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Fluidos de Perforación
Contenido
1. Introducción:Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen
al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas
funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodo y las personas
que dirigen la operación de perforación. El deber de las personas encargadas
de perforar el agujero - incluyendo el representante de la compañía operadora,
el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación - es
asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación. La
obligación principal del ingeniero de lodo es asegurarse que las propiedades
del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. El
ingeniero de lodo también debería recomendar modificaciones de las prácticas
de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación.
2. Objetivos:2.1.Objetivo general
Realizar un estudio de los fluidos de perforación definiendo sus respectivos
componentes y el circuito que realiza durante la perforación de un pozo,
para determinar el uso apropiado del mismo mediante la revisión
bibliográfica.
2.2.Objetivo especificoa. Definir los conceptos básicos de los fluidos de perforación
b. Describir el circuito que realiza el fluido durante la perforación de un
pozo.
c. Conocer las funciones que tiene el fluido durante la perforación.
d. Investigar los diferentes tipos de fluidos de perforación.
e. Determinar las propiedades físicas – químicas del fluido de
perforación.
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Fluidos de Perforación
3. Revisión literaria3.1.Antecedentes de los fluidos de perforación
Los primeros pozos perforados por el método de rotación solo se usaban
agua como fluido que al mezclarse con los sólidos de formación formaban
el lodo. Si un pozo era demasiado espeso o pesado se le agregaba agua
para adelgazarlo, y si la viscosidad era insuficiente se agregaba otro lodo
de reserva para espesarlo. Cualquier problema en el lodo durante la
perforación era solucionado agregando agua o lodo de reserva.
En 1901 HAGGEN Y POLLARD sugirieron que en pozos de gas debe
llenarse el mismo cuando se saca la tubería a superficie para evitar un
posible reventón. Definieron el término lodo nativo como la mezcla de agua
con arcilla la cual permanece en suspensión por un tiempo considerable.
Las arcillas más usadas fueron de naturaleza GUMBO, despreciando a las
arenas y arcillas duras, recomendando un 20% en peso de arcilla en agua.
En 1916 LEWIS Y MC-MURRAY definieron al lodo nativo como: “Una
mezcla de agua con algún material arcilloso que pueda permanecer en
suspensión por tiempo considerable que tenga una densidad de 1.05 a 1.1
gcc y que además debe ser delgado como el agua para evitar efectos
negativos en algunas formaciones. Decían que un buen lodo debía ser
capaz de sellar arenas de formación, además de evitar su lavado y
contrarrestar las presiones del gas”
En 1921 STROUD fue encargado de encontrar un medio para aumentar la
densidad para prevenir el descontrol de pozos de gas. Así surgió el oxido
de hierro para preparar lechadas rápidas y bombeable de 15 a 18 lb/gal .
En 1922 experimento con BARITA O BARITINA, material que presentaba
ventajas sobre el oxido de hierro como ser alta gravedad específica, no es
abrasivo, no es toxico pero se uso en gran escala recién para el año 1929,
cuando se soluciono el problema de la viscosidad y Gel necesaria para
suspender el material.
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Fluidos de Perforación
La búsqueda de la solución al problema de gel y viscosidad dio lugar a
varios aditivos que cumplan con el objetivo. Primero se desarrollaron
compuestos de mezclas de aluminato de
sodio y soda cáustica para luego en 1929 descubrir la ARCILLAS
BENTONITICAS con ventajas superiores en dar viscosidad, gel y control
de filtrado en la formación.
LA BARITINA: Básicamente es un Sulfato de Bario ( ) 4 SO Ba de
gravedad específica 4.2 a 4.35 que es muy utilizado para dar densidad a
los lodos, es un material inerte e insoluble en agua y aceite que puede ser
usado en un amplio rango de concentración según sean las condiciones
exigidas.
Es de color blanco a gris oscuro, en EEUU produce el 25% del total. Su
uso puede llegar elevar sustancialmente el costo global de loso, y está
sujeto a ciertas especificaciones normadas por API en cuanto a molienda y
materiales que puedan contaminar.
LA BENTONITA: Es el material más usado en la preparación de lodos base
agua. Es una arcilla (sílico aluminato) que sirve para dar viscosidad y
control de filtrado a loso lodos base agua fresca, su gravedad específica
esta alrededor de 2.6. También las normas API rigen las especificaciones
en cuanto a su rendimiento, molienda y contaminante.
El agregado de cualquier material al lodo se lo hace según una
concentración dada, adecuada para obtener una determinada propiedad
en un valor de trabajo; por lo general las unidades de uso para el agregado
de material son libras de material por cada barril de líquido. Para conocer
la densidad obtenida luego de agregar bentonita, lo hacemos con la
siguiente expresión
3.1.1. Que es un fluidos de perforación?Durante la perforación de un pozo, es de vital importancia mantener la
calidad del fluido dentro de los valores deseables y preestablecidos
para evitar los problemas de inestabilidad del hoyo. Sin embargo, es
necesario recordar que las propiedades de un fluido no son valores
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Fluidos de Perforación
fijos, sino que pueden ser ajustados durante el proceso de la
perforación. En consecuencia, es responsabilidad del especialista
tomar muestra del lodo a la entrada y salida del pozo para comparar
valores y proceder a efectuar los ajustes necesarios.
El Fluido de Perforacion es un fluido de características químicas y
físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y
combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No
debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a
altas temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las
exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de
bacterias. El objetivo principal que se desea lograr con un fluido de
perforación, es garantizar la seguridad y rapidez del proceso de
perforación, mediante su tratamiento a medida que se profundizan las
formaciones de altas presiones, la circulación de dicho fluido se inicia
al comenzar la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada
tubo, o durante el tiempo que dure el viaje que se genere por el cambio
de la mecha.
3.1.1.1. Definición de lodo:“Mezcla heterogénea de una fase continua (agua o aceite) con la
fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar
disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de
darle al lodo propiedades adecuadas para que pueda cumplir
funciones específicas en la perforación de pozos petroleros” Son
varias las funciones, y para saber si un lodo está cumpliendo sus
funciones, de este se miden sus propiedades que tienen que estar
dentro de un rango de trabajo.
Las propiedades físico-químicas que debe tener un lodo son
medidas a través de una serie de instrumentos y métodos los
cuales fueron diseñados paralelamente con el desarrollo de los
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Fluidos de Perforación
fluidos y problemas presentados en los mismos en la perforación
de pozos.
