Fluidos de Perforación. Libro Well Control

8/19/2019 Fluidos de Perforación. Libro Well Control

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FLUIDOS DE PERFORACIÓN

ÍNDICE

PÁGINA

1.1 Función y finalidad ...................................................................... .................. 11.1.1 Transporte de recortes a la superficie............................. .................. 21.1.2 Suspensión de recortes cuando se detiene la circulación.................. 21.1.3 Control de presión anular ............................................... .................. 21.1.4 Lubricación y enfriamiento de la columna de perforación .................. 21.1.5 Soporte de las paredes................................................... .................. 21.1.6 Flotación de la columna de perforación (sondeo) y casing ................ 31.1.7 Provisión de energía hidráulica....................................... .................. 31.1.8 Un medio adecuado para el perfilaje .............................. .................. 3

1.2 Efectos colaterales...................................................................... .................. 31.2.1 Daños de formación ....................................................... .................. 31.2.2 Corrosión de la columna de sondeo y del casing............ .................. 31.2.3 Reducción de la velocidad de avance del trepano.......... .................. 31.2.4 Problemas de circulación................................................ .................. 41.2.5 Pérdida de circulación .................................................... .................. 41.2.6 Aprisionamiento de sondeo ............................................ .................. 41.2.7 Erosión de la pared del pozo.......................................... .................. 41.2.8 Decantación de recortes en las piletas ........................... .................. 41.2.9 Desgaste de la bomba de lodo....................................... .................. 41.2.10 Contaminación ambiental y del cemento ........................ .................. 5

1.3 Medición de campo de los fluidos de perforación ........................ .................. 5

1.3.1 Densidad ........................................................................ .................. 61.3.2 Propiedades reológicas .................................................. .................. 71.3.3 Ensayo de filtrado de baja presión.................................. .................. 81.3.4 Prueba de cloruros ......................................................... .................. 91.3.5 Temperatura................................................................... .................. 9

1 4 Fluidos de reacondicionamiento.................................................. ................ 101.5 Características necesarias de los fluidos de reacondicionamiento ............... 101.6 Problemas de contaminación ...................................................... ................ 111.7 Funciones .................................................................................................... 11

1.7.1 Transporte de materiales................................................ ................ 121.7.2 Suspensión de materiales .............................................. ................ 121.7.3 Control de presión .......................................................... ................ 131.7.4 Enfriamiento y lubricación............................................... ................ 131.7.5 Provisión de energía hidráulica....................................... ................ 131.7.6 Brindar un medio adecuado para las herramientas

de cable, de perfilaje y punzonamiento .......................... ................ 131.7.7 Permitir que el equipamiento del pozo pueda

correrse en tiempo razonable y forma segura................. ................ 131.7.8 No dañar las formaciones de producción........................ ................ 141.7.9 No dañar el equipamiento del pozo ................................ ................ 141.7.10 No dañar el equipamiento de superficie.......................... ................ 141.7.11 No afectar al personal ni al medio ambiente................... ................ 14

1.8 Temperatura.................................................................................................14


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FLUIDOS DE PERFORACIÓN

1.1 FUNCIÓN Y FINALIDAD

Las funciones generales de los fluidos de perforación están bien establecidas y reconocidas y,dado que la gran mayoría de los trabajos de perforación dependen de los fluidos líquidos deperforación, en este capítulo nos ocuparemos de ellos en detalle. A continuación, semencionan las ocho funciones básicas de los fluidos de perforación:

1. Transporte de recortes hacia la superficie.

2. Suspensión de recortes cuando se detiene la circulación.

3. Control de presión anular.

4. Lubricación y enfriamiento de la columna de perforación

5. Soporte de las paredes del pozo

6. Flotación de la columna de perforación y casing.

7. Provisión de energía hidráulica

8. Un medio adecuado para el perfilaje.

Los efectos colaterales siguientes deberán minimizarse para llevar a cabo las funciones

mencionadas.

1. Daños a la formación en pozo abierto

2. Corrosión del casing y la columna de sondeo

3. Reducción de la velocidad de avance

4. Problemas de circulación, compresión y pistoneo

5. Pérdida de circulación

6. Aprisionamiento de sondeo

7. Erosión del pozo

8. Decantación de recortes en las piletas

9. Desgaste de la bomba de lodo

10. Contaminación ambiental y del cemento

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1.1.6 FLOTACIÓN DE LA COLUMNA DE PERFORACIÓN (SONDEO) Y CASING

El peso de la columna de perforación o del casing puede superar varios miles de kilos ygenerar esfuerzos extremos en la estructura del equipo. El efecto de flotación provisto por elfluido permite absorber, en parte, los pesos excesivos. Esta fuerza depende de la densidad delfluido y del área transversal sobre la que actúa la presión.

1.1.7 PROVISIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA

Se desarrolla una muy alta velocidad a medida que el fluido de perforación pasa a través de lasboquillas del trépano durante la circulación. Esta velocidad o fuerza hidráulica mantendrá limpiael área debajo del trépano para que éste no tenga que volver a triturar los recortes de lo yaperforado, lo que provocaría una reducción de la velocidad de avance. Las propiedades físicasy velocidad del fluido de perforación están en relación directa con el hecho de garantizar lalimpieza del área debajo del trépano.

1.1.8 UN MEDIO ADECUADO PARA EL PERFILAJE

El fluido de perforación es necesario para muchas operaciones de MWD (medición durante laperforación) y de perfilaje que se utilizan para evaluar las formaciones. Muchos perfilesrequieren que el fluido de perforación sea un líquido conductor de electricidad que presentepropiedades eléctricas diferentes de las que poseen los fluidos de la formación.

1.2 EFECTOS COLATERALES

1.2.1 DAÑOS DE FORMACIÓN

El daño de la formación puede presentar dos formas diferentes: producción reducida dehidrocarburos o reducción de la estabilidad de las paredes del pozo. Casi todos los fluidos deperforación pueden alterar las características de la formación; sin embargo, algunasformaciones son más sensibles que otras y algunos fluidos más dañinos. Las formacionesparticularmente sensibles pueden necesitar fluidos de perforación o tratamientos especiales.

1.2.2 CORROSIÓN DE LA BARRA DE SONDEO Y DEL CASING

En el pozo, los tubulares de acero pueden estar expuestos a un medio ambiente corrosivodebido al fluido de perforación. El tratamiento químico del fluido de perforación o el agregadode una capa protectora a la superficie de acero disminuye el efecto corrosivo.

1.2.3 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE AVANCE DEL TRÉPANO

Diversos factores afectan la velocidad de penetración, pero la diferencia entre la presión de laformación y la hidrostática es la más significativa. Si la presión hidrostática del fluido deperforación es muy superior a la de la formación se produce entonces una reducción de lavelocidad de avance.

