Perforacion y Lodos.doc

Universidad Autónoma“GABRIEL RENÉ MORENO”

MECÁNICA DE FLUIDOS

“FLUÍDOS DE PERFORACIÓNy TERMINACIÓN DE POZOS”Capítulo No. 3

Capítulo 3 “ FLUIDOS DE PERFORACIÓ N &TERMINACIÓN ó COMPLETACIÓN DE POZOS”

I. INTRODUCCIÓN

Desde que se encuentra un pozo petrolífero las empresas se encargan de explotarlo para sacar los recursos más preciados de este. Todos los materiales que se explotan de estos dichosos pozos son tan importantes como cualquier otro material extraído de la naturaleza, sin embargo tienen un problema, son altamente contaminante, tal vez unos en menor y otros en mayor grado, pero al final contaminan porque así como tienen sus pros de igual manera tienen sus contra.

Es muy importante recalcar un material que se podría definir como un elemento vital del pozo, estos son los “Fluidos de perforación” o también denominados “Lodos de perforación”,son llamados así porque son una mezclade arcilla y agua con algunos compuestos químicos que se le agregan para cumplir las necesidades que se requiere.

Estos fluidos de perforación tienen varios usos en la perforación, ya que ayudan a lubricar y enfriar la brocacon que se perfora el pozo, también tienen la propiedad de deshacerse de losdetritos o pedazos de roca pulverizada que se encuentran alrededor del vástago de perforación, si estos detritos no son removidos pueden obstruir la perforación, por eso la importancia del uso de los Fluidos dePerforación.

Por eso la importancia de esa investigación, para conocer más detalles de cómo se utilizan los Fluidos de Perforación.

II. DEFINICIÓN

Es una mezcla de un solvente (base) con aditivos ó productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de acuerdo a las necesidades operativas de

una formación a perforar. En el lenguaje de campo, también es llamado Barro oLodo de Perforación, según la terminología más común en el lugar.

Es un fluido de características físico-químicas apropiadas. Puede ser aire, 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 contaminaciones de sales solubles o minerales y estable a cambios de temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y ser inmune al desarrollo de bacterias.

III. 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:

1. Retirar los recortes del pozo.2. Controlar las presiones de la formación.3. Suspender y descargar los recortes.4. Obturar las formaciones permeables.5. Mantener la estabilidad del agujero.6. Minimizar los daños al yacimiento.7. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación.8. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena.9. Asegurar una evaluación adecuada de la formación.10. Controlar la corrosión.11. Facilitar la cementación y la completación.12. Minimizar el impacto al ambiente.

1. REMOCIÓN DE LOS RECORTES DELPOZO

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

a) Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular del fluido de perforación.

b) Viscosidad. La viscosidad y las propiedades reológicas de los fluidos de perforación tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo.

Los recortes se sedimentan rápidamente en fluidos de baja viscosidad (agua, por ejemplo) y son difíciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes.

La mayoría de los lodos de perforación son tixotrópicos, es decir que se gelifican bajo condiciones estáticas. Esta característica puede suspender los recortes mientras que se efectúan las conexiones de tuberías y otras situaciones durante las cuales no se hace circular el lodo. Los fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen altas viscosidades a bajas velocidades anulares han demostrado ser mejores para una limpieza eficaz del pozo.

c) Velocidad. En general, la remoción de los recortes es mejorada por las altas velocidades anulares. Sin embargo, con los fluidos de perforación más diluidos, las altas velocidades pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el agujero.

La velocidad a la cual un recorte se sedimenta en un fluido se llama velocidad de caída. La velocidad de caída de un recorte depende de su densidad, tamaño y forma, y de la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación. Si la velocidad anular del fluido de perforación es mayor que la velocidad de caída del recorte, el recorte será transportado hasta la superficie.


La velocidad neta a la cual un recorte sube por el espacio anular se llama velocidad de transporte. En un pozo vertical:

Velocidad de transporte = Velocidad anular - velocidad de caída

El transporte de recortes en los pozos de alto ángulo y horizontales es más difícil que en los pozos verticales. La velocidad de transporte, tal como fue definida para los pozos verticales, no es aplicable en el caso de pozos desviados, visto que los recortes se sedimentan en la parte baja del pozo, en sentido perpendicular a la trayectoria de flujo del fluido, y no en sentido contrario al flujo de fluido de perforación. En los pozos horizontales, los recortes se acumulan a lo largo de la parte inferior del pozo, formando camas de recortes.

Estas camas restringen el flujo, aumentan el torque, y son difíciles de eliminar.

Se usan dos métodos diferentes para las situaciones de limpieza difícil del pozo que suelen ser encontradas en los pozos de alto ángulo yhorizontales:

El uso de fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte y que tienen una alta Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte (LSRV) y condiciones de flujo laminar.

Ejemplos de estos tipos de fluido incluyen los sistemas de biopolímeros como FLO-PRO®, y las lechadas de bentonita floculadas tal como el sistema DRILPLEXTM de Hidróxido de Metales Mezclados (MMH). Dichos sistemas de fluidos de perforación proporcionan una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular relativamente plano, limpiando una mayor porción de la sección transversal del pozo. Este método tiende a suspender los recortes en la trayectoria de flujo del lodo e impide que los recortes se sedimenten en la parte baja del pozo. Con los lodos densificados, el transporte de los recortes puede ser mejorado aumentando las indicaciones de 3 y 6 RPM del cuadrante de Fann (indicaciones de

LSRV) de 1 a 1 1/2 veces el tamaño del pozo en pulgadas, y usando el más alto caudal laminar posible.


El uso de un alto caudal y de un lodo fluido para obtener un flujo turbulento. El flujo turbulento proporcionará una buena limpieza del pozo e impedirá que los recortes se sedimenten durante la circulación, pero éstos se sedimentarán rápidamente cuando se interrumpa la circulación.

Este método funciona manteniendo los recortes suspendidos bajo el efecto de la turbulencia y de las altas velocidades anulares. Es más eficaz cuando se usan fluidos no densificados de baja densidad en formaciones competentes(que no se desgastanfácilmente). La eficacia de esta técnica puede ser limitada por distintos factores, incluyendo un agujero de gran tamaño, una bomba de baja capacidad, una integridad insuficiente de la formación y el uso demotores de fondo y herramientas de fondo que limitan el caudal.

d) Densidad. Los fluidos de alta densidad facilitan la limpieza del pozo aumentando las fuerzas de flotación que actúan sobre los recortes, lo cual contribuye a su remoción del pozo. En comparación con los fluidos de menor densidad, los fluidos de alta densidad pueden limpiar el agujero de manera adecuada, aun con velocidades anulares más bajas y propiedades reológicas inferiores. Sin embargo, el peso del lodo en exceso del que se requiere para equilibrar las presiones de la formación tiene un impacto negativo sobre la operación de perforación; por lo tanto, este peso nunca debe ser aumentado a efectos de limpieza del agujero.La densidad equivalente del lodo por circulación será:

e) Rotación de la columna de perforación. Las altas velocidades de rotación también facilitan la limpieza del pozo introduciendo un componente circular en la trayectoria del flujo anular. Este flujo helicoidal (en forma de espiral o sacacorchos) alrededor de la columna de perforación hace que los recortes de perforación ubicados cerca de la pared del pozo, donde existen


condiciones de limpieza del pozo deficientes, regresen hacia las regiones del espacio anular que tienen mejores características de transporte. Cuando es posible, la rotación de la columna de perforación constituye uno de los mejores métodos para retirar camas de recortes en pozos de alto ángulo y pozos horizontales.

2. CONTROL DE 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 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 de0,433 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 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 ultrabaja (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. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DE RECORTES

Los 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 sesedimentan 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 constituye un asentamiento y causa 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 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.

4. OBTURACIÓN DE LAS FORMACIONES PERMEABLES

La 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 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 pérdida 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.

5. MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO

La 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 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 ycementación inadecuada.

El ensanchamiento del pozo a través de las formaciones de arena y arenisca se debe principalmente a las acciones mecánicas, siendo la erosión generalmente causada por las fuerzas hidráulicas y las velocidades excesivas a través de las toberas de la barrena. Se puede reducir considerablemente el ensanchamiento del pozo a través de las secciones de arena adoptando un programa de hidráulica más prudente, especialmente en lo que se refiere a la fuerza de impacto y a lavelocidad de la tobera. Las arenas mal consolidadas y débiles requieren un ligerosobrebalance y un revoque de buena calidad que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo.

En las lutitas, si el peso del lodo es suficiente para equilibrar los esfuerzos de la formación, los pozos son generalmente estables – inicialmente.

Con lodos a base de agua, las diferencias químicas causan interacciones entre el fluido de perforación y la lutita, las cuales pueden producir (con el tiempo) el hinchamiento o el ablandamiento.

Esto causa otros problemas, tales como el asentamiento y condiciones de agujero reducido. Las lutitas secas, quebradizas, altamente fracturadas, con altos ángulos de buzamiento pueden ser extremadamente inestables cuando son


perforadas. La insuficiencia de estas formaciones secas y quebradizas es principalmente de carácter mecánico y normalmente no está relacionada con las

fuerzas hidráulicas o químicas.

Varios inhibidores o aditivos químicos pueden ser agregados para facilitar el control de las interacciones entre el lodo y la lutita. Los sistemas con altos niveles de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son

mejores para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros, materialesasfálticos, glicoles, aceites, agentes tensioactivos y otros inhibidores de lutita pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita está caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se puede aplicar universalmente ningún aditivo en particular.

Los fluidos de perforación a base de petróleo o sintéticos se usan frecuentemente para perforar las lutitas más sensibles al agua, en áreas donde las condiciones de perforación son difíciles.


Estos fluidos proporcionan una mejor inhibición de lutita que los fluidos de perforación a base de agua. Las arcillas y lutitas no se hidratan ni se hinchan en la fase continua, y la inhibición adicional es proporcionada por la fase de salmuera emulsionada (generalmente cloruro de calcio) de estos fluidos. La salmuera emulsionada reduce la actividad del agua y crea fuerzas osmóticas que impiden la adsorción del agua por las lutitas.

6. MINIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN

La 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).

El tipo de procedimiento y método de completación determinará el nivel de protección requerido para la formación. Por ejemplo, cuando un pozo está entubado, cementado y perforado, la profundidad de perforación permite generalmente una producción eficaz, a pesar de los daños que puedan existir cerca del agujero.

En cambio, cuando se termina un pozo horizontal usando uno de los métodos de “completación en pozo abierto”, se requiere usar un fluido de “perforación del yacimiento” – diseñado especialmente para minimizar los daños. Aunque los daños causados por el fluido de perforación no sean casi nunca tan importantes que no se pueda producir el petróleo y/o gas, sería prudente tener en cuenta los posibles daños a la formación al seleccionar un fluido para perforar los intervalos productivos potenciales.