3.1.2. Circuito del fluido de perforación:En la siguiente gráfica se puede visualizar el recorrido o ciclo del fluido
durante la perforación de un pozo.
(Trabajo de grado- fluido de perforación- La Universidad del Zulia
Venezuela noviembre 2012).
3.1.3. Funciones del fluido de perforación:Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de
perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean
esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control
de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes.
Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del
pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de
perforación son las siguientes:
Retirar los recortes del pozo.
Controlar las presiones de la formación.
Suspender y descargar los recortes.
Obturar las formaciones permeables.
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Fluidos de Perforación
Mantener la estabilidad del agujero.
Minimizar los daños al yacimiento.
Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.
Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.
Asegurar una evaluación adecuada de la formación.
Controlar la corrosión.
Facilitar la cementación y la completación.
Minimizar el impacto al ambiente.
3.1.3.1. Retirar los recortes del pozo.Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida
que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un
fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a
través de la barrena, el cual arrastra y transporta los recortes
hasta la superficie, subiendo por el espacio anular. La remoción
de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño, forma
y densidad de los recortes, unidos a la
Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de
perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del
fluido de perforación.
3.1.3.2. Controlar las presiones de la formación.Como se mencionó anteriormente, una función básica del fluido
de perforación es controlar las presiones de la formación para
garantizar una operación de perforación segura. Típicamente, a
medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la
densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar
las presiones y mantener la estabilidad del agujero. Esto impide
que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos
de formación presurizados causen un reventón. La presión
ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está
estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende
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Fluidos de Perforación
de la densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical
Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la
columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión
de la formación, los fluidos de la formación no fluirán dentro del
pozo. Mantener un pozo “bajo control” se describe frecuentemente
como un conjunto de condiciones bajo las cuales ningún fluido de
la formación fluye dentro del pozo. Pero esto también incluye
situaciones en las cuales se permite que los fluidos de la
formación fluyan dentro del pozo – bajo condiciones controladas.
Dichas condiciones varían – de los casos en que se toleran altos
niveles de gas de fondo durante la perforación, a situaciones en
que el pozo produce cantidades comerciales de petróleo y gas
mientras se está perforando. El control de pozo (o control de
presión) significa que no hay ningún flujo incontrolable de fluidos
de la formación dentro del pozo.
La presión hidrostática también controla los esfuerzos adyacentes
al pozo y que no son ejercidos por los fluidos de la formación. En
las regiones geológicamente activas, las fuerzas tectónicas
imponen esfuerzos sobre las formaciones y pueden causar la
inestabilidad de los pozos, aunque la presión del fluido de la
formación esté equilibrada. Los pozos ubicados en formaciones
sometidas a esfuerzos tectónicos pueden ser estabilizados
equilibrando estos esfuerzos con la presión hidrostática.
Igualmente, la orientación del pozo en los intervalos de alto ángulo
y horizontales puede reducir la estabilidad del pozo, lo cual
también se puede controlar con la presión hidrostática.
Las presiones normales de formación varían de un gradiente de
presión de 0,433 psi/pie (equivalente a 8,33 lb/gal de agua dulce)
en las áreas ubicadas tierra adentro, a 0,465 psi/pie (equivalente a
8,95 lb/gal) en las cuencas marinas. La elevación, ubicación, y
varios procesos e historias geológicas crean condiciones donde
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Fluidos de Perforación
las presiones de la formación se desvían considerablemente de
estos valores normales. La densidad del fluido de perforación
puede variar desde la densidad del aire (básicamente 0 psi/pie)
hasta más de 20,0 lb/gal (1,04 psi/pie).
Las formaciones con presiones por debajo de lo normal se
perforan frecuentemente con aire, gas, niebla, espuma rígida, lodo
aireado o fluidos especiales de densidad ultra baja (generalmente
a base de petróleo). El peso de lodo usado para perforar un pozo
está limitado por el peso mínimo necesario para controlar las
presiones de la formación y el peso máximo del lodo que no
fracturará la formación. En la práctica, conviene limitar el peso del
lodo al mínimo necesario para asegurar el control del pozo y la
estabilidad del pozo.
3.1.3.3. Suspender y descargar los recortesLos lodos de perforación deben suspender los recortes de
perforación, los materiales densificantes y los aditivos bajo una
amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir la
remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los
recortes de perforación que se sedimentan durante condiciones
estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su
parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida
de circulación. El material densificante que se sedimenta grandes
variaciones de la densidad del fluido del pozo. El asentamiento
ocurre con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los
pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas
velocidades anulares.
Las altas concentraciones de sólidos de perforación son
perjudiciales para prácticamente cada aspecto de la operación de
perforación, principalmente la eficacia de la perforación y la
velocidad de penetración (ROP). Estas concentraciones aumentan
el peso y la viscosidad del lodo, produciendo mayores costos de
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Fluidos de Perforación
mantenimiento y una mayor necesidad de dilución. También
aumentan la potencia requerida para la circulación, el espesor del
revoque, el torque y el arrastre, y la probabilidad de pegadura por
presión diferencial. Se debe mantener un equilibrio entre las
propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes
y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por el
equipo de control de sólidos. La suspensión de los recortes
requiere fluidos de alta viscosidad que disminuyen su viscosidad
con el esfuerzo de corte con propiedades tixotrópicas, mientras
que el equipo de remoción de sólidos suele funcionar más
eficazmente con fluidos de viscosidad más baja. El equipo de
control de sólidos no es tan eficaz con los fluidos de perforación
que no disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, los
cuales tienen un alto contenido de sólidos y una alta viscosidad
plástica.
Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación
deben ser extraídos del fluido de perforación durante la primera
circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los
recortes se descomponen en partículas más pequeñas que son
más difíciles de retirar. Un simple método para confirmar la
remoción de los sólidos de perforación consiste en comparar el
porcentaje de arena en el lodo en la línea de flujo y en el tanque
de succión.
3.1.3.4. Obturar las formaciones permeablesLa permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a
través de formaciones porosas; las formaciones deben ser
permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos.
Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la
presión de la formación, el filtrado invade la formación y un
revoque se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido
de perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la
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Fluidos de Perforación
formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de
limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y
evita numerosos problemas de perforación y producción. Los
posibles problemas relacionados con un grueso revoque y la
filtración excesiva incluyen las condiciones de pozo “reducido”,
registros de mala calidad, mayor torque y arrastre, tuberías
atascadas, pérdida de circulación, y daños a la formación. En las
formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el
lodo entero puede invadir la formación, según el tamaño de los
sólidos del lodo.