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1.2.4 PROBLEMAS DE CIRCULACIÓN, COMPRESIÓN Y PISTONEO

Una viscosidad alta en los fluidos de perforación puede aumentar las presiones de compresióny de pistoneo. La formación de un revoque grueso puede también contribuir al incremento delas presiones de compresión y pistoneo, las que pueden provocar una surgencia. Unaviscosidad excesiva limita el caudal de circulación, distribuye la velocidad de avance al reducir

la pérdida de presión disponible a través del trépano, y aumenta el esfuerzo de la bomba.

1.2.5 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

Puede producirse una pérdida de circulación cuando la presión hidrostática excede laresistencia de la formación. Las presiones altas también pueden ser el resultado, de malasprácticas de bajada de tubería, lodo muy pesado, excesiva viscosidad o malas prácticas deperforación. Costos elevados de fluido de perforación y pozo, junto con la posibilidad de unasurgencia, son los resultados de la pérdida de circulación.

1.2.6 APRISIONAMIENTO DE SONDEO

Una de las causas del aprisionamiento de la columna de sondeo es la cantidad excesiva derecortes en el pozo, pero el tipo de aprisionamiento más significativo se produce cuando labarra se incrusta en un grueso revoque de la pared del pozo. El aprisionamiento de sondeopuede dar lugar a costosas tareas de pesca y a aumentar el costo del pozo.

1.2.7 EROSIÓN DE LA PARED DEL POZO

Problemas de perfilaje, cementación y atascamiento de la tubería son sólo algunas de lasdificultades de la erosión del pozo. Existen dos clases de erosión: una física y otra química. Elbombeo del fluido de perforación hacia el espacio anular a una velocidad menor contribuye areducir la erosión física. La erosión química depende de la reacción química producida entre elfluido de perforación y la formación.

1.2.8 DECANTACION DE RECORTES EN LAS PILETAS

La misma fuerza gel que impide que los recortes caigan en el pozo cuando la circulación sedetiene puede también evitar la decantación de sólidos indeseables en las piletas. La gravedadprovoca que algunos de los sólidos caigan al fondo de las piletas, pero la mayoría de ellosrequiere para poder extraerlos de un equipo de control de sólidos, tal como un desarenador odesarcillador (desilter) para sistemas de fluidos no densificados y para sistemas de fluidosdensificados se requiere de desarcilladores con :zaranda (mud cIeaner) y centrífugas.

1.2.9 DESGASTE DE LA BOMIBA DE LODO

Los mismos sólidos que se mencionaron antes pueden provocar el desgaste excesivo de loscomponentes de las bombas si no se los remueve. Probablemente, el sólido más abrasivo es laarena que se incorpora al fluido durante de la perforación. Esta es removida mediante el equipode control de sólidos.

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1.2.10 CONTAMINACIÓN AMBIENTAL Y DEL CEMENTO

Aquellos fluidos que son buenos para las operaciones de perforación son, por lo general,incompatibles con la techada de cemento. Debe utilizarse un fluido espaciador para separar elcemento del fluido de perforación.

Ciertos líquidos, sólidos y aditivos químicos pueden causar problemas ambientales. Algunasveces, un aditivo determinado debe reemplazarse por un producto menos efectivo y más caro,pero que no afecte en gran medida la vida marina o el ambiente.

1.3 MIEDICIÓN DE CAMPO DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Las propiedades del fluido, tanto físicas como químicas, deben controlarse adecuadamente sise lo va a utilizar durante la perforación u operaciones de reacondicionamiento. Como rutina,estas propiedades se controlan y registran en el lugar del pozo. En las páginas siguientes,describiremos los ensayos que se mencionan a continuación:

1.3.1 Densidad

1.3.2 Propiedades reológicas (viscosidad de embudo)1.3.3 Ensayo de filtrado (ensayo API de baja presión)1.3.4 Prueba de cloruros (concentración salina)1.3.5 Temperatura

Figura 1 Ensayo Del Filtrado

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Figura 2 Balanza De Lodo

1.3.1 DENSIDAD

La típica balanza convencional de lodo, al igual que las balanzas de lodo presurizadas tienenun brazo graduado y aplican el principio de una balanza de contrapeso para medir la densidad.En la mayoría de los casos, la balanza convencional de lodo resulta apropiada. Sin embargo, siel fluido o la mezcla de cemento contienen una cantidad significativa de aire o gas "atrapado",entonces deber utilizarse una balanza presurizada. Esta última mide los contenidos de la copabajo presión para reducir la cantidad de aire o gas a un volumen insignificante, y así lograr unvalor comparable al obtenido en el fondo del pozo.

Procedimiento:

1. Fijar la base del instrumento para que esté nivelado.2. Llenar la copa, limpia y seca, con el fluido que se va a pesar.3. Colocar la tapa sobre la copa y fijaría lentamente con un movimiento giratorio.

Asegurarse de que algo de lodo salga por el agujero de la tapa de la copa.4. Al emplear una balanza de lodo presurizada, utilizar la bomba para agregar lodo a la

copa bajo presión. Llenar la bomba con lodo, colocarla sobre la copa y presionar elpistón hasta que no pueda agregarse más todo.

5. Lavar o escurrir la parte exterior de la copa y el brazo para quitar el exceso de lodo.6. Colocar en el soporte y mover la pesa móvil a lo largo del brazo graduable hasta que la

copa y el brazo estén en equilibrio.7. Leer la densidad sobre escala.8. Registrar el valor más cercano a la pesa móvil y expresarle en libras/galones,

líbras/pies cúbicos, peso específico en gramos por litro o psi/1000 pies de profundidad,

según este graduada la escala.9. Quitar el lodo de la copa inmediatamente después de usarla. Es esencial que se

mantengan limpias todas y cada una de las partes de la balanza de lodo, si se deseaobtener resultados precisos.

Para calibrar la balanza de lodo, se debe seguir el procedimiento antes mencionado, perollenado la copa con agua dulce o destilada y ajustando la pesa móvil a la división del valorcorrespondiente de la densidad del agua dulce según la escala que se posea (por ejemplo,8,33 si está graduado en lbs/gal, 998 g/l) y colocar sobre el soporte. Si la pesa móvil y la copano se encuentran equilibrados, se deben ajustar con el tornillo de calibración y si no essuficiente se debe agregar o sacar contrapeso. El contrapeso puede agregarse o quitarse dela cámara existente en el extremo del brazo graduado. El contrapeso está constituto por

pequeñas esferas de plomo.

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1.3.2 PROPIEDADES REOLOGICAS

La medición de las propiedades reológicas de un fluido son importantes para calcular laspérdidas de presión de circulación; para determinar la capacidad del lodo para levantar recorteshasta la superficie; para analizar la contaminación de lodo por acción de sólidos, químicos otemperatura y para determinar los cambios de presión en el pozo durante una maniobra desacar y bajar el sondeo. Las propiedades fundamentales son la viscosidad y la fuerza del gel.

