Lodos de Perforacion teoria

CARLOS A. ROJAS M

FLUIDOS DE PERFORACION

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1. INTRODUCCIÓN Proceso de Perforación: La perforación consiste en la aplicación de un conjunto de técnicas y

procesos, con la finalidad de construir pozos, sean productores (de petróleo y gas) o inyectores (de

agua y vapor). El objetivo de una perforación es generar el menor daño posible al pozo, dentro del

margen económico pre-establecido y cumpliendo con las normas de seguridad y ambiente. Los

pozos se clasifican según su trayectoria en verticales, horizontales, y según su propósito en

exploratorio, delineador y productor.

La perforación se lleva a cabo con un taladro de perforación el cual consta de manera muy

general de los sistemas:

? El sistema de Levantamiento

? El sistema de Potencia

? El sistema de Seguridad

? El sistema de Rotación y

? El sistema de Circulación que es el componente fundamental por donde pasa el fluido

de perforación.

Sistema de Circulación: Es uno de los componentes principales de un taladro. Su principal función

es servir de soporte al sistema de rotación en la perforación de un pozo, proveyendo los equipos,

materiales y áreas de trabajos necesarios para preparar, mantener y revisar el eje principal de la

perforación, el Fluido de Perforación.

PARTES DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN:

? Tanques: Permiten la preparación, almacenamiento y acondicionamiento del fluido de

perforación, permiten la succión del fluido mediante las bombas.

? Bombas: Trasmiten energía al fluido de perforación.

? Conexiones Superficiales: Permiten conectar la bomba con la sarta de perforación. Están

constituidas por el tubo vertical, la manguera de perforación, la unión giratoria y el cuadrante.


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? Sarta de Perforación: Conecta la superficie con el fondo del pozo, permitiendo la penetración y

profundización del mismo. Está constituida principalmente por la tubería de perforación, la

tubería pesada, las barras y la mecha de perforación.

? Espacio Anular: A través de este regresan a la superficie el fluido de perforación y los cortes

de formación que produce la mecha.

? Equipos de Control de Sólidos: Permite sacar del sistema los cortes de la mecha que

regresan a la superficie junto con el fluido. Esta constituido por principalmente por las Zarandas,

el Desarenador, Deslimador y la Centrifuga.

Presión Hidrostática y Columna de Fluido: Todos los fluidos ejercen presión debido a dos

factores: su densidad, expresada como la relación peso/volumen, dada principalmente en

libras/galón (ppg) y la altura de la columna de fluido. Así la presión es la fuerza ejercida sobre una

unidad de área, expresada para nuestros efectos de cálculo como libras por cada pulgada cuadrada

o psi (pounds per square inch) pudiendo ser también expresada como un gradiente: psi/pie. Es así

que una densidad puede ser expresada como un gradiente de presión y viceversa, aquí aparece el

factor 0.052 (en el sistema inglés). Este valor resulta de la siguiente concepción:

Tomando un cubo con longitud de 1 pie, lleno de fluido, poseería 7.48 galones y si este fluido

tuviera una densidad de 1 ppg, concluiríamos que el peso total del fluido es 7.48 libras o 7.48

libras/pie2, que sería obviamente el área en la que se apoya el cubo; y si un pie cuadrado es igual a

tener 144 pulgadas cuadradas, este peso expresado en libras/pulg2 sería:

7.48 libras/pie2 ÷ 144 pulgadas2/pie2 = 0.05194 ˜ 0.052 libras/pulgada 2

Es decir: 0.052 libras/pulgada2 por cada pie de altura que tenga la columna de fluido, de modo

que la fórmula para calcular el gradiente de presión de un fluido sería:

Gradiente de Presión = 0.052 x densidad del fluido


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Así el gradiente de presión de un fluido con una

densidad de 10,5 ppg, será:

Gradiente de Presión = 0.052 x 10.5 = 0.546

psi/pie

La presión hidrostática de un fluido es la presión

total generada por una columna de fluido cuando

se encuentra quieto, actuando a cierta

profundidad (vertical) del wellbore y se calcula:

Phidrostática = gradiente x profundidadTVD

O lo mismo que:

Phidrostática = 0.052 x densidad x profundidadTVD

Vale la pena aclarar que la profundidad a considerar para calcular presiones hidrostáticas es la

longitud vertical del pozo, conocida como la TVD (True Vertical Depth) que no debe ser confundida

con la MD (Measured Depth) que es la longitud axial del pozo y que es tanto mayor que la longitud

vertical cuanto más desviado se encuentre el pozo.

Si requerimos saber la presión que ejerce un fluido de densidad 10.5 ppg en el fondo de un

pozo que tiene una MD de 6,750 pies y una TVD de 6,500 pies el cálculo sería entonces:

Phidrostática = 0.052 x 10.5 x 6,500

Phidrostática = 3,549 psi

Figura 2 Gradiente de Presión


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2. FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2.1. Definición: A medida que progresa la perforación de un pozo petrolífero se debe retirar del

fondo los fragmentos de roca, cortados por la barrena. Este trabajo lo realizan los fluidos de

perforación.

Se bombea por dentro de la tubería de perforación un líquido con características físico –

químicas definidas, el cual por la presión a la que es sometido sale por los orificios laterales de la

barrena y regresa a la superficie por el espacio anular libre entre la tubería de perforación y las

paredes del hoyo.

El fluido de perforación o fluido como comúnmente se le llama es un fluido, de características

físico – químicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y

aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico (ambientalmente amigable), corrosivo

ni inflamable pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estable

a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y

debe ser inmune al desarrollo de bacterias.