Algunos de los mecanismos más comunes causantes de daños a la formación son los siguientes:

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 laformación, limitando la permeabilidad.

f) 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.

7. ENFRIAMIENTO, LUBRICACIÓN Y SOSTENIMIENTO DE LA BARRENA Y DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN

Las 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 temperaturas 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 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 mejorados mediante la adición de lubricantes. En cambio, los lodos base agua proporcionan una mayor lubricidad y capacidad refrigerante que el aire o el gas.

El coeficiente de lubricación proporcionado por un fluido de perforación varía ampliamente y depende del tipo y de la cantidad de sólidos de perforación y materiales densificantes, además de la composición química del sistema – pH, salinidad y dureza. La modificación de la lubricidad del lodo no es una ciencia exacta. Aun cuando se ha realizado una evaluación exhaustiva, teniendo en cuenta todos los factores pertinentes, es posible que la aplicación de un lubricante no produzca la reducción anticipada del torque y del arrastre.

Altos valores de torque y arrastre, un desgaste anormal, y el agrietamiento por calor de los componentes de la columna de perforación constituyen indicios de una lubricación deficiente.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que estos problemas también pueden ser causados por grandes patas de perro y problemas de desviación, embolamiento de la barrena, asentamiento ojo de llave, falta de limpieza del agujero y diseño incorrecto del conjunto de fondo.

Aunque un lubricante pueda reducir los síntomas de estos problemas, la causa propiamente dicha debe ser corregida para solucionar el problema.

El fluido de perforación ayuda a soportar una porción del peso de la columna de perforación o tubería de revestimiento mediante la flotabilidad.

Cuando una columna de perforación, una tubería de revestimiento corta o una tubería de revestimiento está suspendida en el fluido de perforación, una fuerza igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. La flotabilidad está directamente relacionada con el peso


del lodo; por lo tanto, un fluido de 18-lb/gal proporcionará el doble de la flotabilidad proporcionada por un fluido de 9-lb/gal.

El peso que una torre de perforación puede sostener está limitado por su capacidad mecánica, un factor que se hace cada vez más importante con el aumento de la profundidad, a medida que el peso de la sarta de perforación y de la tubería de revestimiento se hace enorme.

Aunque la mayoría de los equipos de perforación tengan suficiente capacidad para manejar el peso de la columna de perforación sin flotabilidad, éste es un factor importante que se debe tener en cuenta al evaluar el punto neutro (cuando la columna de perforación no está sometida a ningún esfuerzo de tensión o compresión).

Sin embargo, cuando se introducen largas y pesadas tuberías de revestimiento, se puede usar la flotabilidad para proporcionar una ventaja importante. Cuando se usa la flotabilidad, es posible introducir tuberías de revestimiento cuyo peso excede la capacidad de carga del gancho de un equipo de perforación.

Si la tubería de revestimiento no está completamente llena de lodo al ser introducida dentro del agujero, el volumen vacío dentro de la tubería de revestimiento aumenta la flotabilidad, reduciendo considerablemente la carga del gancho a utilizar. Este proceso se llama “introducción por flotación” (“floating in”) de la tubería de revestimiento.

8. TRANSMISIÓN DE 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, 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 esfuerzo 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.

9. ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN

La 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 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 laFormación (DST) para obtener datos de presión y muestras de fluido.

Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación. Por ejemplo, si los recortes se dispersan en el lodo, el geólogo no tendrá nada que evaluar en la superficie. O si el transporte de los recortes no es bueno, será difícil para el geólogo determinar la profundidad a la cual los recortes se originaron. Los lodos a base de petróleo, lubricantes, asfaltos y otros aditivos ocultarán los indicios de hidrocarburos en los recortes. Ciertos registros eléctricos son eficaces en fluidos conductores, mientras que otros lo son en


fluidos no conductores. Las propiedades del fluido de perforación afectarán la medición de las propiedades de la roca por las herramientas eléctricas de cable. El filtrado excesivo puede expulsar el petróleo y el gas de la zona próxima al agujero, perjudicando los registros y las muestras obtenidas por las pruebas FT o

DST. Los lodos que contienen altas concentraciones iónicas de potasio perjudican el registro de la radioactividad natural de la formación.

La salinidad alta o variable del filtrado puede dificultar o impedir la interpretación de los registros eléctricos.

Las herramientas de registro con cable deben ser introducidas desde la superficie hasta el fondo, y las propiedades de la roca se miden a medida que las herramientas son retiradas del pozo. Para un registro con cable óptimo, el lodo no debe ser demasiado denso y debe mantener la estabilidad del pozo y suspender cualesquier recortes o derrumbes.

Además, el pozo debe mantener el mismo calibre desde la superficie hasta el fondo, visto que el ensanchamiento excesivo del diámetro interior y/o los revoques gruesos pueden producir diferentes respuestas al registro y aumentar la posibilidad de bloqueo de la herramienta de registro.

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 tensioactivos 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.

10. CONTROL DE LA CORROSIÓN

Los 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 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 corrosión 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.

11. FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y

COMPLETACIÓN

El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la completación 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.

12. MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE

Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho

y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Losfluidos 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 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.


IV. LODO DE PERFORACIÓN

El lodo es una suspensión de arcilla en agua, con los aditivos necesarios para cumplir las siguientes funciones:

- Extraer el detritus o ripio de la perforación.- Refrigerar la h e rr amie n t a d e c o r t e . - Sostener las paredes de la perforación.- Estabilizar la columna o sarta de perforación.- Lubricar el rozamiento de ésta con el terreno.

Se distinguen diversos tipos de lodos en función de su composición. Por una parte están los denominados "naturales", constituidos por agua clara (dulce o salada) a la que se incorpora parte de la fracción limoso.-arcillosa de las formaciones rocosas conforme se atraviesan durante la perforación. Se utilizan especialmente en el sistema de c i r c u la c i ó n i nv e r s a (en la circulación directa se requieren lodos demayor densidad y viscosidad).

Por otra parte están los lodos "elaborados" de los cuales existen diferentes tipos siendo los más frecuentes los preparados a base de arcillas especialmente bentoníticas, en cuya composición predominan los filosilicatos del grupo de la montmorillonita.

También se utilizan con frecuencia lodos elaborados con polímeros orgánicos y más recientemente con polímeros sintéticos.

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http://www.miliarium.com/proyectos/estudioshidrogeologicos/anejos/metodosperforacion/Rotacion_Inversa.asp


Composición de los lodos tipo que el

El Servicio Geológico de Obras Públicas utiliza en la perforación de sus pozos, cuando no existen formaciones geológicas o aguas que los contaminen de forma notable, lodos que tienen el siguiente tipo de composición.

Lodo para formaciones no arcillosas (por m3 de agua)50 a 60 kg de bentonita de viscosidad mediaLodo para formaciones arcillosas (por m3 de agua)60 a 100 kg de bentonita de viscosidad media2 a 3 kg de quebracho1,5 a 2 kg de CMC1,5 a 2 kg de sosa cáustica

En caso de existir formaciones "contaminantes", se hacen las correcciones oportunas mediante aditivos.

El ajuste y corrección de la dosificación se hace midiendo el pH hasta conseguir situarlo entre 7-9,5, al mismo tiempo que se acotan la densidad y la viscosidad entre 1,04-1,06 gr/cm3 y 35-45 seg respectivamente.

En los lodos de perforación existen una serie de propiedades reológicas y parámetros que los definen y que deben controlarse durante la perforación y que son los siguientes: d ensida d , v i sc o si d a d , tix o t r o p í a , cos t r a y ag u a d e f i lt r a d o , p H y co n te n i d o d e a r en a .

PRINCIPALES PROPIEDADES REOLÓGICAS Y PARÁMETROS QUE DEFINEN Y DEBEN CONTROLARSE EN LOS LODOS DE PERFORACIÓN

DENSIDAD

Define la capacidad del lodo de ejercer una contrapresión en las paredes de la perforación, controlando de este modo las presiones litostática e hidrostática existentes en las formaciones perforadas.

Se determina pesando en una balanza un volumen conocido de lodo. La escala de la balanza (Baroid) da directamente el valor de la densidad del lodo. La densidad delos lodos bentoníticos puede variar desde poco más de la unidad hasta 1,2 aproximadamente. Para conseguir densidades mayores y que el lodo siga siendo bombeable, es preciso añadir aditivos como el sulfato bárico (b a r iti n a) que tiene una densidad comprendida entre 4,20 y 4,35, lográndose lodos con densidades de

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http://www.miliarium.com/proyectos/estudioshidrogeologicos/anejos/metodosperforacion/lodos_perforacion.asp#Costra

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hasta 2,4. Otros aditivos para aumentar la densidad, aunque menos usados, son la galena (7,5), con cuya adición se pueden alcanzar densidades análogas a la de la baritina, el carbonato cálcico (2,7) o la pirita (5). Para rebajar la densidad será preciso diluir el lodo mediante la adición de agua.

En los lodos preparados para perforar pozos para agua, las densidades oscilan entre1,04 y 1,14 sin que sean más eficaces cuando se sobrepasa esta cifra e incluso pueden aparecer problemas de bombeo y peligro de tapar con ellos horizontes acuíferos. Además, el aumento de la densidad del lodo no tiene un efecto grande en el mantenimiento de las paredes del pozo, más bien, es mayor la influencia de sus propiedades tixotrópicas y la adecuación de los restantes parámetros a la litología y calidad de las aguas encontradas. Si hubiera que controlar, por ejemplosurgencias, la densidad puede incrementarse mediante adición de aditivos pesados.

La densidad tiene una influencia directa en la capacidad de extracción del detritus, pues al regirse, de forma aproximada por la ley de Stoke es proporcional a la densidad del flujo considerado.

Ley de Stokes

V = velocidad de caída de las partículas (consideradas esféricas) en cm/sg. d = diámetro de las partículas (en cm) γf = peso específico del material de las partículas

(gr/cm3); μ = viscosidad del fluido (en poises), g = gravedad (cm/sg2).

Durante la perforación se pueden producir de forma natural variaciones en la densidad del lodo que deben controlarse y corregirse adecuadamente. Así, por ejemplo, un aporte de agua clara debido a la perforación de un nivel acuífero productivo (con una presión hidrostática superior al peso de la columna de lodo), o simplemente a una infiltración puntual debida a precipitaciones intensas, puede diluir el lodo disminuyendo la densidad. Por contra, la densidad puede incrementarse por la incorporación de fracciones finas procedentes de la propia formación geológica que se esté perforando.

La densidad la puede controlar el personal del sondeo utilizando la denominada"balanza Baroid".


VISCOSIDAD

Es la resistencia interna de un fluido a circular. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza del útil de perforación, de mantener en suspensión y desalojar los detritus y de facilitar su decantación en las balsas o tamices vibrantes.

En los bombeos, a doble viscosidad será necesaria una doble potencia. Según la fórmula de Stokes, la velocidad de caída del detritus en el fluido es inversamente proporcional a su viscosidad, y por tanto, la capacidad de arrastre lo es directamente.