Las medidas de viscosidad simple se toman conun embudo Marsh, que mide el caudal de flujoalcanzado. La llamada viscosidad embudo es lacantidad de segundos necesarios para que uncuarto de galón (0,946 1) de fluido pase a travésde un tubo de 3/16 pulgadas (4,8 mm) que seacopla al fondo de un embudo de 12 pulgadas(305 mm) de largo. El valor resultante es unindicador cualitativo de la viscosidad del lodo.Para calibrar el embudo Marsh y efectuar elensayo estándar API, llenar el embudo con1.500 CM3 de agua dulce a una temperatura de70' a 80' F (22' C a 27' C) y anotar el tiempo quese necesita para drenar un cuarto de galón(0,9461) del embudo. El tiempo necesario parael agua dulce es de 26 segundos, con unatolerancia aproximada de 112 segundos. Acontinuación, se describe el procedimiento parael ensayo de viscosidad con embudo.

Figura 3 Embudo y Jarra

Para obtener resultados contables, utilizar un embudo limpio y libre de irregularidades en suinterior. Tomar la muestra en la línea de salida del fluido del pozo, filtrar a través de la malla yrealizar el test de inmediato; tomar el tiempo del flujo.

1. Cubrir el extremo del tubo con el dedo y verter el lodo a través de la malla hasta que elnivel alcance el fondo de la misma.

2. Quitar el dedo del orificio de la salida y controlar con cuidado los segundos necesarios,para que un cuarto de galón (0,946 1) de lodo descargue del embudo. La cantidad desegundos representa la viscosidad.

3. Registrar la temperatura de la muestra en grados Centígrados.

Una mejor medición de las propiedades reológicas del lodo de perforación se obtiene utilizandoun RP o (in viscosímetro Fann que suele conocerse simplemente como medidor VG. Esteinstrumento utiliza una camisa que rota alrededor de un cilindro ajustado a tensión elásticainterna y que posibilita lecturas comunmente directas o digitales de la resistencia de circulaciónde los fluidos. Las lecturas se realizan a 300 y 600 rpm para determinar la viscosidad plástica(VP) y el punto de fluencia (PF) (yield point) del fluido.

Para determinar la VP, al resultado de la lectura a 600 rpm se le resta el de la lectura a 300rpm. La viscosidad plástica mide la resistencia del flujo provocada por la fricción entre laspartículas sólidas suspendidas y la fase líquida del fluido. Al ser dependiente de partículassólidas, el tamaño, la forma y el número de partículas afecta la viscosidad plástica. La unidadde medida se expresa en centipoises (cp).

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El punto de fluencia es la medida de resistencia a fluir provocada por las fuerzas de atracciónentre las partículas suspendidas en el fluido. El punto de fluencia se mide en libras por 100 piescuadrados y se determina al restar la medición de la viscosidad plástica del resultado obtenidode la lectura a 300 rpm.

El viscosímetro también se utiliza para determinar la resistencia del gel, que es la habilidad del

fluido para desarrollar una estructura gelatinosa rígida o semi-rígida cuando el fluido no está enmovimiento. Generalmente, el espesamiento del fluido o las propiedades "tixotrópicas" semiden a los 10 segundos y a los 10 minutos después de haberse detenido el fluido.

1.3.3. ENSAYO DE FILTRADO DE BAJA PRESIÓN

Una de las propiedades más importantes de un fluido es el nivel de filtración o pérdida de agua.Se trata de la medición de la cantidad relativa de agua en el lodo que se pierde en lasformaciones permeables, y de la cantidad relativa de revoque de lodo que se forma en lasparedes permeables del pozo. El filtro prensa de baja presión cumple las especificaciones APIestablecidas para medir la filtración. La presión se obtiene de cartuchos de dióxido de carbono(C02); sin embargo, las modificaciones en las conexiones permiten el uso de aire comprimido

proveniente del equipo de perforación o de cilindros de aire comprimido. El procedimiento parallevar a cabo el ensayo de filtrado es el siguiente:

1. Armar las partes del filtro prensa, limpias y secas utilizando un papel de filtro, nuevo, secoy sano.

2. Llenar el depósito con fluido hasta que falte 1cm para llegar al borde. Llenar la celda hasta elborde es sólo necesario para ahorrar C02. Si elaire comprimido resultara abundante, sólo seránecesario llenar parcialmente la celda confluido. Puede también utilizarse nitrógeno enlugar del aire o dióxido de carbono. (No usaroxígeno; puede provocar una explosión.)

3. Una vez que la probeta graduada esté listapara recibir el filtrado, regular la presión del gasa 100 psi (6,9 bar), con una tolerancia de + o -5 psi (0,3 bar). Nunca abrir la válvula de gashacia un regulador que no esté ajustado a lapresión mínima. Abrir o cerrar la presión haciala prensa filtro con la válvula correspondiente.

4. A los 30 minutos, liberar la presión y leer en laprobeta la cantidad de agua filtrada, en mililitros(ml). Quitar con cuidado el papel filtro con latorta de filtración y enjuagar el exceso de lodo.El espesor de la torta de filtrado (revoque) semide en min. Figura 4 Filtro Prensa

En general, debe realizarse el ensayo de 30 minutos. Si conforme a las normas API el ensayode filtrado de agua es superior a los 8 ml, el volumen de filtrado que se obtiene en 7, 5minutos puede duplicarse para dar una aproximación razonable al valor API. El tiempo realdel ensayo, si fuera diferente al del ensayo de 30 minutos, deberá registrarse en el informedel parte diario al perforador. Además del registro del espesor de la torta de filtrado, sedeberá agregar una nota descriptiva siempre que la torta tenga una textura pobre o elespesor haya aumentado por hinchamiento. En el caso de ensayos con una duración inferiora los 30 minutos, no se deben registrar los espesores de torta.

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1.3.4 PRUEBA DE CLORUROS

El ensayo de sal o cloruro es importante para controlar la contaminación de sal y paradeterminar las concentraciones en Iodos de agua salada o tratados con sal. El ensayo serealiza sobre el filtrado del lodo y se realiza conforme al ensayo estándar API de filtración. Elprocedimiento para comprobar el contenido de cloruro del lodo es el siguiente:

1. Medir una muestra de un volumen conveniente, entre 1 y 10 cm3, en un recipiente y diluiraproximadamente a 50 cm3 con agua destilada.

2. Agregar unas gotas de indicador de fenolftaleína. Si la solución toma una coloraciónrosada, agregar ácido sulfúrico hasta que la coloración desaparezca por completo. Si sehan agregado fosfatos en grandes cantidades, agregar entre 10 a 15 gotas de unasolución de acetato de calcio.

