TEMA 8 8. Fluidos de perforacin (F.P.) 8.1. Introduccin

Nuestra industria petrolera PEMEX, no tan solo tiene en sus operaciones de aplicar programas preventivos, la preocupacin en materia de seguridad y proteccin ambiental, sino, lograr tambin en sus estudios de ingeniera la localizacin y exploracin de yacimientos petroleros rentables; quedando en manos de la rama operativa de que los pozos se perforen con xito. Uno de los principales elementos esenciales en la perforacin de un pozo, es el fluido de perforacin, llamado de esta forma, por que en la actualidad se manejan diferentes tipos de fluidos y en donde se requiere conocimientos de ingenieria, tcnicos y experiencia y, su nombre de la perforacin. Lodo de perforacin fue tomado por su naturaleza al inicio de llevar el control de un F.P., es condicin necesario que la persona conozca las funciones que debe desempear el F.P. y los parmetros para su control, para lograr de esta forma la eliminacin o disminucin de problemas en el pozo y obtener el objetivo final. Es importante conocer el concepto de una de las disciplinas que se aplican en el estudio de los fluidos, para poder interpretar algunos de los parmetros que trataremos mas adelante y, es sobre Reologa. El Larousse de ciencias y tcnicas la define como: La Reologa es parte de la fsica que trata de la viscosidad, la plasticidad, la elasticidad y, en general, del flujo de la materia. Otro autor nos dice, que la reologa fundamentalmente utiliza un mtodo de anlisis de las propiedades mecnicas basndose en determinados modelos idealizados cuyo comportamiento s describe por un nmero reducido de parmetros y en las cosas ms simples, por un solo parmetro, y la define como: La reologa es la ciencia que formula las reglas y las leyes del anlisis generalizado del comportamiento mecnico de los cuerpos semejantes a slidos y lquidos Con base en lo anterior, los sistemas dispersos, se reflejan en un amplio juego de los posibles valores de tres parmetros reolgicos fundamentales: El modelo de elasticidad de cizallamiento ( del modulo Young E), de la viscosidad y de la tensin limite de cizallamiento (limite de fluencia). Todo esto explica el porqu cuando mencionamos en nuestro F.P. las propiedades reologitas, proporcionamos los valores de la viscosidad plstica y el punto de cadencia.

8.2

Tipos, caractersticas, componentes y usos de los fluidos de perforacin

8.2.1. Tipos de fluidos.- Sabiendo que nuestro fluido es un sistema disperso, de acuerdo a la fase continua dispersa, los F.P. se clasifican considerando esta fase liquida en: F.P. base-agua: Bentonitico Bentonitico polimrico Disperso no inhibidos Inhibido no disperso Disperso inhibido Emulsionados (Emulsin directa)

8.2.2 Caractersticas componentes y usos de los fluidos de perforacin. A continuacin se expondr en forma de resumen estos elementos de un fluido de perforacin base- agua y base- aceite. F.P. base- agua Tipo de F.P. Bentontico Caractersticas No se aplican dispersantes qumicos. Encuentran su propia conclusin de equilibrio en el sistema de una forma natural. Se trabaja con bajo contenido de calcio menor de 200 ppm, se controla con carbonato de calcio. No se utilizan iones de inhibicin, ya que los dispersantes van a actuar sobre los slidos perforados. No utilizan bentonita sdica. Ampliamente utilizados en el mando. Es un sistema con buena tolerancia a los contaminantes ms comunes y a grandes contenidos de slidos. Con Surfactantes son excelentes para perforar pozos de altas Componentes Agua dulce y arcilla comercial, bentonita. Se incorporan arcillas de la formacin. Uso Al inicio de la perforacin.

Bentontico Polimrico.

Agua fresca o agua salada y polmeros.

Para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla.

Disperso no Inhibido.

Dispersantes qumicos para desflocular a la bentonita sdica.

Trabajar un bajo contenido de slidos.

Disperso no inhibido.

Polmeros: Goma de Santana y lo Guar, celulosas, etc. Lubricantes de presin extrema.

Eliminacin de recortes arcillosos casi ntegros y contenidos de arcillas bajo (MBT).

temperaturas. Disperso inhibido Utiliza Ios dispersantes qumicos para desflocular la bentonita sdica. Los dispersantes actan sobre los recortes de la formacin, maximizando su dispersin. Se tiene dos fases lquidas agua (continua) aceite (dispersa) la emulsin es de 5 a 10% en volumen del F.P. Propiedades adecuadas para perforar calizas y dolomas. (Temperatura y PH) bajas densidades. Se obtiene densidades mas bajas que en los F.P. de baja densidademulsin directa hasta 0.4 gr./cm3. La face dispersa esta formada por pequeas partculas de agua salada. Produce el fenmeno de osmosis en el pozo. Iones de inhibicin. Dispersantes (lignosulfonatos y logritos o defloculantes polimricos). Alta dispersin de la bentonita y de los slidos arcillosos de la formacin. Estabilidad de las arcillas en especial cuando son arenosas. Mejorar el avance de la perforacin y aumento en la vida de la barrena. Reducir embolamiento de la barrena. Perforar zonas o formaciones depresionadas.

Emulsionados (directa)

La fase dispersa puede ser diesel o crudo. Emulsificantes.

De baja densidad, emulsin directa

Emulsificantes y polmeros en caso necesario, uso de una base dbil (etanolamina). Nitrgeno, tensoctivos, inhibidores. De hidratacin de antioxidantes y alcalizantes.

Ultraligeros

Perforar formaciones depresionadas.

F.P base- aceite Emulsin inversa.

Aceite, diesel, agua salada salmuera y emulsificantes.

Perforar arcillas altamente hidroflicas y pozos con altas temperaturas.

Emulsin relajado

inversa Se ocasionan altos enjarres frente formaciones arenosas altamente permeables.

Aceite, diesel y agua salada.

100% aceite

Menos sensible a las contaminaciones.

Aceites 100% y controladores de filtrado las faltas oxidadas y la gilsonita arcillas organoflicas.

Para perforar zonas de rocas duras o carbonatadas del cretcico superiora perforacin profunda donde no se encuentran formaciones altamente permeables. Problemas extremos de flujo de agua, domos salinos profundos. Perforacin menos dao en la formacin.

8.3 Funciones de los fluidos de perforacin.- nuestro F.P es uno de las partes principales en las operaciones de perforacin del pozo, siendo una parte vital para el logro de los objetivos programados, todo esto debido a las efectivas funciones que desempean. Es de suma importancia saber que todas las formaciones que a continuacin expondremos se encuentran relacionadas con las propiedades fsico- qumica del F.P., por lo que importante llevar el mejor control del mismo. Para que esas propiedades cumplan en forma eficiente su funcin. Funciones 1. transportar los recortes de la formacin del fondo a la superficie. 2. controlar presiones en el pozo (brotes y derrumbes). 3. suspender los recortes y material densificante. 4. enfriar y lubricar la sarta de perforacin y la barrena. 5. proteger la formacin productora. 6. transmitir la potencia hidrulica a la barrena. 7. disminuir parte del peso de la sarta de perforacin por efecto de flotacin. 8. disminuir la corrosin en el sistema de circulacin. 9. suspender recortes cuando se interrumpe la circulacin. 10. obtener informacin de las formaciones perforadas. 8.4 Propiedades y anlisis fsico-qumica de los fluidos de perforacin. 8.4.1 Introduccin

El proceso de dispersin de los slidos es uno de los mas difundidos y de gran escala en la tcnica moderna incluyendo la tcnica de gran importancia, la emulsificacin. En el cual se tienen muchas propiedades de las mecnicas, sistemas dispersos tales como: fsicos, qumicos, cinticos- moleculares, etc. En nuestro tema trataremos en forma tcnico- prctico las propiedades fsico- qumico que tiene nuestro fluido de perforacin. El papel que representan las propiedades fsico qumica en nuestro de fluido, es el de cumplir con las funciones principales en la estabilidad y operaciones en el pozo y mantener estable el sistema (F.P.) bajo un control de los parmetros fsico- qumico. A continuacin describiremos el concepto de las propiedades fsico- qumica, as mismo, como el instrumento de medida. La funcin de cada una fueron tratados en temas anteriores. En algunos casos proporcionamos las unidades en el sistema ingles. 8.4.2 Densidad.- la podemos representar como el peso por unidad de volumen. Sus unidades principales son: gr/cm3 y lb/gal. El instrumento de medida es la balanza Barcid (Fig. 8.1). 8.4.3 Propiedades tecnolgicas (anlisis e interpretacin) para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el numero de segundos requeridos para que 1000 ml. De lodo pasen a travs de un tubo de 3/16pulg. De dimetro, colocado a continuacin de un embudo de 12 pulg. De largo con capacidad de 1500 ml. (Fig. 8.2). el valor resultante es el indicador cualitativo de la viscosidad del lodo. Se obtiene una mejor medicin de las caractersticas reolgicas mediante el empleo de un viscosmetro electrnico rotatorio de lectura directa de cilindros concntricos. La unidad estndar de campo es el viscosmetro FANN (Fig. 8.3). el viscosmetro provee dos lecturas que se convierten fcilmente en los dos parmetros reolgicos: Viscosidad plstica y punto de cedencia. Para la viscosidad plstica se utiliza el centipoise. Este es la resistencia al flujo de lodo causado principalmente por la friccin de las partculas suspendidas, y tambin por la viscosidad de la face fluida. La viscosidad plstica es afectada por la concentracin, tamao y forma de las partculas slidas suspendidas en el lodo. Para el punto de cedencia se usan comunidades de libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedencia es la parte de la resistencia al flujo, causadas por la fuerza de traccin entre partculas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las fuerzas elctricas sobre la superficie de las partculas dispersas en el lodo. El anlisis para estas propiedades en un F.P. base- agua es igual para un F.P. baseaceite de emulsin inversa con acepcin que a igual densidad el F.P. base- aceite tiene mayor viscosidad por su face lquida (aceite). FIGURA 8.3

Anlisis 1. tomar una muestra del fluido de perforacin (F.P). 2. agregar el F.P. al vaso del viscosmetro hasta la marca interior del mismo. 3. colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro. 4. operar el viscosmetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 5. cambiar la velocidad del viscosmetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada. 6. aplicar las siguientes formulas. Vp=Lec600-Lec300 Yp=Lec300-Vp Va=Lec600/2

Donde Vp= viscosidad plstica, en centipois (cps). Lec600= lectura de 600 r.p.m. en el viscosmetro. Lec300= lectura de 300 r.p.m. en el viscosmetro. Yp= punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2. Va= viscosidad aparente, en cps. 7. lavar y limpiar el equipo para dejarlo preparado en un prximo anlisis. 8.4.4 Slidos y lquidos. Para comprender ms el presente concepto y anlisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforacin. Fase Liquida: Base-agua Fase Slida: Fase Qumica: Agua principalmente, aceite cuando se Emulsiona (Emulsin Directa). Material densificante y viscosificante (Barita y bentonita) Productos qumicos Fase continua: Aceite. Fase Discontinua o Dispersa: agua salada

Fase Liquida Base-aceite Emulsin Inversa

Fase Slida: Material desinfectante (Barita)

Fase Qumica: Emulsificantes. Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase slida se refiere a los slidos deseables que son propiamente los que tienen nuestro fluido de perforacin para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los slidos ajenos a estos, llamados slidos indeseables se deben de eliminar. El anlisis fsico que nos proporciona dicha informacin para tomar una decisin, es por medio de la retorta que se compone de (Fig.8.4): Cmara de calentamiento Condensador Recipiente del F.P. (muestra de 10 cm3 de F.P.) Lana de acero Probeta graduada. (10 cm3 ) Esptula Solucin de agente humectante Cepillos limpia pipetas Automtico para e corte de la corriente (110V) a los 15 minutos Grasa metlica (para alta temperatura)

FIGURA 8.4 Anlisis 1. Tome el recipiente de la muestra del F.P. y confirme que se encuentra limpio y seco. 2. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador. 3. Llene en recipiente de la muestra con el F.P., coloque la tapa y deje que salga el exceso del F.P. por el orificio central de la tapa. 4. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metlica en la rosca. 5. Enrosque el recipiente en el cilindro metlico. 6. Coloque el cilindro metlico en la cmara de calentamiento. 7. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. 8. Conecte la retorta 9. Al terminar la destilacin, retire la probeta del condensador. 10. Tome la lecturas de los cm3 de lquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de slidos. 11. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible.