Es preciso adoptar, por tanto, una solución de compromiso: viscosidad no muy grande para que el lodo sea fácilmente bombeable, pero no tan pequeña que impida al lodo extraer el detritus producido.

La viscosidad del lodo se determina a pie de sondeo mediante el denominado "embudo Marsh", y según normas API, expresándose por el tiempo (en segundos) que tarda en salir por un orificio calibrado un determinado volumen de lodo.

Para la perforación de pozos, la viscosidad óptima suele oscilar entre 40 y 45 segundos, preferentemente alrededor de 38 (la viscosidad Marsh es aproximadamente de 26 s). La medida de la viscosidad debe realizarse con lodo recién agitado.

Para cálculos más precisos se determina la viscosidad en laboratorio utilizando el "viscosímetro Stomer" y expresando los datos en centipoises. Las medidas tienen que estar referenciadas con respecto a la temperatura del lodo (el agua a 29ºC tiene una viscosidad de 1 centipoise).


Embudo y cazo Marsh

TRIXOTROPIA

Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de gel a sol mediante agitación. Ciertos geles pueden licuarse cuando se agitan vibran y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración. Las agitaciones o vibraciones, o incluso menores perturbaciones mecánicas hacen que una sustancia tixotrópica se vuelva más fluida, hastael extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiéndo recuperarse y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.

Ciertas arcillas presentan propiedades tixotrópicas (p. ej., lassuspensiones b en t o n íti c a s). Cuando las arcillas tixotrópicas se agitan, se convierte en un verdadero líquido, es decir, pasan de "gel" a "sol". Si acontinuación se las deja en reposo, recuperan la cohesión y el comportamiento sólido. Para que una arcilla tixotrópica muestre este comportamiento deberá poseer un contenido en agua próximo a su límite líquido. En cambio, en torno a su límite plástico, no existe posibilidad de comportamiento tixotrópico.

Gracias a esta propiedad, independiente de la densidad, los lodos colaboran en el mantenimiento de las paredes de la perforación, incluso en formaciones de baja cohesión, al tiempo que ayudan a mantener el detritus en suspensión al interrumpirse la circulación de los mismos (extracción del varillaje, averías de la bomba o del circuito, etc.) evitando en buena parte que se depositen sobre el útil de perforación y lo bloqueen.

Para que un lodo bentonítico pase de sol a gel inmediatamente después de dejarlo de agitar, se requieren concentraciones del orden del 20% en peso. Hasta concentraciones del 3%, prácticamente no gelifica, haciéndolo algún tiempo después de haberse detenido la agitación para concentraciones comprendidas entre el 5-10%. Estas últimas son las que normalmente se utilizan para lodos de

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perforación.

La medida de la tixotropía puede hacerse valiéndose de un viscosímetro rotativo, generalmente de "tipo Stormer". Mediante este instrumento se determina el peso necesario, en gramos, para que comiencen a girar las aspas, para un gel recién agitado (gel 0), y el peso necesario para que ocurra lo mismo con un lodo, 10 minutos después de haber terminado su agitación (gel 10). La diferencia en peso (expresada en gramos) entre el gel 0 y el gel 10, indica, a "grosso modo", el grado de tixotropía del lodo.

La experiencia con lodos tixotrópicos de buenas características para su empleo en perforaciones, aconseja como valores adecuados para la tixotropía, los siguientes:

- gel en el minuto 0 ................ 8 a 10 g- gel en el minuto 10 .............. 40 a 50 g

COSTRA Y AGUA DE FILTRADO (CAKE)

Parte del lodo, que impulsado por la bomba circula por el espacio anular comprendido entre la pared del varillaje y la de la perforación, se filtra a través de ésta, depositando en la misma partículas coloidales que forman una costra (cake). Esta costra proporciona una cierta cohesión a las formaciones en contacto con la perforación ayudando a sostener sus paredes al mismo tiempo que las impermeabiliza, dificultando el paso del lodo hacia los acuíferos. Es por ello que un buen lodo debe permitir la formación de esta costra.

Por tanto, la costra debe ser resistente e impermeable. Resistente para que no sea fácilmente erosionable por el roce de la sarta o columna de perforación, e impermeable para que su espesor se mantenga dentro de estrechos límites, compatibles con el mantenimiento del diámetro de la perforación. Esto no ocurriría si el agua libre del lodo se filtrase continuamente a través de la costra, aumentando el espesor de ésta con el depósito continuo de partículas coloidales.

La capacidad de construir el "cake" de un lodo depende del agua libre de éste, así como de la permeabilidad de las paredes del sondeo. Para estimar estas capacidades se utiliza un filtro-prensa normalizado, haciéndose pasar el lododurante 30 minutos, con la prensa tarada a una presión máxima de 7 kg/cm2 Un.

lodo de perforación de buenas características, no debe dejar pasar más de 20


cm3 de filtrado, formando un cake de espesor comprendido entre 5 y 8 mm.

pH

Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.

La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo.

En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentesproductos.

CONTENIDO DE ARENA

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%, loslodos sufren un incremento "ficticio" de la densidad, repercutiendo en la viscosidady 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 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).

El control del contenido en arena se realiza mediante tamices normalizados, más concretamente, el tamiz 200 (200 hilos por pulgada, equivalente a 0,074 mm, 74 micras), expresándose en porcentajes. En un lodo se considera arena a la fracción fina que pasa por este tamiz.

Para determinar la cantidad de arena que contiene, se toma una muestra de lodode 100 cm3, pasándola por la malla del tamiz 200. El residuo retenido sobre el tamiz después del lavado con agua, se vierte en un tubo de cristal graduado en %, de 100

cm3 de volumen, expresándose el contenido de arena por la lectura correspondiente.

Existe un dispositivo específico denominado "tamiz Baroid o elutriómetro", en el que el tamiz va intercalado entre un recipiente de volumen determinado y una probeta transparente graduada en porcentajes.

ADITIVOS DE LOS LODOS DE PERFORACIÓN

En perforación, aunque la base es un lodo bentonítico puro formado por una suspensión de arcilla montmorillonítica en agua, sea adicionan ciertos productos para conseguir unas características y propiedades del lodo que se aproximen a las consideradas experimentalmente como más óptimas.

Entre los aditivos figuran como esenciales los siguientes productos:

Sulfato bárico obaritina(SO4Ba)

Raramente necesario en la perforación de pozos para agua. Tiene fundamentalmente su aplicación en

perforaciones si se encuentran horizontes con fluidos a presión elevada (acuíferos surgentes).

Con la adición de sulfato bárico, con densidadcomprendida entre 4,20-4,35 se consiguen densidades en

el lodo superiores a 2,35-2,40, sin que el aumento de sólidos en el lodo perjudique de forma notable su

viscosidad y tixotropía.También puede usarse la galena para aumentar la densidad de un lodo. Se utiliza en forma de polvo

(densidad aproximada a 6,5), pudiendo alcanzar el lodo densidades de hasta 4.


Carboximetil- celulosa (CMC)

Es un coloide orgánico (almidón sódico), que se utiliza mucho en la preparación de lodos para pozos. Contribuye a mantener una costra fina y reduce el agua de filtrado. Los hay de alta y baja viscosidad, que transmiten estas propiedades al lodo tratado.No es muy propenso a la fermentación, la cual, caso de presentarse puede corregirse con la adición de sosa cáustica.

Quebracho Es un tanino de buena calidad, que sirve para fluidificar el lodo, mejorando las condiciones de bombeo, sin que disminuya notablemente su capacidad de suspensión de sólidos. No aumenta el agua de filtrado. Tiene muy buen comportamiento frente a contaminaciones salinas. Por su coloración, los lodos con quebracho, se suelen designar con el nombre de "lodos rojos".

Lignosulfonatos Sales complejas de lignina. Actúan en forma análoga a la del quebracho, pero de forma más enérgica, aligerando la viscosidad del lodo y reduciendo su agua de filtrado. Son muy resistentes a la contaminación por detritus y por ello están indicadas en la perforación de horizontes con yeso, ya que éste aumenta extraordinariamente la viscosidad del lodo.Es mucho más caro que el quebracho. Su empleo presenta algunas dificultades, principalmente por la gran producción de burbujas que dificultan el bombeo. Estas burbujas (parecidas a la espuma de un detergente) se eliminan con la adición de estearato de aluminio disuelto normalmente en gas-oil.

Sosa cáustica Se utiliza para evitar fermentaciones, por ejemplo de CMC, y pra corregir el pH cuando está bajo. Frecuentemente se asocia al quebracho. Es preciso tomar precauciones para la preparación y manipulación de lodos con sosa, protegiéndose con guantes y equipo adecuado.

Bicarbonato sódico

Indicado para subir el pH del lodo, principalmente cuando se ha contaminado por cemento.

Polifosfatos Son sales sódicas que actúan enérgicamente como


fluidificantes o dispersantes. Más que en la preparación o corrección de lodos, se utilizan principalmente en la limpieza y desarrollo de pozos, cuyos horizontes permeables hayan podido ser invadidos por el lodo al hacer la perforación, y en la destrucción de la costra.Los más conocidos son: pirofosfatos, neutro o ácido (P2O7Na4 y P2O7Na2 respectivamente); el tetrapolifosfato (P4O13Na6) y el hexametafosfato (PO3Na)6, que es el más usado por su eficacia para disminuir la viscosidad. En el caso de su empleo para el desarrollo de pozos, se usa a

razón de 5 kg por m3 de agua. Para fluidificar el lodo a la terminación del pozo, antes de proceder a la entubación,

se emplean aproximadamente 1,5 kg/m3 de lodo.

RESUMEN PARÁMETROS A CONTROLAR EN LOS LODOS (modificado de Lauga, 1990)

Objeto de las medidas (valores

normales)

Aparatos a emplear

Interpretación de resultados Aditivos

Densidad media(1,2)

Balanza Baroid

DemasiadoAlta

Riesgo de pérdida de lodo. Cake demasiado grueso

Dilución en agua controlando las otras características. Batir enérgicamente.

DemasiadoBaja

Cake demasiado delgado. Riesgo de degradación de las paredes, desprendimietnos, dificultad de control de artesianismo, etc.

Añadir bentonita (densidad 2,6) o baritina (4,3). Batir.

Viscosidad media(40-50 s Marsh)

Viscosímetro Marsh (en obra). Viscosímetro Stomer (en laboratorio)

DemasiadoAlta Dificultad de bombeo y riesgo de

atascos durante paradas de circulación.

Dilución en agua. Empleo de pirofostatos (4 kg/100 l de agua), de taninos (quebracho), de lignitos, ligno-sulfatos, etc.Atención al pH.

DemasiadoBaja Riesgo de pérdida de lodo, atascos

por separación de los elementos constitutivos del lodo

Añadir bentonita, almidón o fécula.