3. Agregar 4 o 5 gotas de un indicador de cromato de potasio para obtener una coloraciónamarillo brillante.

4. Agregar gota por gota una solución estándar de nitrato de plata en forma continua. El

punto final de la titulación se alcanza cuando la muestra cambia a color anaranjado orojo ladrillo.

Calcular el contenido de cloruro (Cl) de la siguiente manera:

Contenido de Cl en mg. por litro o ppm = 1000 x cm3 de nitrato de plata/cm3 de la muestra

Este método de cálculo supone que no hay cambio en la densidad del filtrado con el aumentode concentración salina. Por lo tanto, los resultados se expresan correctamente en miligramos(mg) por litro, pero no en partes por millón. Para expresar la concentración en partes pormillón o porcentaje por peso, utilizar la siguiente formula:

ppm = mg por litro / densidad de la solución (g por cm

3

)% por peso = mg por litro / (10.000 x densidad de la soliición [g por cm3])

Además de la sal común, que es cloruro de sodio, las capas de sal y salmuera a menudocontienen cloruros de calcio y de magnesio. El método descrito determina la cantidad decloruro ion presente, aunque también puede expresarse como cloruro de sodio o sal,multiplicándolo por 1,65.

1.3.5 TEMPERATURA

Las propiedades reológicas del lodo de perforación y la efectividad de los distintos aditivos se

ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas en la profundidad del pozo son un factormuy importante pero no pueden determinarse con facilidad. La medición de la temperatura dela línea de salida de flujo con un termómetro común es una indicación razonable de lascondiciones en el fondo. Las propiedades reológicas se miden a la temperatura de la línea desalida del fluido del pozo.

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FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO

1.4 FLUIDOS DE REACONDICIONAMIENTO

Existen muchas aplicaciones de fluidos para actividades de reacondicionamiento, tales como:

punzado, cementación, fracturación, acidificación, estimulación, ahogo de pozo, reterminación,fresado, profundización, taponamiento, limpieza, fluido de empaque, fluido de terminación,circulación y muchos otros. Los fluidos pueden ser: gases, petróleos, aguas en salmuera, Iodosu otras soluciones químicas que se utilizan durante las actividades normales dereacondicionamiento.

Los fluidos especializados son: los de empaque y los de terminación. Los fluidos de empaquese dejan en el pozo entre el tubing y el casing, encima del empaquetador (packer); deben serno corrosivos, mantener el control de la presión y estar en condiciones de circular. Los fluidosde terminación se utilizan sobre las formaciones productivas para evitar daños permanentes dela zona.

1.5 CARACTERÍSTICAS NECESARIAS DE LOS FLUIDOS DE REACONDICIONAMENTO

Un buen fluido de reacondicionamiento debe ser:

1. Lo suficientemente denso como para controlar las presiones del pozo sin ser denso enexceso. Esto reduce una pérdida importante de fluido hacia la formación. Estando próximodel punto de equilibrio de la presión de formación, se reducen las pérdidas porsobrebalance.

2. Eficaz en cuanto el costo. A veces, es necesario utilizar fluidos costosos para evitar dañosen formaciones muy sensibles. Hay ocasiones en que los fluidos menos costososprovocan poco o ningún daño. Las experiencias anteriores son muy valiosas en esteaspecto.

3. Para algunas operaciones, lo más libre posible de partículas sólidas. Los sólidos puedentaponar los punzados y producir estragos, reduciendo sensiblemente la produccióndespués de un trabajo de fractura o de relleno de grava.

4. No corrosivo para evitar una futura falla en los costosos tubulares y los gastos de pesca.

5. Estable; esto es muy importante cuando el fluido queda en el pozo durante un períodoextenso de tiempo. La pesca de packers y tubing atascados puede resultar bastantecostosa e incluso podría derivar en el abandono del pozo antes de completar su vida útil.Además, se requiere estabilidad frente a la temperatura, especialmente en los pozosprofundos y calientes.

6. Algunos fluidos tienen grandes cantidades de partículas sólidas en suspensión, quepueden resultar muy nocivas para la formación en producción (finos y limos), además deser abrasivos para el equipo (arena y metales). Otros poseen pequeñas cantidades desólidos, pero que pueden provocar taponamientos. Los mejores fluidos son los Filtrados olimpiados, y tienen pocos o ningún sólido.

En general, se considera que los fluidos que se filtran a 2 - 4 micrones, o a 10 - 20 NTUsminimizan el daño de la formación, dando lugar a niveles más altos de producción.(NTU = UNT (Unidad Nacional de Turbidez, medida de la claridad del fluido. 3)

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1.6 PROBLEMAS DE CONTAMINACIÓN

Algunos fluidos que son efectivos para las operaciones normales pueden a menudo resultarincompatibles con las mezclas de cemento o ácidos. Puede resultar entonces necesario utilizarun espaciador de fluido para separarlos.

Algunos líquidos, sólidos, aditivos químicos y hasta el fluido mismo pueden provocar problemasambientales. Algunas veces puede ser necesario reemplazarlos por un producto menos eficazy/o más costoso que no dañe tanto la vida marina o el ambiente.

1.7 FUNCIONES

Las funciones generales de los fluidos para actividades de reacondicionamiento, tales comoreparación y terminaciones, son completamente estándar. Los fluidos son muy importantespara el éxito de la mayoría de las tareas de reacondicionamiento; además, no deben dañar laformación en producción, ni poner en peligro el equipo, el personal o el medio ambiente. Esfundamental que los fluidos se apliquen y controlen en forma adecuada.

Los fluidos utilizados en tareas de reparación y terminación varían en cuanto al peso y vandesde baja densidad (gas) a alta densidad (líquidos). Las funciones básicas son:

1.7.1 Transporte de materiales necesarios y de desecho hacia y desde el pozo.

1.7.2 Suspensión de materiales necesarios y de desecho cuando se detiene la circulación.

1.7.3 Control de la presión para evitar reventones.

1.7.4 Enfriamiento y lubricación de la cañería, trépanos y fresas.

1.7.5 Provisión de energía hidráulica.

1.7.6 Brindar un medio adecuado para el perfilaje y punzamiento.

1.7.7 Permitir que el equipamiento de pozo pueda correrse en tiempo razonable y formasegura.

1.7.8 No dañar la formación en producción, quizás la función más importante.

1.7.9 No dañar el equipamiento del pozo.

1.7.10 No dañar el equipamiento de superficie.

1.7.11 No afectar al personal ni al medio ambiente.

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1.7.1 TRANSPORTE DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO HACIA Y DESDE ELPOZO.