8.4.5 Gelatinocidad.- Es la tendencia del fluido a formar gel en estado de repos. Para su anlisis se hace uso del viscosmetro FANN, con lectura de 3 r.p.m. o. Mientras mayor sea el tiempo de reposo la gel aumenta, siendo mayor el esfuerzo para regresarlo al estado liquido. Tambin se como una propiedad tixotropicaen un tiempo de cero (10 seg.) minuto y 10 minutos y se reporta en lb/1002. Las altas gelatinocidades se logran en los F.P. base-agua, donde deben de tomarse las medidas preventivas para evitar un problema en el pozo. 8.4.6 Filtrado y enjarre.- La filtracin en el pozo es el paso del fluido o perdida a travs de las formaciones permeables. El paso del liquido deposita slidos en la pared del agujero, creando una pelcula llamada enjarre y al liquido filtrado.el filtrado esta en funcin de la permeabilidad de la formacin, presin diferencial y las caractersticas del fluido de perforacin. Para realizar el anlisis de un filtrado en un F.P. base-agua se utiliza el filtro prensa API de baja presin y en un F.P. base-aceite el de alta presin ( Fig. 8.5 y Fig. .8.6). 8.4.7 Potencial Hidrogeno (pH).- Nos proporciona la alcalinidad o acidez de un fluido, de acuerdo ala siguiente escala.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

acidez

alcalinidad neutro

El uso de esta propiedad en nuestro F.P.,es trabajar con un pH arriba de 7 para: Evitar o disminuir la corrosin en el sistema de circulacin. Apoyo en la dispersin de la bentonita. Hacer ma efectivo el uso de algunos productos qumicos. Soportar mayor concentracin de algunas contaminaciones. Su determinacin se puede realizar instrumento y con El papel phyelryom (Fig. 8.7). 8.4.8 Alcalinidad.- La determinacin de la alcalinidad nos ayuda a identificar y monitorizar la contaminacin del F.P. con gases de dixido de carbono (CO2), carbohidratos y bicarbonatos. 8.4.9 Cloruros.- Este anlisis en el F.P. nos determina la contaminacin de agua salada, provocando al inestabilidad en el fluido. 8.4.10 Contenido de Arena.- Cuando se perforan formaciones arenosas o arenas, es necesario llevar el control de arenas para eliminarlas, por los grandes problemas que ocasiona en el

sistema de circulacin. Para medir esta concentracin, se realiza el anlisis del contenido de arenas en el F.P. (Fig.8.8) Condiciones de Prueba Presin 100 psi. Tiempo 30 minutos. 7.5 pulg2 papel Whatman n 50. Temperatura ambiente. Reporte, filtrado en cm3,enjarre en mm.

Fig. 8.5.- Filtro Prensa API (baja presin) Condiciones de prueba Este es uno de varios tipos de unidades. Bueno para (148.88C) Para temperaturas mas altas, se debe usar otro tipo de unidad, y presiones mas altas (arriba y abajo). (La presin diferencial debe seguir siendo 500psi) FATAP=Filtrado - Alta Temperatura Alta presin.

Fig.8.6.- Filtro Prensa API (Alta Presin) pH MEDIDOR ( Mtodo Preferido) TIRAS (Phydryom) (Rango General)

Fig.8.7.- Determinacin del pH

Fig.8.8.- Equipo para medir el contenido de arena.

8.5 Tipos y usos de materiales qumicos para los fluidos de perforacin. Los productos qumicos utilizados en los fluidos de perforacin es numeroso. Se clasifican con base en su composicin y adecuado. Uso e conveniente que antes de usar un producto qumico se tenga informacin de su hoja de datos de seguridad y que el personal use su equipo de proteccin.

Materiales Qumicos Comunes Producto Sulfato de bario (BaSO4) Oxido de Fierro ( Fe2O3) Nombre Comercial Barita (Densidad Medio -4.25 gr/cm3) FE2 O BAP2 Funcin pro. Densificante

Densificante ( soluble Hasta un acido clorhdrico) Carbonato de Calcio Carbonato de Calcio Densificante( No daa la (CaCO3) formacin productora). Preparacin de Salmuera hasta 1.75gr/cm3 Cloruro de sodio ( NaCL) Cloruro de sodio Preparacin de salmuera hasta 1.19 gr/cm3 Cloruro de Calcio ( CaCl2) Cloruro de calcio Preparacin de salmuera hasta 1.39 gr/cm3 Bromuro de Calcio Bromuro de Calcio Preparacin de Salmuera hasta 1.70 gr/cm3 Sales Formiato (Cesio, Formiatos Preparacin de potasio, Sodio) salmueras hasta 2.3 gr/cm3 Montmorillonita Sodica Bentonita Viscosificante gelatenosidad y control de filtrado cidos Grasos Drilex, perfoil 1 Emulsificante para F.P. invermul, etc. de emulsin inversa Detergentes(Surfactantes Lubrisesa, QT50, ) drilling detergente, prodet plus,etc.

8.6 Problemas y tratamiento en el fluido de perforacin base Agua y base aceite emulsin inversa. 8.6.1 Fluidos de Perforacin Base Agua: Problema Yeso anhidrita Sntoma Alta viscosidad y gelatinosidad, y aumento de filtrado Calcio y sulfato en el filtrado Correctivo Tratar previamente si se rata de pequeas cantidades, o remover qumicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema. 1. Disminucin en la Aadir diesel para velocidad de emulsionar el lodo. penetracin. Succin en los Controlar la viajes. Barrenas en viscosidad y el gel. unas condiciones, Mejorar la con poco hidrulica. desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta. 2. Disminucin de la Disminuir el vida til de la contenido de arena barrena y desgaste con dilucin excesivo de la agregando agua. parte hidrulica de Usar el la bomba de lodo. desarenados para mantener el contenido mnimo de arena. 3. Enjarre esponjoso, Si el sistema blando y muy contiene suficiente grueso. aditivo de control de filtrado, aadir arillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de

Embolamiento Barrena

de

la

Abrasin

Alta Perdida de filtrado

Perdidas de Circulacin

4. Disminucin del volumen en las presas. Perdida completa del retorno de lodo.

Lodo inestable

5. La barita se separa por sedimentacin y precipitacin.

Alta viscosidad

6. Elevada viscosidad Marsh y plstica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de slidos.

Alta viscosidad

Elevada viscosidad en el embudo y plstica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de slidos.

azul de metileno) Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulacin. Aadir material de prdida e circulacin. Colocar tapn de diesel-bentonita o diesel-bentonitacemento. Aumentar al viscosidad por adicin de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades. Poner a funcionar el sistema de eliminacin de slidos. Se requiere dilucin con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad. Poner a funcionar el sistema de eliminacin de slidos, se requiere dilucin con agua.

FALTA

8.8 Perdidas de circulacin 8.8.1 Causas de las prdidas de circulacin Cuando se tiene una prdida de circulacin en el ------ , es decir, el flujo de perforacin del pozo a la formacin perforada, esta puede ser parcial o total. En la prdida parcial se tiene circulacin y disminucin del nivel del F.P. en las presas y la prdida total no se nivel del F.P. en las presas y la prdida total no se tiene circulacin retorno del F.P. Las causas de las prdidas de circulacin, se pueden clasificar por: a) origen natural y geolgica: Formaciones fracturadas.- se presentan generalmente en cualquier formacin. Formaciones permeables.- ocurren generalmente en gravas, arenas altamente permeables, formaciones poco consolidadas, etc. Cavernas.- Generalmente se presentan en calizas y son totales. b) Mecnicas o inducidas Perforar con F.P. de alta densidad y Teologa. Pintonear el pozo, al meter tubera en forma rpida. Falla de proteccin con T.R. en formaciones sensibles. Manejo inadecuado del inicio a circular un F.P. con alta gelatinosidad. 8.8.2 Tipos y materiales para el control de prdidas. El material de prdida de circulacin agregado al F.P, afecta a sus propiedades, sin embargo por necesidad se tiene que agregar, estas se pueden clasificar en: Fibrosos: Borra, aserrn, bagazo de cao, asbesto, etc. Laminada: Papel celofn, viruta, etc. Granular: Se divide es fino, medio y grueso. El material puede ser: Cscara de nuez molida, plstico, caliza molida, etc. Lo ms recomendable cuando se utilizan las materiales de prdida de circulacin es combinarlos entre si para que surtan mayor efecto. Asimismo, usar barrenas sin toberas, circular a bajo y evitar el paso del F.P., por la temblorina ----- vibradora. La concentracin del material y tipo, es en funcin de las fracturas (Fig. 8. 16)

Fig. 8.16 Nota. Tomarla del manual de fluidos, Pg. 177 Figura 8.1 Fig. 8.14 Gua para seleccionar tamao y tipo de ------8.8.3 Tapones Diesel- Bentonita y de sal para perdidas de circulacin. Un tapn, se puede considerar como u volumen de lechada con propiedades de capacidad de obturar formaciones donde se presentan las perdidas de circulacin, desplazado por F.P. o agua. Entre los tipos de tapones se pueden tener: Tapn Diesel-Bentonita (DB) Tapn de cemento (TXC) Tapn de Barita (Fig. 8. 17) Tapn de cemento-Bentonita (CB) Tapn de cemento- Gilsenita Tapn de Barita (Brote asociadas con prdidas) Tapn de sal (Fig. 8 .18) A causa de este nmero de tapones, trataremos dos de ellos, siendo los ms comunes y teniendo en cuenta que las operaciones son similares y los componentes de cada uno es de acuerdo al tipo de tapn. Tapn Diesel-Bentonita (DB) Esta considerado como temporal y generalmente es aplicado para obturar prdidas de circulacin de tipo natural o geolgica y otras en donde se requiera. Al mezclar la Bentonita con el Diesel, esta queda en suspensin, mientras exista agitacin, en el momento de colocarlo y dejarlo en reposo a la profundidad deseada, la Bentonita se precipita y al hacer contacto con el agua presente, se hidrata y se hincha. Actividades en la colocacin de un tapn DB 1) Perforacin del tapn.- se requiere tener conocimiento de la severidad de la perdida, la densidad del tapn, dimetro del agujero y espacio aproximado de la zona por cubrir, para calcular el volumen de la lechada. Si la perdida es severa, se considera un volumen adicional, de 100 a 200% del volumen por cubrir, para la concentracin de bentonita se puede aplicar en forma practica la siguiente tabla: Concentracin: Sacos (Bentonita)/m3 (Diesel) 10/1 12/1 14/1 16/1 18/1 20/1 22/1 Volumen de Lechada m3 1.200 1.240 1.280 1.320 1.360 1.400 1.440 Densidad gr/cm3 1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.31 1.35 de lechada

24/1 26/1

1.480 1.520

1.38 1.41

Total de sacos (Bentonita) = (concentracin tabla) x vol. Total lechada m3) (vol. De la lechada-Tabla) El equipo necesario.- Para esta operacin, se recomienda disponer de la unidad de alta presin y una mezcladora para preparar la lechada y, la instalacin tpica del equipo (Fig. 8. 19) es la inyeccin por la tubera y espacio anular por el carrete de control, suministro del F. P. y Diesel. En esta operacin debe considerarse el gradiente de presin de fractura.