Las propiedades del Fluido deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad

del especialista en fluidos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los

ajustes necesarios.

2.2. Funciones de los Fluidos de Perforación

El propósito fundamental del fluido es ayudar a hacer rápida y segura la perforación, mediante el

cumplimiento de ciertas funciones:

? SUSPENSIÓN DE PARTÍCULAS CUANDO SE DETIENE LA CIRCULACIÓN: Cuando se

detiene la perforación, los recortes suspendidos en el fluido pueden caer al fondo del pozo,

atascando la mecha. Los fluidos de perforación están diseñados para evitar que los sólidos

decanten.

? CONTROL DE PRESIONES SUBTERRÁNEAS: El agua, el gas y el petróleo que se encuentran

en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe ser sobre balanceada para evitar un

flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el interior del pozo. El control se logra

manteniendo una presión hidrostática suficiente en el anular. La presión hidrostática es

directamente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna del fluido. pozo.


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? TRANSPORTE DE RECORTES DE PERFORACION: Los recortes y los derrumbes son más

pesados que el fluido. Por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo del fluido en el anular los

empuja hacia ARRIBA, están sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer

hacia el fondo del pozo. La velocidad con las que esas partículas caen a través del fluido fluente

depende principalmente de la densidad y viscosidad del fluido y del tamaño, forma y densidad

de las partículas.

? ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DE LA BARRENA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN: La

fricción originada por el contacto de la barrena y la sarta de perforación con las formaciones,

genera calor. El fluido debe absorber ese calor y conducirlo hacia la superficie. Cualquier fluido

líquido desempeñará esa función al circular.

El fluido de perforación también ejerce un efecto lubricante para la barrena, para la sarta y el

revestimiento durante el proceso de perforación. A veces se añaden materiales especiales al

fluido para mejorar sus propiedades lubricantes.

? CUBRIR LA PARED DEL HOYO CON UN REVOQUE LISO, DELGADO, FLEXIBLE E

IMPERMEABLE: El revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas

de derrumbes y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de

revoque protege la formación de la invasión de fluido y a su vez ayuda a las operaciones de

perforación.

? SOPORTAR, POR FLOTACIÓN, PARTE DEL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN Y DE

LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO, DURANTE SU INSERCIÓN EN EL HOYO: El peso de la

sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el fluido , es igual a su peso en el aire

multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el peso del fluido disminuye el

peso de la tubería. La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de

flotación, lo que reduce su peso, ejerciendo menor esfuerzo en el mecanismo de perforación.

? MANTENER EN SITIO Y ESTABILIZADA LA PARED DEL HOYO, EVITANDO DERRUMBES:

Además de estabilizar la pared del hoyo para evitar derrumbes, el fluido debe ofrecer máxima

protección para no dañar ninguna formación productiva durante la perforación. Es prioritario

mantener estable la formación de roca expuesta mientras se evita la pérdida de fluido de

perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por encima de la presión de fluido


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del poro de la formación, hay una tendencia natural a que el fluido penetre la roca permeable en

la formación.

? TRANSMISIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA: Durante la circulación, el fluido es expulsado a

través de las boquillas de la barrena a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la

superficie por debajo de la barrena este libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes,

estos son pretriturados por la barrena lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción

eficiente de los recortes que se forman en la superficie de la barrena depende de las

propiedades físicas del fluido y de su velocidad al salir por las boquillas.

? MEDIO PARA PERFILAJES DE CABLE: Si bien el fluido perturba las características originales

de las formaciones, su presencia es necesaria para realizar muchos de los perfiles de cable que

se emplean para la evaluación de la formación. La utilización de esos perfiles requiere que el

fluido sea buen conductor de la electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes de

las de los fluidos de la formación.

Además de las funciones mencionadas, el fluido de perforación debe ser de minimizar los

siguientes efectos Colaterales:

? Daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas.

? Corrosión de la sarta y del revestimiento.

? Reducción de la velocidad de penetración.

? Problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación.

? Pérdida de circulación.

? Pegamiento de la sarta contra las paredes del pozo.

? Erosión de la superficie interna del pozo.

? Desgaste de las partes de las bombas.

? Contaminación con las lechadas de cemento.

? Contaminación del ambiente natural.

2.3. Componentes Principales de un Fluido de Perforación: La composición de los fluidos

dependerá de las exigencias de cada operación de perforación en particular. La perforación debe

hacerse atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos

de fluidos. Por consiguiente, es lógico esperar que varias mejoras sean necesarias efectuarle al

fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforación se

hace cada vez mas profunda en búsqueda de petróleo.


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Los fluidos de perforación son de base acuosa, y base aceite donde la fase continua es el agua

y aceite respectivamente. Sin embargo, en términos generales, los fluidos de perforación se

componen de dos fases: liquida y sólida.

2.3.1. Fase Líquida

? AGUA DULCE: El agua es un fluido newtoniano ideal para perforar zonas de bajas

presiones. Es económica, abundante, no requiere tratamiento químico, provee el mejor

líquido en el uso de los métodos de evaluación de formaciones y resulta mejor dispersante

químico para controlar sólidos por dilución.

? AGUA SALADA: Generalmente se usan fluidos parcialmente saturados de sal cuando se

perfora costa afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar contiene

aproximadamente 19000 mg/L de Cl-, 400 mg/L de Ca+ 2 y 1300 mg/L de Mg+ 2.

? ACEITE: El aceite se puede usar en fase continua para:

? Mejorar la estabilidad del hoyo y mantiene las arcillas reactivas, inertes.