Filtrado (5-10 cm3). Cake (5 mm max.)

Filtro-prensaBaroid

DemasiadoGrande

Cake demasiado fino, riesgo de desprendimientos y pérdidas de lodo

Añadir almidón, fécula o CMC (3 a 10 kg/m3 de lodo). Mezclar y agitar.

DemasiadoDébil

Cake demasiado grueso, riesgo de colmatación de los acuíferos.

Dilución con agua. Controlar las otras características. Agitar.

Arena Tamiz BaroidRiesgo de desgaste por erosión de las bombas de lodo.

emplear cribas vibratorias o


desarenadores centrífugos (ciclones)

pH (7 a 9,5)Papel colorimétrico. pH-metros

pH > 11Contaminación por el cemento o por el agua de la formación Empleo de polifostatos.

Ácidos si el pH > 11 y neutros si el pH < 7pH < 7

Excesos de acidez. Riesgo de floculación.

V. TIPOS DE FLUÍDOS DE PERFORACIÓN SEGÚN SU COMPOSICIÓN QUÍMICA

FLUIDOS BASE AGUA; BASE ACEITE; EMULSIONES INVERSA Y DIRECTAS: En el presente manual se deberán conocer y saber distinguir los diferentes tipos de lodos usados más común ente en la práctica, saber sus características, y conocer sus ventajas y desventajas, así como sus aplicaciones:

FLUIDOS BASE-AGUA

Lodos bentoniticos. Es una mezcla de arcilla sódica en agua dulce. La concentración de cloruros no debe de exceder de 5000 ppm, con la finalidad de facilitar la hidratación de la bentonita. Su densidad debe fluctuar entre 1.04 gr/cc. A1.08 gr/cc., dependiendo del rendimiento de la arcilla.

VENTAJAS:

• Alto poder de arrastre y suspensión.• Fácil preparación.• Permite buen control de filtrado.

DESVENTAJAS:

• Al rebajar cemento, se flocula fácilmente.Al usarse en temperaturas mayores de 180 0 C, aumenta su viscosidad al deshidratarse la arcilla.

APLICACIONES

• Perforaciones someras.• Limpieza del agujero.• Control de pozos.

LODO CROMOLIGNOSULFONATO EMULSIONADO (CLSE).


Es un lodo bentonítico densificado al que se le agregan lignosulfonatos, cromo lignitos y diesel como emulsificantes. Los sólidos en suspensión deseables son las varitas y el carbonato de calcio. Los indeseables son los recortes, arenas, etc.

VENTAJAS

• Se densifica con barita hasta 2.20 gr/cc.• Se Emulsiona con Diesel al 20 % en volumen sin necesidad de agregar

emulsificantes.• Al perforar Cemento, su reología es poco afectada.• Son estables a altas temperaturas y altas presiones

DESVENTAJAS

• Costo elevado.• Mayor control en su tratamiento.• El filtrado es agua, dañando ésta a la formación e hidratando las lutitas.

APLICACIONES

• Normalmente se utiliza como lodo de control a determinada profundidad, donde los lodos bentoniticos no sonrecomendables debido a las altastemperaturas, y necesidad de mantener más estable el agujero.

FLUIDOS BASE-ACEITE (Emulsión Inversa)

Es una emulsión inversa de aceite y agua. Para interrelacionar sus fases,se requiere agitación vigorosa y un agente emulsificantes. La ventaja principal de estos fluidos es que la pérdida de filtrado (aceite), no daña a la formación ni hidrata a las lutitas.

VENTAJAS

• Evita dañar la formación por filtración de agua.


• Se puede preparar el flui do con densidad menor que el agua dulce.• La viscosidad es fácil de controlar con diesel y agua.• Su densidad puede variar entre 0.92 á 2.20 gr/cc.• No se contamina fácilmente con gas.• Su baja gelatinosidad permite el asentamiento rápido de los recortes en las

presas.• Estables a altas temperaturas por arriba de los 2000C.

DESVENTAJAS:

• Costo elevado.• Requiere una atención especial.• Se requiere el cambio completo (no debe mezclarse con otros tipos de

fluidos).• Irritante.

APLICACIONES

• Control y limpieza de pozos.• Perforar Lutitas Hidrófilas.• Perforar Domos Salinos.

LODOS DE EMULSIÓN DIRECTA (BAJA DENSIDAD)

Su característica principal se debe a la combinación de líquidos diese-agua, emulsionados en forma directa, y ésta particularidad nos la proporciona el tipo de emulsificantes que se emplea.

VENTAJAS

• Permite densidades de 0.81 a 0.92 gr/cc.• Permite altas viscosidades de 70 a 1000 seg.• A pesar de su alta viscosidad, permite establecer excelente bombeo.• No se contamina con cemento.• Estable a altas temperaturas hasta 180 0C.

DESVENTAJAS

• No se densifica.• Al agregar agua en exceso, pierde sus propiedades.

APLICACIONES


• Se utiliza en pozos despresionados como fluido de control y limpieza, además de servir como fluido transportador de sal en grano, para control de pérdida de circulación en yacimiento despresionados con una relación de 80/20 de aceite-agua dulce respectivamente; se le conoce como (fluido FAPX – SAL en grano).

VI. INTERPRETACIÓN DEL ANÁLISIS DEL FLUIDO DE CONTROL:

La interpretación de los análisis de las propiedades del lodo, nos permite conocer sus condiciones, y cualesquier variación dentro del rango permitido, identificar y solucionar el problema que nos manifieste el pozo durante su perforación o mantenimiento del mismo.

LODOS BASE-AGUA

• DENSIDAD. Propiedad más importante del lodo, pero por lo general, el peso del mismo tiende a bajar durante la operación, si eso sucede puede deberse a la contaminación con gas o flujo de agua salada, y esto se nos manifiesta en la superficie, llegando a provocar un descontrol.

• VISCOSIDAD MARSH. Esta propiedad tiene gran importancia para el acarreodel recorte a la superficie, pero si aumenta demasiado, entorpecerá otras funciones del lodo (velocidad de penetración al estar perforando, embolamiento de barrena, y atrapamiento de las burbujas del gas). Por lo que es recomendable mantenerla dentro del rango apropiado.

• GELATINOSIDAD. La magnitud y el tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de control, son de importancia determinante para lograr la suspensión de recortes y de material densificante, cuando el fluido se encuentre en reposo, si los geles no tienen suficiente resistencia (gelatinosidad baja), los recortes y el material densificante se precipitarán al fondo. Pero un aumento excesivo de la gelatinosidad, puede causar complicaciones como las siguientes:

Retención de aire o gas en el fluido. Necesidad de presiones excesivas al establecer circulación después de un

viaje de la sarta. Reducción de velocidad de asentamiento de recortes en las presas. Excesiva succión al sacar la tubería (sondeo). Excesiva presión al introducir la tubería (pistoneo).


Dificultad para introducir al fondo del pozo las herramientas que se manejan con cable y línea de acero.

• POTENCIAL – HIDRÓGENO (Ph). Propiedad exclusiva en los fluidos base-agua, el conjunto de otras propiedades, tales como densidad, viscosidad y gelatinosidad que se requieren, producen reacciones químicas cuyo resultado es un fluido ácido o alcalino.Si el Ph de un lodo, no está dentro del rango recomendado, influirá determinantemente en las propiedades del flujo, en las resistencias del gel (gelatinosidad), en el control de corrosión, en el rendimiento de las arcillas y en las pérdidas de filtración.

Generalmente, los fluidos de control que se manejan en los pozos, deberán mantenerse en ciertos grados de alcalinidad (Ph 8 a 9.5). Por lo que al interpretar el análisis del lodo, de inmediato se identificarían que propiedades están fuera del rango recomendado, y así proceder a solucionar el problema que las afecte.

VII. CONTAMINACIÓN DE FLUIDO DE PERFORACIÓN Y SU CONTROL Y MANTENIMIENTO:

Cuando maneje fluidos de perforación, siempre tendrá problemas en el empleo de ellos, ya que de cualquier forma los líquidos o materiales que aportan los yacimientos, las formaciones del pozo, así como los fenómenos físicos causados por temperatura, afectarán a las propiedades del fluido.


VIII. FLUIDOS DE TERMINACIÓN Y FLUIDOS EMPACANTES.

A continuación se describen los nombres, las ventajas y desventajas así como los usos potenciales del fluido comúnmente usado en mantenimiento de pozos

En la siguiente nota se describen como interpretar los conceptos de emulsión, mezcla y suspensión.

EMULSIÓN. Es un líquido constituido por dos sustancias no miscibles, una de las cuales se haya dispersa en la otra en forma de gotas pequeñísimas.

MEZCLA. Es la asociación de varios cuerpos sin que exista combinación de las mismas.

SUSPENSIÓN. Es el estado de un cuerpo dividido en partículas muy finas ymezcladas con un fluido sin disolverse en él.

En una suspensión se distinguen dos fases:

FASE CONTINUA O FASE EXTERNA.- Es el líquido donde se encuentran suspendidas las partículas de un material (mayor volumen).En la siguiente nota se describen como interpretar los conceptos de emulsión, mezcla y suspensión.

FASE DISCONTINUA O FASE INTERNA.- Son las partículas sólidas o los glóbulos líquidos que se encuentran suspendidos en la fase continua o líquidos con mayor volumen.


Por ejemplo, en un fluido bentonítico la fase continua es el agua y la discontinua o interna es la arcilla (bentonita). Es importante distinguir esas fases ya que para determinar las propiedades de un fluido, generalmente hay que buscarlas en la fase discontinua; la viscosidad de un fluido dependerá del aume nto en la concentración de la fase discontinua y por el contrario un aumento en la fase continua (agua) tenderá a disminuirla.

FLUIDOS BASE AGUA

Un fluido de control es una suspensión de sólidos, líquidos y gases en un líquido que se emplea en los campos petroleros para cumplir ciertas funciones específicas. El agua dulce también se usa como fluido y no lleva mezclado ningún otro elemento.

El uso de fluidos de control base-agua, por su bajo costo en la preparación, manejo y mantenimiento son las más com unes mentes usadas; debiéndose extremar cuidados en aquellos que utilizan base-agua dulce, ya que la pérdida de esta, dañará el yacimiento.

Ahora veremos los principales fluidos base-agua que se utilizan comúnmente, estudiaremos sus propiedades y haremos consideraciones sobre sus aplicaciones.

ESPUMAS

Las espumas son una combinación de agua, un agente espumante y un gas sometidos a presión. Obteniéndose densidades de 0.10 gr/cm3 hasta 0.96 gr/cm3.

VENTAJAS

• Permiten grandes velocidades anulares: de 400 a 500 pies por minuto.• No dañan las formaciones productoras.

DESVENTAJAS

• Solo se emplean como fluidos de limpieza.• Son afectados por la profundidad y la temperatura, por lo tanto no pueden

utilizarse en pozos profundos.• Se utilizan en pozos hasta de 3000 m.• No controlan la presión de formación.• No son recuperables.