2) Recomendaciones durante las operaciones.- se requiere que se consulte y aplique el procedimiento para la colocacin de tapones. A continuacin expandimos algunas recomendaciones complementarias, a saber: 1. Tener la informacin para el clculo del tapn y desplazamiento. 2. Limpiar la mezcladora, cerrar lneas de agua, desplazar con diesel las lneas de succin y descarga en el interior de las bombas de la unidad de alta, todo esto para evitar contacto de la bentonita con el agua antes de tiempo. 3. Instalar un tubo difusor, para que el flujo del tapn sea en forma radial. 4. colocar la tubera de perforacin aproximadamente 15m arriba de la zona prdida. 5. La velocidad de desplazamiento de 4 a 10 bl/min mayor y en caso de inyeccin gustos bajos de bl/min. Por intervalos. 6. separar el tapn con baches de 80 a 150m de tubera, es conveniente que el primer bache sea mayor que el segundo de acuerdo a la capacidad del agujero. 7. Si en la inyeccin, la presin en el espacio anular empieza a manifestarse, desminuya la velocidad en esta parte, en caso contrario aumentar la velocidad. 8. En caso de algn problema y es conveniente levantar la tubera, suspenda la operacin para levantarla arriba de la cima terica y continuar la operacin. 9. Inyecte el volumen total de lechada, observando las presiones por espacio anular y tubera. 10. Al terminar la operacin, verifique con bomba que no est tapada. 3) Calculo de un tapn y volumen de desplazamiento colocar un tapn de diesel-bentonita en un agujero de 12 a una profundidad de 2800.0 m, de una longitud aproximada de 100.0 m con densidad de 1.38 gt/cm3 T.P. -5, 19.5) b/pic, D.I. -4.276, capacidad -9.26 lt/m capacidad de agujero -72.965 lt/m Operaciones: Volumen total de la lechada 72.965 lt/m x 100m = 7,295 lt= 7.2965m3 (perdida no severa)

Nro. De sacos de bentonita= 24 x 7.2965 =118 sacos 1.48 Volumen de diesel: se requiere 1m3 de diesel por cada 24 sacos de bentonita, por lo tanto para 118 sacos: 118 sacos = 4.916 m3 de diesel 24 sacos/m3 Desplazamiento.-Cada buche separador de 80m, es:9.26 lt/mx80 m = 741.0 lt Volumen total del tapn: 741.0 + 7,297.0 + 741.0 = 8, 779.027 Volumen para desplazar, un Lts y Bls: Volumen en tubera -9.26 Lt/m x 2800.0 m = 25, 928.0 Lt 25,298.0 8,779.0=17, 149.0 lt = 107.8 bl= 108 bl Volumen para desplazar ----- de la tubera La lechada: 17, 149.0 lts 108 bl. Actividades en la colocacin de un tapn de sal 1) Preparacin del tapn y equipo. Su aplicacin puede sen en formaciones muy permeables y en yacimientos depresionados, en conde se pierde la capacidad de ostentacin de la columna de fluido y teniendo mnimo el gradiente de presin de fractura. (Densidad menor de 0.84 gr/cm3). En pozos depresionados se han utilizado con ---- resultados, el sistema fluido de baja densidad sal granular para obturar temporalmente los intervalos expuestos. Se mezcla el fluido de baja densidad (0.84 0.86 gr/cm3) de mas de 600 seg. De viscosidad Marsh (vehiculo transportador) con sal granular (agente obturante) en relacin de 1 a 3 sacos de sal por barril de fluido. La sal granular no se disuelve por la fase liquida que es diesel, esto no afecta la estabilidad del fluido y los daos a la formacin productora es mnima. El tapn se puede remover fcilmente circulando agua ---- a travs de tubera flexible. El fluido debe preparase con una relacin aceite/agua de 80/20. A pesar de la alta teologa del fluido, es bombeable, y evita que la sal se precipite y tapar la tubera. Dependiendo del dimetro interior de la tubera en uso, magnitud de la prdida y de la longitud del intervalo a obturar, se prepara el tapn. En tubera de D.I de 3 o mayor se recomienda una concentracin de 3 sacos/bl y en dimetro menores de 1 2 sacos/bl. El equipo requerido es la unidad de alta presin, ----. En caso de utilizar el embudo de mezclado de la unidad de alta presin (UAP), se hace pasar el fluido de las cajas de la UAP a travs del embudo, la sal se agrega directamente al embudo, descargando en la caja de mezclado de la misma para bombear hacia el pozo (Fig. 8.20). 2) clculos y recomendaciones en la aplicacin del recirculador: a) calculo del volumen del intervalo a obturar P1= base del intervalo, en m P2= cima del intervalo, en m P= longitud del intervalo, en m P= P1-P2 V= volumen del intervalo, en lt D i = dimetro interior de T.R o agujero descubierto, en pg. V= 0.5067xDi2xP

b) calculo del numero de sacos de sal. Peso (Kg) Vsal= Densidad (gr/cm3 ) 1 saco de sal de 50kg, de densidad 2.18 gr/ cm3 (pronceli), ocupa un volumen de: 50 Vsa= = lt/saco 2.18 V Nro. De sacos de sal= Vs (lts/saco) c) volumen del fluido de transporte. Nro. De sacos Volumen de transporte (bl)= Concentracin (sacos/bl) d) volumen para desplazar el tapn. El volumen se calcula hasta la base del tapn de sal. Vd= 0.5067x(D.I.)2xH1 D.I:= dimetro interior de la tubera en uso, en pg. e) recomendaciones operativas utilizando recirculador (Fig. 8.20). 1) el recirculador debe de tener agitadores y bomba centrfuga, para reciclar y alimentar la mezcla, de fluido- sal granular, a la unidad de bombeo de alta presin, la cuales se instalan en serie. 2) Colocar en la caja del recirculador el volumen calculando de fluido de transporte, pudindose hacer en varias etapas. 3) Agregar uno a uno los sacos de sal calculados, bombear la mezcla del recirculador a la bomba de la UAP y de esta al pozo a un gasto de 2 a 3 bl/min. Bombear en forma continua. 4) Bombeada la mezcla, se bombea el fluido desplazador y observar continuamente la presin de bombeo. Se puede suspender el bombeo o disminuir el gasto a 14bl/min, cuando la mezcla ha salido de la tubera. 5) Dejar que por gravedad se acomode la sal, si se suspende el bombeo, mas o menos 30 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el volumen desplazador faltante. 6) Realizar las observaciones de incremento de presin, cuando la sal obtura la zona de perdida, se pueden presentar los siguientes casos: a) si la presin se incrementa y posteriormente se abate, suspenda el bombeo unos 15 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el fluido desplazador.

b) Si se incrementa la presin y no existe abatimiento, represione a un mximo de acuerdo a su gradiente de presin de fractura o presin mxima permisible en la superficie. FIGURA 8.20 TECNICA PARA COLOCACIN DE TAPON DE SAL

8.8 Operaciones para desplazamiento de fluido por cambio de base. El desplazamiento de fluido de perforacin o de control por agua dulce y/o por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remocin del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberas, as como la eliminacin de los slidos en suspensin presentes en el interior del pozo, sean estos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con caractersticas fsico- qumicas, que permitan la desintegracin de los contaminantes y asegurar su total dispersin y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. Condiciones de temperatura y presin del pozo.- la temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforacin o de control dentro del pozo, aunque este ser desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afecta a los fluidos diseados para circularse dentro del pozo. La presin puede incidir drsticamente el equilibrio de presiones, que debe mantener en un desplazamiento de fluido. Diseo de las tuberas.- las tuberas tanto de produccin como de revestimiento, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo , as como tambin afectan a los regmenes de flujo. Dependiendo de las tuberas o accesorios que llevan estas ser diseado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de produccin anclados, se circula a travs de los orificios de la camisa y esto influir mas que si tuviramos una tubera franca, por lo que es necesario conocer previamente las tubera s a travs de las cuales se llevara a cabo el desplazamiento y disear el programa mas adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseadas en superficie.- si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia ser

severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- este es el factor mas primordial ya que dependiendo de las condiciones de este, ser la eficiencia del desplazamiento.

Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerado que mientras estas propiedades sean mayores existir una mayor diferencia de presin al ser desalojado y tambin una probable disminucin en el gasto programado. Efectividad del programa de desplazamiento.- desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseado. Productos qumicos.- se debe considerar el diseo de los espaciadores y lavadores qumicos especiales, ya que la mayora de los F.P: utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programacin para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F:P: o de control hacia la superficie sin contaminacin.

F.P. base- aguaTipo de F.P. Caractersticas No se aplican dispersantes qumicos. Encuentran su propia conclusin de equilibrio en el sistema de una forma natural. Se trabaja con bajo contenido de calcio menor de 200 ppm, se controla con carbonato de calcio. No se utilizan iones de inhibicin, ya que los dispersantes van a actuar sobre los slidos perforados. Componentes Agua dulce y arcilla comercial, bentonita. Se incorporan arcillas de la formacin. Agua fresca o agua salada y polmeros. Dispersantes qumicos para desflocular a la bentonita sdica. Uso

Bentontico

Al inicio de la perforacin.

Bentontico Polimrico.

Para perforar formaciones de bajo contenido de arcilla. Trabajar un bajo contenido de slidos.

Disperso no Inhibido.

Disperso no inhibido.

Disperso inhibido

Emulsionados (directa)

No utilizan bentonita sdica. Ampliamente utilizados en el mando. Es un sistema con buena tolerancia a los contaminantes ms comunes y a grandes contenidos de slidos. Con Surfactantes son excelentes para perforar pozos de altas temperaturas. Utiliza Ios dispersantes qumicos para desflocular la bentonita sdica. Los dispersantes actan sobre los recortes de la formacin, maximizando su dispersin. Se tiene dos fases lquidas agua (continua) aceite (dispersa) la emulsin es de 5 a 10% en volumen del F.P. Propiedades adecuadas para perforar calizas y dolomas. (Temperatura y PH) bajas densidades. Se obtiene densidades mas bajas que en los F.P. de baja densidad- emulsin directa hasta 0.4 gr./cm3.

