Functions of a Drilling Fluid

INTRODUCCIÓN A FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Un Fluido de Perforación (Comúnmente llamado lodo), es

cualquier fluido usado para perforar un pozo. Existen una

gran diversidad y cada uno es usado para un propósito

especifico. Varios aditivos son usados para crear un

propósito especifico, dependiendo de la necesidad de la

perforación.

SISTEMA DE CIRCULACIÓN

FUNCIONES DE UN FLUIDO DE

PERFORACIÓN

1. Remover los recortes del pozo.

2. Control de las presiones de la formación.

3. Mantener en suspensión los recortes.

4. Obturar formaciones permeables.

5. Mantener la estabilidad del agujero.

6. Minimizar daños al yacimiento.

7. Enfriar, lubricar y flotar la sarta de perforación.

8. Transmitir la energía hidráulica a la barrena y BHA.

9. Proporcionar un medio adecuado para toma de registros eléctricos.

10. Control de la corrosión.

11. Facilitar la cementación y completación del pozo.

12. Prevenir hidratos de gas.

13. Minimizar el impacto ambiental.

* Proporcionar Reologias Planas.

FUNCIONES DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN

1. ELIMINAR LOS RECORTES DEL POZO

Los recortes son generados por el trepano y deben ser removidos del pozo.

Factores que afectan la limpieza del pozo:

Recortes (Tamaño, forma y densidad).

Velocidad de Perforacion.

RPM de Arreglo de Perforacion.

Velocidad Anular.

Reología del Fluido.

ELIMINAR LOS RECORTES DEL POZO

Viscosidad: el asentamiento de los recortes es mayor en fluido de baja viscosidad, comparado con fluidos tixotrópicos, que tienen mejor transporte y suspensión de los recortes.

Fluidos con una viscosidad de baja razón de corte y elevada viscosidad a baja velocidad anular son los con mayor eficiencia de limpieza de pozo.


Densidad: por incremento del factor de flotación proporciona mayor limpieza.

Velocidad Anular (AV): caudal promedio a la que el fluido fluye en el espacio anular.

100 ft/min(Valores mayores en pozos desviados). Sección de agujero grandes, tan bajas como 20 ft/min.


Velocidad de caída de recortes (SV): en función a la densidad, tamaño y forma de los recortes de acuerdo a la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación.

AV > SV → Limpieza.

Alta viscosidades son usadas en agujero superiores.

Transporte de recortes es mas difícil en pozo horizontales que verticales.


Las camas de recortes restringen el flujo, incrementan el torque y son difícil de remover. La remoción de recortes tiene mayor complicación en secciones de pozos con ángulos de 30-35° a 60-65°.

Usar alto caudales y fluidos con menor viscosidad para lograr flujo turbulento. Alto riesgo de asentamiento de recortes cuando se detiene la circulación.

Fluidos con perfil LSRV (Low Shear Rate Viscosity), tixotrópicos y flujo de condición laminar proveen una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular plana, mayor porción de limpieza a lo largo del agujero y suspensión de los recortes.

2. CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN

Fluidos y gases de la formación

Lutitas presurizadas

Fuerzas tectónicas

Presión de sobrecarga, pozos horizontales

Densidad del lodo

Influjos y descontrol de pozo, pega de

tubería e inestabilidad del agujero.

CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN

Fuerzas Tectónicas → Presión de Colapso.

Presión de Poro → Fluidos de Formación.

Lutitas Presurizadas.

Presión de Sobrecarga en Pozos Horizontales o de alto Angulo.

La densidad del fluido debe tener un balance con la presión de poro

Fluido muy Liviano

Perdida de circulación, inestabilidad del

agujero, pega de tubería diferencial. Fluido muy Pesado

CONTROLAR LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN

El fluido es la primera barrera para controlar un pozo

3. SUSPENDER Y LIBERAR LOS RECORTES

El fluido debe mantener en suspensión recortes de perforación, material densificante y aditivos bajo un amplio rango de condiciones.

Beneficios:

Impedir el relleno después de los viajes y las conexiones

Impedir el empaquetamiento cuando no hay circulación

Mejorar la eficiencia de control de sólidos

SUSPENDER Y LIBERAR LOS RECORTES

Durante la Circulación Sin Circulación Suspensión Sin Circulación Empaquetado

Factores involucrados: Disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte. Esfuerzos de gel y tixotropía Ángulo del pozo

4. SELLAR LAS FORMACIONES PERMEABLES

Arenas

Formaciones fisuradas

Fracturas

Cavernas

Formaciones Porosas

Formaciones Conglomeradicas.