Para estas situaciones, será necesario usar agentes puenteantes
para bloquear las aberturas grandes, de manera que los sólidos
del lodo puedan formar un sello. Para ser eficaces, los agentes
puenteantes deben tener un tamaño aproximadamente igual a la
mitad del tamaño de la abertura más grande. Los agentes
puenteantes incluyen el carbonato de calcio, la celulosa molida y
una gran variedad de materiales de por infiltración u otros
materiales finos de pérdida de circulación.
Según el sistema de fluido de perforación que se use, varios
aditivos pueden ser aplicados para mejorar el revoque, limitando
la filtración. Estos incluyen la bentonita, los polímeros naturales y
sintéticos, el asfalto y la gilsonita, y los aditivos desfloculantes
orgánicos.
3.1.3.5. Mantener la estabilidad del agujeroLa estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de
factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La
composición química y las propiedades del lodo deben
combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se
pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.
Independientemente de la composición química del fluido y otros
factores, el peso del lodo debe estar comprendido dentro del
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Fluidos de Perforación
intervalo necesario para equilibrar las fuerzas mecánicas que
actúan sobre el pozo (presión de la formación, esfuerzos del pozo
relacionados con la orientación y la tectónica). La inestabilidad del
pozo suele ser indicada por el derrumbe de la formación,
causando condiciones de agujero reducido, puentes y relleno
durante las maniobras. Esto requiere generalmente el
ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. (Se debe
tener en cuenta que estos mismos síntomas también indican
problemas de limpieza del pozo en pozos de alto ángulo y pozos
difíciles de limpiar.) La mejor estabilidad del pozo se obtiene
cuando éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica original. Al
desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace
más débil y es más difícil de estabilizar. El ensanchamiento del
pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas
velocidades anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de
sólidos, evaluación deficiente de la formación, mayores costos de
cementación y cementación inadecuada
3.1.3.6. Minimizar los daños al yacimientoLa protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar
la producción es muy importante. Cualquier reducción de la
porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es
considerada como daño a la formación. Estos daños pueden
producirse como resultado de la obturación causada por el lodo o
los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas (lodo) y
mecánicas (conjunto de perforación) con la formación. El daño a
la formación es generalmente indicado por un valor de daño
superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo
está produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).
Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a
la formación son los siguientes:
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Fluidos de Perforación
a) Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de
perforación, obturando los poros.
b) Hinchamiento de las arcillas de la formación dentro del
yacimiento, reduciendo la permeabilidad.
c) Precipitación de los sólidos como resultado de la
incompatibilidad entre el filtrado y los fluidos de la formación.
d) Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros
fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los
procedimientos de completación o estimulación.
e) Formación de una emulsión entre el filtrado y los fluidos de la
formación, limitando la permeabilidad.
La posibilidad de daños a la formación puede ser determinada a
partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de los
núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de
retorno. Fluidos de perforación diseñados para minimizar un
problema en particular, fluidos de perforación del yacimiento
diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y
completación pueden ser usados para minimizar los daños a la
formación.
3.1.3.7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforaciónLas fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad
considerable de calor por fricción en la barrena y en las zonas
donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería
de revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación
enfría la barrena y el conjunto de perforación, alejando este calor
de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del
fluido de perforación enfría la columna de perforación hasta más
bajas que la temperatura de fondo. Además de enfriar, el fluido de
perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún
más el calor generado por fricción. Las barrenas, los motores de
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Fluidos de Perforación
fondo y los componentes de la columna de perforación fallarían
más rápidamente si no fuera por los efectos refrigerantes y
lubricantes del fluido de perforación. La lubricidad de un fluido en
particular es medida por su Coeficiente de Fricción (COF), y
algunos lodos proporcionan una lubricación más eficaz que otros.
Por ejemplo, los lodos base de aceite y sintético lubrican mejor
que la mayoría de los lodos base agua, pero éstos pueden ser
mejoradas la adición de lubricantes. En cambio, los lodos base
agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante
que el aire o el gas.
3.1.3.8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la
velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de
recortes en la barrena. Esta energía también alimenta los motores
de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de
Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD). Los
programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento
correcto de las toberas de la barrena para utilizar la potencia
disponible (presión o energía) de la bomba de lodo a fin de
maximizar la caída de presión en la barrena u optimizar la fuerza
de impacto del chorro sobre el fondo del pozo. Los programas de
hidráulica están limitados por la potencia disponible de la bomba,
las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la
presión superficial máxima permisible y el caudal óptimo. Los
tamaños de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la
presión disponible en la barrena para maximizar el efecto del
impacto de lodo en el fondo del pozo. Esto facilita la remoción de
los recortes debajo de la barrena y ayuda a mantener limpia la
estructura de corte. Las pérdidas de presión en la columna de
perforación son mayores cuando se usan fluidos con densidades,
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Fluidos de Perforación
viscosidades plásticas y contenidos de sólidos más altos. El uso
de tuberías de perforación o juntas de tubería de perforación de
pequeño diámetro interior (DI), motores de fondo y herramientas
de MWD/LWD reduce la cantidad de presión disponible en la
barrena. Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad
con el de corte, de bajo contenido de sólidos, o los fluidos que
tienen características reductoras de arrastre, son más eficaces
para transmitir la energía hidráulica a las herramientas de
perforación y a la barrena. En los pozos someros, la potencia
hidráulica disponible es generalmente suficiente para asegurar la
limpieza eficaz de la barrena. Como la presión disponible en la
columna de perforación disminuye a medida que se aumenta la
profundidad del pozo, se alcanzará una profundidad a la cual la
presión será insuficiente para asegurar la limpieza óptima de la
barrena. Se puede aumentar esta profundidad controlando
cuidadosamente las propiedades del lodo.
3.1.3.9. Asegurar una evaluación adecuada de la formaciónLa evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de
la operación de perforación, especialmente durante la perforación
exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan
la evaluación de la formación. Las condiciones físicas y químicas
del agujero después de la perforación también afectan la
evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos
llamados registradores de lodo (Mud Loggers) controlan la
circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de
petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para
determinar la composición mineral, la paleontología y detectar
cualquier indicio visual de hidrocarburos. Esta información se
registra en un registro geológico (mud log) que indica la litología,
la velocidad de penetración (ROP), la detección de gas y los
recortes impregnados de petróleo, además de otros parámetros
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Fluidos de Perforación
geológicos y de perforación importantes. Los registros eléctricos
con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de
obtener información adicional. También se pueden obtener
núcleos de pared usando herramientas transportadas por cable de
alambre. Los registros con cable incluyen la medición de las
propiedades eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia
magnética de la formación, para identificar la litología y los fluidos
de la formación. Herramientas de LWD están disponibles para
obtener un registro continuo mientras se perfora el pozo. También
se perfora una sección cilíndrica de la roca (un núcleo) en las
zonas de producción para realizar la evaluación en el laboratorio
con el fin de obtener la información deseada. Las zonas
productivas potenciales son aisladas y evaluadas mediante la
realización de Pruebas de Intervalo (FT) o Pruebas de
Productividad Potencial de la Formación (DST) para obtener datos
de presión y muestras de fluido.