Para llevar a cabo distintas operaciones, es importante hacer circular materiales, tanto dentrocomo fuera del pozo. Algunos materiales se agregan con un objetivo, mientras que otros, quepueden ser perjudiciales, es necesario sacarlos para mantener el pozo limpio. Los materiales

potencialmente dañinos e indeseables que pueden circular desde el pozo son los siguientes:cemento, fluidos corrosivos, recortes, escombros, gravas, gas, metales, lodo antiguocontaminado, plásticos, arena, cemento húmedo sin usar y otros elementos indeseables en elpozo. Del mismo modo, resulta necesario hacer circular material beneficioso, tal como: ácido,cemento, tapón viscoso, plástico, grava, arena de fractura, senadores y otros fluidos dentro delpozo.

La acumulación de material a lo largo de las paredes del pozo puede causar muchosinconvenientes, tales como:

A. Pegamiento o falla de la tubería

B. Formación de tapones o empaquetamiento de la tubería

C. Aumento del torque o del arrastre

D. Pérdida de circulación

E. Relleno

F. Taponamiento de punzados y de la formación.

G. Desgaste excesivo del equipo.

1.7.2 SUSPENSIÓN DE MATERIALES NECESARIOS Y DE DESECHO CUANDO SEDETIENE LA CIRCULACIÓN.

Decir que un fluido tiene una gelificación de alta resistencia implica que tiene capacidad desuspensión cuando la circulación se detiene. La estructura gelatinosa resiste el hundimiento desólidos y recortes hasta que se reinicie la circulación. Así se reduce la cantidad de relleno, yminimiza el pegamiento de herramientas, tuberías y cables de acero, como consecuencia de lacaída de los sólidos debido a la fuerza de gravedad. Sin embargo, en las operaciones dereacondicionamiento, la mayor parte de la remoción de desechos puede realizarse porcirculación inversa, a mayor velocidad y en menor tiempo. Suele ocurrir que en algunos casosla característica de suspensión conspire contra la buena práctica de operación de reparacióndebido a que una alta capacidad de suspensión puede no ser necesaria, y debido a que cuantomayor sea la resistencia del gel, mayores serán las posibilidades de generar presiones depistoneo y compresión. En caso que los desechos resultaran demasiado pesados para circular(por ejemplo, recortes de metal) hacia arriba por la barra de sondeo, se puede usar unacanasta de pesca con circulación normal.

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1.7.3 CONTROL DE PRESIÓN

Se debe tener en cuenta que podríamos estar expuestos a una presión de formación encualquier instancia de las actividades de reacondicionamiento. Existen algunas situaciones enlas que el trabajo se lleva a cabo en un pozo "vivo" bajo presión. Sin embargo, en la mayoría delos casos, se exige "matar" (ahogar) el pozo. Por lo tanto, se procura balancear o

sobrebalancear la presión de formación para evitar el flujo del pozo. Esto se logra a través de lapresión hidrostática del fluido en el pozo. Los fluidos pueden ajustarse o densificarse todo loque sea necesario para lograr una condición balanceada. Un fluido demasiadosobrebalmceado podría generar una pérdida y dañar la formación.

1.7.4 ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN

A medida que el trépano o la fresa y la barra de sondeo rotan en el pozo, se generantemperaturas muy elevadas. El fluido debe absorber el calor para enfriar el conjunto y prolongarla vida del trépano o de la fresa, y así evitar que el calor debilite o dañe la columna. El fluidotambién sirve para lubricar el metal al entrar en contacto con el pozo y así evitas calor

excesivo, desgaste y fallas.

1.7.5 PROVISIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA

Muchas de las actividades especiales y de rutina realizadas durante las operaciones dereacondicionamiento requieren de la aplicación de presión en la boca del pozo y su transmisióna través del fluido pozo abajo. Otras situaciones requieren un fluido circulante y velocidad decirculación, que se obtienen gracias a el uso adecuado de los fluidos y de las bombas delequipo.

1.7.6 BRINDAR UN MEDIO ADECUADO PARA LAS HERRAMIENTAS DE CABLE, DEPERFILAJE Y PUNZAMIENTO.

Gran parte de la actividad asociada con la mayoría de las operaciones de reacondicíonamientose realizan con cables o alambre. En este caso, el fluido adquiere una importancia fundamentalpara lograr una operación sin pérdida de tiempo del equipo de cable de perfilaje o alambre, queincluye: cañones, perfiles eléctricos de pozo entubado, tapones y packers, como también paraoperar con niples de alojamiento.

1.7.7 PERMITIR QUE EL EQUIEPAMÍENTO DEL POZO PUEDA CORRERSE EN TIEMPORAZONABLE Y FORMA SEGURA

Si el fluido no se encuentra en perfectas condiciones o resulta demasiado espeso y viscoso, sepueden generar problemas de compresión y pistoneo, así como daños a la formación. Tambiénen el caso de un fluido demasiado espeso puede haber problemas de circulación.

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1.7.8 NO DAÑAR LAS FORMACIONES EN PRODUCCIÓN

Es fundamental que el fluido utilizado no provoque daño permanente a la zona productivacuando libera limos o finos, cieno, gomas o resinas. El agua dulce puede producir una emulsiónbloqueante del flujo en algunas formaciones gasíferas-petrolíferas. Los fluidos con alto filtradode agua pueden dañar formaciones sensibles (skin damage), produciendo así una disminución

de la productividad. Del mismo modo, estos fluidos no deberían alterar la humectabilidad delreservorio de arena o roca. Los caudales de flujos elevados pueden provocar la erosión delpozo.

1.7.9 NO DAÑAR EL EQUIPAMIENTO DEL POZO

Los fluidos que se dejan en el pozo, tales como los de empaque, merecen un tratamientoespecial. Deben ser no-corrosivos y no tender a decantar. La vida estimada de un pozo, engeneral, determina los tipos de fluido y aditivos que se van a mezclar y dejar en el pozo.Durante las tareas de reparación, el fluido de empaque puede alterarse, diluirse oreemplazarse. Se debe tratar el fluido en forma adecuada; caso contrario, puede tornarse

corrosivo. Esta situación puede poner en peligro la vida esperada para la aislación y elequipamiento.

1.7.10 NO DAÑAR EL EQUIPAMRENTO DE SUPERFICIE

Los fluidos corrosivos puede provocar fallas de aislaron en muchos de los equipos desuperficie. Además, en el corto plazo, los fluidos cargados de arena pueden resultar muyabrasivos, erosionar y perforar válvulas, elementos de pistoneo y otro tipo de equipamiento, siésta no es eliminada en la superficie.

1.7.11 NO AFECTAR AL PERSONAL NI AL MIEDIO AMIBLENTE

A menudo, los fluidos que se utilizan en las reparaciones pueden resultar muy peligrosos parael personal. Ácidos, cáusticos, bromuros, algunos cloruros y otros productos químicos, puedencausar serias quemaduras. Estos fluidos también pueden ser tóxicos y provocar a demásproblemas respiratorios y visuales. La precaución y la vestimenta de seguridad adecuadas nopueden faltar en el momento de manipular y mezclar estos productos químicos.