? Minimizar el atascamiento de la tubería, mayor lubricidad.

? Perforar zonas de altas temperaturas.

? Es reutilizable.

En la fase dispersa se usa para:

? Mejorar la lubricidad del fluido. Esto es posible siempre y cuando el aceite permanezca

suspendido en forma de pequeñas gotas.

? Disminuir el filtrado API. En este caso el aceite deberá estar completamente

emulsionado.

? Minimiza los problemas de torque y arrastre.

? Aporta estabilidad térmica a los fluidos base agua.


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2.3.2. Fase Sólida ? SÓLIDOS INERTES DESEABLES: Son sólidos no reactivos de alta gravedad específica

que sirven para darle peso al fluido, tales como: sulfato de bario (Baritina), óxido de hierro

(Hematita), sulfuro de plomo (Galena), Carbonato de Calcio.

? SÓLIDOS INERTES INDESEABLES: Son sólidos perforados como arena, caliza, sílice,

dolomita. Es te tipo de sólido debe ser removido del fluido tan pronto y eficientemente como

sea posible.

? SÓLIDOS REACTIVOS: Son sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pueden

agregar al fluido o ser incorporados de la formación. Entre los agregados están los

comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formación tipo gumbo.

3. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Los diferentes sistemas de fluidos de perforación, se deben para cumplir con el objetivo de las

operaciones de perforación minimizando los problemas operacionales relacionados al fluido de

perforación y a su vez disminuyendo el daño a la formación con la finalidad de obtener la máxima

productividad del pozo. Por otro lado los sistemas de Petrosema están formulados con productos de

alta calidad y amigables al medio ambiente.

3.1. FLUIDO DISPERSO Es un sistema disperso para perforar zonas no productoras con alto contenido

de arcillas. El rango de temperatura es de hasta 180 ºF.

FORMULACION DEL FLUIDO DISPERSO Producto Descripción Concentración (lpb) Bentonita Viscosificante 5,0 – 7,5 NaOH (Soda Cáustica) Control de pH 0.5 - 1,5 Almidón Control de Filtrado 0,5 – 1,0 Goma Xántica Controlador de Filtrado

Modificador Reológico 0,5

Inhibidor Qco Inhibidor de Arcillas 1,0 - 2,0 % P Asfalto Estabilizador 2,0 – 4,0 Lignosulfonato Dispersante 4 Material Densificante Material Densificante --


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PROPIEDADES DEL FLUIDO DISPERSO

Densidad * 9.0 – 10,1

Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 – 50

Viscosidad Plástica (cp) 12 - 18

Punto Cedente (lbs/100 pie2) 12 -15

Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 3/10

PH 9.0 – 9.5

Filtrado (cc/30’) ? 6

MBT (lbs/bls) 5 – 15

% Sólidos ? 10

* Las propiedades cambian de Acuerdo a la densidad del sistema.

3.2. FLUIDO DISPERSO HPHT: Es un sistema disperso con las características inhibitorias diseñado

para perforar zonas con alto contenido de arcillas y lutitas reactivas, el sistema puede usarse a

temperaturas por encima de 200 ºF. El sistema puede convertirse según requerimiento a un fluido

Semi Disperso. El cambio se sustituyendo el lignosulfonato por Lignito Potásico (Resistente a

Temperatura) en una concentración de 3 lpb.

FORMULACION DEL FLUIDO DISPERSO HPHT

Producto Descripción Concentración (lpb) Bentonita Viscosificante 7,50 Soda cáustica Estabilizador de pH 1,50 Goma Xántica controlador reológico 1,00 Almidón Modificado Controlador de filtrado 3,00 Asfalto / Gilsonita Estabilizador de hoyo 5 Detergente Antiembolante 1 Lignosulfonato libre de cromo. HPHT

Controlador de Reología / Dispersante

4,00

Carbonato convencional Densificante --- Inhibidor de arcilla / Glicol Inhibidor 10,5 *Aceite Mineral Lubricante 10% v/v


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PROPIEDADES DEL FLUIDO DISPERSO HPHT

Tipo de Fluido Disperso *Semidisperso

*Densidad (lpg) 9.1-10.1 9.1-10.1

Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 40-45 45-60

Viscosidad Plástica (cp) 10-14 10-14

Punto Cedente (lbs/100 pie2) 8-14 14-18

Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 3/9-4/12 4/10-5/12

Filtrado API 6-8 4-6

% Sólidos <15 <15

Ph 9.0-10.0 9.0-10.0

MBT 5-17.5 5-17.5

2.3. FLUIDO POLIMERICO: Es un sistema polimérico con excelentes propiedades reológicas,

características inhibitorias y excelente estabilidad térmica, diseñado para perforar zonas de

intermedias y de producción, el sistema puede usarse a temperaturas por encima de 200 ºF. El

sistema polimérico es muy versátil puede diseñarse como un fluido Drill-In sin grandes

modificaciones.