SELLAR LAS FORMACIONES PERMEABLES

Se diseña un fluido para que provea un revoque delgado, flexible, impermeable y adherente sobre la formación reduciendo la filtración del fluido y previniendo perdidas de circulación e inestabilidad del agujero.

5. MANTENER LA ESTABILIDAD DEL POZO

Estabilidad de pozo es un complejo balance de factores mecánicos y químicos.

Paredes estables para correr cañerías y cementar el agujero. Soporte mecánico sobre las paredes del pozo para soportar esfuerzos mecánicos y presión de formación.

Se debe mantener el diámetro y forma del agujero, evitando las erosión mecánica e inestabilidad de formación reactivas.

MANTENER LA ESTABILIDAD DEL POZO

Erosión mecánica del pozo

Flujo turbulento en el espacio anular

Velocidades de corte de la tobera > 100.000 seg-1

Arcillas Hidratables

Lodos base agua inhibidos

Lodos base aceite

Lodos base sintético

6. MINIMIZAR LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN

“Reducción de la permeabilidad natural de la roca”

Impedir el bloqueo de las gargantas de poro por migración de finos.

Impedir el bloqueo por emulsión de los fluidos.

No generar precipitados en el interior de la formación.

No cambiar la humectación natural de la formación.

Impedir la hidratación y el hinchamiento de las arcillas.

7. ENFRIAR, LUBRICAR Y APOYAR LA BARRENA Y EL

CONJUNTO DE PERFORACIÓN

Calor por fricción es generado por fuerzas mecánicas e hidráulicas sobre el trepano y el arreglo de perforación.

Reducir el coeficiente de fricción, uso de lubricantes.

Enfriamiento por circulación del fluido, perdida de calor en superficie.

Flotabilidad proporcionada por la densidad del lodo, reduce el peso del conjunto de perforación.

8. TRANSMITIR LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LA

BARRENA Y LAS HERRAMIENTAS

Proporcionar suficiente energía para las herramientas de fondo más la barrena. Perdida de presión es mayor en fluido de alta densidad y viscosidad

Limpiar por debajo de la barrena antes de moler de nuevo los recortes.

Optimizar la barrena, 50% de perdida de presión:

Fuerza de impacto

Potencia hidráulica

9. FACILITAR LA EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN

Es critica la evaluación de las formaciones sobre todo en pozos exploratorios.

No fluorescencia.

Alto ion Potasio.

Excesivo filtrado.

Evitar zonas lavadas excesivas

Buena interpretación de registros, fluido compatibles.

10. CONTROLAR LA CORROSIÓN

Agentes corrosivos tanto en superficie como en fondo:

Oxígeno

Dióxido de Carbono

Sulfuro de Hidrógeno

Inhibición, barrera fílmica química.

Secuestrantes, neutralizar los agentes corrosivos

11. FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN

Generar un agujero capaz de correr cañería y cementar de manera efectiva y no impedir las operaciones de completación.

Previo al bajado de cañería:

Agujero en calibre.

Dejar un revoque fino y lubricado.

Geles controlable para evitar sobre presiones en fondo.

Agujero limpio antes de correr cañería.

FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN

Previo al trabajo de cementación:

Agujero en calibre.

Lodo fácilmente desplazado sin canalización (Bajo punto cedente y esfuerzo de gel no progresivos), flujo turbulento a bajo caudal.

Revoques finos, fáciles de eliminar.

Los aditivos del lodo no deberían afectar la química del cemento.

12. IMPEDIR LA FORMACIÓN DE HIDRATOS DE GAS

Hidratos de Gas, solidos constituidos por una molécula de gas entrampada dentro de una molécula de agua:

1ftᶟ de hidrato → 170 ftᶟ gas.

Existen desde 800 ft a 45 °F.

Altas presiones la temperatura a la cual los hidratos de gas se forman pueden ser menor, posiblemente >40ºF

Operaciones DW y del Ártico la más criticas

MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE

No tóxico:

Cumple con LC50 o protocolo local de toxicidad.

Cumple con las normas sobre metales pesados (Cromo, Plomo).

No persistente, cumple con las normas locales sobre la degradación.

No crea películas

Base Agua/Base Aceite/Base Sintética.

CRITERIOS PARA SELECCIONAR EL TIPO DE

FLUIDO DE PERFORACION

En las operaciones de perforación, se usantipos diferentes de sistemas de lodobase agua, aceite o sintética.

Generalmente los sistemas básicos sonconvertidos a sistemas más complejos amedida que se va profundizando un pozo, porefecto de la temperatura, presión, etc.