La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está
basada en el tipo de evaluación a realizar. Si se extrae un núcleo
solamente para determinar la litología (análisis mineral), el tipo de
lodo no es importante. Si el núcleo será usado para estudios de
inyección de agua y/o humectabilidad, será necesario usar un lodo
“suave” a base de agua, de pH neutro, sin agentes tensoactivos o
diluyentes. Si el núcleo será usado para medir la saturación de
agua del yacimiento, se suele recomendar un lodo suave a base
de aceite con una cantidad mínima de agentes tensioactivos y sin
agua o sal. Muchas operaciones de extracción de núcleos
especifican un lodo suave con una cantidad mínima de aditivos.
3.1.3.10. Controlar la corrosiónLos componentes de la columna de perforación y tubería de
revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido
de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los
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Fluidos de Perforación
gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y
sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de
corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. En
general, un pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función
importante del fluido de perforación es mantener la corrosión a un
nivel aceptable. Además de proteger las superficies metálicas
contra la corrosión, el fluido de perforación no debería dañar los
componentes de caucho o elastómeros. Cuando los fluidos de la
formación y/o otras condiciones de fondo lo justifican, metales y
elastómeros especiales deberían ser usados. Muestras de
corrosión deberían ser obtenidas durante todas las operaciones
de perforación para controlar los tipos y las velocidades de
corrosión. La aireación del lodo, formación de espuma y otras
condiciones de oxígeno ocluido pueden causar graves daños por
corrosión en poco tiempo. Los inhibidores químicos y
secuestradores son usados cuando el riesgo de corrosión es
importante. Los inhibidores químicos deben ser aplicados
correctamente. Las muestras de corrosió deberían ser evaluadas
para determinar si se está usando el inhibidor químico correcto y
si la cantidad es suficiente. Esto mantendrá la velocidad de
corrosión a un nivel aceptable. El sulfuro de hidrógeno puede
causar una falla rápida y catastrófica de la columna de
perforación. Este producto también es mortal para los seres
humanos, incluso después de cortos periodos de exposición y en
bajas concentraciones. Cuando se perfora en ambientes de alto
contenido de H2S, se recomienda usar fluidos de alto pH,
combinados con un producto químico secuestrador de sulfuro, tal
como el cinc.
3.1.3.11. Facilitar la cementación y la completaciónEl fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la
tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada
17
Fluidos de Perforación
eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación.
La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y
la exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de
revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el
suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna
pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil
introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de
calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes. El lodo
debería tener un revoque fino y liso. Para que se pueda cementar
correctamente la tubería de revestimiento, todo el lodo debe ser
desplazado por los espaciadores, los fluidos de limpieza y el
cemento. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo
tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja
viscosidad y bajas resistencias de gel no progresivas. Las
operaciones de completación tales como la perforación y la
colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga
un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las
características del lodo.
3.1.3.12. Minimizar el impacto al ambienteCon el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho
y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos
ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que
pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más
deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos
ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación.
Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y
sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales
y no existe ningún conjunto único de características ambientales
que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe
principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que
existen por todo el mundo – la ubicación y densidad de las
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Fluidos de Perforación
poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o
en tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del
sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y
subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.
3.2.Diseño de fluido de perforaciónPara el diseño de un fluido, se debe contemplar si se trata de un pozo
exploratorio o de desarrollo a fin seleccionar los datos que faciliten la
obtención de parámetros óptimos en el fluido de perforación, de acuerdo a
las profundidades de cada contacto litológico. De esta forma, se
determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos
químicos para contingencias.
• Pozos Exploratorios: en los proyectos para estos pozos los datos
proporcionados por los registros sísmicos, y de geopresiones,
levantamientos geológicos, profundidades del pozo, número de cañerías
de revestimientos que se van a asentar y cálculos de densidades
requeridas son factores fundamentales.
Pozos de Desarrollo: en la determinación de estos programas se cuenta
con muchos datos disponibles tales como programas de fluidos de los
pozos aledaños, interpretación de registros eléctricos, pruebas de
laboratorio y de campo, asentamiento de cañerías de revestimiento en los
pozos vecinos, comportamiento del fluido en cada etapa perforada de
pozos correlacionados, etc.
19
Fluidos de Perforación
3.2.1. Tipos de Fluidos de PerforaciónUn fluido de perforación es fundamentalmente líquido, se denomina
también lodo de perforación. Se trata de una suspensión de sólidos,
líquidos o gases en un líquido. El líquido en el cual todos los aditivos
químicos están suspendidos se conoce como FASE CONTINUA del lodo
y las partículas sólidas o líquidas suspendidas constituyen la FASE DISCONTINUA. Cuando se conoce la constitución de la fase continua,
se obtiene el tipo de sistema de fluido conocido como base del lodo; por
ejemplo en la siguiente tabla observamos:
FASE CONTINUA
(Mayor Volumen de
Líquidos)
FASE DISCONTINUA
(Menor Volumen de
Sólidos o Líquidos)
TIPO DE FLUIDO
El agua integra el
60 al 90 % del
volumen, como
base en la
formulación de un
sistema (tipo) de
fluido.
Bentonita, Baritina,
Dispersantes y ciertos
polímeros integran del
7 al 27% de los sólidos
y el 3% de lubricantes
líquidos como
volumen.
La fórmula de estos
tipos de fluidos se
conoce como base
agua (WBM).
El aceite integra el
40 a 70% del
volumen, como
base en la
Las Salmueras de
diversas sales como
calcio o sodio ocupan
entre el 10 al 20%
La fórmula de estos
tipos de fluidos se
conoce como base
aceite (OBM).
20
Fluidos de Perforación
formulación de un
sistema (tipo) de
fluido.
como volumen, los
emulsificantes el 6% y
de un 15 a 30% de los
sólidos.