FORMULACION DEL FLUIDO POLIMERICO

Concentración (lpb) Producto Descripción Polímero Drill- In

Bentonita Viscosificante 5 Goma Xántica Viscosificante 0,5 1,5 PAC R Reductor de Filtrado 1 1 Soda cáustica Control de Alcalinidad 0,5 0,5 Carbonato de calcio Densificante / Sellante -- -- Almidón Modificado Control de Filtrado 1,5 1,5 Glicol / Inhibidor Inhibidor de Arcillas 10,5 10,5 Lignito potásico Dispersante 2 Aceite Mineral o Lubricante Lubricante 7,5


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PROPIEDADES DEL FLUIDO POLIMERICO

Tipo de Fluido Polímetro Drill-In

Densidad (lpg) 9.0-10,1 9.0-10.1

Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 - 60 45-60

Viscosidad Plástica (cp) 10-14 10-14

Punto Cedente (lbs/100 pie2) 14 - 18 14 -18

Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 4 / 8 / 10 4 / 8 / 12

Filtrado API 4 - 6 4-6

% Sólidos <15 <12

pH 9.0-10.0 9.0-10.0

MBT 5 -15 5 - 10

3.4. FLUIDO SALINO: Es un sistema diseñado para perforar zonas de producción de alta

permeabilidad. El sistema salino es un fluido de propiedades muy establea, con alta capacidad de

sello que hace que el filtrado sea mínimo. El sistema se formula con un Almidón de alta calidad

modificado con agentes poliméricos que le proporciona propiedades reológicas excelentes y

resistencia a la fermentación. Adicionalmente posee propiedades inhibitorias debido a la

incorporación de un glicol en su formulación.

FORMULACION DEL FLUIDO SALINO

Producto Descripción Concentración (lpb) Salmuera Saturada de NaCl Base del sistema 0,89 bbl Goma xántica clarificada Viscosificante 2,00 Almidón modificado Reductor de filtrado 6,00 pH Buffer Controlador de pH 2,00 Sal gruesa Agente Puenteante Fino 23,00 Sal fina Agente Puenteante Grueso 23,00 Glicol Inhibidor de lutitas 1,26 Gal Defoam X Antiespumante 0.05 de ser necesario


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PROPIEDADES DEL FLUIDO SALINO

Densidad ( lpg ) 10.5 Viscosidad embudo (seg/qt gal) 45 – 60 Viscosidad Plástica (cps) 12 -18 Punto Cedente (lbs/100 pie2) 20 – 35 Geles 10 seg/10 min (lbs/100 pie 2) 10 -12 / 14 - 16 Filtrado API (cc/30 min) < 4 % Sólidos v/v < 8.0 pH 8.5 – 9.8 MBT < 3 Cloruros en filtrado > 180.000

3.5. FLUIDO VISCOELASTICO DRILL-IN: Es un sistema diseñado para perforar zonas de producción

posee características reológicas especiales, que minimizan el filtrado hacia la formación y

maximizan la capacidad de limpieza del hoyo. Por sus características viscoelásticas es ideal para

perforar zonas de baja presión disminuyendo el riesgo de perdida de circulación.

FORMULACION DEL FLUIDO VISCOLEASTICO

Producto Descripción Concentración (lpb) Aceite Vassa Lubricante 8% V/V

KCl Inhibidor 3 HEC / Goma Xántica Viscosificante 2.5 Biopolímero Control Reológico 1.5 Almidón Modificado Controlador de filtrado 2.5 pH Buffer (MgO) Control de alcalinidad 0.5 Biocida Bactericida 0.15 Glicol Inhibidor de arcillas 2 % (7 lpb) Carbonato de Calcio Micronizado

Material sellante y densidad 40

PROPIEDADES DEL FLUIDO VISCOELASTICO

Densidad ( lpg ) 8.8 Viscosidad embudo (seg/qt gal) 60 – 80 Viscosidad Plástica (cps) 14 – 25 Punto Cedente (lbs/100 pie2) 40 – 60 Geles 10 seg/10 min (lbs/100 pie2) 18/28 – 20/29 Filtrado API (cc/30 min) < 5 % Sólidos v/v < 6 PH 10.0 – 10.5 L6 20 - 30 L3 18 - 25 MBT < 5


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3.6. FLUIDO 100% ACEITE: Es un sistema diseñado con mínimo porcentaje de sólidos, con

características 100% inhibitorias, formulado con estabilizadores de hoyo, para minimizar problemas

de inestabilidad, humectantes que aseguran la estabilidad reológica del sistema sin afectar la

mojabilidad de la roca, disminuyendo el daño a la formación. Por su naturaleza el sistema 100%

aceite puede ser utilizado a altas temperaturas, se recomienda adicionar un estabilizador térmico

para amortiguar el efecto de adelgazamiento de la base del fluido y así mantener la capacidad de

limpieza del fluido.

FORMULACION DEL FLUIDO 100% ACEITE

Producto Descripción Concentración (lpb) Arcilla organofílica Viscosificador 8,00 Emulsificante secundario Emulsificante 0,72 Gal Activador polar Activador polar 0,72 Gal

Asfalto Estabilizador de Hoyo / Control de Filtrado

8,00

Lignito organofilico Controlador de filtrado zona productora

8,00

Cal hidratada Alcalinizador 6,00 Carbonato de calcio Densificante --- Carbonato de calcio micronizado

Sellante 45

Estabilizador Térmico Para Temperaturas mayores de 270 ºF

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PROPIEDADES DEL FLUIDO 100% ACEITE

Densidad * 9.0 – 10,1

Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 - 55

Viscosidad Plástica (cp) 18 - 26

Punto Cedente (lbs/100 pie2) 12 -18

Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 7/23 - 8/35

Filtrado (HT- HP) <5

% Sólidos (%v/v) 10 -20

Alcalinidad Pom 1.5 - 2.5

Exceso de Cal 2 - 4

* Las propiedades dependen de la densidad


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4. PRUEBAS DE CAMPO PARA EVALUAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN NORMAS API – RP-13B-1: PRACTICAS RECOMENDADAS PARA REALIZAR LAS PRUEBAS DE FLUIDOS BASE AGUA

4.1. Pruebas Físicas

4.1.1. Densidad y Temperatura: La densidad se determina con una balanza de fluidos, método

para determinar el peso de un volumen de líquido. La densidad del fluido se puede expresar en

libras por galón (lbm/gal), libras por pie cúbico (lbm/pie3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o

kilogramos por metro cúbico (Kg/m3).. La temperatura usando un termómetro de campo, tanto la

temperatura como la densidad del fluido se toma a la entrada y a la salida del pozo.