APLICACIONES

• Desarenamiento de pozos.• Desgravado de aparejos con cedazos.• Desplazamiento de fluidos.• Limpieza de pozos (algunas veces utilizando tubería flexible).• Operación de disparos con tuberías represionadas.

SALMUERAS

La utilización de espumas en trabajos de pozos de presionados será únicamente con la finalidad de limpiarlos.

Son soluciones de sales con agua. Estos fluidos causan menos daño a las formaciones productoras.

Su uso en las operaciones de terminación y reparación de pozos es para el control y limpieza de los mismos.

Puede prepararse como:

Salmueras sódicas y cálcicas sin sólidos en suspensión. Salmueras sódicas y cálcicas con sólidos en suspensión que son solubles con

ácido clorhídrico.

SALMUERA SÓDICA

Es una solución formada por agua dulce y sal (cloruro de sodio) su densidad es de1.19 gr/cm3.

VENTAJAS

• No dañan la formación ya que son fluidos libre de sólidos.• Su costo es muy económico.

DESVENTAJAS

• Limitaciones en el rango de densidad.• Nulo poder de arrastre por no contener sólidos en suspensión.


• Son corrosivos.• Son irritantes.• Al rebasar el límite de saturación se precipita la sal.

APLICACIONES

• Se utilizan siempre como fluidos de control.• Permiten fácilmente la introducción de aparejos de bombeo neumático

porque estos fluidos no tienen sólidos en suspensión.

SALMUERA CÁLCICA

Es una solución de Cloruro de Calcio en agua. Su densidad máxima es de 1.39 gr/cm3.

VENTAJAS

• No dañan la Formación.• Permiten efectuar operaciones de conversión de aparejos en los pozos

petroleros.

DESVENTAJAS

• Son corrosivas.• Son irritantes.• Al rebasar el límite de saturación, se precipita la sal.

APLICACIÓN

• Control y limpieza de pozos especialmente si s e mezcla con una arcilla cálcica(atapulguita), para darle viscosidad.

SALMUERA CON POLÍMEROS Y DENSIFICANTES

Son soluciones con sales a las que se agregan polímeros para dar viscosidad y gelatinosidad, así como, densificantes para incrementar el valor de su densidad.


VENTAJAS

• Al agregar polímeros se convierte en un fluido de limpieza con gran poder de arrastre.

• Al densificarlo, puede aumentar sudensidad hasta 1.70 gr/cm3.

• Contienen sólidos en suspensión que no dañan la formación, ya que son fácilmente solubles en ácidos.

DESVENTAJAS

• Los costos al agregar polímetros aumentan considerablemente.• Son irritantes (sobre todo la salmuera cálcica• Cuando la temperatura pasa de 1000C, se degradan causando problemas de

asentamiento.• Causan problemas de generación de espumas.• Son corrosivas.

APLICACIONES

• Se utilizan en el control y limpieza de pozos.

IMPORTANCIA DE LA TEMPERATURA EN EL USO DE LAS SALMUERAS

Al utilizar las salmueras es importante tomar en cuenta que éstas son afectadas por la temperatura.

El aumento de la temperatura disminuye la densidad de la salmueras. Recuerde que la temperatura del pozo variará con la profundidad. Para las salmueras, la reducción promedio de densidad es de 0.03 gr/cm3. Este valor será afectado por supuesto al aumentar la temperatura.

La vida productora de un pozo determinara el tipo de fluido y aditivo que se mezclaran para dejar en su interior. Se llama FLUIDOS EMPACANTES (de empaque) a los que van a permanecer ahí confinados durante este periodo entre las paredes de T.R. y T.P. (espacios anulares). Deben recibir un tratamiento especial, que no sean corrosivos para evitar disminuir la vida útil de los elementos de hule (elastómeros) del aparejo de producción.


IX. FLUIDOS SINTETICOS, FLUIDOS FORMIATOS Y BAJA DENSIDAD

FLUIDOS SINTETICOS

Estos fluidos son sintéticos para, formular lodos de emulsión inversa que pueden ser esteres (aceites sintéticos biodegradables) como fase continua un compuesto sintético biodegradable en vez de diesel. La finalidad de estos fluidos es evitar contaminar el medio ambiente (cosa que no se lograría con lodos de emulsión inversa tradicional), ya que son biodegradables.

Para su preparación y mantenimiento se utilizan la misma mecánica que los lodos de emulsión inversa tradicionales.

El inconveniente de estos fluidos es que son sumamente costosos (el doble o más de los lodos de emulsión inversa tradicionales) .

FLUIDOS FORMIATOS

Los fluidos formiatos son compuestos solubles en el agua, (salmueras de formiato) que no contaminan el medio ambiente, por ser biodegradables, tales como:

• Formiato de Potasio (COOH(K)• Formiato de Sodio (COOH(Na)• Formiato de Cesio (COCs)

Los cuales son sales alcalinas -metálicas procedentes del ácido fórmico. En muchos aspectos, sus propiedades son mejores que las salmueras convencionales.

Usados como fluido de control o fluido de perforación. Al igual que los aluros (salmueras convencionales como Cloruro de Sodio (NaCl), Cloruro de Calcio (CaCl), cloruro de potasio (KCL)) se usan polímeros para darle suspensión y viscosidad para un buen acarreo del recorte o rebaba de chatarra en la molienda y además se usan productos para controlar el filtrado como los almidones y celulosas.

Las densidades que se logran mediante formiatos fluctúan entre las del agua hasta 1.34 gr/cc. En solución saturada de formiato de sodio; a la 1.60 gr/cc.

Obtenible con formiato de potasio saturado; y a la de 2.37 gr/cc. Que se logra con la saturación de formiato de cesio.


Los Formiatos al igual que las salmueras convencionales, carecen de sólidos en suspensión bajo dichas densidades y son por eso ideales para muchas aplicaciones en pozos de petróleo y gas.

Las características reológicas (viscosidad plástica y aparente), y tixotrópicas (gelatinosidad y punto de cedencia), son similares a los lodos tradicionales base agua.

Una ventaja de los fluidos formiatos sobre los fluidos Haluros, es que pueden usarse en zonas ambientalmente sensibles (como en el mar, parques nacionales, reservas ecológicas y zonas altamente pobladas).

FLUIDOS DE BAJA DENSIDAD

BAJA DENSIDAD FAPX (EMULSIÓN DIRECTA)

Su característica principal se debe a la combinación de líquidos diesel–agua emulsionados en forma directa y esta particularidad nos la proporciona el tipo de emulsificantes que se emplea.

APLICACIONES

• Se utiliza en pozos despresionados como fluido de control y limpieza, además de servir como fluidos transportador de sal en grano, para control de perdida de circulación en yacimientos despresionados con una relación de 80/20 de aceite y agua dulce respectivamente; se le conoce como (fluido FAPX-SAL en grano).


X. TIPOS DE ELIMINADORES DE SÓLIDOS.

Breve descripción del equipo eliminador de sólidos utilizado en los equipos de perforación.

1. Triple tandem. Equipo suministrado por PEMEX como primer frente de separación. Equipo utilizado para eliminar recortes de mayor tamaño, arcillas reactivas y grabas.

2, 3, 4, Tres (3) vibradores (capacidad de 1,500 GPM) alto impacto para gastos supriores a 1,000 GPM Modelos LCM 2D / CM2 (cascada) LCM 2D, LM3 o King Cobra. Estos actuaran como un segundo frente de eliminación, de sólidos perforados, eliminando partículas de 56 micrones en adelante, se utiliza la canasta de alto impacto de limpia lodos como un cuarto o tercer vibrador en casos de emergencia y/o contingencias.

LIMPIADOR DE LODO:

Modelo LCM 2D / CMC, KING COBRA. Consta de un desarenador compuesto de dos conos de 12” y un desarcillador dotado de 16 conos de 4” con capacidad total de manejo de 1000 GPM. La descarga pesada de los conos cae a un vibrador de alto impacto, el cual puede finalmente remover partículas desde 44 micrones en adelante.

En las etapas finales de perforación, debido a la gran cantidad de finos existentes en el lodo por efectos de degradación no es


recomendable el uso de este equipo, ya que aparte de existir un alto grado de partición de partículas por abrasión tanto en las bombas como en los conos, un porcentaje separado en los hidrociclones cae a la malla del vibrador y retorna al fluido de perforación debido a la diferencia de corte de partículas (24 en conos y 44 en malla 325).

En caso que se use mallas más cerradas existe una mayor pérdida de material de lodo (barita) y fluido de impregnación. En estas etapas se recomienda el uso de las centrífugas en serie para recuperar el material pesante y limpiar continuamente el fluido del material ultra fino, lo cual evita una degradación continua de partículas teniendo muchas veces que desechar o cambiar el fluido.

CENTRIFUGA DE ALTA

MODELO HS – 3400. Usada todo el tiempo como eliminadora de sólidos finos,utilizada para remover sólidos de 2 micrones en adelante.

Las centrifugas adicionales están disponibles para realizar deshidratación del lodo (dewatering) en las etapas con lodo b ase agua. En tal caso solo se tiene que utilizar un tanque de (6 m³) con agitación adicional para la preparación y mezcla del químico floculante.

Los sólidos producidos por las centrifugas debido a sus características de tamaño son descargados directamente a las góndolas, salvo el caso de la barita recuperada que regresa al sistema de lodos en las presas. Mientras que los afluentes líquidos siempre regresan a las presas de lodo.


PROPUESTA DE MALLAS A USAR EN LAS DIFERENTES ETAPAS

Las mallas que se utilizan van desde tamaños de 20 hasta 325 mesh para cada uno de los vibradores. Estas cumplen con las especificaciones y características de innovación con el fin de ofrecer un mayor tiempo de vida útil, mayor confiabilidad, mayor rendimiento y una mayor área de trabajo que garanticen una alta eficiencia en el cumplimiento de mantener las propiedades originales del fluido de perforación.

El tamaño de malla a utilizar tanto en los vibradores de alto impacto como en el limpia lodos va a depender de muchos factores inherentes a los cambios de las condiciones de perforación entre las que se incluyen:

• Tipo de barrena utilizada• El volumen o caudal de circulación• Reología del fluido de perforación• Características de las formaciones perforadas• Inhibición del fluido base agua.


XI. RESUMEN

PROPIEDADES Y FUNCIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN:

• Densidad.• Viscosidad.• Gelatinosidad.• Potencial- hidrógeno (pH).

El desconocimiento y manejo incorrecto de estas propiedades, ha ocasionado desde incremento en tiempo y costo hasta pérdida del pozo.

DENSIDAD: Es la masa de un material en relación al volumen que ocupa.

Para efecto de campo, se maneja el concepto del peso en lugar de masa para su mejor compresión, así:

Se mide con la balanza para lodos.