El fluido más rentable para la perforaciónde un pozo o intervalo, debe estar basado envarios criterios.

INTRODUCCIÓN

INTERVALOS PROGRAMADOS A PERFORAR

Aplicación que se va a dar:

Intervalo Superficial

Intervalo Intermedio

Intervalo Productivo

Método de Completación

Tipo de Producción

Tipo de Formación

Arena

Lutitas

Arcillas

Propiedades Petrofísicas

Permeabilidad

Reactividad

Intercalaciones

Propiedades Geomecánicas

GEOLOGÍA

Disponibilidad

Concentración de Cloruros

Concentración de Sulfatos

Concentración de Dureza

Generación de Bacterias

AGUA DE PREPARACIÓN

Locación Remota

Capacidad limitada en Superficie

Capacidad de Mezcla

Equipo de Control de Sólidos

PLATAFORMA Y EQUIPO DE PERFORACIÓN

RIESGOS O PROBLEMAS POTENCIALES

Problemas relacionados con la lutita: Inestabilidad del pozo.

Incrementos de reología.

Descontrol de filtrado.

Problemas relacionados con arcillas: Embolamiento de la Barrena/Conjunto de Fondo (BHA).

Incrementos de reología.

Descontrol de filtrado.

Tubería pegada: Mecánica

Diferencial

Pérdida de circulación.

Contaminaciones: Sólidos.

Cemento.

Sal.

Anhidrita/yeso.

Gases ácidos (CO2, H2S).

ESCENARIOS DE PERFORACION

Profundidad de agua

Tamaño del pozo.

Ángulo del pozo.

Torque/arrastre.

Velocidad de perforación.

Peso del lodo.

Temperatura máxima.

ACERCAMIENTO SISTEMÁTICO

Optimización del Fluido

Estudio y Evaluación de propiedades Filtrado API o HPHT-PPA, perfil Reolológico (LSRV), Rolado, Swellmeter, Dispersión, etc.

Test de composición y variedad de productos.

Usar el Optibrige para determinar la mezcla de agentes puentes.

Usar el Brokfield para determinar el óptimo LSRV.

Control de las propiedades del fluido HPHT.

Rolado de Muestras a condiciones de fondo de pozo.

Determinación de Sólidos.

Determinar Reología Estable y Limpieza de Pozo


Brokfield

Pozos de Alto Angulo

Viscosímetro Fann 35

Principal Reología

Control de las propiedades del fluido HPHT.

PPA o PPT.

Sello Efectivo.

Determinar Programa de Control de Perdidas


Before After

Test para determinar Retorno de Permeabilidad,

Simulador de Completación, HPHT Modificado o PPA,

Test de varios métodos de limpieza, incluido solo retorno de flujo, limpiadores químicos, oxidantes, enzimas o ácidos

Planificar Limpieza Paredes Pozo


DIAGRAMA DEL PROCESO DE DISEÑO DEL FLUIDO

Propiedades Petrofísicas Formaciones

Requerimientos Medioambientales

Ventanas Operativas Densidad y Temperatura

Riesgos Asociados Operativos

Perdidas de Circulación

Estabilidad Química y Físicas de las Formaciones

Mecanismos de Daño Formación Productora

Características de la Completación del Pozo.

Optimización de

Fluidos

Optimización de

Fluidos

Optimización de

Fluidos

PROPIEDADES DE LOS

FLUIDOS DE

PERFORACION

Y

EQUIPOS DE

LABORATORIO

LABORATORIO FLUIDOS DE PERFORACION

EQUIPO PARA LODO PORTÁTIL

PRUEBAS FLUIDOS BASES AGUA

Las pruebas más comunes para fluidos bases agua:

Densidad

Viscosidad de Embudo

Reología usualmente a 120°F

Filtrado API a condiciones atmosférica.

Filtrado HTHP usualmente a 250°-300°F y un diferencial de 500 psi.

Retorta

Prueba de Contenido de Arena

Prueba de Azul de Metileno (MBT)

pH

Alcalinidad: Pm, Pf, Mf

Cloruros (Filtrado)

Dureza Total (Calcio y Magnesio)

PRUEBAS FLUIDOS BASES ACEITE Y SINTÉTICA

Las pruebas más comunes para fluidos bases agua:

Densidad

Viscosidad de Embudo

Reología usualmente a 150°F

Filtrado HTHP usualmente a 250°-300°F y un diferencial de 500 psi.