También se tienen
los fluidos base
aceite sintético
(SBM).
Fase continua y discontinua de los fluidos
3.2.2. Propiedades físicas – químicas de las arcillas
De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las
propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son
físicas y químicas, que permiten caracterizar y cuantificar su
comportamiento así como distinguirlos de otros. Algunas de estas
propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son típicas de todas
las sustancias. Características como la viscosidad, tensión superficial y
presión de vapor solo se pueden definir en los líquidos y gases. Siendo
las densidad y la presión dos propiedades esenciales de los fluidos.
Sin embargo la masa específica, el peso específico también son
importantes.
3.2.2.1. Propiedades Físicas3.2.2.1.1. Densidad
Es la propiedad del fluido que tiene por función principal
mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad del
lodo se puede expresar en libras por galón (lb/gal), libras por
pie cúbico (lb/ft3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o
kilogramos por metro cúbico (Kg/m3) @ 70°F ( 21°C)
La densidad es uno de los dos factores más importante, de
los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la
columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata
de mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la
21
Fluidos de Perforación
presión de la formación, para evitar en lo posible una
arremetida, lo cual dependerá de las características de la
formación.
Una de las principales propiedades del lodo es la densidad,
cuya función es mantener los fluidos contenidos dentro del
hoyo en el yacimiento durante la perforación.
Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la
presión requerida por las mismas.
3.2.2.1.2. La ReologíaEs el estudio del flujo de líquidos y gases. La viscosidad que
puede considerarse como la resistencia al flujo (o
relativamente espeso) de un fluido, es un término reológico
común utilizado en la industria del petróleo. La medida de las
propiedades reológicas de un fluido es importante en el
cálculo de las pérdidas de presión de fricción; en la
determinación de la capacidad del lodo para levantar recortes
y derrumbes a la superficie; en el análisis de la contaminación
del lodo por sólidos, químicos o temperatura; y en la
determinación de cambios de presión en el pozo durante una
extracción. Las propiedades fundamentales son viscosidad y
fuerza de gel.
3.2.2.1.3. Propiedades reologicas3.2.2.1.3.1. Velocidad de corte ( ال)
La velocidad de corte ( ,(ال es igual a la velocidad
rotacional (ω). Depende de la velocidad medida del
fluido en la geometría en que está fluyendo. Por lo tanto,
las velocidades de corte son mayores en las geometrías
pequeñas (dentro de la columna de perforación) y
menores en la geometría grandes (como la tubería de
revestimiento y los espacios anulares). Las velocidades
22
Fluidos de Perforación
de corte más altas suelen causar una mayor fuerza
resistiva del esfuerzo de corte.
3.2.2.1.3.2. Esfuerzo de corte (ح)Es la fuerza requerida para mantener la velocidad de
corte. El esfuerzo de corte está expresado en labras de
fuerza por cien pies cuadrados (Lb/100 pie2)
3.2.2.1.3.3. Viscosidad API o de EmbudoEs determinada con el Embudo Marsh, y sirve para
comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la
viscosidad embudo se le concede cierta importancia
práctica aunque carece de base científica, y el único
beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender
el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo
es laminar.
Por esta razón, generalmente no se toma en
consideración para el análisis riguroso de la tixotropía
del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades
y perforar con la viscosidad embudo más baja posible,
siempre y cuando, se tengan valores aceptables de
fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un
fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo.
3.2.2.1.3.4. Viscosidad Aparente (VA)Es la viscosidad que un fluido parece tener en un
instrumento dado y a una tasa definida de corte Está
indicada el viscosímetro de lodo a 300 RPM
(Θ300) o la mitad de la indicación del viscosímetro a 600
RPM (Θ600). Cabe indicar que ambos valores de
viscosidad aparente concuerdan con la formula.
23
Fluidos de Perforación
3.2.2.1.3.5. Viscosidad plástica (VP)Se describe como la parte de la resistencia al flujo que
es causada por la fricción mecánica, es afectada por: la
concentración de sólidos, el tamaño y la forma de los
sólidos, la viscosidad de la fase fluida, la presencia de
algunos polímeros de cadenas largas (POLY-PLUS,
hidroxietilcelulosa (HEC), POLYPAC,
Carboximetilcelulosa (CMC) y por las relaciones de
aceite-agua (A/A) o sintético - agua (S/A) en los fluidos
de emulsión inversa. Los cambios de la viscosidad
plástica pueden producir considerables cambios en la
presión de bombeo.
3.2.2.1.3.6. Punto cedente (Pc)Es una medida de las fuerzas electroquímicas o de
atracción en un fluido. Es la parte de la resistencia al
flujo que se puede controlar con un tratamiento químico
apropiado. También disminuye a medida que las fuerzas
de atracción son reducidas mediante el tratamiento
químico.
El punto cedente está relacionado con la capacidad de
limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y
Generalmente, el punto cedente alto es causado por los
contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc.,
y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores
del punto cedente causan la floculación del lodo, que
debe controlarse con dispersantes.
El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de:
a- Las propiedades de la superficie de los sólidos del
lodo.
b- La concentración de los sólidos en el volumen de
lodo.
24
Fluidos de Perforación
c- La concentración y tipos de iones en la fase líquida del
lodo.
Un fluido floculado exhibe altos valores de punto
cedente.
3.2.2.1.3.7. Esfuerzos de gelEsta resistencia o fuerza de gel es una medida de la
atracción física y electroquímica bajo condiciones
estáticas. Está relacionada con la capacidad de
suspensión del fluido y se controla, en la misma forma,
como se controla el punto cedente, puesto que la origina
el mismo tipo de sólido (reactivo) Las mediciones
comunes de esta propiedad se toman a los diez
segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas
para cualquier espacio de tiempo deseado La resistencia
del gel formado depende de la cantidad y del tipo de
sólidos en suspensión, del tiempo, de la temperatura y
del tratamiento químico.
3.2.2.1.3.8. PHEs una medida para expresar la alcalinidad o ácido de
un lodo de perforación. Si el pH ≥ 7 el lodo es alcalino y
si el pH ≥ 8 el lodo es ácido. El pH debe ser alcalino para
evitar la corrosión.
3.2.2.1.3.9. FiltradoEl filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se
filtra a través del revoque hacia las formaciones
permeables, cuando el fluido es sometido a una presión
diferencial. Esta característica es afectada por los
siguientes factores:
-Presió
-Dispersión
-Temperaturan
25
Fluidos de Perforación
-Tiempo
Existen dos tipos de pérdida de filtrado en el hueco.