La importancia de la densidad de un fluido es probablemente una de las propiedades más importantes, ya que gracias a su correcto manejo, se logra el control de un pozo; manteniendo la Presión Hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de Formación


VISCOSIDAD: Es la medida de la resistencia interna al flujo, que tienen los líquidos.

La viscosidad se mide en segundos Marsh, que es el tiempo que un litro de fluido tarda en fluir a través del embudo Marsh.

Esta propiedad de los fluidos de control tendrá gran importancia para el acarreo de los recortes, que mejorará al aumentar la misma.

GELATINOSIDAD: Propiedad que tienen ciertos fluidos de formar estructuras

semi-rígidas cuando están en reposo y recuperar nuevamente su estado original por agitación mecánica. Técnicamente esta propiedad se denomina tixotrotopía.

Su medida se determina con el viscosímetro Fann VG u otro similar, y su unidad de medida se registra en lb/100 pie².

La magnitud y el tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de control, son de importancia determinante para lograr la suspensión de los recortes y de material densificante, cuando el fluido se encuentra en reposo.

POTENCIAL-HIDRÓGENO (PH): Es la medida de la acidez o alcalinidad de un fluido.

Cuando se prepara un fluido base -agua, el conjunto de sustancias que se mezclanpara lograr las propiedades de densidad, viscosidad y gelatinosidad que se requieren, producen reacciones químicas, cuyo resultado es un fluido ácido o alcalino.


La acidez o alcalinidad de un fluido de control, influye determinantemente en las propiedades del lodo, en la resistencia del gel, en el control de corrosión, en el rendimiento de las arcillas, en las pérdidas de filtrado.

Medida del PH; existe una escala aceptada mundialmente para medir en el campo la acidez o alcalinidad de un lodo. La escala Ph es el 1 al 14; en punto neutro indicado por el # 7; abajo de ese valor se consideran como ácidos, mientras que arriba del mismo hasta 14 se consideran alcalinos.

Por medio de este manual presentaremos 8 de sus funciones principales que realizan los lodos de control utilizados en perforación y terminación de pozos.

El aprendizaje de estas funciones y como se realizan, le servirán de base para que en todo momento mantengan el lodo en condiciones reológicas adecuadas, y así evitar atrapamiento de la sarta de trabajo o un descontrol del pozo.

• Mantener controlada la presión de formación.• Evitar o minimizar el daño a la formación.• Acarreo de recortes a la superficie.• Suspensión de recortes al detenerse la circulación.• Suspender parte del peso de la sarta.• Enfriamiento y lubricación de la herramienta, barrena, molinos, coronas y

sarta de trabajo.• Formación de pared (enjarre).• Proveer un medio adecuado para efectuar operaciones de cable, con la

línea de acero o herramientas especiales, (registros eléctricos, disparos y registro de presiones de fondo).

La recomendación de un sistema de fluido de perforación debería estar basada en la capacidad del fluido para lograr las funciones esenciales y minimizar los problemas anticipados en el pozo. Aunque las funciones descritas en este capítulo sirvan de pautas para la selección del lodo, estas funciones no deberían constituir la única base para la selección de un fluido de perforación para un pozo en particular. El proceso de selección debe fundarse en una amplia base de experiencias, conocimientos locales y el estudio de las mejores tecnologías disponibles.

Selección del lodo. Inicialmente, la anticipación de los problemas del pozo ayuda a seleccionar un sistema de fluido de perforación específico para un pozo en particular. Sin embargo, otros factores pueden existir,


exigiendo el uso de un sistema diferente. El costo, la disponibilidad de los productos y los factores ambientales siempre son consideraciones importantes. No obstante, la experiencia y las preferencias de los representantes de la compañía petrolera suelen ser los factores decisivos. Muchos pozos son perforados con éxito usando fluidos que no fueron seleccionados simplemente por razones de rendimiento. El éxito de estos pozos se debe a los ingenieros de lodo experimentados que adaptan el sistema de fluido de perforación para satisfacer las condiciones específicas encontradas en cada pozo.

Propiedades vs. funciones del lodo.Diferentes propiedades del lodo pueden afectar a una función en particular del lodo. Aunque el ingeniero de lodo sólo modifique una o dos propiedades para controlar una función en particular del fluido de perforación, es posible que otra función sea afectada. Se debe reconocer el efecto que las propiedades del lodo tienen sobre todas las funciones, así como la importancia relativa de cada función. Por ejemplo, la presión de la formación es controlada principalmente mediante la modificación del peso del lodo, pero el efecto de la viscosidad sobre las pérdidas de presión anular y la Densidad Equivalente de Circulación (ECD) debería ser considerado para evitar la pérdida de circulación.

Cuando las funciones están en conflicto. La ingeniería de fluidos de perforación casi siempre impone “concesiones mutuas” en lo que se refiere al tratamiento y al mantenimiento de las propiedades necesarias para lograr las funciones requeridas. Un lodo de alta viscosidad puede mejorar la limpieza del pozo, pero también puede reducir la eficacia hidráulica, aumentar la retención de sólidos, reducir la velocidad de penetración y modificar los requisitos de dilución y tratamiento químico. Los ingenieros de fluidos de perforación experimentados están conscientes de estas concesiones mutuas y saben cómo mejorar una función mientras minimizan el impacto de las modificaciones de las propiedades del lodo sobre las otras funciones.


XII. APÉNDICE: ESTUDIOS DE LODOS A BASE ACEITE

1.0 INTRODUCCION A LOS LODOS BASE ACEITE

Los lodos base aceite fueron desarrollados para mejorar ciertas características que no poseen los lodos base agua. Es conocido por todos las propiedades del agua,específicamente su habilidad de disolver las sales y los materiales inorgánicos;durante la perforación de un pozo para producir petróleo o gas, los lodos están en contacto con diferentes materiales sólidos( arcillas, lutitas, arenas , limolitas , sales , óxidos , etc) , el contacto lodo – Sólidos , produce cambios en los sólidos, como son la disolución , hinchamiento y dispersión de los mismos, o sea modificando el estado natural de los sólidos que se perforaran estos cambios que se producen en los sólidos por estar en contacto con el agua son responsables de la inestabilidad de agujero que se perfora , adicionalmente un lodo acuoso origina problemas de corrosión de toda parte metálica que está en contacto con el lodo se conoce que los lodos base aceite usaron petróleo crudo en completaciones de pozo, la fecha que se utilizó por primera vez es desconocida.

Se utilizaron en perforaciones no muy profundas y en zonas productoras con presiones bajas. La primera patente se otorga el año 1923 al J.C Swan, que proponía un fluido viscoso no acuoso, como una resina del algodón, madera y asfalto disperso con benceno para la perforación de pozos. Se utilizaron en coroneo de pozos poco profundos y en domos salinos en las costas del golfo.

En 1936, la compañía Shell realiza un programa sistemático para el desarrollo de los fluidos de perforación base aceite, y en 1938 un fluido de este programa fue utilizado en las montañas de California. Estaba compuesto por diesel, granos de caparazón de conchas o limolita, asfalto aireado, viscosificantes negro (lampblack) y baritina como aditivo para densificar, fueron utilizados para perforar zonas productoras en varios pozos en California. En donde cada aditivo tiene una función específica: el diesel era el medio líquido; los granos de conchas, limolitas y la barita son agentes densificante y aumenta la viscosidad plástica inicial; el aditivo lampblack era un viscosificantes y mantenía la suspensión de los recortes y el asfalto que ayudaba a la suspensión y propiedades reológicas. Se puso énfasis en el deseo de obtener revoques más delgados y de tener ausencia de agua en el filtrado. La mayor utilidad de esta clase de lodos fue utilizada para completaciones de pozos, en reservorios de baja permeabilidad y bajas presiones. En donde se notaba un incremento al inicio de la producción. Otra utilidad para este sistema era el de muestras de testigos o coring y por ultimo para la liberación de la herramienta (Spotting Fluid).


Una de sus ventajas era de mantener el diámetro del pozo y su estabilidad en las perforaciones de zonas arcillosas, y sus desventajas era que el agua era un contaminante, había que evitar cualquier contacto con fuego y de que la perforación era más lenta que con sistemas base agua.

1.1. PRIMERAS EMULSIONES BASE ACEITE

Una observación, era que todos los fluidos base aceites contenían agua, el agua era ingresada con los aditivos o, la misma era de la formación perforada. Esta agua no excedía el 5% y estaba emulsificada en aceite. El incremento de agua en el fluido causaba el incremento de viscosidad particularmente en aceites asfalticos. Para solucionar este problema de contaminación por agua se produjeron nuevos emulsificantes que permitieron nuevas formulaciones y el agua se volvió un componente más en vez de ser un contaminante. El término de lodo de aceite emulsionado fue aplicado a emulsiones de aceites en agua, entonces la emulsión de agua en aceite se la denomino invertido o emulsiones invertidas. Algunos lodos contienen el 5 % de agua y a veces hasta el 60% en la fase líquida.

De acuerdo con C.C. Wright el primer pozo que utilizo emulsión fue en Agosto 1960, en los Ángeles Basin. Este fluido poseía un 40% de agua emulsificada en diesel refinado. Emulsiones con más del 30% de agua, no alcanzan la combustión, por lo tanto elimina el potencial de comenzar un fuego. Otro factor importante de la emulsión es que es más económico. En 1963 Rogers propone 12 diferentes componentes, varios se han ido modificando respecto al tiempo y sus composiciones no han sido reveladas.

En general, las emulsiones inversas contienen ambas fases agua y aceite emulsificantes, que son solubles en ambas fases. En varios productos el emulsificante de aceite se forma en la fase aceite mediante con la adición de calcio y magnesio en forma de óxido o hidróxido.

1.2. ARCILLAS ORGANOFÍLICAS Y HUMECTANTES AMÓNICOS

El desarrollo de las arcillas capaces de formar geles en aceite, similares a la bentonita para fluidos base agua fue una mejor contribución a la tecnología de fluidos base aceite. E.A. Hauser descubrió que arcillas hidrofílicas pueden ser convertidas en arcillas organofílicas reaccionando con sales orgánicas de amonio. J.W. Jordan y asociados estudiaron las reacciones de la bentonita con una serie de


sales de aminas alifáticas y descubrieron que la reacción producto de la amina posee 12 carbonos en su cadena que produce geles en nitrobenceno y otros líquidos orgánicos. La arcilla orgánica compleja se forma reemplazando el intercambio de cationes de la bentonita con un grupo de aminas y mediante la adsorción de las cadenas de hidrógenos ycarbones en la superficie de la arcilla. La arcilla soluble en diesel suspende los sólidossin requerir jabones o emulsificante adicionales.