Polmeros: Goma de Santana y lo Guar, celulosas, etc. Lubricantes de presin extrema.

Eliminacin de recortes arcillosos casi ntegros y contenidos de arcillas bajo (MBT).

Iones de inhibicin. Dispersantes (lignosulfonato s y logritos o defloculantes polimricos).

Alta dispersin de la bentonita y de los slidos arcillosos de la formacin. Estabilidad de las arcillas en especial cuando son arenosas. Mejorar el avance de la perforacin y aumento en la vida de la barrena. Reducir embolamiento de la barrena. Perforar zonas o formaciones depresionadas.

La fase dispersa puede ser diesel o crudo. Emulsificantes. Emulsificantes y polmeros en caso necesario, uso de una base dbil (etanolamina). Nitrgeno, tensoctivos, inhibidores. De hidratacin de antioxidantes y alcalizantes.

De baja densidad, emulsin directa

Ultraligeros

Perforar formaciones depresionadas.

F.P base- aceiteLa face dispersa esta formada por pequeas partculas de agua salada. Produce el fenmeno de osmosis en el pozo. Aceite diesel, agua salada salmuera y emulsificantes. Perforar arcillas altamente hidroflicas y pozos con altas temperaturas. Para perforar zonas de rocas duras o carbonatadas del cretcico superior perforacin profunda donde no se encuentren formaciones altamente permeables. Problemas extremos de flujo de agua, domos salinos profundos. Perforacin con menos dao en la formacin.

Emulsin inversa.

Emulsin inversa relajado

Se ocasionan altos enjarres frente formaciones arenosas altamente permeables.

Aceite, diesel y agua salada.

100% aceite

Menos sensible a las contaminaciones.

Aceites 100% y controladores de filtrado (as faltos oxidados y/o la gilsonita). Arcillas organoflicas.

8.3 Funciones de los fluidos de perforacin.- nuestro F.P es uno de las partes principales en las operaciones de perforacin del pozo, siendo una parte vital para el logro de los objetivos programados, todo esto debido a las efectivas funciones que desempean. Es de suma importancia saber que todas las formaciones que a continuacin expondremos se encuentran relacionadas con las propiedades fsico- qumica del F.P., por lo que importante llevar el mejor control del mismo. Para que esas propiedades cumplan en forma eficiente su funcin. Funciones 11. Transportar los recortes de la formacin del fondo a la superficie. 12. Controlar presiones en el pozo (brotes y derrumbes).

13. Suspender los recortes y material densificante. 14. Enfriar y lubricar la sarta de perforacin y la barrena. 15. Proteger la formacin productora. 16. Transmitir la potencia hidrulica a la barrena. 17. Disminuir parte del peso de la sarta de perforacin por efecto de flotacin. 18. Disminuir la corrosin en el sistema de circulacin. 19. Suspender recortes cuando se interrumpe la circulacin. 20. Obtener informacin de las formaciones perforadas. 8.4 Propiedades y anlisis fsico-qumica de los fluidos de perforacin. 8.4.1 Introduccin El proceso de dispersin de los slidos es uno de los ms difundidos y de gran escala en la tcnica moderna incluyendo la tcnica de gran importancia, la emulsificacin. En el cual se tienen muchas propiedades de las mecnicas, sistemas dispersos tales como: fsicos, qumicos, cinticos- moleculares, etc. En nuestro tema trataremos en forma tcnico- prctico las propiedades fsico- qumico que tiene nuestro fluido de perforacin. El papel que representan las propiedades fsico qumica en nuestro de fluido, es el de cumplir con las funciones principales en la estabilidad y operaciones en el pozo y mantener estable el sistema (F.P.) bajo un control de los parmetros fsico- qumico. A continuacin describiremos el concepto de las propiedades fsico- qumica, as mismo, como el instrumento de medida. La funcin de cada una fueron tratados en temas anteriores. En algunos casos proporcionamos las unidades en el sistema ingles. 8.4.2 Densidad.- la podemos representar como el peso por unidad de volumen. Sus unidades principales son: gr/cm3 y lb/gal. El instrumento de medida es la balanza Barcid (Fig. 8.1). 8.4.3 Propiedades tecnolgicas (anlisis e interpretacin) para las mediciones simples de viscosidad se emplea el embudo de Marsh. Este mide la velocidad de flujo en un tiempo medido. La viscosidad del embudo es el nmero de segundos requeridos para que 1000 ml. De lodo pasen a travs de un tubo de 3/16pulg. De dimetro, colocado a continuacin de un embudo de 12 pulg. De largo con capacidad de 1500 ml. (Fig. 8.2). el valor resultante es el indicador cualitativo de la viscosidad del lodo. Se obtiene una mejor medicin de las caractersticas reolgicas mediante el empleo de un viscosmetro electrnico rotatorio de lectura directa de cilindros concntricos. La unidad estndar de campo es el viscosmetro FANN (Fig. 8.3). El viscosmetro provee dos lecturas que se convierten fcilmente en los dos parmetros reolgicos: Viscosidad plstica y punto de cedencia. Para la viscosidad plstica se utiliza el centipoise. Este es la resistencia al flujo de lodo causado principalmente por la friccin de las partculas suspendidas, y tambin por la viscosidad de la face fluida. La viscosidad plstica es afectada por la concentracin, tamao y forma de las partculas slidas suspendidas en el lodo.

Para el punto de cedencia se usan comunidades de libra por 100 pies cuadrados. El punto de cedecia es la parte de la resistencia al flujo, causadas por la fuerza de traccin entre partculas. Estas fuerzas atractivas son a su vez causadas por las fuerzas elctricas sobre la superficie de las partculas dispersas en el lodo. El anlisis para estas propiedades en un F.P. base- agua es igual para un F.P. base- aceite de emulsin inversa con acepcin que a igual densidad el F.P. base- aceite tiene mayor viscosidad por su face lquida (aceite). FIGURA 8.3

Anlisis 7. tomar una muestra del fluido de perforacin (F.P). 8. agregar el F.P. al vaso del viscosmetro hasta la marca interior del mismo. 9. colocar el vaso en su base y subirlo hasta que el nivel del F.P. llegue a la marca del cilindro. 10. operar el viscosmetro a 600 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada que se observe en el dial. 11. cambiar la velocidad del viscosmetro a 300 r.p.m. y anotar la lectura estabilizada. 12. aplicar las siguientes formulas. Vp=Lec600-Lec300 Yp=Lec300-Vp Va=Lec600/2

Donde Vp= viscosidad plstica, en centipois (cps). Lec600= lectura de 600 r.p.m. en el viscosmetro. Lec300= lectura de 300 r.p.m. en el viscosmetro. Yp= punto de cedencia (Yield point), en lb/100 pie2. Va= viscosidad aparente, en cps. 7. lavar y limpiar el equipo para dejarlo preparado en un prximo anlisis. 8.4.4 Slidos y lquidos.

Para comprender ms el presente concepto y anlisis, hacemos un recordatorio de las fases del fluido de perforacin. Fase Lquida: Base-agua Fase Slida: Agua principalmente, aceite cuando se emulsiona (Emulsin Directa). Material densificante y viscosificante (Barita y bentonita)

Fase Qumica:

Productos qumicos Fase continua: Aceite. Fase Discontinua o dispersa: agua salada

Fase Lquida Base-aceite Emulsin Inversa

Fase Slida: Material desinfectante (Barita) Fase Qumica: Emulsificantes.

Por lo anterior, debemos de tener en cuenta que la fase slida se refiere a los slidos deseables que son propiamente los que tienen nuestro fluido de perforacin para obtener ciertas propiedades en el mismo y son los que marcan normalmente las tablas que se aplican para su control. Por lo tanto, todos los slidos ajenos a estos, llamados slidos indeseables se deben de eliminar. El anlisis fsico que nos proporciona dicha informacin para tomar una decisin, es por medio de la retorta que se compone de (Fig.8.4): Cmara de calentamiento Condensador Recipiente del F.P. (muestra de 10 cm3 de F.P.) Lana de acero Probeta graduada. (10 cm3 ) Esptula Solucin de agente humectante Cepillos limpia pipetas Automtico para e corte de la corriente (110V) a los 15 minutos Grasa metlica (para alta temperatura) FIGURA 8.4 Anlisis 12. Tome el recipiente de la muestra del F.P. y confirme que se encuentra limpio y seco. 13. Coloque lana de acero en el fondo del cilindro de acero en donde se enrosca el recipiente de la muestra, suficiente para proporcionar un filtro de los vapores que pasan al condensador. 14. Llene en recipiente de la muestra con el F.P., coloque la tapa y deje que salga el exceso del F.P. por el orificio central de la tapa. 15. Limpie el recipiente por su parte externa y agregue grasa metlica en la rosca.

16. Enrosque el recipiente en el cilindro metlico. 17. Coloque el cilindro metlico en la cmara de calentamiento. 18. Coloque la probeta en la parte inferior del condensador. 19. Conecte la retorta 20. Al terminar la destilacin, retire la probeta del condensador. 21. Tome la lecturas de los cm3 de lquidos (agua y aceite) y multiplique cada uno por 10 para convertirlo a por ciento y la diferencia de la suma de estas dos cantidades con el 100%, es el resultado del por ciento de slidos. 22. Deje enfriar la retorta, desarme el conjunto y limpie cada una de sus partes, para tener la retorta disponible. 8.4.5 Gelatinocidad.- Es la tendencia del fluido a formar gel en estado de reposo. Mientras mayor sea el tiempo de reposo la gel aumenta, siendo mayor el esfuerzo para regresarlo al estado liquido. Tambin se como una propiedad tixotropica. Para su anlisis se hace uso del viscosmetro Fann, con lectura de 3 r.p.m. en un tiempo de cero (10 seg.) minuto y 10 minutos y se reporta en lb/1002. Las altas gelatinocidades se logran en los F.P. base-agua, donde deben de tomarse las medidas preventivas para evitar un problema en el pozo. 8.4.6 Filtrado y enjarre.- La filtracin en el pozo es el paso del fluido o perdida a travs de las formaciones permeables. El paso del liquido deposita slidos en la pared del agujero, creando una pelcula llamada enjarre y al liquido filtrado. El filtrado esta en funcin de la permeabilidad de la formacin, presin diferencial y las caractersticas del fluido de perforacin. Para realizar el anlisis de un filtrado en un F.P. base-agua se utiliza el filtro prensa API de baja presin y en un F.P. base-aceite el de alta presin ( Fig. 8.5 y Fig. .8.6). 8.4.7 Potencial Hidrogeno (pH).- Nos proporciona la alcalinidad o acidez de un fluido, de acuerdo ala siguiente escala.

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

acidez

alcalinidad Neutro

El uso de esta propiedad en nuestro F.P., es trabajar con un pH arriba de 7 para: Evitar o disminuir la corrosin en el sistema de circulacin. Apoyo en la dispersin de la bentonita. Hacer ms efectivo el uso de algunos productos qumicos. Soportar mayor concentracin de algunas contaminaciones. Su determinacin se puede realizar instrumento y con El papel phyelryom (Fig. 8.7).