Balanza de Fluidos: La balanza permite conocer, además de la densidad en lbs/gal y lbs/pie3 , la

gravedad específica y el gradiente de presión por cada mil pies.

4.1.2. Viscosidad Funnel: Usar un embudo de Marsh para obtener el valor de viscosidad de un

fluido de perforación o de completación / Workover. Este sistema de medición de la viscosidad de

los fluidos, sirve de guía al operador y encargado del sistema de circulación de fluido para darle una

indicación de la cantidad de tiempo que se demora la muestra de fluido en pasar de un recipiente

estandarizado a otro brindando una base de comparativa de la facilidad de desplazamiento del

fluido con respecto a otros.

Unidad : seg/cuarto de galón (segundos por 1/4 de galón)

Ejemplo: Viscosidad de embudo = 57 seg/cuarto de galón

Figura 3. Balanza de Fluidos


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4.4.1.3. Viscosidad Plástica y punto Cedente: El viscosímetro se utiliza para determinar las

propiedades reológicas del fluido, es decir, la viscosidad plástica, el punto cedente y la fuerza de

gel.

Descripción: Este aparato esta constituido por un rotor que gira dentro de una taza mediante un

motor eléctrico. Una caja de velocidades, que actúa mediante un sistema de engranaje, hace girar

el rotor a diferentes velocidades. Al girar el rotor produce un cierto arrastre al fluido. Este arrastre se

mide mediante una balanza de torsión, que indica la fuerza desarrollada en un dial graduado.

El instrumento de 115 voltios. Es accionado por dos motores sincrónicos para obtener

velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.

Figura 4. Embudo de Marsh

Figura 5. Viscosímetro


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Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos indicación a 300 RPM. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos viscosidad plástica en centipoise. Viscosidad aparente en centipoise = indicación a 600 RPM dividida por dos. Para el reporte se debe registrar la temperatura.

4.1.4. Filtración: La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada con

un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través

del papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión

especificadas. Después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado. El

filtro prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la Práctica Recomendada

de API y la prueba debería ser realizada de la manera recomendada. La prueba de filtrado API es

realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como

número de mililitros perdidos en 30 minutos.

Figura 6. Filtro API


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Filtración HP – HT: El instrumento consiste, básicamente en una fuente de presión controlada,

una celda de muestra, un sistema para el calentamiento de la misma y una celda colectora

presurizada. La celda de filtración posee un termómetro, el receptáculo del termómetro,

empacaduras resistentes al aceite y un soporte para el medio filtrante. Ver figura

4.1.5. Retorta – Contenido de Aceite Agua y Sólidos: El equipo que se utiliza para determinar el

porcentaje por volumen de sólidos y líquidos que contiene el fluido se llama Equipo de retorta. La

determinación de los porcentajes correspondientes se hace mediante la evaporación de una

muestra de fluido en una cámara, la cual posteriormente es condensada y tomada en un cilindro

graduado de 10 cc, que corresponde al 100% de la muestra. Por diferencia de 10 cc – Aceite –

Agua se obtiene el % de sólidos.

Figura 7. Filtro HPHT


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4.1.6. Contenido de Arena: Determinar el contenido de arena de un fluido de perforación base

agua, base aceite o base sintético. El contenido de arena del lodo es el porcentaje en volumen, de

partículas más grandes que 74 micras.

Unidad: % en volumen

Ejemplo

Arena = 0.25 % en volumen

Equipo

• Tubo de contenido de arena

• Embudo que corresponde al tamiz

• Tamiz malla 200

Figura 8. Retorta

Figura 9 Equipo para determinar Contenido de Arena


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4.2. Pruebas Químicas (Fluidos Base Agua) 4.2.1. pH: Químicamente es la cantidad del iones de hidrógeno (H+). Los valores de pH oscilan

entre 0 – 14; siendo 7 el pH neutro. La acidez se registra entre 0 – 7, mientras que la alcalinidad

esta entre 7 – 14. El pH de una solución ofrece información inmediata sobre la acidez o alcalinidad

inmediatas, en contraste con la acidez o alcalinidad total que pueden ser tituladas.

pH-metro: El pH-metro es un instrumento utilizado para determinar el pH de soluciones acuosas,

midiendo el electro-potencial generado entre el electrodo especial de vidrio y el electrodo de

referencia.

4.2.2. Alcalinidad (OH-, CO3

-2, HCO3-) y Contenido de Cal: Sean;

Mf = Alcalinidad, al anaranjado de metilo, del filtrado

Pf = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del filtrado

Pm = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del lodo

La alcalinidad se considera como el poder ácido-neutralizante de una sustancia. En un lodo, la

prueba puede realizarse directamente en él (Pm) o en el filtrado (Mf y Pf ). Los resultados obtenidos

pueden usarse para estimar la concentración de los iones hidroxilo (OH- ), carbonato (CO3 -2), y

bicarbonato (HCO3- ) en el lodo, y que son responsables directos de las alcalinidades del filtrado y

del lodo.