El medio ambiente es uno de los recursos más preciados. Tanto los fluidos utilizados en elpozo como los que éste produce pueden dañarlo. Hay una creciente preocupación relacionadacon los derrames, la forma de darlos a conocer, el transporte seguro y la eliminación adecuadade los fluidos del equipo.

1.8 TEMPERATURA

La densidad, las propiedades reológicas del fluido de reacondicionamiento y la eficacia de losdistintos aditivos, se ven afectadas por la temperatura. Las temperaturas en el subsuelo son untema de gran preocupación. La densidad efectiva de muchos fluidos de reacondicionamientodisminuye con la temperatura, característica que debe tomarse en cuenta para su diseño. Nose debe escatimar esfuerzos para determinar las temperaturas del subsuelo. Asimismo, sedeben conocer las temperaturas de salida del flujo del pozo y en los tanques para tenerinformación suficiente que permita prevenir un problema potencial. (Ver Tema Cristalizaciónmás adelante en este capítulo)

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1.9 TIPOS COMUNES DE FLUIDO

1.9.1 PETRÓLEO

En la mayoría de las áreas productoras, el petróleo es abundante y su uso, económico. Engeneral, es no-corrosivo y no provoca hinchamiento de las arcillas en la zona productora. Es

liviano, (~ 7 ppg (839 g/I)) lo que resulta excelente para utilizar en el caso de pozos de petróleode baja presión. Características a tomar en cuenta en el caso de utilizar petróleo:

A. Puede contener ceras, partículas finas de arena, sólidos o asfaltos.

B. Puede ser corrosivo si hay presentes H2S 0 C02.

C. Puede ser demasiado liviano para contener la presión del pozo en algunas áreas ydemasiado pesado en otras.

D. Es inflamable y muy resbaladizo, especialmente si se saca una tubería tapada llena.

E. Al derramarse, contamina.

F. Puede no ser compatible con el petróleo del reservorio si proviene de otra parte.

G. Nunca debe utilizarse en un pozo de gas.

Algunas veces se utiliza gasoil (Diese Oil) y kerosén. Ambos son costosos y pueden serpeligrosos. Sin embargo, son muy limpios y no-corrosivos. Debe haber siempre equiposadecuados para extinguir fuego, en lugares de fácil acceso, y las dotaciones del equipodeberán estar bien entrenadas en su empleo.

1.9.2 FLUIDOS DE BASE PETRÓLEO (Emulsiones de petróleo en agua y de agua enpetróleo).

La emulsión de fluido más común es petróleo en agua. En esta emulsión, el petróleo constituyela fase dispersa y aparece en forma de pequeñas gotitas. La fase base puede consistir en unfluido de agua dulce o salada. La estabilidad depende de la presencia de uno o más agentesemulsificadores (almidón, jabón y coloides orgánicos). Se considera satisfactorio el gasoil parausar en la fase dispersa. La ventaja del gasoil en la reparación de un pozo es que resultamenos dañino para la formación en producción. La inversa de una emulsión de petróleo enagua es una emulsión de agua en petróleo. En el caso de una emulsión de agua en petróleo, elagua constituye la fase dispersa y el petróleo es la fase base. Los filtrados (niveles de pérdidade fluido) son bajos y, por lo general, es petróleo. Esta mezcla es muy inestable arriba de los200º F (93º C). Si estas combinaciones resultaran cargadas de sólidos, podrían provocartaponamiento en la formación.

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1.9.3 GAS

El gas se puede utilizar en reservorios de baja presión de formación. Durante las operacionescon gas, el pozo queda controlado sólo por la contrapresión de superficie. El gas natural, quese obtiene fácilmente y resulta económico en algunos campos, es extremadamente inflamable.El gas nitrógeno es inerte y posee una serie de cualidades muy importantes. Químicamente, no

provocara daño alguno a la formación, a los materiales metálicos o los sellos de goma.

Querer quitar los desechos del pozo con gas puede ser problemático. Para obviar esto, se usaespuma mezclada por la empresa de servicios que suministra nitrógeno. Esta posee óptimascaracterísticas, tanto para limpiar el pozo como para transporte de los desechos.

1.9.4 AGUA

Los fluidos de base acuosa son: A) Agua dulce, B) Salmueras (Brine) y C) Lodos.

A) En estos últimos años, el agua dulce para actividades correctivas ha ido perdiendo

relevancia en muchas áreas. El agua dulce puede hidratar arcillas y dañarformaciones en forma severa. En cambio, el agua con baja salinidad es abundante yeconómica. Normalmente, el agua necesita poco tratamiento. Sin embargo, hay quetener cuidado con el elevado nivel de sólidos asociado con algunas aguas. Sí hubieradudas con respecto a los sólidos presentes en agua, se deberá considerar laposibilidad de un filtrado.

B) Las salmueras son soluciones salinas que se utilizan comúnmente. La salmuera seobtiene y mezcla con facilidad. El costo suele ser bajo. No existe peligro de explosióno incendio; pero la salmuera puede, en algunas áreas, constituir un peligro para elmedio ambiente.

C) Los Iodos están formados por agua, arcillas y productos químicos, que se mezclan ypara obtener varias propiedades. Los Iodos tienen altos contenidos de sólidos ypueden dañar determinadas formaciones debido a la pérdida de agua y al bloqueo delos espacios porales.

Agregar sal a las soluciones aumenta la densidad y genera presión hidrostática mayor. Esto nodebería aumentar al contenido de sólidos de la solución, ya que la sal extra se "disuelve" en lasolución. El aumento de las concentraciones salinas inhibe la hidratación de la arcilla. Enalgunas áreas, sin embargo, las aguas salinas tenderán a aumentar el volumen de las arcillas.En tal caso, se puede utilizar calcio o potasio para prevenir el problema. Si se usara aguasalina de purga asegurarse de que, durante el proceso de separación no se hayan agregadodesemulsionantes. En caso que hubiera sólidos, asegurarse de filtrar el agua.

1.10 DENSIDAD DE SALMUERAS

Salmueras simples como el cloruro de sodio (NaCl), cloruro de potasio (KCI), cloruro de calcio(CaCI2) y bromuro de calcio (CaBr 2), entran en la categoría de baja densidad. El uso máscomún es cloruro de sodio.se puede aumentar la densidad de una “salmuera” simpleagregando sal hasta alcanzar el punto de saturación a una temperatura dada.

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Salmueras multi-salinas (de dos o más sales) se pueden utilizar cuando se requieren mayoresdensidades. La relación de una sal con las otra(s) se debe controlar cuidadosamente.