8.4.8 Alcalinidad.- La determinacin de la alcalinidad nos ayuda a identificar y monitorizar la contaminacin del F.P. con gases de dixido de carbono (CO2), carbohidratos y bicarbonatos. 8.4.9 Cloruros.- Este anlisis en el F.P. nos determina la contaminacin de agua salada, provocando la inestabilidad en el fluido. 8.4.10 Contenido de Arena.- Cuando se perforan formaciones arenosas o arenas, es necesario llevar el control de arenas para eliminarlas, por los grandes problemas que ocasiona en el sistema de circulacin. Para medir esta concentracin, se realiza el anlisis del contenido de arenas en el F.P. (Fig.8.8) .

8.5

Tipos y usos de materiales qumicos para los fluidos de perforacin.

Los productos qumicos utilizados en los fluidos de perforacin es numeroso. Se clasifican con base en su composicin y adecuado. Uso e conveniente que antes de usar un producto qumico se tenga informacin de su hoja de datos de seguridad y que el personal use su equipo de proteccin.

Materiales Qumicos Comunes Producto Sulfato de bario (BaSO4) Oxido de Fierro ( Fe2O3) Carbonato de Calcio (CaCO3) Cloruro de sodio ( NaCl) Cloruro de Calcio ( CaCl2) Bromuro de Calcio Sales Formiato (Cesio, potasio, Sodio) Montmorillonita Sdica Nombre Comercial Barita (Densidad pro. Medio -4.25 gr/cm3) FER O BAR Funcin Densificante Densificante (soluble hasta un 85% en cido clorhdrico) Densificante (No daa la formacin productora). Preparacin de Salmuera hasta 1.75gr/cm3 Preparacin de salmuera hasta 1.19 gr/cm3 Preparacin de salmuera hasta 1.39 gr/cm3 Preparacin de Salmuera hasta 1.70 gr/cm3 Preparacin de salmueras hasta 2.3 gr/cm3 Viscosificante, gelatenosidad y control

Carbonato de Calcio Cloruro de sodio Cloruro de calcio Bromuro de Calcio Formiatos Bentonita

cidos Grasos

Drilex, perfoil 1 invermul, etc. Lubrisesa, QT50, Drilling detergente, Prodet Plus,etc.

Detergentes(Surfactantes )

de filtrado Emulsificante para F.P. de emulsin inversa Precipitar arenas, emulsificar aceite en F.P. base agua, preventivo en embolamiento de barrena, lubricante secundario, etc.

8.6 Problemas y tratamiento en el fluido de perforacin base Agua y base aceite emulsin inversa. 8.6.1Problema

Fluidos de Perforacin Base Agua:Sntoma Alta viscosidad y gelatinosidad, y aumento de filtrado Calcio y sulfato en el filtrado Disminucin en la velocidad de penetracin. Succin en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta. Tratamiento Tratar previamente si se rata de pequeas cantidades, o remover qumicamente con carbonato de bario o de sodio. Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema. Aadir diesel para emulsionar el lodo. Controlar la viscosidad y el gel. Mejorar la hidrulica.

Yeso anhidrita

Embolamiento de la Barrena

Abrasin

Disminucin de la vida til de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidrulica de la bomba de lodo.

Alta Prdida de filtrado Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.

Prdidas de Circulacin

Disminucin del volumen en las presas. Prdida completa del retorno de lodo.

Lodo inestable La barita se separa por sedimentacin y precipitacin. Alta viscosidad Elevada viscosidad Marsh y plstica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de slidos.

Disminuir el contenido de arena con dilucin agregando agua. Usar el desarenado para mantener el contenido mnimo de arena. Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, aadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de azul de metileno) Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulacin. Aadir material de prdida e circulacin. Colocar tapn de dieselbentonita o dieselbentonita-cemento. Aumentar la viscosidad por adicin de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades. Poner a funcionar el sistema de eliminacin de slidos. Se requiere dilucin con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad. Poner a funcionar el sistema de eliminacin de slidos, se requiere tambin dilucin con agua.

Alta viscosidad

Elevada viscosidad en el embudo y plstica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de slidos.

Alta viscosidad

Elevada viscosidad en el embudo y plstica. Punto de cedencia y gel elevados. Slidos normales. Viscosidad normal

Aadir dispersantes.

Alta prdida de filtrado

Bajo PH

PH por debajo de 7.0.

Derrumbes (slidos grandes diferentes a los recortes de perforacin)

Exceso de recortes en la temblorina. Tendencia a atraparse la tubera.

Aadir agente de control de filtrado. Aadir sosa custica, posiblemente se tenga agua salada en el sistema. Aadir inhibidor de corrosin. Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.

8.6.2 Fluidos de Perforacin Base Aceite Emulsin Inversa:Problema Sntoma Contaminacin con agua Incremento en las propiedades reolgicas. Reduccin en la relacin aceite/agua. Aumento en el filtrado APAT. Disminucin en la densidad. Aumento en el volumen de fluido en las presas. Disminucin de la salinidad.

Correctivo Aadir emulsificante. Ajustar la relacin aceite/agua y aadir el resto de aditivos. Ajustar salinidad.

Alta concentracin de slidos Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).

Aumento constante de las propiedades reolgicas. Disminucin en el avance de perforacin. Incremento de slidos de la formacin en el fluido. Incremento en las propiedades reolgicas. El incremento de viscosidad es posterior a un tratamiento con emulsificante secundario. La viscosidad se incrementa despus de dar 2 3 ciclos el fluido dentro del pozo. Aspecto grumoso del fluido. Difcil de emulsificar ms agua. Baja estabilidad elctrica. Hay presencia de agua en el filtrado APAT. Ligera disminucin en la densidad. Poco retorno de recortes a la superficie. Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad. Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conduccin del fluido en la superficie. Baja salinidad. Se incrementa la concentracin de slidos. Los recortes se obtienen blandos y pastosos.

Disminuir el tamao de malla en las mallas vibratorias. Checar que el equipo superficial eliminador de slidos este funcionando Aumentar la relacin aceite/ agua. Suspender adiciones de emulsificante. Aumentar la relacin aceite/agua. Aadir emulsificante principal. Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, aadir emulsificante principal. Si el filtrado es alto, aadir emulsificante principal y secundario.

Inestabilidad de la emulsin

Asentamiento de barita

Aadir arcilla organoflica dispersable en diesel. Bajar la relacin aceite/agua si sta es alta.

Derrumbes, friccin y empaquetamiento en la sarta de perforacin

Aumentar salinidad. Aadir emulsificante principal. Revisar que las tomas de agua en las presas estn cerradas.

Contaminacin con gas

Perforacin de mantos salinos

Si el gas es CO2 aumenta el filtrado FATAP y cuando la contaminacin es alta aparece agua en el filtrado. Disminuye la densidad. Hay inestabilidad en la emulsin y toma un aspecto grumoso. En la temblorina se obtienen recortes de sal. Se incrementa la torsin en la sarta de perforacin.

Utilizar el desgasificador. Aadir cal para contaminacin de CO2. Aumentar agitacin. Aumentar densidad. Aumentar densidad. Aumentar salinidad.

Slidos humectados con agua: barita y/o recortes

Apariencia griscea del lodo.

Aadir agua salada y cal. Asegurarse que la relacin aceite/agua y concentracin de aditivos son correctos.

Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependern de los productos comerciales de la compaa prestadora del servicio. El diesel utilizado para fluidos de perforacin, es especial presentando las siguientes caractersticas: Bajo contenido de azufre (0.5 % mximo). Punto de anilina, mayor de 65 C (150 F). para tener menos daos a los implementos de hule en el sistema de circulacin. Punto de ignicin mayor de 52 C.

8.7 Control de slidos en el fluido de perforacin. 8.7.1 Clasificacin de los slidos. Durante la perforacin de un pozo a medida que avanza la barrena se originan recortes de la formacin, eliminndose parte de ellos en la malla de la temblorina y en la presa de asentamiento y el resto quedan formando parte como slidos en el fluido de perforacin, denominndose slidos indeseables. Todo slido que se agrega al F.P. en la superficie para la preparacin y mejoramiento de sus propiedades, se le llama slidos deseables. En la siguiente tabla tenemos la clasificacin API para slidos de acuerdo a su tamao:

Material Arcilla Coloide Bentonita Limo (Silt), Barita, Polvo de cemento fino

Dimetro o Micrones 1 5 44-46

Malla de tamiz requerida para remover 1,470-400

Dimetro pulgadas 0.00004 0.0002 0.0017-0.0018

44 325 0.0017 53 270 0.00209 Arena fina 74 200 0.0029 105 140 0.0041 Arena mediana 149 100 0.0059 500 35 0.02 Arena gruesa 1000 18 0.04 Tabla 1.- Tamao de slidos. Los slidos comunes que se encuentran en los fluidos. 8.7.2 Ventajas de trabajar con bajo contenido de slidos derivados de su control. Aumento en la velocidad de penetracin (m/hr) Aumento en la vida til de la barrena. Menos pegadura por presin diferencial. Reduccin en el tratamiento del F:P: Menos uso de agua. Menos mantenimiento en la parte hidrulica de las bombas de lodos. Agujeros mas parejos (menos erosin). Cementacin mas eficiente. Menos dao a la formacin productora. Menos densidad equivalente de circulacin (DEG)

8.7.3 Mtodos para la remocin de slidos. Se puede considerar que la primera eliminacin o remocin de slidos por medio de las maltas y la presa de asentamiento. Como un mtodo primario y en el caso del uso de los equipos de remocin mecnica, como un mtodo correctivo. Las temblorinas ( zaranda vibradora), su funcionamiento y rendimiento depende de: Circular Tipo o patrn de vibracin Elptico desbalanceado Lineal

Dinmica de vibracin

Medida de la capacidad que tiene un equipo (zaranda) para transportar y (fuerza g) separar los slidos suspendidos en un medio lquido. Para zaranda estndar, se recomienda una fuerza o mnima de 5.

Configuracin y rea de canasta Caractersticas de las mallas Tipo y propiedades de fluido (reologa) Carga de slidos (velocidad de penetracin y dimetro del agujero) Gasto de bomba.

Como primea etapa de la cadena de limpieza del F:P: demolicin de slidos, las zarandas (o mallas vibratorias) constituyen la primera lnea de defensa contra la acumulacin de slidos (Fig. 8.9).Para comparar la eficiencia de los equipos de control de slidos, se usa una clasificacin de los tamaos de partculas basadas en el punto de corte, que se refiere a la combinacin de un tamao micromtrico con el porcentaje del tamao de partculas que se elimina. Este punto de corte se indica con la letra D y un subndice indicando el porcentaje eliminando, ejemplo: Punto de corte D50 de 40 micrones Nos indica: 50% de las partculas de 40 micrones se eliminan.

