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FLUIDOS DE PERFORACION

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El objetivo principal de un pozo petrolero es alcanzar la zona de hidrocarburos. Se perforan varias capas de formaciones litológicas cada vez más profundas, que contienen contaminantes, entre ellos las temperaturas y presiones de la formación perforada. Estos contaminantes afectan a los Sistemas de Fluidos de Control (lodos de perforación), sin embargo en la actualidad tenemos diseños de fluidos con aditivos químicos resistentes y estables ante estos contaminantes, siendo nuestra prioridad que sean además biodegradables y no tóxicos para proteger el medio ambiente donde se perfora un pozo petrolero

I N T R O D U C C I Ó N

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Antecedentes de los Fluidos

de Control

Se remonta a Egipto 3000 A. C. donde se perforaban pozos de hasta 6 mts , utilizando agua para ablandar la roca y limpiar el hueco.

La perforación petrolera nació accidentalmente, ya que

el objetivo original de la perforación de pozos era la búsqueda de agua.

El primer pozo perforado con propósito de producción

petrolera fue el pozo “Drake”, terminado el 27 de agosto de 1859, a una profundidad de 22.4 mts. en Pensilvania, Estados Unidos.

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Antecedentes de los Fluidos

de Control

Los primeros trabajos de exploración para encontrar petróleo en México se iniciaron en 1869. En Abril de 1904 se descubrió el primer campo, cuando se perforó a la profundidad de 503 mts en el Cerro La Pez en Ébano, San Luis Potosí. El uso de los fluidos de perforación para ser utilizados de una forma más compleja fue propuesto en 1887 por M. J. Chapman, proponiendo una mezcla de arcilla, cemento y diferentes fibras para producir un fluido viscoso y de esta manera mejorar la estabilidad del hoyo reduciendo la cantidad de derrumbe.

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Antecedentes de los Fluidos

de Control

Como generalmente ocurre, la solución que se formula para resolver un problema crea una secuencia de otros problemas, por ejemplo, el uso de materiales para incrementar la densidad requirió el uso de mejores viscosificantes y agentes de suspensión a los que existían en esa época. Estos a su vez, incrementaban los valores de la viscosidad hasta niveles elevados y se necesitó el desarrollo de los adelgazantes. Esta búsqueda llevó al desarrollo de más de 2000 diferentes productos que actualmente se hayan en el mercado. Muchos de estos materiales tienen la misma composición y sólo difieren en el nombre.

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T E M A S

1.-Fluidos de perforación Conceptos Básicos Clasificación y selección de un Fluido Funciones Propiedades Determinaciones Físico-Químicas. 2.- Sistemas de Fluidos Base agua Emulsión Inversa. Fórmulas Básicas utilizadas en Fluidos 3.-Pérdida de circulación Causas Procedimientos Programa de trabajo

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FLUIDO DE CONTROL . (LODO DE PERFORACIÓN)

Es el fluido circulatorio que se utiliza en un equipo de perforación o terminación de un pozo, formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades fisico-quimicas requeridas para las condiciones operativas y adecuadas a las caracteristicas de la formación litológica a perforar.

La estabilidad de estos parametros fisico-químicos al contacto con los contaminantes liberados por la formación deberán ser controlados mediante análisis continuos.

Salida

Entrada Entrada

Salida

Columna Hidrostática

Interior Tubo

Anular

Profundidad total

Circulación en Perforación Rotaria

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Densidad.- Es el peso por unidad de volumen y puede expresarse de diferentes maneras, peso especifico, libras por galón, etc.

Factores de conversión: lbs/galon a gr/cc x 0.12

gr/cm3 a lbs x galón x 8.33

C O N C E P T O S B Á S I C O S

Viscosidad.- Es la resistencia al flujo de un fluido, la mas común de las mediciones es la viscosidad de embudo, este mide la velocidad del flujo en un tiempo medido, es el número de segundos requerido para que 1000 ml. (Un litro) de lodo pase a través de un tubo de 3/16 de pulgada de diametro, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo con capacidad de 1500 ml.- El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

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Presión hidrostatica.-Es la presión ejercida por el peso de una columna de fluido, sobre una unidad de area, no importa cual sea el área de la sección de la columna, y se expresa de la siguiente manera:

PH= densidad (gr/cc) x p (mts.) /10= kg/cm2

PH= densidad (lbs/galon) x p (pies) x 0.052= lbs/pg2

Presión de sobrecarga.- Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos etc. ), sobre las formaciones subyacentes y se expresa de la siguiente manera:

S = peso matriz rocosa + peso fluido intersticial

Un valor promedio del gradiente de sobrecarga es 0.231kg/cm2/m, que corresponde a una densidad media del sistema roca-fluido de 2.31 gr/cm3, valor de la presión de sobrecarga generalizado en el terciario de la zona continental del golfo de méxico.