Estudios realizados por J.W. Jordan y colaboradores de trabajo descubrieron que la reacción de las sales alifáticas aminas sirven como reductores de filtrado. Este material consiste en un no alcalino amonio que proviene de la reacción entre aminas cuaternarias que poseen 12 átomos de carbonos en una de las cadenas alcalinas, y la fracción alcalina de la cadena soluble en lignito (leonardita y carbón café). Esto produce la dispersión del fluido base aceite y ayuda a controlar el filtrado.

1.3. FLUIDOS PARA EMPAQUES EN EL ESPACIO ANULAR

La aplicación de un componente no acuoso para prevenir la corrosión fue recomendada en anteriores patentes. El uso extenso de utilizar aceite para la protección de la cañería por efecto del agua de formación comenzó en Kansas en1950. La práctica se expandió por todos lados en donde el agua de formación dañaba la cañería. Estos fluidos de empaque sirvieron como una barrera de protección en contra de los fluidos de formación.

1.4. ESTABILIDAD DE POZOS CON LODOS BASE ACEITE

Como ha sido mencionado lodos base aceites han sido utilizados en perforaciones con arcillas problemáticas con éxito pero con algunas fallas. Estudios de laboratorio por Mondshine y Kercheville muestra de que las arcillas pueden ser inhibidas con emulsiones inversas con agua de alta salinidad emulsificada. La transferencia de agua hacia la arcilla se debe a la fuerza osmótica a lo largo de la membrana semipermeable del agua emulsificada, no todos los emulsificantes son efectivos en formar una membrana semipermeable. Mientras más grande sea el grado de dispersión del agua emulsificada mas rápido el agua es removido de la arcilla.


Cloruro de calcio, disuelto en agua emulsificada resultó ser más efectivo que el cloruro de sodio (ver los valores de actividad química de las sales). Resultado de esto se dio en pozos de Lousiana y Algeria.

Otros estudios determinaron que cuando el agua del fluido migraba hacia la arcilla. Esta ganancia de agua en la arcilla se debe a la presión osmótica. No hay movimiento del agua cuando la presión de la hidratación de la superficie es igual a la presión osmótica del lodo La salinidad requerida para asegurar la estabilidad del pozo, la determinación de la salinidad de la arcilla y de igualar la fuerza de hidratación de la superficie con el stress del matrix. (La presión overburden menos la presión de poro del fluido). , nos permite tener una aproximación de la salinidad requerida en el lodo, que será muy parecida a la de la formación que se perfora.

M.E: Chenevert utiliza un diferente sistema de selección en la salinidad del fluido, basado en el concepto de que la arcilla no adsorberá agua del fluido base aceite si el potencial químico del fluido está igualado al de la arcilla, se lo determina mediante adsorción térmica. Cuando la fase emulsificada está en contacto con la arcilla por más que contenga bastante sal, si tienen la misma actividad no ocurrirá ningún hinchamiento.

1.5. FLUIDOS BASE ACEITE EN CONDICIONES EXTREMAS DE POZOS

Las presiones extremas y el ambiente altamente corrosivo se encontraron en pozos profundos de Mississippi Salt Basin. Hubieron problemas en la perforación porque se encontraron ácido sulfhídrico del 75%, temperaturas de 400°F (291°C) y por potenciales perdidas de circulación. Se establecieron gradientes de presión de 1 psi/pie en Shell Murphy USA 22-7, en Wayne County Miss. Perforaron hasta23455pies (8551 m). Perforando el tramo de 4 1/8” desde 19904 pies (6067m) hasta23455 pies (8551m) con sistema base aceite y densidades de 19lpg hasta 20,3 lpg, procedimientos especiales se desarrollaron para hacer conexiones y viajes gases sobre las calizas de la era jurásica varia en composición, y contenían desde 5% hasta60% de dióxido de carbono y desde 10% hasta 75% de ácido sulfhídrico. Aquí elcortado de gas y agua salada pueden ser controlados con efecto mínimo en las propiedades del lodo.

Muchos fracasos se produjeron perforando las formaciones del este de Texas y norte de Louisiana con sistemas base agua con temperaturas de 250°F (121°C) y profundidades por debajo de los 12000pies (3700m). Lodo base aceite de


densidades de 19,2lpg fueron utilizados en perforaciones de 1200 pies (370m) en adelante, en el este de Texas. En Webster Parish Lousiana desde 3590 pies (1095m) de sal fueron perforados hasta una profundidad de 15321pies (4670m) con base aceite teniendo una densidad de 17,6 lpg. Después de bajar la cañería en toda la formación salina, se continúo perforando con base aceite hasta 20395 pies (6216m) en cual la temperatura era de 405°F (206°C).

1.7. APLICACIONES DEL LODO BASE ACEITE

En menos de 50 años, la tecnología del sistema base aceite ha avanzado desde el uso de crudo al uso de productos multifuncionales que han tenido un lugar en numeroso pozos.

Las aplicaciones han sido realizadas en condiciones extremas de temperatura, presión, arcillas muy reactivas, gases corrosivos y en aguas con sal solubles. Problemas como atrapa miento de la herramienta, excesivo torque y arrastre en pozos desviados y entrampamiento de gas han sido minimizados. En oposición con estos datos, el alto costo inicial, el extremo cuidado en contaminación y para su disposición, y la objeción del equipo de personas implicadas en la perforación deben ser consideradas en la selección de un lodo base aceite para una tarea específica.

La complejidad de los fluidos de perforación ha cambiado en los últimos años, aunque todavía tenemos problemas en fondo de pozo; el problema del medio ambiente requiere ahora de una filosofía y plantea un reto adicional. YA NO ES SOLO SUFICIENTE PERFORAR CON SEGURIDAD, RAPIDAMENTE Y ECONOMICAMENTE; EL OBTACULO DE MAYOR IMPORTANCIAES COMO HACER ESTO DE UNA MANERA SEGURA PARA EL MEDIO AMBIENTE. Las compañías de lodos se preocuparon por los problemas Eco toxicológicos para desarrollar sus nuevos productos.

Por esto hoy en día se utiliza como fase liquida ,además del diesel tipo 2 , aceite mineral, aceites orgánicos , esteres ,etc. , veremos las diferencias entre estos líquidos más adelante.

2. TEORIA SOBRE EMULSIONES

Una emulsión se define como la mezcla de dos líquidos inmiscibles entre sí, donde uno de ellos está disperso en el otro la estabilidad de la fase dispersa está dada por la presencia de un químico llamado emulsionante. En la industria petrolera, se está


usando desde hace mucho tiempo emulsiones, llamadas directas y emulsiones inversas como fluidos de perforación, terminación e intervención y empaque. Cualquiera sea la emulsión obtenida, un factor muy importante, es que, una vez formada la emulsión, esta debe ser lo bastante estable como para realizar el trabajo en condiciones de fondo de pozo. Una emulsión se dice que es estable cuando el agua, agua salada y el aceite permanece indefinidamente emulsionado sin llegar a separarse aun en las condiciones de presión y temperatura.La emulsión se puede lograr con la mezcla del agua con el diesel y bastante agitación. El tipo de emulsión que se forma es función de los volúmenes del diesel y del agua, por lo general el de mayor volumen viene a conformar el medio continuo. Si el volumen de los dos líquidos es similar, según robinder, pueden llegar a formarse los dos tipos de emulsiones; es decir la emulsión directa y la inversa; pero prevalece aquella que tiene más estabilidad a la coalescencia de las gotas.

Las emulsiones así formadas por lo general tienen baja estabilidad y las fases se separan muy pronto en cuanto cesa la agitación. Para mejorar la estabilidad de la emulsión se necesita del concurso de un tercer compuesto conocido con el nombre de emulsionantes.

2.0. LAS VENTAJAS DE LAS EMULSIONES.

Cualquiera sea el tipo de emulsiones que se tenga, se tiene los siguientes usos y ventajas.

Permite bajar la densidad del lodo. Reduce el filtrado. Mayor lubricación del lodo Incrementa la velocidad de penetración. Mayor vida de trépano. Menores torques y arrastres de la herramienta. Estabiliza mejor las formaciones lutíticas. Para perforar pozos profundos y calientes Para perforar y coronear zonas de interés Para perforar zonas de sal , anhidrita y carnalita Para perforar pozos direccionales Para perforar pozos de diámetro reducido Como fluido de empaque Para controlar la corrosión


La nomenclatura o los términos que se deben usar con los lodos base aceite son : Densidad API: Es una medida de la densidad del petróleo recomendada por el API (colocar formula)Punto de inflamación: Es la temperatura a la cual aparece una llamarada o resplandor en la superficie de un petróleo y/o diesel cuando se pasa una llama sobre él.Punto de Combustión: Es la temperatura en cual un petróleo y/o diesel se enciendey continúa ardiendo.Punto de Anilina: Es la temperatura más baja en cual volúmenes iguales de anilina y el fluido base (petróleo o diesel) son miscibles ( son solubles ambos) . Cuando más baja es la temperatura más alta es la concentración de aromáticos.

Teniendo en cuenta que los líquidos que forman la emulsión son Liófobos`y Liófilicos, en forma común podemos decir agua y aceite ; una clasificación que se acepta es que dependiendo de cuál de ellas sea la fase externa y interna , las emulsiones se pueden clasificar en : Emulsión de diesel en agua diesel /agua, siendo la fase continua el agua y la

fase dispersa el diesel. Se la llama emulsión directa. Emulsiones de agua en diesel agua/diesel, el agua es la fase dispersa y el diesel

la fase continua se la llama Emulsión Inversa.

2.1. Emulsiones DirectasEmulsión directa si la fase dispersa o discontinua aceite (diesel) se encuentra en el seno de la fase continua, agua, o agua salada. Actualmente se tiene sistemas que trabajan con un 70 % v/v de diesel o faseorgánica que permite tener densidades de7.6 lb /gal , este sistema es especial para perforar zonas productoras , no es necesario el uso de carbonato de calcio para controlar la admisión en las arenas poco consolidadas , tiene baja concentración de polímeros ,el fluido al entrar en contacto con las arenas productoras reafirman la mojabilidad por


agua y reafirma la mojabilidad del crudo , todo esto hace mínimo el daño de formación.

La figura de abajo muestra como las pequeñas gotas de diesel están recubiertas por una película de agua, observar la importancia del emulsificante para estabilizar estas gotas.

El emulsificante como muestra la estructura química de abajo muestra el carácter polar (cabeza Hidrofilica) y no polar (Cola organofilica) del mismo.

La figura explica por si misma lo que es una Emulsión Directa, o aceite dispersado en agua.