Caractersticas de las zarandas o temblorinas. Zaranda de movimiento circular.- tiene baja fuerza g y produce un transporte rpido. Este diseo es eficaz por lo slidos pegajosos de tipo arcilloso. Tiene baja capacidad para secar lo recortes. Zaranda de movimiento elptico.- tiene una fuerza g moderadamente alta y un transporte lento en comparacin con los tipo circulares o lineales. Produce mayor secado. Zaranda de movimiento lineal.- es la mas verstil, produce una fuerza g bastante alta y un transporte potencialmente rpido, segn la velocidad rotacional, el Angulo de la cubierta y posicin de le malla vibratoria. Una zaranda solo es tan buena como el tamao del entramado y la calidad de su malla. Entre los trminos mas usados para describir una malla tenemos: Malla.- nos indica el nmero de aberturas por pulgada lineal por ejemplo una malla de 40 x 40,

tiene 40 aberturas y adems nos proporciona el nmero de alambres por persona, en este caso se tiene 40 alambres. Cuando el numero es igual, la abertura es cuadrada y en caso contrario es rectangular (malla o oblonga), si se tiene la malla de 70 x 30 en una direccin, se localizan 70 aberturas y en la otra (perpendicular) 30 aberturas. De acuerdo al fabricante, la maya 70 x 30, se puede describir como una maya oblonga, de 70 o de 80, para clasificar la abertura rectangular eficaz en trminos de cuadrado equivalente, o posiblemente de 100 (Tabla 2). rea abierta.- es el rea no ocupada por alambres. Una maya de 20 x 20 con un rea abierta de 43.6 % (Tabla 1), manejara un volumen de F.P. mayor que la de 80 x 80 que tiene una rea abierta de 31.4 %. Si una maya es plana tiene mayor rea efectiva de proceso del fluido. En caso de colocar 2 mayas en Tandem, se colocan en la parte superior la de mayor rea abierta y abajo la de menor rea. Conductancia.- es la capacidad de caudal o permeabilidad relativa por espesor unitario de una maya (API-RP 13E). esta definicin se basa en la ley de Carey, sus unidades mas usuales: kilodearcylom (KDlum) o KD-mm. La capacidad de flujo de la maya se determina a partir de su conductancia y del rea total no taponada. Con base en lo anterior, se recomienda utilizar unidades elpticas desbalanceadas y circulares para la arcilla pegajosa (gumbo) o slidos pegajosos y suaves, y como vibradores de primera separacin. Las unidades con movimiento lineal se emplean para todas las aplicaciones donde se necesita una malla fina.

(Malla) 10 20 20x8(20-Obl.) 20x30(40-Obl.) 20x40(60-Obl.)

Tabla 2 NMERO DE MALLAS Dimetro de Abertura Abertura alambre (pulg.) (micras) (pulg.) 0.025 0.075 1875 0.017 0.033 825 0.020/0.028 0.030/0.097 763/2468 0.015 0.035/0.018 891/458 0.014/0.012 0.036/0.013 916/331

rea abierta % 56.3 43.6 48.1 39.1 39.4

20x60(80-Obl.) 30 40 50 60 80 100 120 150 200

0.014/0.009 0.013 0.010 0.009 0.0075 0.0055 0.0045 0.0037 0.0026 0.0021

0.036/0.008 0.020 0.015 0.011 0.0092 0.007 0.0055 0.0046 0.0041 0.0029

916/204 500 375 275 230 175 140 117 104 74

37.4 36.0 36.0 30.3 30.5 31.4 30.3 30.5 37.8 33.6

8.7.4 Equipos de control de slidos. Cuando el F:P: es procesado en la primera limpieza de los recortes de la formacin, es lgico que no todos ellos sern eliminados, los mas pequeos pasan la malla y otros se pueden quedar en la presa de asentamiento, los slidos restantes formaran su concentracin, Provocando posibles problemas en las operaciones. Un apoyo para la deteccin de un alto contenido de solios, es aplicar el anlisis de solidos/lquidos y compararlos con los datos de tablas para F.P: en condiciones normales (Tabla 3 y 4), para tomar la decisin del uso del equipo de control de slidos. El principio aplicado en los eliminadores de solidos es efecto de cicln al provocar una fuerza centrifuga. Si se hace pasar el F.P. en forma tangencial a travs de un hidrocicln (Fig. 8.10 y 8.11), esto provoca un cicln en el interior y por medio de la fuerza centrifuga manda los slidos a la pared del hidrocicln y por propio peso y tamao se resbalan a la parte inferior en donde son eliminadas, el F.P: limpia en la parte central es recuperado en forma continua. En los equipos desarenadotes y desacilladores es aplicado el principio del hidrocicln (Fig. 8.12 y 8.13). Para estos equipos, se les debe de proporcionar la presin adecuada del fluido al mltiple de admisin, que se le denomina cabeza hidrosttica. Muchos hidrociclnes estn diseados aproximadamente para 75 pies de cabeza hidrosttica en el mltiple de admisin en donde debe medirse la presin. una cabeza hidrosttica inadecuada resultara en le procesamiento de volmenes menor del F:P: y un punto de corte as alto del que se desea obtener. En el caso de una cabeza hidrosttica excesiva tambin es perjudicial, ya que la mayora de los slidos sern transportados de nuevo al F.P. (Fig. 8.14). la cabeza hidrosttica esta relacionada con la densidad del F:P: y la presin en el mltiple, este calculo se puede realizar

con la siguiente formula: 19.23 x presin (psi ) Cabeza hidrosttica (pies)= Densidad (lb/gal) 2.31 x presin (psi ) Cabeza hidrosttica (pies)= Densidad (gr/ cm3) Si se desea conocer la presin requerida para una determinada densidad del F:P: y una cabeza hidrosttica de 75 pies, aplique la siguiente formula: Presin (psi)= 0.433 x cabeza hidrosttica (pies) x Densidad (gr/cm3) Ejemplo: (Fig 8.14): cabeza hidrosttica 75 pies Fluido de perforacin 1.44 gr/ cm3 (12 lb/gal) Presin= 0.433 x 75 pies x 1.44 gr/ cm3 = 46.76 psi 47 psi. Las centrifugas de tipo decantador, como en los hidrociclnes, la fuerza centrifuga que cusa la separacin de los slidos, es mayor. Se compone de un tazn cnico de acero horizontal que gira a una gran velocidad, con un tornillo transportador helicoidal en su interior la alta velocidad rotacional fuerza los slidos contra la parte interior del tazn y el tornillo transportador, que gira en el mismo sentido que el tazn y a menos velocidad, los empuja hacia el extremo donde son descargados (Fig. 8.14). una de sus aplicaciones son: recuperacin de barita, eliminar slidos de tamao fino y regresar la face liquida al sistema, deshidratacin del F:P: eliminando slidos secos y recuperando agua, etc. FIGURA (8.15) CENTRIFUGA DECENTADORA Tabla 3 Condiciones ptimas de un lodo convencional (base agua) controlado con el viscosmetro FANN

D gr/cm3 1.20 1.25 1.30 1.35 1.40 1.45 1.50

Vm Seg. 40 40 42 44 46 48 50 12 14 15 16.5 18.5 20 22

V.p. cps 16 18 20 22 22 26.5 29.0

P.c. Lbs/pie2 2.5 3.5 4.5 5.0 5.5 6.0 6.5 7 8 9 9 10 10.5 11.0

SOLIDOS 0/0 VOLUMEN 12 14 15 16.5 18.5 21.0 22.0 16 18 19 20.5 22 24 24.5

1.55 1.60 1.65 1.70 1.75 1.80 1.85 1.90 1.95 2.00 2.05 2.10 2.15 2.20 2.25

51 53 55 56 58 60 61 63 65 66 68 70 72 73 75

26 28.5 29.5 32.0 35 38 41 44 46.5 49.5 52.5 56.5 59.5 63.5 68.0

-

30.5 34.0 36.5 38.5 41.5 46.0 48.0 51.0 54.5 57.5 61.5 65.0 69.0 74.0 79.0

7.0 7.5 7.5 8.0 8.5 9.0 10.0 10.5 11.0 12.0 13.0 14.0 15.5 17.5 19.5

-

12.0 12.5 13.0 14.0 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5 20.5 22.0 24.0 25.5 28.5

22.5 23.5 24.5 25.0 26.5 27.5 29.0 30 31 32 33 34.5 35.5 37.0 38.5

-

26.0 26.5 28.0 29.0 30.0 31.5 32.5 34.0 35 36.5 37.5 39.5 41.0 43.0 44.5

Tabla 4 Condiciones optimas para un fluido de perforacin E.I. DENSIDAD VISCOSIDAD PUNTO DE CE3 (gr/cm ) PLASTICA (cps) DENCIA (lb/100PIE2). 1.0 16-24 6-10 1.10 20-30 8-12 1.20 22-36 10-16 1.30 26-42 10-20 1.40 28-48 12-22

RELACIN ACEITE/AGUA 60/40 62/38 64/36 65/35 67/33

1.50 1.60 1.70 1.80 1.90 2.00 2.10 2.20 2.30 2.40

32-54 34-60 36-64 40-70 44-78 50-84 58-94 64-104 70-110 72-114

14-24 16-28 16-30 18-32 18-36 20-40 22-46 24-52 28-56 30-60

70/30 70/30 72/28 75/25 75/25 77/23 80/20 80/20 85/15 90/10

FIGURA 8.10 PRINCIPIO DE HIDROCICLON FIGURA 8.12 CARACTERISTICAS DEL DESARENADOR FIGURA 8.13 CARACTERISTICAS DEL DESARCILLADOR FIGURA 8.14 PRESIN FLUIDO PARA UNA CABEZA CONSTANTE 8.8 Perdidas de circulacin Causas de las prdidas de circulacin

8.8.1

Cuando se tiene una prdida de circulacin en el pozo, es decir, el flujo de perforacin del pozo a la formacin perforada, esta puede ser parcial o total. En la prdida parcial se tiene circulacin y disminucin del nivel del F.P. en las presas y la prdida total no se nivel del F.P. en las presas y la prdida total no se tiene circulacin retorno del F.P. Las causas de las prdidas de circulacin, se pueden clasificar por: c) origen natural y geolgica: Formaciones fracturadas.- se presentan generalmente en cualquier formacin. Formaciones permeables.- ocurren generalmente en gravas, arenas altamente permeables, formaciones poco consolidadas, etc. Cavernas.- Generalmente se presentan en calizas y son totales. d) Mecnicas o inducidas Perforar con F.P. de alta densidad y Teologa. Pintonear el pozo, al meter tubera en forma rpida. Falla de proteccin con T.R. en formaciones sensibles. Manejo inadecuado del inicio a circular un F.P. con alta gelatinosidad.