A continuación, se mencionan las distintas densidades de algunos fluidos:

Densidad Densidad DensidadMínima aprox. Máxima aprox. Máxima Práctica

TIPO DE FLUIDO (libras/gal)(g/l) (libras/gal)(g/I) (Iíbras/gal)(g/l)

Petróleo 6,0 719 *8,5 1018 8,0 958Gasoil 7,0 839 7.0 839Agua dulce 8,3 998Agua de mar 8,4 1006 8,6 1030 8,5 1018Salmuera-Cloruro de Sodio (NACI) 8,3 995 10,0 1198 9,8 1174Salrnuera-Ctoruro de Potasio (KCI) 8,3 995 9,8 1174 9,7 1162Salmuera- Cloruro de Calcio (CaClz) 11,0 1318 11,7 1401 11,5 1378Salmuera-Bromuro de Calcio (CaBr2) 11,5 1378 15,1 1809 15,0 1197Salmuera-Bromuto de Zinc (ZnBr.,) 14,0 1677 19,2 2301 18,1 2158

* Algunos petróleos se hunden en el agua.

Algunos compuestos (ácidos) pueden representar un serio problema de corrosión a densidadesaltas. Pueden corroer el equipamiento del pozo en corto tiempo. Hay que tratar de emplearlosel menor tiempo posible, desplazándolos totalmente del pozo. Los proveedores de salmueras yaditivos pueden suministrar tablas y gráficos sobre estos fluidos. Muchos de estos cuadros ygráficos también están reproducidos en manuales de petróleo y de empresas de servicios.

1.11 CRISTALIZACIÓN

La generación de cristales en cantidades comerciales, que realizan algunas industrias,constituye una gran ventaja para la humanidad. Sin embargo, la formación de cristales en unfluido puede constituir un verdadero peligro. Al mezclar un fluido, pueden utilizarse muchascombinaciones de sal y mineral para obtener el peso deseado de fluido en la forma máseconomice y segura. A menudo, la mezcla contiene todo el material que el agua puedacontener en forma disuelta a una temperatura determinada. Este punto generalmente seconoce como punto de saturación. Alcanzada la saturación, no se obtiene ningún pesoadicional al agregar más material. Si se agrega material y si la temperatura se mantieneconstante puede ocurrir que: 1) el material decante al fondo del tanque o 2) que se produzcauna cristalización. La cristalización presenta el aspecto de hielo en formación y, en general, lagente de campo la conoce como "congelamiento". Si se redujera la temperatura del fluido enlos tanques debido a un cambio en las condiciones climáticas u otras, la cristalización tendrálugar, reduciendo no sólo la densidad del fluido, sino también su fiabilidad para ser bombeado.

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Para obtener información exacta, consultar las tablas sobre el fluido en uso. La temperaturaafecta a soluciones diferentes de maneras diferentes; existen mezclas para invierno útilespara reducir el “punto de congelamiento". A modo de ejemplo, el Cloruro de Sodio (NaCI)salmuera actúa de la siguiente manera:

Peso Cristalización

(libras/galón) (g/l) o punto de congelamiento(ºC) (ºF)

8,5 1018 - 1,6 299,0 1078 - 7,2 199,5 1138 -14,4 6

10,0 1198 - 3,8 25

Salmuera de Cloruro de CalcioPeso Cristalización(libras/galón) (g/l) o punto de congelamiento

(ºC) (ºF)8,5 1018 - 1,1 309,0 1078 - 6,1 219,5 1138 -12,7 9

10,0 1198 -22,2 -810,5 1258 -37,7 -3611,0 1318 -30 -2211,5 1378 1,6 35

Cloruro de Calcio-Bromuro de CalcioPeso Cristalización(libras/galón) (g/l) o punto de congelamiento

(ºC) (ºF)12,0 1438 12,2 5412,5 1498 13,8 5713,0 1558 15 5913,5 1618 16,1 6114,0 1678 17,7 6414,5 1737 18,3 6515,0 1'797 19,4 67

Variaciones en la proporción de sales que se mezclan o de cantidad de sales y de agua en las

soluciones puede afectar el punto de cristalización de modo drástico. Por lo tanto, no utilizar lainformación de los manuales de entrenamiento. Pedir tablas y gráficos reales a quiensuministra el fluido de acuerdo a las características propias de este en particular.

Cuando los fluidos de reacondicionamiento, que se describieron en esta sección, se utilizan enclimas fríos, debe hacerse uso de serpentinas de vapor o de algún otro tipo de calefacción paralos tanques. Se deberán cubrir con material aislante las líneas de conducción de fluido queestén al aire libre. Las mezclas de invierno reducen el "punto de congelamiento"; sin embargo,el costo por barril (m3) aumenta.

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1.12 FLUIDOS DE BASE ACUOSA O CONVENCIONALES (LODOS)

Sin duda, este es el medio más antiguo. Se encuentran cargados de sólidos y, en muchoscasos, pueden producir un daño importante a la formación.

Su costo es bajo, son contables y se manejan con facilidad la mayoría de las veces. Estos

fluidos hacen que procedimientos tales como el control de la alta presión y de pozos de altapermeabilidad de gas resulten más simples. A veces, es necesario utilizarlos en zonas dondese producen pérdidas importantes de un fluido limpio, sin sólidos, pero muy costoso. En el casode una terminación doble, una zona puede tomar fluido a una presión menor de lo necesariopara poder mantener controlada la otra formación. La economía también puede ser un factordeterminante en la selección de fluidos. Estos son poco eficaces como fluidos de empaque.

1.13 FLUIDO DE EMPAQUE (Packer Fluid)

Uno de los puntos más importantes en una reparación de pozo es, por lo general, el últimopaso antes de volver a poner en producción el pozo. Este paso consiste en desplazar el

espacio entre el casing y el tubing con un fluido que permanecerá en el área hasta que el pozovuelva a repararse o se lo abandone. Las funciones principales de un fluido de empaque son:controlar la presión de la formación, e impedir el aplastamiento del casing y el reventón de lacolumna de producción. La siguiente lista incluye algunas consideraciones y características quedebe presentar un fluido de empaque:

1. No-corrosivo

2. Estable en cuanto a tiempo y temperatura

3. No permitir que los sólidos decanten sobre el empaquetador (packer).

4. Costo razonable

5. Debe ser y mantenerse bombeable

6. Densidad vs. presión de la formación.

7. No debe dañar los sellos de los empaquetadores.

En los pozos más antiguos, el lodo perforación se dejaba como fluido de empaque. Esto trajoaparejado trabajos de pesca costosos para la rehabilitación del pozo, debido a la separación,con el tiempo, de la fase sólida de la fluida. La precipitación de sólidos produce sobre elempacador la formación de una especie de cemento. Cuando los Iodos a base de cal,utilizados como fluidos de empaque, se exponen a temperatura reaccionan con las arcillas dellodo y pueden fijarse del mismo modo que el cemento. Estos problemas dieron lugar a lacreación de muy buenos fluidos de empaque actualmente disponibles.

