchamiento y la dispersión de la arcilla.
Un aditivo para el control de pérdidas de fluidos no debe clasificarse automáticamente como viscosificante, inhibidor de esquisto, material puente o agente fortalecedor del pozo. Estas funciones requieren una evaluación separada dentro del sistema completo de fluido de perforación.
Reología y comportamiento de filtración
El rendimiento de pérdida de fluido y la respuesta reológica deben evaluarse por separado. Un aumento en la viscosidad o la resistencia del gel no establece, por sí solo, que un aditivo mejore el rendimiento del fluido de perforación.
La respuesta reológica depende del producto específico, el nivel de tratamiento, la composición del lodo y las condiciones de envejecimiento. Las mediciones relevantes pueden incluir la viscosidad aparente, la viscosidad plástica, el límite elástico y la resistencia del gel antes y después del procedimiento de envejecimiento especificado.
La calificación de la aplicación debe incluir pruebas en la formulación completa bajo condiciones definidas de envejecimiento y medición. Los procedimientos API, ISO o del cliente aplicables pueden proporcionar una base consistente para comparar resultados (Darley & Gray, 1988; American Petroleum Institute, 2019; International Organization for Standardization, 2008).
Evidencia de desempeño y sus límites
La patente citada en este artículo describe una resina fenólica sulfonada modificada de formulación específica para uso como fluido de perforación (Zhang et al., 2017). No establece el rendimiento de la resina fenólica genérica, de otra formulación de resina fenólica sulfonada ni de ningún grado comercial no probado.
El comportamiento detallado de un aditivo candidato depende de su química y de la formulación completa del lodo. Por lo tanto, su rendimiento debe evaluarse utilizando condiciones de prueba definidas y fluidos base representativos.
Las evaluaciones relevantes pueden incluir:
- Volumen de filtrado bajo las condiciones de prueba seleccionadas.
- Propiedades reológicas antes y después del envejecimiento.
- Espesor y condición observables del revoque
- Comportamiento en agua dulce, agua de mar o salmuera prevista
- Respuesta a concentraciones relevantes de sal e iones divalentes.
- Compatibilidad con el paquete completo de aditivos
- Estabilidad del producto bajo las condiciones de envejecimiento propuestas.
Las observaciones del revoque deben informarse por separado del volumen de filtrado medido. Una torta de filtración más delgada no debe describirse automáticamente como menos permeable a menos que la permeabilidad se haya evaluado utilizando un método apropiado.
Parámetros de calificación y prueba
Para compradores que evalúanresina fenólica para aplicaciones en yacimientos petrolíferos, la identidad química y la función prevista del producto deben confirmarse antes de asumir el rendimiento del fluido de perforación. Antes de evaluar una resina fenólica sulfonada modificada para una aplicación de fluido de perforación a base de agua, los equipos de adquisiciones e ingeniería deben confirmar la siguiente información.
Identidad química
Confirme el tipo de químico declarado y determine si el producto está diseñado específicamente para uso como fluido de perforación.
Formulario de producto
Identifique si el producto se suministra como polvo, solución, dispersión u otra forma relevante para la manipulación y formulación.
Solubilidad o dispersabilidad
Evalúe el comportamiento del producto en la fase acuosa prevista en lugar de asumir la compatibilidad por el nombre del producto.
Contenido activo o sólidos
Confirmar la especificación de suministro aplicable y la base utilizada para calcular los niveles de tratamiento.
Condiciones de envejecimiento y prueba.
Defina la temperatura de envejecimiento, la duración del envejecimiento, el procedimiento estático o dinámico y la temperatura de prueba posterior. La temperatura de envejecimiento en el laboratorio no debe tratarse automáticamente como equivalente a la temperatura estática o de circulación del fondo del pozo.
Respuesta reológica
Mida las propiedades reológicas relevantes antes y después del envejecimiento en la formulación completa.
Rendimiento de filtración
Realice pruebas de filtración utilizando la API, ISO o el procedimiento del cliente correspondiente. Se deben identificar claramente el método seleccionado, la temperatura, el diferencial de presión, la duración de la prueba y la base de presentación de informes.
Condiciones de sal y iones divalentes.
Evaluar el producto candidato en el sistema previsto de agua dulce, agua de mar o salmuera y en condiciones de contaminación relevantes.