8.8.2 Tipos y materiales para el control de prdidas. El material de prdida de circulacin agregado al F.P, afecta a sus propiedades, sin embargo por necesidad se tiene que agregar, estas se pueden clasificar en: Fibrosos: Borra, aserrn, bagazo de cao, asbesto, etc. Laminada: Papel celofn, viruta, etc. Granular: Se divide es fino, medio y grueso. El material puede ser: Cscara de nuez molida, plstico, caliza molida, etc. Lo ms recomendable cuando se utilizan las materiales de prdida de circulacin es combinarlos entre si para que surtan mayor efecto. Asimismo, usar barrenas sin toberas, circular a bajo y evitar el paso del F.P., por la temblorina zaanda vibradora. La concentracin del material y tipo, es en funcin de las fracturas (Fig. 8. 16) Fig. 8.16 Nota. Tomarla del manual de fluidos, Pg. 177 Figura 8.1 Fig. 8.14 Gua para seleccionar tamao y tipo de obturante 8.8.3 Tapones Diesel- Bentonita y de sal para perdidas de circulacin. Un tapn, se puede considerar como u volumen de lechada con propiedades de capacidad de obturar formaciones donde se presentan las perdidas de circulacin, desplazado por F.P. o agua. Entre los tipos de tapones se pueden tener: Tapn Diesel-Bentonita (DB) Tapn de cemento (TXC) Tapn de Barita (Fig. 8. 17) Tapn de cemento-Bentonita (CB) Tapn de cemento- Gilsenita Tapn de Barita (Brote asociadas con prdidas) Tapn de sal (Fig. 8 .18) A causa de este nmero de tapones, trataremos dos de ellos, siendo los ms comunes y teniendo en cuenta que las operaciones son similares y los componentes de cada uno es de acuerdo al tipo de tapn. Tapn Diesel-Bentonita (DB) Esta considerado como temporal y generalmente es aplicado para obturar prdidas de circulacin de tipo natural o geolgica y otras en donde se requiera. Al mezclar la Bentonita con el Diesel, esta queda en suspensin, mientras exista agitacin, en el momento de colocarlo y dejarlo en reposo a la profundidad deseada, la Bentonita se precipita y al hacer contacto con el agua presente, se hidrata y se hincha. Actividades en la colocacin de un tapn DB 3) Perforacin del tapn.- se requiere tener conocimiento de la severidad de la prdida, la densidad del tapn, dimetro del agujero y espacio aproximado de la zona

por cubrir, para calcular el volumen de la lechada. Si la perdida es severa, se considera un volumen adicional, de 100 a 200% del volumen por cubrir, para la concentracin de bentonita se puede aplicar en forma practica la siguiente tabla: Concentracin: Sacos (Bentonita)/m3 (Diesel) 10/1 12/1 14/1 16/1 18/1 20/1 22/1 24/1 26/1 Volumen de Lechada m3 1.200 1.240 1.280 1.320 1.360 1.400 1.440 1.480 1.520 Densidad de lechada gr/cm3 1.12 1.16 1.20 1.24 1.28 1.31 1.35 1.38 1.41

Total de sacos (Bentonita) = (concentracin tabla) x Vol. Total lechada m3) (Vol. De la lechada-Tabla) El equipo necesario.- Para esta operacin, se recomienda disponer de la unidad de alta presin y una mezcladora para preparar la lechada y, la instalacin tpica del equipo (Fig. 8. 19) es la inyeccin por la tubera y espacio anular por el carrete de control, suministro del F. P. y Diesel. En esta operacin debe considerarse el gradiente de presin de fractura.

4) Recomendaciones durante las operaciones.- se requiere que se consulte y aplique el procedimiento para la colocacin de tapones. A continuacin expandimos algunas recomendaciones complementarias, a saber: 1. Tener la informacin para el clculo del tapn y desplazamiento. 2. Limpiar la mezcladora, cerrar lneas de agua, desplazar con diesel las lneas de succin y descarga en el interior de las bombas de la unidad de alta, todo esto para evitar contacto de la bentonita con el agua antes de tiempo. 3. Instalar un tubo difusor, para que el flujo del tapn sea en forma radial. 4. colocar la tubera de perforacin aproximadamente 15m arriba de la zona prdida. 5. La velocidad de desplazamiento de 4 a 10 bl/min mayor y en caso de inyeccin gustos bajos de bl/min. Por intervalos. 6. separar el tapn con baches de 80 a 150m de tubera, es conveniente que el primer bache sea mayor que el segundo de acuerdo a la capacidad del agujero.

7. Si en la inyeccin, la presin en el espacio anular empieza a manifestarse, desminuya la velocidad en esta parte, en caso contrario aumentar la velocidad. 8. En caso de algn problema y es conveniente levantar la tubera, suspenda la operacin para levantarla arriba de la cima terica y continuar la operacin. 9. Inyecte el volumen total de lechada, observando las presiones por espacio anular y tubera. 10. Al terminar la operacin, verifique con bomba que no est tapada. 3) Calculo de un tapn y volumen de desplazamiento colocar un tapn de diesel-bentonita en un agujero de 12 a una profundidad de 2800.0 m, de una longitud aproximada de 100.0 m con densidad de 1.38 gt/cm3 T.P. -5, 19.5) b/pic, D.I. -4.276, capacidad -9.26 lt/m capacidad de agujero -72.965 lt/m Operaciones: Volumen total de la lechada 72.965 lt/m x 100m = 7,295 lt= 7.2965m3 (perdida no severa) Nro. De sacos de bentonita= 24 x 7.2965 =118 sacos 1.48 Volumen de diesel: se requiere 1m3 de diesel por cada 24 sacos de bentonita, por lo tanto para 118 sacos: 118 sacos = 4.916 m3 de diesel 24 sacos/m3 Desplazamiento.-Cada buche separador de 80m, es: 9.26 lt/mx80 m = 741.0 lt Volumen total del tapn: 741.0 + 7,297.0 + 741.0 = 8, 779.027 Volumen para desplazar, un Lts y Bls: Volumen en tubera -9.26 Lt/m x 2800.0 m = 25, 928.0 Lt 25,298.0 8,779.0=17, 149.0 lt = 107.8 bl= 108 bl Volumen para desplazar ----- de la tubera La lechada: 17, 149.0 lts 108 bl. Actividades en la colocacin de un tapn de sal 3) Preparacin del tapn y equipo. Su aplicacin puede sen en formaciones muy permeables y en yacimientos de presionados, en conde se pierde la capacidad de ostentacin de la columna de fluido y teniendo mnimo el gradiente de presin de fractura. (Densidad menor de 0.84 gr/cm3). En pozos de presionados se han utilizado con ---- resultados, el sistema fluido de baja densidad sal granular para obturar temporalmente los intervalos expuestos. Se mezcla el fluido de baja densidad (0.84 0.86 gr/cm3) de mas de 600 seg. De viscosidad Marsh (vehiculo transportador) con sal granular (agente obturante) en relacin de 1 a 3 sacos de sal por barril de fluido. La sal granular no se disuelve por la fase liquida que es diesel, esto no afecta la estabilidad del fluido y los daos a la formacin productora es

mnima. El tapn se puede remover fcilmente circulando agua ---- a travs de tubera flexible. El fluido debe preparase con una relacin aceite/agua de 80/20. A pesar de la alta teologa del fluido, es bombeable, y evita que la sal se precipite y tapar la tubera. Dependiendo del dimetro interior de la tubera en uso, magnitud de la prdida y de la longitud del intervalo a obturar, se prepara el tapn. En tubera de D.I. de 3 o mayor se recomienda una concentracin de 3 sacos/bl y en dimetro menores de 1 2 sacos/bl. El equipo requerido es la unidad de alta presin, ----. En caso de utilizar el embudo de mezclado de la unidad de alta presin (UAP), se hace pasar el fluido de las cajas de la UAP a travs del embudo, la sal se agrega directamente al embudo, descargando en la caja de mezclado de la misma para bombear hacia el pozo (Fig. 8.20). 4) clculos y recomendaciones en la aplicacin del recirculador: a) calculo del volumen del intervalo a obturar P1= base del intervalo, en m P2= cima del intervalo, en m P= longitud del intervalo, en m P= P1-P2 V= volumen del intervalo, en lt D i = dimetro interior de T.R. o agujero descubierto, en pg. V= 0.5067x Di2 x P b) calculo del nmero de sacos de sal. Peso (Kg) Vsal= Densidad (gr/cm3 ) 1 saco de sal de 50kg, de densidad 2.18 gr/ cm3 (pronceli), ocupa un volumen de: 50 Vsa= 2.18 V Nro. De sacos de sal= Vs (lts/saco) c) volumen del fluido de transporte. Nro. De sacos Volumen de transporte (bl)= Concentracin (sacos/bl) d) volumen para desplazar el tapn. El volumen se calcula hasta la base del tapn de sal. Vd= 0.5067 x (D.I.)2xH1 D.I:= dimetro interior de la tubera en uso, en pg. = lt/saco

e) recomendaciones operativas utilizando recirculador (Fig. 8.20). 7) El recirculador debe de tener agitadores y bomba centrfuga, para reciclar y alimentar la mezcla, de fluido- sal granular, a la unidad de bombeo de alta presin, la cuales se instalan en serie. 8) Colocar en la caja del recirculador el volumen calculando de fluido de transporte, pudindose hacer en varias etapas. 9) Agregar uno a uno los sacos de sal calculados, bombear la mezcla del recirculador a la bomba de la UAP y de esta al pozo a un gasto de 2 a 3 bl/min. Bombear en forma continua. 10)Bombeada la mezcla, se bombea el fluido desplazador y observar continuamente la presin de bombeo. Se puede suspender el bombeo o disminuir el gasto a 14bl/min, cuando la mezcla ha salido de la tubera. 11)Dejar que por gravedad se acomode la sal, si se suspende el bombeo, mas o menos 30 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el volumen desplazador faltante. 12)Realizar las observaciones de incremento de presin, cuando la sal obtura la zona de perdida, se pueden presentar los siguientes casos: a) si la presin se incrementa y posteriormente se abate, suspenda el bombeo unos 15 minutos y continuar bombeando a bajo gasto el fluido desplazador. b) Si se incrementa la presin y no existe abatimiento, represione a un mximo de acuerdo a su gradiente de presin de fractura o presin mxima permisible en la superficie. FIGURA 8.20 TECNICA PARA COLOCACIN DE TAPON DE SAL

8.8

Operaciones para desplazamiento de fluido por cambio de base.

El desplazamiento de fluido de perforacin o de control por agua dulce y/o por fluidos limpios, se realiza con la finalidad de efectuar la remocin del lodo, el enjarre adherido a las paredes de las tuberas, as como la eliminacin de los slidos en suspensin presentes en el interior del pozo, sean estos: barita, recortes o cualquier contaminante o sedimento que hubiera que remover. Se recomienda utilizar fluidos con caractersticas fsico- qumicas, que permitan la desintegracin de los contaminantes y asegurar su total dispersin y posterior acarreo hasta la superficie. Factores a considerar para un programa de desplazamiento. Condiciones de temperatura y presin del pozo.- la temperatura afecta las condiciones y propiedades del fluido de perforacin o de control dentro del pozo, aunque este ser desplazado es necesario tomar en cuenta la forma como pudiera la temperatura afecta a

los fluidos diseados para circularse dentro del pozo. La presin puede incidir drsticamente el equilibrio de presiones, que debe mantener en un desplazamiento de fluido. Diseo de las tuberas.- las tuberas tanto de produccin como de revestimiento, influyen en el gasto o volumen por bombearse al pozo , as como tambin afectan a los regmenes de flujo. Dependiendo de las tuberas o accesorios que llevan estas ser diseado el programa para desplazar el fluido, ya que en aparejos de produccin anclados, se circula a travs de los orificios de la camisa y esto influir mas que si tuviramos una tubera franca, por lo que es necesario conocer previamente las tubera s a travs de las cuales se llevara a cabo el desplazamiento y disear el programa mas adecuado al mismo. Carecer del equipo necesario para efectuar las operaciones diseadas en superficie.- si el gasto necesario no es dado por las bombas o equipo de superficie, su eficiencia ser severamente reducida lo que puede ocasionar problemas para tener un desplazamiento y una limpieza totalmente efectiva. Tipo de fluido por desplazar que se tenga en el pozo.- este es el factor mas primordial ya que dependiendo de las condiciones de este, ser la eficiencia del desplazamiento. Se debe tomar en cuenta su densidad y viscosidad, considerado que mientras estas propiedades sean mayores existir una mayor diferencia de presin al ser desalojado y tambin una probable disminucin en el gasto programado. Efectividad del programa de desplazamiento.- desarrollar un programa de desplazamiento que no sobrepase las condiciones de que se disponga en superficie. Es necesario verificar en primer lugar, la existencia de todos los materiales y equipos programados y posteriormente monitorear el avance, eficiencia y cumplimiento del programa diseado. Productos qumicos.- se debe considerar el diseo de los espaciadores y lavadores qumicos especiales, ya que la mayora de los F.P: utilizados son incompatibles con las salmueras, y es necesario su programacin para garantizar una limpieza y desplazamiento efectivo del F:P: o de control hacia la superficie sin contaminacin.