La alcalinidad es tan importante como saber su origen. Así, aquella que provenga de los iones

hidroxilo se considera benéfica (pues proporciona, sin otros efectos negativos, un ambiente alcalino,

Figura 10. pH-metro


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no corrosivo y propicio para el buen desempeño de algunos aditivos del lodo); por el contrario, la

alcalinidad aportada por los iones carbonato y bicarbonato se considera dañina, pues dichos iones

afectan negativamente la fuerza gel y el filtrado de lodo sin permitir acciones correctivas mientras

sigan presentes. Los iones carbonato y bicarbonato se pueden remover del lodo mediante la adición

de hidróxido de calcio, que convierte los iones bicarbonato en iones carbonato, precipitándolos

como carbonato de calcio insoluble, su presencia en el lodo se debe comúnmente a la

contaminación del agua del lodo con CO2, contenido en muchas de las formaciones perforadas.

Interpretar los valores de Mf y Pf , y utilizarlos para diferenciar el origen de la alcalinidad, requiere

calcular las diferencias entre los valores de titulación obtenidos. Por ello es crucial tener cuidado en

seguir exactamente los pasos del procedimiento y así obtener medidas precisas de los reactivos. Es

importante aclarar que con los cálculos solo se logra un estimativo se las concentraciones de las

especies iónicas presentes, basados en un equilibrio químico teórico de las reacciones.

4.2.3. MBT (Methylene Blue Capacity): La capacidad de azul de metileno de un lodo, es el indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita comercial y/o en sólidos perforados) presentes en él. Esta prueba provee una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de los sólidos (arcillas) 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. 4.2.4. Dureza Total como Calcio: El agua que contiene una gran cantidad de sales disueltas de

calcio y magnesio se llama “agua dura”. La dureza del agua en el hogar suele ser indicada por lo

difícil que resulta hacer espuma con el jabón. En muchos campos de petróleo, el agua disponible es

bastante dura. Las arcillas de perforación tienen bajos puntos cedentes cuando son mezcladas en

agua dura.

Cuanto más dura sea el agua, más bentonita será necesaria para obtener un lodo con un

esfuerzo de gel satisfactorio. En casos extremos, se ha determinado que es económico tratar el

agua químicamente antes de usarla para mezclar el lodo, pero en general esto no resulta

económico. Sin embargo, cuando se puede elegir entre dos o más fuentes de agua para el equipo

de perforación, se recomienda realizar una simple prueba para seleccionar la más suave de estas

fuentes.


22

Los ingenieros de campo están familiarizados con los efectos sobre el lodo cuando se perforan

formaciones de anhidrita (sulfato de calcio) o de yeso.

El calcio puede ser arrastrado durante la perforación de los tapones de cemento y a veces al

penetrar en las secciones de lutita caliza. Cualquier contaminación extensa de calcio puede producir

grandes pérdidas de agua y altos geles. El efecto perjudicial del cemento sobre la Pm más alta se

debe a la alta alcalinidad (contenido de cal).

4.2.6. Determinación de Cloruros (Cl-)

Propósito: La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede

contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos de petróleo del mundo.

La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de

agua salada.

4.2.8. Determinación de Sulfatos

Propósito: El ion sulfato está presente en muchas aguas naturales debido a la acción solvente del

agua sobre los minerales de la tierra. La anhidrita (sulfato de calcio) es un contaminante

ligeramente soluble encontrado durante la perforación en ciertas áreas. En general, resulta

conveniente conocer el contenido de iones sulfato del filtrado. Concentraciones iónicas de sulfato de

aproximadamente 2.000 mg/l podrían contribuir a los problemas de alta viscosidad y control de

filtrado.

4.2.9. Determinación de Potasio: Cuando es necesario determinar la concentración iónica de

potasio, cualquiera de los siguientes procedimientos puede ser utilizado eficazmente. El

Procedimiento que usa Solución de Tetrafenilborato (STPB) puede ser utilizado con exactitud para

cualquier concentración de iones de potasio.

4.4. PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD (PPT)

En la ingeniería de fluidos de perforación, los cálculos están basados en el barril del campo

petrolífero. El barril del campo petrolífero contiene 42 galones E.U.A. Los tratamientos del lodo se


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realizan generalmente añadiendo un cierto número de libras (o fracciones de una libra) de material

al barril del campo petrolífero de lodo. Para la prueba piloto y las operaciones del laboratorio, un

barril del campo petrolífero sería difícil de manejar. Resulta considerablemente más práctico trabajar

con una muestra de fluido mucho más pequeña. En vez de trabajar con un barril de fluido, se

trabaja con un “barril equivalente”. Un barril equivalente contiene 350 ml de fluido.

Esta cantidad representativa para un barril se obtiene de la siguiente manera: Un barril del campo

petrolífero tiene un volumen de 42 galones E.U.A. El barril contendría 350 libras de agua dulce.

Trescientos cincuenta gramos de agua ocuparían un volumen de 350 ml según el sistema métrico.

Por lo tanto, 350 ml pueden representar 42 galones E.U.A. o el barril del campo petrolífero. Si se

añade 1 g de un material a este barril equivalente, esto sería equivalente a añadir 1 lb del material a

un barril del campo petrolífero. Si se añade un líquido al barril final, entonces la gravedad específica

del fluido debe ser tomada en consideración. Por ejemplo, si un fluido tiene una gravedad específica

de 1,2, entonces sólo se necesitará 0,83 ml para 1 g o 1 lb/bbl. Las gravedades específicas de la

mayoría de los materiales están indicadas en los Boletines de Productos o las Hojas de Seguridad

de los Materiales.