3.2.2.1.3.10. EstáticaSe presenta cuando el fluido esta en reposo, la perdida
de filtrado decrece continuamente y genera un revoque
grueso a medida que pasa el tiempo, influye en la
generación de pegas diferenciales. Este tipo de perdida
se evalúa con pruebas API y HTHP principalmente y con
algunas pruebas especiales como la del PPT, retornos
de permeabilidad, y sand pack.
3.2.2.1.3.11. DinámicaEsta pérdida sucede cuando el lodo esta en circulación o
se está perforando, causando que el revoque sea
continuamentee erosionado. Este alcanza una etapa de
equilibrio cuando la deposición sobre el revoque es igual
a la erosión. En ese punto se obtiene un revoque con
espesor y pérdida de filtración constante. Generalmente
el revoque dinámico es más delgado. Este tipo de
perdida se evalúa con pruebas HTHP Rolado.
3.2.2.1.3.12. Filtrado APISe realiza para fluidos base agua únicamente
Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la
resistencia y la lubricidad de esta a condiciones de
superficie.
3.2.2.1.3.13. Filtrado HTHPSe realiza para fluidos base agua y base aceite
Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la
resistencia y la lubricidad de esta y la pérdida a
condiciones de pozo mas reales en condiciones
estáticas.
26
Fluidos de Perforación
3.2.2.1.3.14. Filtrado HTHP DinámicoSe realiza para fluidos base agua y base aceite, El
filtrado es el doble del volumen recogido, ya que su
diámetro es de 3.55
Nos ayuda a mirar el grosor de la torta, la dureza, la
resistencia y la lubricidad de esta y la perdida a
condiciones de pozo más reales y a condiciones
dinámicas (circulación).
3.2.2.1.3.15. % ArenaLa arena es un sólido no reactivo indeseable de baja
gravedad específica. El porcentaje de arena durante la
perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo
posible para evitar daños a los equipos de perforación.
La arena es completamente abrasiva y causa daño
considerable a las camisas de las bombas de lodo.
Un lodo de perforación en buenas condiciones debe
presentar un contenido en fracciones arenosas
prácticamente nulo (inferior al 2-3%). Si para su
fabricación se usan productos de calidad, debe estar
exento de arena. Sin embargo, a lo largo de la
perforación y especialmente en acuíferos detríticos, es
inevitable que a medida que avance la perforación, el
lodo se va a ir cargando en arena, empeorando sus
condiciones. Se ha comprobado que con contenidos de
arena superiores al 15%, los lodos sufren un incremento
"ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidad y
la tixotropía. Además, el contenido en arena resulta
especialmente nocivo para las bombas de inyección al
desgastarlas prematuramente. Para combatir estos
efectos se disponen desarenadores. La forma más
elemental consiste en dejar decantar en una balsa el
27
Fluidos de Perforación
lodo que retorna a la perforación, aspirándolo
nuevamente en otra a la que ha llegado de la anterior
por un rebosadero de superficie. Procedimientos más
rápidos y eficaces, y a la larga menos costos, son las
cribas vibratorias y los desarenadores centrífugos
(ciclones).
3.2.2.1.3.16. % Sólidos y líquidosEl porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una
prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten
conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje
de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los
fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de
bentonita, arcilla de formación y sólidos no reactivos de
formación, pero en los fluidos base aceite, no es posible
conocer este tipo de información, porque resulta
imposible hacerles una prueba de MBT.
Los sólidos es uno de los mayores problemas que
presentan los fluidos de perforación cuando no son
controlados. La acumulación de sólidos de perforación
en el sistema causa la mayor parte de los gastos de
mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de
control de sólidos ayuda enormemente a mantener un
fluido de perforación en óptimas condiciones , de manera
que sea posible obtener velocidades de penetración
adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas
y demás equipos encargados de circular el lodo.
Algunos efectos de un aumento de los sólidos de
perforación son:
- Incremento del peso del lodo.
- Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento
en el filtrado y formación de un revoque deficiente.
28
Fluidos de Perforación
- Posibles problemas de atascamiento diferencial.
- Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en
el desgaste de la bomba de lodo.
- Mayor pérdida de presión debido a la fricción.
- Aumento de la presiones de pistoneo.
3.2.2.1.4. Propiedades Químicas3.2.2.1.4.1. Dureza
Es causada por la cantidad de sales de calcio y
magnesio disuelta en el agua o en el filtrado del lodo. El
calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos
base de agua. Corresponde a la suma de los cationes
polivalentes expresados como la cantidad equivalente de
carbonato de calcio, de los cuales los más comunes son
los de calcio y los de magnesio. Aún no se ha definido si
la dureza tiene efectos adversos sobre la salud.
La dureza está relacionada con el pH y la alcalinidad;
depende de ambos. Un agua dura puede formar
depósitos en las tuberías y hasta obstruirlas
completamente. Esta característica física es nociva,
particularmente en aguas de alimentación de calderas,
en las cuales la alta temperatura favorece la formación
de sedimentos.
3.2.2.1.4.2. AlcalinidadLa alcalinidad de una solución se puede definir como la
concentración de iones solubles en agua que pueden
neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba
de alcalinidad se pueden estimar la concentración de
iones OH– CO3= y HCO3–, presentes en el fluido.
29
Fluidos de Perforación
Definición API: El poder combinado de una Base medida
por el máximo número de equivalentes de un ácido con
el cual reacciona para formar una sal.
Fuentes
Hidróxidos: calcio, potasio y sodio
Carbonatos: Soda ash y bicarbonato
Silicatos, Fosfatos y Boratos
Orgánicos: Lignitos y Lignosulfonatos
Importancia
Controlar la Química del Lodo, Activación de Químicos,
Determinar la Presencia y Cantidades de
Contaminantes.
3.2.2.1.4.3. MBT (Methylene blue test)Es un indicador de la cantidad de arcilla reactivas tanto
por sólidos perforados como por bentonitas comerciales
presentes Esta prueba provee una estimación de la
capacidad total de intercambio de cationes de arcillas
reactivas de un lodo. Esta capacidad se suministra
usualmente en términos de peso (mili equivalentes de
hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad
de azul de metileno y la capacidad de intercambio de
cationes no son totalmente iguales; normalmente la
primera es un poco menor que la capacidad real de
intercambio de cationes. Se agregan pequeños
incrementos de azul de metileno a un volumen
determinado de fluido que ha sido diluido con agua
destilada, agua oxigenada y ácido sulfúrico y hervido
levemente.