Retorta

Prueba de Contenido de Arena

Alcalinidad: Pom

Cloruros (Lodo Completo)

Calcio (Lodo Completo)

Electrical stability (ES) @ 120° or 150°F

AW Actividad del Agua.

TEMPERATURA

BASE AGUA

Línea de flujo

Tanques

Reología (120ºF)

Pérdida de filtrado

API

ATAP (500 psi)

BASE ACEITE

Línea de flujo

Tanques

Reología (150ºF)

Pérdida de filtrado

ATAP (500 psi)

Estabilidad Eléctrica

PESO – DENSIDAD DEL LODO – MW

lbs / gal -

s.g. -

lbs / pies3 -

psi / 1000 pies - (Profundidad Vertical) (un gradiente de presión

hidrostática)

“Calibración con Agua Dulce”

Balanza de Lodos

VISCOSIDAD – RESISTENCIA INTERNA AL FLUJO

Relación de Esfuerzo de Corte a Velocidad de Corte.

LA VISCOSIDAD DE LA MAYORÍA DE LOS

FLUIDOS DE PERFORACIÓN VARÍA CON LA

VELOCIDAD DE CORTE.

VISCOSIDAD DE EMBUDO

La velocidad de flujo temporizada en segundos

por cuarto de galón o segundos por litro.

Calibrar el embudo con agua: (26 Segundos por

Cuarto de Galón) (+/- 0,5 segundo).

Se utiliza para determinar contaminaciones o

cambios en la reología del fluido por algún

agente externo al fluido o algún tratamiento

realizado.

VISCOSIDAD DE EMBUDO

REOLOGÍA

VISCOSÍMETRO FANN Modelo 35

(Viscosímetro VG de 6 Velocidades)

– 600 600

– 300 - 300

– 200 VP

– 100

– 6 300

– 3 - VP

PC

Viscosidad Plástica

Punto Cedente

Geles: 3, 10 Segundos, 10 Minutos y 30 Minutos

REOLOGÍA

VISCOSÍMETRO FANN Modelo 35

“Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte,

Centipoise”

Esta LSRV se mide usando un viscosímetro de Brookfield a una

velocidad de corte de 0,3 RPM (el equivalente de 0,037 RPM en un

viscosímetro VG).

REOLOGÍA LSRV

FILTRO PRENSA API

CC DE FILTRADO CAPTADO ESTÁTICO

100 psi

Temperatura Ambiente

30 MINUTOS

7,5 pulg² Papel Whatman nº 50

FILTRO PRENSA API

Característica Revoque

Plástico

Lubricado

Adherente

Delgado

Impermeable

FILTRO PRENSA API

Ensamble de Filtro Prensa API

PÉRDIDA DE FILTRADO ATAP

CC de FILTRADO medido

X 2 (estático).

– 30 minutos

– 300ºF @ Temperatura

de Fondo Pozo

– 3,75 pulg² papel

Whatman # 50

– 500 psi – Presión

Diferencial

600 psi – ARRIBA

100 psi – ABAJO

(contrapresión)

Este tipo de unidad

se usa para

temperaturas

mayores que 300ºF.

Usa generalmente la

presurización de

Nitrógeno de un

cilindro grande.

500 a 2000 psi

PÉRDIDA DE FILTRADO PPT

RETORTA

% SÓLIDOS– Calculado

% ACEITE– Medido

% AGUA– Medido

@ 800 y 1000 °F

CONTENIDO DE ARENA

% Arena

Muestra tomada en el

tanque de Succión.

Valor menor a 0.3%

es recomendable

MBT – {PRUEBA DE AZUL DE METILENO}

• Procedimiento:– 2 - cc Lodo

– 15 - cc Peróxido de Hidrógeno (3%)

– 10 - cc Agua Destilada

– 0,5 - cc 5N H2SO4

– Hacer Hervir a fuego lento durante 10 minutos.

– Diluir hasta 50 cc con agua destilada.

– Agregue 1 cc de azul de metileno por vez.

– (Total cc Azul de Metileno) X (5)

(2 cc Lodo)

– = Libras Equivalentes Por Barril de Bentonita.

MBT – PRUEBA DE AZUL DE METILENO

Solución de Azul de

Metileno

Prueba de Azul de

Metileno

Agua Destilada (Desionizada)

3% Peróxido de Hidrógeno

5 N Ácido Sulfúrico

MBT – PRUEBA DE AZUL DE METILENO

PH

Tiras Indicadoras (Rango Genérico)

Medidor Electrónico (Mayor Exactitud)

Es una medida del carácter ácido o

básico relativo de una solución. Es el

logaritmo negativo de la

concentración de iones hidrógeno.