Propósito

Utilizando estas cantidades reducidas de materiales, varios tratamientos posibles pueden ser

probados de manera económica antes de tratar todo el sistema de lodo. Este procedimiento es útil

no solamente en caso de contaminación, sino también para evaluar los tratamientos cuando se

prevé realizar una modificación de las propiedades del fluido. Cabe notar que la solubilidad y la

eficacia de los productos químicos pueden ser mejoradas por las condiciones efectivas de

circulación, es decir la temperatura y la presión. Por lo tanto, se recomienda disponer la adición del

tratamiento químico por etapas, sobre dos o más circulaciones, para evitar el tratamiento excesivo.

Por ejemplo, se puede realizar del 60 al 70% de la adición prevista durante una circulación,

realizando ajustes de las cantidades totales antes de añadir el resto de los productos químicos. Las

adiciones de cal a un lodo a base de arcilla constituyen un Prueba Piloto ejemplo de tratamiento que

es difícil de someter a la prueba piloto sin envejecimiento térmico para simular las condiciones del

fondo del pozo.

Equipo


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1. Balanza con precisión de 0,1 g.

2. Mezclador del tipo Hamilton Beach o equivalente.

3. Muestras de productos químicos a probar (preferiblemente obtenidos en el sitio del equipo de

perforación).

4. Equipo para efectuar el control del lodo.

5. Horno de rodillos, completo con celdas de envejecimiento si la muestra debe ser sometida el

envejecimiento térmico.

Procedimiento

Se capta una muestra del fluido a probar y se efectúa y registra una prueba del lodo de base. En base a

las propiedades registradas, se toma una decisión respecto al tipo y a las cantidades de productos

químicos de tratamiento requeridos para lograr los resultados deseados. Como la agitación de la

muestra del lodo durante la adición de los productos químicos de tratamiento puede modificar las

propiedades de los fluidos, una muestra de “referencia” debería ser agitada durante un periodo

equivalente y las propiedades registradas para comparación.

Debiera llevarse un registro minucioso del orden de adición de todos los tratamientos. El razonamiento

de esto aparece más claramente cuando se considera el ejemplo de las propiedades exhibidas por las

muestras de fluido que contienen agua, bentonita y NaCl. Al añadir sal, se elimina la primera hidratación

de la bentonita y las propiedades del fluido son claramente diferentes. El hecho que los productos

químicos sean añadidos al estado “seco” o en solución también afectará los resultados.

Por este motivo, los productos químicos usados en las pruebas piloto deberían ser añadidos en su

orden normal de adición al sistema de lodo y en el mismo estado físico.

Los siguientes criterios determinan los aditivos que deben ser probados:

1. Disponibilidad.

2. Adaptabilidad al sistema de lodo existente y a las condiciones del agujero, es decir la temperatura y

la salinidad.

3. Eficacia en relación con el costo. Para simular mejor las condiciones del fondo del pozo las muestras

son frecuentemente sometidas al envejecimiento térmico a temperaturas de fondo y por periodos

equivalentes a los periodos anticipados sin circulación. La mayoría de los hornos usados para este


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procedimiento permiten que la celda permanezca estática, sea rodada o girada durante el

envejecimiento. Si la prueba debe ser envejecida térmicamente, ciertas precauciones de seguridad

serán observadas (algunas pautas tomadas de la Práctica Recomendada de API 13I, Quinta Edición,

Suplemento 1, julio de 1996).

4. Usar solamente las celdas hechas con acero inoxidable (303, 304 ó 316, pero no 314) a menos que

se pruebe durante periodos prolongados a altas salinidades. En este caso, se recomienda usar celdas

metálicas de primera calidad. Estos tipos de celdas tienen una resistencia nominal más baja que las

celdas de acero inoxidable. Cualquier celda de envejecimiento utilizada debe ser construida de manera

que exceda los requisitos de temperatura y presión de la prueba.

5. Una de las principales consideraciones es evitar llenar excesivamente las celdas de envejecimiento.

Al llenar las celdas, se debe dejar un espacio adecuado para permitir la expansión del fluido de la

prueba. En general no se debería añadir más de 1 bbl equivalente a una celda individual. Esto dejará

generalmente un espacio de ±2 pulgadas.

6. Al retirar las celdas del horno, conviene dejar que la celda se enfríe a la temperatura ambiente. Si

usted no puede tocar la celda con la mano desnuda, ésta no está lo suficiente fría; aunque esté fría al

tacto, el interior todavía puede estar caliente.

RECUERDE: ¡LA CELDA CONTIENE PRESIÓN GENERADA POR LA EXPANSIÓN DEL VOLUMEN

DEL FLUIDO!

7. Una vez que la celda se haya enfriado, se puede destornillar LENTAMENTE la parte superior de la

celda, asegurándose que cualquier presión residual sea descargada antes de dar las últimas vueltas de

los tornillos. Si se puede menear la parte superior sin oír ningún escape de presión, es probable que no

haya ningún peligro; sin embargo, no inclinarse NUNCA encima de una celda al abrirla. Cualquier

presión residual podría expulsar la parte superior con la velocidad de un cañón de fusil, produciendo

los mismos efectos.


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5. PROBLEMAS ASOCIADOS A LOS FLUIDOS DE PERFORACION

5.1. Contaminación: La contaminación de los Fluidos suele ocurrir de varias

maneras, puede ser durante la perforación, en los tanques de almacenamiento o

durante otras operaciones como lo es la cementación en las siguientes tablas se

presenta un resumen de las principales contaminaciones de los fluidos Base Agua.