30
Fluidos de Perforación
3.3.Contaminación y Tratamiento3.3.1. Introducción
Un contaminante es cualquier tipo de material (sólido, líquido o gas)
que tiene un efecto perjudicial sobre las características físicas o
químicas de un fluido de perforación. Lo que en un tipo de fluido de
perforación constituye un contaminante, en otro no será
necesariamente un contaminante. Sin embargo, este capítulo se
centrará principalmente en los siguientes contaminantes comunes de
los lodos base agua:
1. Anhidrita (CaSO4) o yeso (CaSO4•2H2O).
2. Cemento (silicato complejo de Ca(OH)2).
3. Carbonatos (gases como CO2).
4. Sal (sal de roca, agua de preparación, agua salada, magnesio,
calcio y cloruro de sodio, y agua irreducible).
5. Gases ácidos como sulfuro de hidrógeno (H2S).
6. Efecto de la temperatura.
7. Debido a lo sólidos generados durante la perforación.
Con excepción de los gases ácidos, estos contaminantes están
directamente relacionados a las reacciones de intercambio de iones
con las arcillas. Por lo tanto, la concentración de sólidos de tipo
arcilloso en un lodo base agua está directamente relacionada con la
severidad con la cual el contaminante químico afecta las propiedades
del lodo. Los lodos con niveles de MBC inferiores a 15 lb/bbl son
menos afectados por la contaminación química.
3.3.2. Contaminación de Anhidrita o YesoLa anhidrita y el yeso son sulfatos de calcio y tienen composiciones
químicas prácticamente idénticas. El yeso (CaSO4•2H2O), con su
agua fijada, es más soluble que la anhidrita (CaSO4). La severidad de
este contaminante depende principalmente de la cantidad perforada. Si
se encuentra solamente una pequeña cantidad de un contaminante,
31
Fluidos de Perforación
éste puede ser tolerado mediante la precipitación del ión calcio. Si se
encuentran grandes cantidades, el sistema de lodo debería ser
convertido en un sistema a base de calcio. Los sistemas a base de cal
y de yeso pueden tolerar la contaminación de anhidrita o yeso sin
afectar negativamente las propiedades del lodo. Como se muestra a
continuación, al solubilizarse en agua, el sulfato de calcio se ioniza en
iones calcio y sulfato.
3.3.2.1. Factores de DetecciónLa primera indicación de contaminación de anhidrita o yeso es el
aumento de las propiedades físicas, incluyendo la viscosidad
Marsh, el punto cedente y los esfuerzos de gel. Las principales
indicaciones de contaminación de yeso o anhidrita incluyen:
1. Aumento de la cantidad de calcio en el filtrado.
2. El pH disminuirá porque el pH del yeso (6 a 6,5) es muy bajo.
Esta reducción del pH resulta en un aumento de la cantidad de
calcio en el filtrado, ya que la solubilidad del calcio varía
inversamente proporcional al pH.
3. Debido a la solubilidad relativamente limitada de la anhidrita y
del yeso, los recortes pueden contener trazas del mineral.
4. La prueba cualitativa para el ión sulfato debería indicar un
aumento. Sin embargo, esta prueba también detecta el ión
sulfonato. La prueba carece de sentido si se usa lignosulfonato
como desfloculante principal.
3.3.2.2. TratamientoTratamiento del lodo para la contaminación de yeso/anhidrita:
1. Aumentar la concentración de desfloculante en el sistema. El
lignosulfonato y el lignito son desfloculantes eficaces en presencia
de calcio.
32
Fluidos de Perforación
2. El pH debe ser mantenido dentro del rango de 9,5 a 10,5 con
soda cáustica (NaOH) o potasa cáustica (KOH). Este rango de pH
limita la solubilidad del yeso y aumenta el rendimiento del
lignosulfonato.
3. Si hay demasiado calcio, será necesario usar carbonato de
sodio (Na2CO3) para precipitarlo. Debido al bajo pH de la
anhidrita/yeso (6 a 6,5), el carbonato de sodio es el carbonato
preferido porque tiene un pH más alto (11 a 11,4) que el
bicarbonato de sodio (8 a 8,5).
4. Si los iones calcio están presentes, éstos se precipitarán como
CaCO3 insoluble (caliza).
3.3.3. Contaminación de CementoEn cada pozo que se perfora existe la posibilidad de perforar a través
de cemento. Las únicas circunstancias bajo las cuales el cemento no
es un contaminante son cuando se usa agua clara, salmueras, lodos a
base de calcio o lodos base aceite, o cuando el cemento está
totalmente curado. El sistema de lodo más usado es el sistema de
bentonita de bajo pH. En este caso, el cemento puede tener efectos
muy perjudiciales sobre las propiedades del lodo.
3.3.3.1. Factores de DetecciónEl efecto inicial de la contaminación de cemento es la alta
viscosidad, altos esfuerzos de gel y la reducción del control de
filtrado. Esto resulta del aumento del pH y de la adsorción del ión
calcio en las partículas de arcilla, causando la floculación.
1. La indicación principal de la contaminación de cemento es un
aumento importante del pH, de Pm y del excedente de cal
calculado, tal como sea medido por Pm y Pf.
2. Si la cantidad de cemento perforado es relativamente
pequeña, el problema no es grave. El lodo contaminado puede ser
33
Fluidos de Perforación
eliminado en la zaranda o tratado con desfloculantes y
precipitantes.
3. El efecto del pH sobre la solubilidad del cemento dificulta el
tratamiento con precipitantes, a menos que se cuente con
suficiente tiempo para realizar la dilución y la reducción del pH.
Los iones hidroxilo producidos por el cemento aumentan el pH,
haciendo que el calcio (cemento) sea insoluble. Por lo tanto, un
lodo muy contaminado puede tener propiedades de flujo
típicamente bajas, debido a la reacción de intercambio de iones
calcio, al alto pH, alta alcalinidad, alto Pm, bajo calcio de filtrado y
al filtrado generalmente alto, según la concentración química del
lodo.
3.3.3.2. Tratamiento del fluido de perforación para la contaminación de cemento1. Aumentar la concentración de desfloculantes en el sistema. El
lignosulfonato y el lignito son eficaces en la presencia de calcio
dentro de un amplio rango de pH. Se puede lograr un mayor
control del filtrado, usando reductores de filtrado.