El nivel de pH puede afectar a la

interacción con arcillas, solubilidad

de productos químicos, efectividad

de algunos aditivos.

Se debe tomar a una de 75 +/- 5 °F.

Mantener electrodo dentro de una

solución amortiguadora.

Se debe mantener un fluido de

perforación en un rango de pH entre

9.5 a 10.5. Regla general entre 8 a

12.

ALCALINIDAD DEL FLUIDO

Tiras Indicadoras (Rango Genérico)

Medidor Electrónico (Mayor Exactitud)

Pf / Mf / Pm

La medidas de alcalinidad son usadas para calcular la concentración

de los hidroxilos, bicarbonatos y carbonatos.

PM

La prueba se realiza sobre una muestra de lodo y usa Fenolftaleína

como indicador, si los iones carbonatos están presentes en el lodo, la

muestra se tornara rosada, pH > 8.3. Se titula con Acido Sulfúrico

0.02N ó 0.1N hasta obtener que la cal es solubilizada, reduciendo el

Ph, hasta lograr un color claro. Puede ser un indicador de cantidad de

cemento o exceso de cal.

PF

La prueba se realiza sobre una muestra de filtrado y usa

Fenolftaleína como indicador, si los iones carbonatos están presentes

en el filtrado, la muestra se tornara rosada, pH > 8.3. Se titula con

Acido Sulfúrico 0.02N, los iones hidroxilos son neutralizados a Agua,

hasta lograr un color claro, todos los carbonatos han sido convertidos

a bicarbonatos.

MF

Utiliza la muestra que se completo la prueba Pf, todos los

carbonatos han sido convertidos en bicarbonatos pH 8.3, el indicador

es Anaranjado de Metilo / Bromocresol, torna la muestra a verde, y

titula con Acido Sulfúrico 0.02N, torna la muestra a naranja,

precipitando todos los bicarbonatos, pH 4.3.

CLORUROS

Utiliza la muestra que se completo la prueba Mf, el indicador es

Cromato de Potasio, torna la muestra a Anarillo, indicando la

presencia de ion Cl־ y titula con Nitrato de Plata 0.0282N ó 0.282N,

torna la muestra a rojo, precipitando los cloruros como cloruro de

plata.

DUREZA CA+2

La prueba se realiza sobre una muestra de filtrado y usa como

solución amortiguadora para Versenato, Calmagite como indicador, la

muestra se tornara roja vino, mostrando presencia de calcio y

magnesio. Se titula con Solución de Versenato Estándar, los iones

hidroxilos son neutralizados a Agua, hasta lograr un color claro, todos

los carbonatos han sido convertidos a bicarbonatos.

POM

Prueba de alcalinidad a los fluidos base aceite (2 cc de muestra), por

rotura de la emulsión (100 ml de 50/50 Xileno / Alcohol Isopropílico),

dilución con agua destilada, agregar 30 gotas de Fenolftaleína y

titulación (0.1N Acido Sulfúrico ).

CLORUROS

Prueba para determinar los cloruros en los fluidos base aceite,

continuar a la prueba de alcalinidad, agregar 30 gotas de Cromato de

Potasio como indicador y titular con 0.282 N Nitrato de Plata.

ESTABILIDAD ELÉCTRICA

¡La estabilidad eléctrica es un valor relativo!

La estabilidad eléctrica está relacionada con la estabilidad de la emulsión, %

agua, tamaño de las gotas de agua, temperatura...

La estabilidad eléctrica de los lodos nuevos es baja hasta que el lodo sea

sometido al esfuerzo de corte a través de la barrena.

Verificar a 120º o 150ºF

Medidores de Estabilidad Eléctrica:

– Digitales de cambio gradual automático – (indicación directa).

EQUIPOS ESPECIALES DE LABORATORIO

Horno de Rolado

Celdas

Horno Electico


Monitoreo de Corrosión

Celdas

Rolado

Monitor de

Corrosión HPHT

Cupones Tuberías Perforación


Equipo de Prueba para Pega Diferencial

Horno Electico


Lubricímetro

Monitoreo

Electrónico

HPHT

Monitoreo

Analógico


PPA Automático


Viscosímetros Digitales

Fann 77Viscosímetro Digital

Grace


Filtración Dinámica HPHT

Fann 90

Núcleos del Filtro


Hinchamiento Lineal

Compactador

de Pastillas

Equipo

Sensores

Pastilla

Deformada


Succión Capilar

Placa del Sensor

(Cabezal de

Prueba)

Papel

Sensor

Bandeja del

Sensor

Embudo

Cabina

de

Control

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