Compatibilidad del sistema
Pruebe el producto con las arcillas, materiales de peso, polímeros, sales y otros aditivos reales que se esperan en la formulación completa.
Seguridad, almacenamiento y manipulación.
Revise la ficha de datos de seguridad del producto, los requisitos de almacenamiento, la información sobre la vida útil y las pautas de manipulación.
API RP 13B-1 e ISO 10414-1 proporcionan procedimientos para probar en campo fluidos de perforación a base de agua (American Petroleum Institute, 2019; International Organization for Standardization, 2008). Estos estándares respaldan pruebas e informes consistentes; no establecen el desempeño de un aditivo en particular ni garantizan su idoneidad para un pozo específico.
Limitaciones
Una designación genérica de resina fenólica no establece que un grado sea soluble en agua, dispersable en agua o destinado para uso directo en un fluido de perforación a base de agua.
La resistencia térmica de un polímero en bruto no establece su desempeño dentro de una formulación de lodo compleja. La respuesta de temperatura debe evaluarse bajo condiciones de prueba y envejecimiento definidas.
Un aditivo para el control de pérdidas de fluidos no resuelve de forma independiente la inestabilidad estructural del pozo, la pérdida de circulación, la reactividad del esquisto o el desempeño inadecuado de la suspensión.
Los resultados informados para una formulación patentada no se pueden transferir a otro producto sin las pruebas adecuadas. La calificación del producto debe basarse en la formulación real, el nivel de tratamiento, la composición del fluido y las condiciones operativas previstas.
Conclusión
La patente citada documenta una formulación específica de resina fenólica sulfonada modificada desarrollada para el control de la pérdida de fluido en un fluido de perforación a base de agua a alta temperatura (Zhang et al., 2017). Esta evidencia no establece el desempeño de la resina fenólica genérica ni de cada producto de resina fenólica sulfonada modificada.
La idoneidad de un producto debe determinarse a partir de su identidad exacta, documentación técnica y desempeño en la formulación completa del fluido de perforación. El comportamiento de pérdida de fluido, la reología, la respuesta de sales y iones divalentes y la compatibilidad de los aditivos deben evaluarse utilizando condiciones de prueba definidas y representativas.
CTA profesional
Cuando se habla de una resina fenólica sulfonada modificada para una aplicación de fluido de perforación a base de agua, proporcione la siguiente información:
- Tipo de lodo base
- Identidad exacta del producto y forma del producto.
- Composición de agua dulce, agua de mar o salmuera.
- Temperaturas de prueba y envejecimiento objetivo
- Procedimiento de envejecimiento y duración.
- Densidad de lodo y carga de sólidos.
- Rendimiento de filtración objetivo
- Requisitos reológicos
- Condiciones de sal y iones divalentes.
- Paquete completo de aditivos
- API, ISO o método de prueba del cliente aplicable
Esta información proporciona una base para discutir la identidad del producto, la compatibilidad de la formulación y los requisitos de calificación. No reemplaza las pruebas del sistema completo de fluido de perforación en condiciones representativas.
Referencias
- Instituto Americano del Petróleo. (2019). Práctica recomendada para pruebas de campo de fluidos de perforación a base de agua (API RP 13B-1, 5ª ed.). Washington, DC: Instituto Americano del Petróleo.
- Darley, HCH y Gray, GR (1988). Composición y propiedades de los fluidos de perforación y terminación (5ª ed.). Compañía Editorial del Golfo.
- Organización Internacional de Normalización. (2008). Industrias del petróleo y del gas natural. Pruebas de campo de fluidos de perforación. Parte 1: Fluidos a base de agua (ISO 10414-1:2008). Ginebra: Organización Internacional de Normalización.
- Pilato, L. (Ed.). (2010). Resinas fenólicas: Un siglo de progreso. Springer Berlín Heidelberg.https://doi.org/10.1007/978-3-642-04714-5
- Zhang, Yong, Wang, Biao, Liu, Xiaodong, Liu, Jianjun, Ma, Yongle, Zhu, Hongwei y Ma, Xueqin. (2017). Método de preparación de resina de fenol-formaldehído sulfonado modificado resistente a altas temperaturas para fluidos de perforación] (Patente china n.° CN104788634B). Tianjin Zhongyou Boxeo Ingeniería Tecnología Co., Ltd.