2. El cemento aumenta la alcalinidad al volverse soluble. Por lo
tanto, no es necesario añadir soda cáustica con los
desfloculantes. El bajo pH de los desfloculantes como el lignito y
el SAPP compensa algunos de los iones hidroxilo generados por
el cemento. Esto ayuda a reducir el pH y Pm, lo cual aumenta la
solubilidad del cemento (y calcio), permitiendo la precipitación.
3. El calcio de filtrado disponible puede ser precipitado por el
bicarbonato de sodio o el SAPP. El bicarbonato de sodio reduce el
pH y Pm de la misma manera que el SAPP.
4. Si el cemento es perforado con un sistema de polímeros, los
polímeros se hidrolizan por el alto pH y se precipitan por el calcio
34
Fluidos de Perforación
(Ca). Por lo tanto, es necesario reducir el pH y separar el calcio
(Ca2+) por precipitación.
5. En este caso, el ácido cítrico (H3C6H5O7) es el aditivo que se
debe usar. Éste precipita el cemento como citrato de calcio y
reduce el pH. Tratamiento con ácido cítrico:
6. La utilización de los equipos de eliminación de sólidos para
eliminar las partículas finas de cemento constituye otro método
para reducir la contaminación. De esta manera se retira el
cemento antes de que éste pueda disolverse a un pH más bajo.
7. El bicarbonato de sodio es un excelente agente de tratamiento
para la contaminación de cemento, porque precipita el calcio y
reduce el pH. Según el pH del fluido, el bicarbonato de sodio
forma iones carbonato (CO32) y bicarbonato (HCO3-), los cuales
precipitarán el calcio para formar carbonato de calcio (caliza), de
la manera indicada a continuación:
NaHCO3 + Ca(OH)2 → NaOH + H2O + CaCO3 ↓
Uno de los problemas que surge frecuentemente con este tipo de
tratamiento es el uso de una cantidad excesiva de carbonatos. Si
la cantidad de carbonatos presentes excede la cantidad requerida
para precipitar el calcio, los problemas del lodo relacionados con
los carbonatos pueden surgir.
OBSERVACIÓN: El carbonato de sodio no debe ser usado para
tratar la contaminación de cemento, debido a su alto pH.
35
Fluidos de Perforación
3.3.4. Efecto de la temperaturaLa temperatura aumenta la velocidad de reacción química de los
fluidos que están dentro del lodo. La temperatura puede romper o
degradar los polímeros del lodo y estos al degradarse pierden sus
propiedades específicas. El almidón se descompone dando iones OH-
y CO3. Los síntomas para saber que estamos sufriendo los efectos de
la temperatura son:
• Existe un incremento del filtrado.
• El PH tiende a bajar.
• El Pf baja.
• El Mf sube.
Entre los posibles tratamientos para remediar los efectos de la
temperatura tenemos:
1. Agregar al lodo polímeros que mantengan sus propiedades a altas
temperaturas.
2. Bajar el porcentaje de sólidos totales para minimizar el efecto de
floculación o bien agregar agua.
3. Agregar dispersantes.
4. Agregar material tenso activos a fin de evitar peligros de
solidificación del lodo.
5. En último caso si el lodo es base agua cambiar el lodo a base
aceite.
3.3.5. Contaminación por solidosLa contaminación por arcilla incrementa el contenido de sólidos y
disminución de la alcalinidad. Entre los tratamientos a realizarle al lodo
es usar al máximo el equipo de control de sólidos, diluir y agregar
barita si el peso disminuye, usar dispersante y soda cáustica.
Cuando la contaminación ocurre en un lodo base aceite se puede
observar un aumento constante de las propiedades reológicas,
disminución en el avance de la perforación e incremento de los sólidos
36
Fluidos de Perforación
de la formación en el fluido. Entre los tratamientos recomendados es
disminuir el tamaño de malla en la zaranda, observar que le equipo de
control de sólidos esté funcionando y aumentar la relación aceite/agua.
4. DiscusiónEn el siguiente trabajo elaborado podemos observar la importancia que tienen
los fluidos durante la perforación; de la misma forma los aditivos utilizados en
su diseño que le brindan propiedades características y específicas; además de
todo lo mencionado tenemos que tomar en cuenta que existen fluidos libres de
solidos como los Formiatos que bien son utilizados para la completacion de
pozos con muchas ventajas sobre los lodos convencionales (OBM o WBM)
siento menos contaminantes para con el medio ambiente. Pero una de sus
principales desventajas en cuanto al factor económico; ya que los lodos
convencionales con más económicos q los formiatos.
5. ConclusiónHemos logrado completar satisfactoriamente el estudio de los fluidos de
perforación definiendo sus respectivos componentes y el circuito que realiza
durante la perforación de un pozo.
Además conseguimos adquirir conocimientos más amplios sobre las diversas
funciones de lodo durante la perforación así como sus diferentes tipos (OMB o
WMB). Observando sus contaminaciones y tratamientos mas frecuentes.
Con el estudio aplicado logre comprender las diferentes propiedades físico-
químicas del fluido de perforación, adquiriendo cimientos concretos para mi
desempeño profesional.
5.1.RecomendaciónCon toda la información obtenida se recomienda tener cuidado al momento
de seleccionar el tipo de fluido durante la perforación, aumentando de esta
manera la eficiencia, diminución de costos de mantenimiento llegando a
optimizar el proceso de perforación. A esto no debemos olvidar la
consideración que presenta los diferentes tipos de formaciones que
pueden llegar disminuir la eficiencia de los fluidos de perforación.
37
Fluidos de Perforación
6. Referencia bibliográfica República Bolivariana de Venezuela, Ministerio del Poder Popular para
la Educación Superior, La Universidad del Zulia, Programa de
Ingeniería, Núcleo LUZ-C. O.L. Fluido de Perforación.
Manuel de MI - Chapter 02 SpanishFunc N° de Revisión: A-1 / Fecha de
Revisión: 14-02-01
Libro Origen del petróleo e Historia de la perforación en MEXICO tomo 3
fluidos de control
Manuel de PDVSA - CIED 2002, Centro Internacional de Educación y
Desarrollo (CIED). Fluidos de perforación.
Glossary of the Petroleum Industry, Third Edition – 1996. English –
Spanish and Spanish English. PennWell Books.
“Tecnología aplicada de Lodos” – Manual IMCO – Halliburton Company.
“Drilling Fluids Engineering Handbook” - Manual de MI – SWACO –
Edición 1999.
“Un Siglo de la Perforación en México” – Unidad de Perforación y
Mantenimiento de Pozos – PEMEX, México – 2000. Capitulo Lodos.