5.2 Degradación : La degradación se puede definir como un cambio irreversible de un componente del fluido que reduce la capacidad del aditivo para controlar determinada propiedad, los factores que influyen en la degradación son la profundidad, la temperatura y el tiempo. La degradación de los componentes del fluido puede ocurrir por acción bacteriana, por alta temperatura o por oxidación . Las bacterias se desarrollan en un medio acuoso y de bajo pH. La degradación bacteriana, generalmente, se detecta por un fuerte olor a material orgánico en descomposición. Se controla elevando el pH del lodo y utilizando bactericidas. La degradación térmica ocurre en ausencia de bacterias y agentes oxidantes, la velocidad de degradación depende de la temperatura. Este proceso se puede minimizar utilizando aditivos adecuados para el rango de temperatura a perforar.

5.3. Inestabilidad de Hoyo:

De los muchos tipos de rocas que se encuentran en el curso de la perforación, la más susceptible a la inestabilidad es la lutita. Las lutitas son rocas que contienen arcilla y que se forman por la compactación de los sedimentos que se van quedando poco a poco enterrados por la acumulación progresiva de más sedimentos con el pasar del tiempo geológico. A medida que ocurre la compactación, el agua es “exprimida” y sale de la lutita. El grado de compactación es proporcional a la profundidad de enterramiento de estos materiales, siempre y cuando el agua no encuentre obstáculos para salir de la lutita. Si el agua no escapa de la lutita, entonces sostendrá una parte de la sobrecarga y la lutita quedará “bajo presión”. Si el agua sale de la lutita, la roca se deshidrata. Los problemas que ocasionan las lutitas son un resultado directo de la manera como la lutita reacciona con el agua del fluido de perforación. La hidratación debido al agua tiende a reducir la resistencia de las lutitas. La pérdida de resistencia aumenta la inestabilidad del hoyo. Los sedimentos más recientes se ablandan, hinchan y dispersan cuando se mezclan con el agua. Las lutitas más antiguas, y que generalmente han pasado por diagénesis, pueden conservar su dureza y no se dispersarán fácilmente en agua. Desafortunadamente, esto no significa que sea más fácil perforar las lutitas más


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antiguas. La inestabilidad de las lutitas pueden ser el resultado de cualquiera de los factores siguientes, o una combinación de los mismos:

5.4. Perdida de Circulación:

Pérdida de circulación Causas

Formaciones fracturadas: Cuando se observan pérdidas durante o inmediatamente después de una perforación brusca o un cambio repentino en la formación, esto significa que puede haber fracturas naturales presentes. Si ocurren pérdidas durante un viaje de la tubería, cuando se inicia o “rompe “ la circulación o se aumenta la densidad de los fluidos, esto significa que puede haber fracturas inducidas presentes. Una de las causas es el exceder el gradiente de fractura con densidades de fluido excesivas o elevadas presiones de surgencia y densidades equivalentes de circulación (ECD).

Medidas preventivas 1. Utilizar las densidades de fluido mínimas, según las presiones de formación y estabilidad del hoyo. 2. Evaluar los datos de pozo del área para determinar las densidades apropiadas de los fluidos y la colocación de la tubería de revestimiento. Establecer la integridad de la formación con la prueba de presión, a la profundidad de tubería de revestimiento más reciente. 3. Monitorear y controlar las reologías para minimizar las presiones de surgencia y succión, la pérdida por fricción anular (ECD) y controlar las velocidades de corrida de la tubería. 4. Mantener reologías térmicamente estables para evitar la gelificación a alta temperatura. Se recomienda iniciar la circulación en etapas mientras se hace un viaje, cuando hay indicios de gelificación. Utilice el estrangulador del vertical (si está disponible) para iniciar la circulación con un aumento gradual de presión. 5. Minimizar las restricciones anulares. • Optimizar la hidráulica de la mecha y/o el uso de aditivos como detergentes y tensoactivos para minimizar el embolamiento de la mecha y la sarta de perforación. • Controlar las tasas de penetración y evitar una carga excesiva de sólidos en el anular. • Evitar el desarrollo de un revoque excesivo mediante la reducción de las tasas de filtración. • Utilizar fluidos inhibidores como químicos y fluidos de base calcio y potasio, lo cuales pueden ofrecer protección contra el hichamiento y las lutitas pegajosas.


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5.5. Atascamiento de la Tubería de Perforación:

Causas de “tubería pegada” (atascamiento)

• Presión diferencial (atascamiento diferencial)

• Factores mecánicos

• Ojo de llave

• Inestabilidad de pozo relacionada con la formación

• Geometría de pozo (desviación y roca viva)

• Limpieza de hoyo inadecuada

• Desechos en el hoyo o tubería de revestimiento colapsada

• Factores relacionados con el cemento

Procedimientos correctivos para atascamiento de tubería

El “punto libre” se puede determinar a partir del perfilaje eléctrico o cálculos de estiramiento de tubería. A continuación se muestran los métodos de liberación recomendados.


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Los sistemas de píldoras utilizados para despegar las pegas diferenciales tienen como función: Lubricar, debilitar el revoque e interactuar entre la superficie de la tubería y la del revoque o formación mediante agentes surfactantes.


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I. REGISTROS Y DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA

1. International Association Drilling Contract (IADC), Drilling Basic Concept, 1998. 2. American Petroleum Institute (API); API Specification 13 A (SPEC 13A), Fifteenth Edition, May 1, 1993.

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