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1.14 COLCHONES Y TAPONES

Los colchones o tapones se usan para resolver o controlar algunos problemas del pozo (comosi fuesen tapones mecánicos). Los usos de los colchones y tapones son los siguientes:

1. Sellado de pérdidas del casing.2. Corrección del perfil de inyección en pozos de inyección de agua o pozos de

disposición de desechos.

3. Eliminación de pérdida de circulación en arenas altamente permeables.

4. Escalonamiento del ácido durante la limpieza o estimulación del pozo.

5. Eliminación de los flujos de agua salada.

6. Colocación de tapones dentro del tubing o las barras de sondeo de 1000 pies (304,8m) o más de longitud, que puedan removerse con facilidad y manipularse con tubings

concéntricos (macaroni) o tubería flexible (coil tubing).

7. Estabilizar zonas de grava no consolidadas.

8. Sellado de fracturas

9. Bombeados adelante de la lechada de cemento, para evitar la pérdida de cementosde baja viscosidad hacia zonas de pérdida, mejorar las tareas de cementación.

10. Ahogar surgencias subterráneas (underground blowout).

Existen muchas clases de colchones blandos o bombeables para cumplir estas tareas, y son

los siguientes:

1. Cemento puro

2. Fluido espeso de base petróleo

3. Cemento/Gasoil

4. Bentonita/Gasoil

5. Cemento/Bentonita

6. Sílice-arcilla

7. Polímeros

8. Plásticos

9. Ácidos

10. Materiales varios de pérdida de circulación, químicos para taponamiento ytratamiento.

Estos compuestos a menudo se densifican y su viscosidad resulta relativamente alta. Puedenutilizarse retardadores o aceleradores, dependiendo de las temperaturas y del tiempo debombeo. El uso de viscosificadores es también bastante común.

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En algunos casos, puede ser adecuado un tapón de efecto retardado y, si fuese necesario,puede también agregarse un ruptor de viscosidad para lograr un tapón de duración predecible,generalmente de uno a diez días. (Este proceso se cumple, con facilidad, en tapones depolímero con el agregado de una enzima que, con el transcurso del tiempo, reduce las grandesmoléculas de polisacáridos (azúcar) a polímeros de bajo peso molecular y azúcar simple.)Siempre que un tapón de polímero entre en contacto con una zona productora deberá contener

algún ruptor de viscosidad.

Un caso típico sería el de un pozo productor de dos horizontes, donde una zona requiere ciertadensidad para ahogarla y esa misma densidad produciría pérdida de circulación en la otrazona. Puede solucionarse dependiendo de las instalaciones mecánicas y posición de lospackers, tubing, etc. posicionando un pequeño tapón frente a la zona débil. Agregar unacantidad suficiente de ruptor de viscosidad para disolver el tapón transcurrido cierto tiempo encaso que la zona débil deba volver a ponerse en producción en el futuro. Para operacionescomunes, las píldoras o tapones de 5 barriles (0,795d), en general, resultan suficientes. Confrecuencia, uno o dos barriles (aprox. 158/317 litros) resultan adecuados.

Los polímeros pueden utilizarse para obtener un tapón de tipo elastomerico en la columna desondeo o tubing. Esto puede realizarse utilizando un polímero de frague rápido. El tubing o la

barra de sondeo pueden llenarse desde la superficie con un polimero de goma resistente, quese densifica tanto como se desee. Una cañería concéntrica o “macaroni" puede bajarse através de este tapón elástico y sacarse y rotar o reciprocar todo lo deseable. Una vez que seretire la columna, el agujero resultante se cierra solo.

Se deben tomar las precauciones necesarias para evitar usar tapones que, al disolverse,forman agua o precipitados insolubles en ácido que podrían invadir la formación en producción.Se deben realizar pruebas piloto si se hace uso de los ruptores. Estos sistemas se debenmezclar con un embudo y agitar bien para asegurar una mezcla homogénea. Para ser eficaces,los tapones blandos deben bombearse hasta la posición correcta previamente determinada enel pozo. Realizar este paso correctamente requiere algunos cálculos.

1.15 SEGURIDAD GENERAL PARA LOS FLUIDOS

Durante la mezcla de cualquier sistema de fluido, el personal deberá estar informado acerca delos peligros que implica el manipules y mezcla de las soluciones químicas. Como ya se dijo,algunas de estas substancias químicas pueden provocar quemaduras graves, pueden sertóxicos para el hombre y el medio ambiente y también pueden causar problemas visuales yrespiratorios. Ropa de protección, antiparras, guantes vinílicos o de goma, delantales, botas,etc. deberán utilizarse al manipular y mezclar substancias químicas. En el momento de mezclarestas substancias con agua u otros fluidos, agregar estas al agua o fluido que se emplee parareducir la posibilidad dé una reacción violenta. Tener siempre algún elemento para enjuagar losojos o la piel, cerca del área de mezclado. Si estas substancias entran en contacto con los ojoso la piel, inmediatamente lavar con abundante agua e informar al supervisor para mayoresinstrucciones.

Las escopetas de mezcla deberán anclarse en forma segura mientras no se las atiende. Losmateriales deben apilarse hasta una altura razonable para reducir el manipuleo y peligro decaídas y derrumbes.

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1.16 RESUMEN

En todo proceso, los fluidos cumplen un papel importante. Tanto durante las tareas dereparación, como terminación, o perforación, etc., la condición del fluido puede aumentar elrendimiento total del equipo, y la posible productividad del pozo. El fluido deberá controlarse decerca para asegurarse de que cumple todas las especificaciones. Además, el control del fluido

en el pozo o los tanques puede permitir apreciar indicios de problemas en el pozo. Como eltiempo es dinero, en ningún otro momento esto es más evidente que cuando se miran lasfacturas de actividades que salieron mal. Por lo general, el número excesivo de horas de usodel equipo se debe a la aplicación ineficaz del fluido. Tanto los costos del equipo como otrosservicios se ven afectados.

No se pretende que los jefes de pozo y perforadoras sean ingenieros, pero cambios en laslecturas de los instrumentos medidores de la consola de perforación pueden reflejar cambiosen el lodo o problemas de pozo. El fluido es como la sangre en el cuerpo humano, circula portodo el sistema y, si hay algún problema, simples ensayos pueden ayudar a resolverlo. Losensayos de fluido deben realizarse en forma regular, tanto por parte del ingeniero en lodo comopor la dotación; quienes deberán informar cualquier cambio.

No se debe escatimar el énfasis puesto en el tema de la seguridad, dado que algunos fluidospresentan características peligrosas.

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Fluidos de Perforación. Libro Well Control

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