Formas de desplazamiento

Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del fluido de control, ya sea por agua dulce, salmuera libre de slidos o la combinacin de ambos: circulacin inversa y circulacin directa. La seleccin del procedimiento ms adecuado depende de las condiciones operativas que se tengan en el pozo en cuestin, as como las condiciones de calidad de las tuberas de produccin y/o revestimiento que se tengan, de los resultados obtenidos de los registros de cementacin en las zonas o intervalos de inters, y el tipo de fluido que se tenga en el interior del pozo. Circulacin Inversa.- Si la informacin de los registros de cementacin y la calidad de las tuberas de revestimiento indican que soportar una diferencia de presin calculada, esta circulacin es ms factible de ser utilizada. Este procedimiento permite un mayor espaciamiento entre el agua dulce y los fluidos por desalojarse, as como ser mayor el volumen de agua en los espacios anulares y menor el fluido que va quedando en las tuberas de produccin, as mismo pueden utilizarse regmenes de bombeo ms elevados con flujos turbulentos. Estos regmenes de bombeo son los ms adecuados para este tipo de operaciones de limpieza de pozos al ser desplazado el fluido de control; lo cual permitir desplazamientos ms efectivos y libres de contaminantes. As mismo tendremos menores tiempos operativos y una menor adicin de aditivos ya sean espaciadores y de lavadores qumicos, lo cual nos dar como resultado una considerable reduccin en los costos del lavado y filtracin. Circulacin Directa.-Si los registros de cementacin muestran zonas no muy aceptables para ser sometidas a una diferencial de presin calculada del fluido de control a desplazarse con respecto al agua dulce, deber utilizarse este mtodo de CIRCULACION DIRECTA, en el cual no se obtiene un desplazamiento muy efectivo debido a que los volmenes de agua dulce a manejar son menores al circularse de las tuberas de produccin a los espacios anulares. Los regmenes de bombeo sern menores al incrementarse el valor de las prdidas de presin por friccin, y por consiguiente el empuje del agua sobre el fluido de control en reas ms grandes crear deficiencias para un desplazamiento efectivo y en algunos casos no se dar el RGIMEN TURBULENTO necesario para garantizar que el pozo estar totalmente limpio de contaminantes. As mismo sern necesarias mayores cantidades de espaciadores y limpiadores qumicos, aunado al mayor tiempo de circulacin y por consiguiente un costo ms elevado por filtracin y por tiempos operativos. Es necesario efectuar los clculos pertinentes para que en ambos casos la presin de bombeo que se programe, no rebase los lmites permisibles de colapsos o ruptura de las tuberas, as como tener en cuenta los parmetros de fractura de los intervalos de inters. Recomendaciones previas al desplazamiento Previo al desplazamiento del fluido de control, ya sea base agua o base aceite, por el diseo

de espaciadores y lavadores qumicos., es necesario efectuar algunas consideraciones referentes al fluido de control que se encuentra dentro del pozo y en presas de trabajo: 0 1. En pozos sin accesorios dentro del mismo, bajar la tubera de produccin con los espaciadores adecuados a las tuberas de revestimiento que se van a limpiar de fluido de control, y hasta la profundidad interior ms cercana a la zona de inters para remover los slidos y residuos acumulados de las paredes de las tuberas. 1 En caso de tener accesorios como empaques, tratar de bajar la tubera diseada para el paso libre hasta la profundidad adecuada para efectuar el lavado del pozo. 2 Establecer circulacin con la bomba del equipo al mximo gasto permisible en forma directa. 3 Un factor muy importante es el acondicionar el fluido de control en presas de trabajo y al circularse al interior del pozo, previo al desplazamiento del mismo, por lo que sus propiedades necesitan ser consideradas desde el desplazamiento, para prevenir la formacin de geles de alto valor, ya que de esta manera el fluido permitir un mejor desplazamiento con mayor eficiencia. Se deben seguir las siguientes consideraciones: a) Efectuar la circulacin del fluido del pozo hacia los equipos disponibles de eliminadores de slidos, con el propsito de remover contaminantes grandes, y de ser posible hacia presas o tanques limpios para ser reutilizado ste al salir ya libre de sedimentos y agentes contaminantes. b) Reducir a valores mnimos permisibles la VISCOSIDAD PLSTICA y el PUNTO CEDENTE, para asegurar la movilidad del fluido en los espacios anulares y tener un eficiente barrido del mismo. c) Evitar en esta etapa los espaciadores o pldoras viscosas. 4 La tubera necesita ser reciprocada y si las herramientas lo permiten, girarse antes y durante el desplazamiento para romper geles o bolsas estacionarias de fluido de control con slidos acumulados y que produzcan altas viscosidades. 5. Tratar de centrar la sarta de trabajo, para facilitar el desplazamiento, un buen centrado permitir incrementar la remocin del fluido de control. 6. Efectuar viaje corto con los espaciadores o con la tubera de revestimiento corta (boca liner) o levantarse aproximadamente 300 mts., y volver a bajar a la profundidad programada y seguir circulando el fluido filtrado. As mismo al tener el pozo lleno de fluido limpio, repetir el viaje corto para que las herramientas que se lleven en la punta auxilien en la limpieza de sedimentos y remocin de residuos que se hubieran quedado adheridos en las paredes de las tuberas de revestimiento. 0 Este movimiento de tubera permite elevar la eficiencia del desplazamiento incluso a bajos gastos de bombeo. 7. Proceder a efectuar el desplazamiento del fluido por espaciadores y lavadores qumicos y por el fluido final programado para quedarse dentro del pozo, ya sea

agua dulce o salmuera libre de slidos, circulados a gastos mximos de bombeo. La condicin del flujo turbulento no es precisamente necesaria pero mejorar la eficiencia de un desplazamiento. 8. Para disear los volmenes de espaciadores y lavadores qumicos, es necesario considerar el volumen por remover en el lavado de pozo, ya que en caso de estar muy someros y el volumen por desalojar sea poco, el diseo puede ser ajustado por menores cantidades y evitar excesos en los costos de estos reactivos. 9. En el caso de pozos de poca profundidad o de poca costeabilidad productiva, es conveniente efectuar un anlisis del costo beneficio de evitar desperdicios de recursos en yacimientos con poco valor de recuperacin econmica. Espaciadores y lavadores qumicos. Todos los procesos para efectuar desplazamientos de fluido de control ya sea base agua o aceite, utilizan espaciadores y lavadores qumicos, para evitar mezclas de fluidos compatibles, problemas de contaminacin, as como para limpiar el pozo de manera efectiva y para la separacin de fases del sistema. Los baches espaciadores que deban ser programados debern ser compatibles con el fluido que sale y el que le precede, pudiendo o no ser ms viscoso que los fluidos por separar. Estos baches debern extenderse por lo menos 100 mts. de la parte ms amplia de los espacios anulares para que tengan mayor eficiencia, por lo que el diseo de los baches para tuberas de revestimiento muy grandes deber ser ajustado en sus volmenes para garantizar su eficiencia. Para fluidos base aceite, su principal contacto como espaciador debe ser el Diesel por ser ambos compatibles. Para fluidos base agua, normalmente su principal contacto se inicia con un bache de agua dulce o alcalinizada con sosa custica. Existen diversos productos de las compaas de servicios, los cuales pueden ser utilizados como espaciadores, pldoras o baches viscosos y limpiadores qumicos, todos ellos utilizan productos como viscosificantes naturales y sintticos, soluciones alcalinas, surfactantes o solventes, para una activa remocin de contaminantes orgnicos e inorgnicos. Generalmente los lavadores qumicos son usados para adelgazar y dispersar las partculas del fluido de control, stos entran en turbulencia a bajos gastos, lo cual ayuda a limpiar los espacios anulares; normalmente su densidad es cercana al agua dulce. En algunos casos se disean productos abrasivos como arenas para barridos de limpieza. 8.10 Fluidos de terminacin y reparacin de pozos CONCEPTOS BSICOS En operaciones de terminacin y reparacin de pozos es recomendable recordar la razn principal de usar los fluidos limpios, que consiste en mejorar los sistemas para optimizar la

terminacin o reparacin e incrementar la produccin y prolongar la vida del pozo al evitar el dao que se genera al utilizar fluidos con slidos a la formacin productora. Con base a este propsito y las ventajas que presentan en el campo, son disoluciones que se encuentran libres de slidos. Es de grandes ventajas conocer algunos conceptos bsicos de qumica para comprender el comportamiento de una salmuera, por lo tanto, a continuacin expondremos algunos de los conceptos mas comunes utilizados en la terminologa de salmueras. Disolucin.- Se forma una disolucin cuando una sustancia se dispersa de manera uniforme en otra. En otras palabras, las disoluciones son mezclas homogneas. Solubilidad.- La cantidad de soluto necesario para formar una disolucin saturada en una cantidad dada de disolvente se conoce como solubilidad de ese soluto. Por ejemplo la solubilidad del NaCl en agua a 00C es de 35.7g por 100ml de agua. Esta es la cantidad mxima de NaCl que se puede disolver en agua para dar una disolucin estable, en equilibrio a esa temperatura. La solubilidad de la mayor parte de los solutos slidos en agua aumenta al incrementar la temperatura de la disolucin.

Temperatura de cristalizacin.- Es la temperatura a la cual la salmuera es saturada con una o ms de sus sales. A sta temperatura, de la sal menos soluble se vuelve insoluble y se precipita (el slido precipitado puede ser sal o hielo de agua fresca).

8.10.2

PROPIEDADES Y PREPARACIN DE SALMUERAS

Densidad y viscosidad.- Las densidades de las salmueras varan de acuerdo al tipo y mezcla de sales a disolver y su viscosidad est en funcin de la concentracin y naturaleza de las sales disueltas y la temperatura. Algunos valores tpicos de la densidad y viscosidad de salmueras son las siguientes.

SalmueraNaCl CaCl CaBr2 CaCl2/CaBr2 CaBr2/ZnBr2

Densidad Viscosidadgr/cm3 1.20 1.39 1.70 1.81 2.30 Centipois(cp) 2 9 32 50 41

Turbidez.- La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partculas suspendidas en el fluido. Esta se mide con un Nefelmetro, expresando el resultado en NTU, siendo directamente proporcional a la concentracin de slidos suspendidos, un

fluido limpio ha sido definido como uno que no contiene partculas de dimetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez no mayor de 30 NTU (Unidades Nefelomtricas de Turbidez). PH.- Es la medida de la alcalinidad o acidez de un fluido, en la ausencia de hidrlisis, soluciones diluidas de sales neutras muestran un PH neutro (7.0). Sin emba