Una emulsión directa es como un fluido base agua La fase continua puede ser agua , agua salada La fase dispersa es el diesel o aceite


Es posible tener de 70 -80 % de aceite emulsionada La formación está en contacto con agua

2.1.1. FORMULACIONES RECOMENDADAS

Productos Concentración lb/bbl % V/VEmulsificante 15 - 20Agua ( salmuera) 25-30Diesel ( aceite ) 75 -70Controlador de filtrado 1 - 2Estabilizador de Emulsión 1 - 2Aditivo para aportar ion K Lo requeridoAditivo para control pH Lo requeridoSales o carbonato de Ca Lo requeridoGoma xantica Lo requerido

2.2. EMULSIONES INVERSAS

Un fluido de emulsión inversa tiene tres fases importantes a considerar: aceite, agua y sólidos, es necesario mencionar que se puede hablar de un cuarta fase dado que el lodo siempre entrampa aire y gas metano , etano , propano ,etc .Pequeñas gotas de aguas están dispersas en el aceite formando una mezcla microscópica heterogénea entre estos dos fluidos. Solo la fase continúa de aceite está en contacto con la formación y el filtrado HPHT es aceite.

En la figura de abajo mostramos la formación de una gota de agua emulsionada.

La cantidad de agua emulsionada en diesel o aceite puede variar, veamos, la experiencia en campo es desde relaciones de agua /diesel de 2 % / 98%, a 50 % / 50 %.


Es importante tener en cuenta en algunos estados físicos que presenta una Emulsión inversa, anteriormente hemos mencionada el fenómeno de Coalescencia, que es cuando las gotitas de agua en una emulsión débil se van agrupando hasta que son visibles en el lodo la figura de abajo explica este fenómeno.


Un emulsificante es necesario para formar una emulsión estable para evitar la separación de los dos líquidos. Químicos dispersos en aceite son necesarios para ajustar las propiedades reológicas y controlar el filtrado durante la perforación. La densidad requerida se la obtiene con sales disueltas en el agua y con materiales densificante. Aceite y/o agua son agregados cuando se necesita dilución.

Las propiedades de la emulsión inversa son afectadas principalmente por 5 condiciones:

1) La relación agua - aceite2) El tiempo y la fuerza de agitación3) El tipo y la cantidad de emulsificantes4) El contenido de sólido.5) Tipo de material para controlar el filtrado HPHT

2.2.1. RELACION ACEITE/AGUA

Una emulsión inversa puede contener desde 2% hasta 50% de volumen de agua en la fase líquida. El agua emulsificada actúa como sólidos para ayudar con el filtrado y la viscosidad del lodo. El agregado de agua a la emulsión aumenta la viscosidad, ayuda a controlar el filtrado HPHT y propiedades de suspensión en el lodo. Sin embargo a medida que aumenta el agua, el número de gotas dispersas aumenta y la distancias entre ellas disminuye, causando una emulsión menos estable. Es importante mencionar que en forma diaria el lodo al estar en circulación pierde agua por evaporación, dependiendo del gradiente térmico del área, del clima y de la


profundidad del pozo es posible que sea necesario agregar de 20-60 bbl de agua por día, para mantener el % de agua en la retorta.

Existe una ecuación que nos puede dar una idea de la cantidad de agua perdida por hora durante las operaciones, lamentablemente no considera la variaciones climáticas que normalmente tenemos en un pozo, temperatura ambiente, humedad relativa, velocidad de viento.

Evaporación (bbl /h) = (agua en retorta / 0.18) x 0.006 ℮ (0.0034 T)

La T de la formula corresponde a la temperatura del Flow line en grados °F, se acepta que por cada 9 bbl de aguas evaporadas, se evapora 1 bbl de diesel.

Lo recomendado es en forma diaria chequear el contenido de agua en el ensayo con la retorta y programar su compensación en las próximas 24 horas.

AGITACIÓN

La agitación inicial nos ayuda a romper el agua en pequeñas gotas y dispersarla en la fase continua de aceite. El incremento de la agitación produce gotas más pequeñas y una emulsión más fuerte. La emulsión es más fuerte y estable con gotas más pequeñas ya que estas no se separan tan fácilmente como las gotas más grandes. Pequeñas gotas aumentan las viscosidad, mejora la suspensión y baja el filtrado. A mayor esfuerzo de corte tenemos las gotitas de agua más pequeñas y de esta manera la emulsión es estable.

EMULSIFICANTES

Cada molécula de emulsificante tiene una porción de cadena soluble en agua parte polar, la otra parte es una cadena hidrocarbonada soluble en el aceite o diesel. Al agregar cal al lodo activa el emulsificante durante la agitación la parte polar es atraída por el agua, la cadena hidrocarbonada se solubiliza en el diesel o aceite. La cantidad necesaria de emulsificante que tiene que estar presente en el lodo para que este sea estable es determinada por ensayos pilotos, pero está claro que cuanto la cantidad de agua a emulsionar es mayor, mayor será la concentración de emulsionantes en el lodo. Los emulsificantes utilizados son el Nov MUl I, y el Nov Mul II.

CONTENIDO DE SÓLIDOS

Los sólidos debilitan la emulsión. Estos absorben el aceite, haciendo que haya menos aceite en la separación de las gotas de agua. Adicionalmente es necesario cada vez


que incrementemos la densidad agregar un aditivo que haga que el material densificante sea mojable al aceite; también es recomendable que el contenido de solidos de formación sea ≤ a 6 %, de lo contrario se incrementa mucho la viscosidad y principalmente la tixotropía.

COMPOSICION QUIMICA DEL REDUCTOR DE FILTRADO

Normalmente se utiliza para controlar el filtrado HPHT de los fluidos base aceite Asfaltos , Gilsonitas o Lignito organofilico , Cuando se controla el filtrado HPHT a temperaturas > a 250 °F con asfalto , o gilsonita se observa que a partir 6-8 lb /bbl de concentración de estos materiales se incrementa la viscosidad como consecuencia de la disolución del asfalto o Gilsonita en el diesel , en estos caso en necesario , continuar controlando el filtrado con Lignito organofilico y bajar la concentración de los asfaltos , de este manera se controla la viscosidad en el fluido.

3. EL SISTEMA NOV - MUL

El sistema Nov - Mul es una emulsión invertida formada por un 2 % a 50% de agua en la fase líquida. El Nov Mul I y el Nov MUL II son emulsificante para mezclar el agua en la fase aceite.

El producto para incrementar las propiedades reológicas es el Nov Vis, para controlar el filtrado HPHT se usa Asfaltos, Gilsonita y Lignitos Organofilicos, los últimos productos para temperaturas mayores a 250 ° F. El filtrado Api es cero y HPHT es bajo. El Cl2Ca es la sal que se usa para que el potencial químico del lodo sea similar al potencial químico de la formación

Las propiedades de una emulsión inversa están en función de la densidad requerida, del material densificante, de la relación agua / diesel, del valor del filtrado, etc. En la parte inferior mostramos la Tabla N° 1 el rango de valores de las mismas.

Rango de propiedades del sistema Nov Mul Tabla 1 (120°F)

Densidad9.0 11.0 13.0 15.0 17.0 18.0

lb /galViscosidad

36- 38- 40- 43 - 48- 50-Plástica42 44 46 49 56 60,cp

Punto10 - 10- 15 - 22- 24- 25 -Cedente ,14 15 20 28 32 35LPCPC

Geles10`/10`` 6- 12

7 - 11- 12 - 13 - 14 -

,LPCPC18 23 28 29 30


Exceso deCal , 3 - 5 3 – 6 4 – 7 4 -8 4- 8 4 -8

lb/bblHPHT ,

filtrado , 2 - 6 2 - 6 2 - 6 2 - 6 2 - 6 2 - 6cc

Estabilidad Eléctrica

> 50 > 70 > 900 >110 > 130>

, voltios x 16010

Salinidadsalmuera, 1- 1 - 1 - 1– 1-

ppm 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5x100000*

Diesel / 70/3 75/2 80/2 85/1 95/agua , % 0 5 0 5

90/15

V/V , 65/3 80/2 85/1 90/10

98/rango 5 0 5 0

95/52

*La sal puede ser ClNa, o Cl2Ca en función de la actividad química requerida.

3.0. Componentes del sistema Nov Mul

La fase liquida está compuesta por una mezcla de diesel tipo 2, y una salmuera que puede ser de cloruro de sodio o de calcio, los otros productos son:

Nov Mul I

Es el emulsificante primario del sistema es una mezcla de ácidos grasos, en la presencia de la cal forma un jabón calcio que en su parte polar están formando parte de la molécula de jabón dos cadenas de la parte no polar del ácido graso, está claro que a medida que la emulsión tenga más fase acuosa, será necesario mayor concentración del Nov Mul I, también a medida que aumenta la temperatura del fondo del pozo hay mayor consumo del emulsificante. Su concentración puede ir de4 -8 lb/bbl.

Nov Mul II

Es el emulsificante secundario del sistema, es un producto no iónico, tendiendo a catiónico, surfactante de ácido graso poli aminado que ayuda a estabilizar emulsiones de agua en aceite, y a humectar los sólidos de formación y la baritina al aceite. No necesita de cal para su activación. Es un líquido de color oscuro rojizo, y su concentración de uso oscila entre 1 a 4 LPB


Nov Vis

Es el viscosificante y gelificante del sistema conocida como bentona, esta no es otra cosa que una bentonita tratada con amina para hacerla dispersable en aceite; este producto, da viscosidad y estructura gel al diesel, mantiene en suspensión al densificante forma una película semipermeable sobre las paredes de la formación controlando el filtrado; por lo general es de apariencia de polvo de verde amarillento y su concentración de uso está en el rango de 1 a 6 lb/bbl. Es muy importante considerar que una emulsión inversa recién preparada en el pozo tiene bajos valores reológicos, pero a medida que la emulsión pasa por la boquillas del trepano va desarrollando viscosidad (en campo el primer día puede cambiar el lodo con un punto cedente de 6-8 LPCPC, y luego de tres circulaciones de la emulsión por el trepano debido al esfuerzo de corte que es sometida y a la temperatura se duplica o triplica el valor del cedente)

Reductores de filtrado

Tenemos tres tipos de aditivos que se usan para controlar el filtrado de las emulsiones inversas, los asfaltos, la gilsonita y los lignitos Organofilicos, la diferencia entre ellos es que a mayor temperatura se necesita más asfalto o gilsonita para controlar el filtrado y estas concentraciones aumenta demasiado la viscosidad de la fase diesel, en estos casos se usa el lignito organofilico.

3.1. Concentraciones guías de los aditivos del sistema Nov Mul

En la tabla 2 muestra las concentraciones necesarias para tener estabilidad a diferentes temperaturas. Pruebas pilotos son recomendadas para determinar tratamientos óptimos para formulaciones específicas.

Tabla 2

Concentraciones de guías de los aditivos para el sistema Nov Mul

Materiales lb / bbl de lodo Hasta 250°F Hasta 400 °FNov Mul I 4 -6 6 -10Nov Mul II 1 -3 2 -4

Nov Vis 2 - 5 2 - 4Lignito Organofilico 6 -8 8 -12

Cal 4 -6 6 -8


3.2. CONCENTRACION DE LOS MATERIALES BASICOS

En la tabla 3 muestra los requerimientos de aceite, agua, materiales densificantes baritina y CaCl2 para distintos rangos de densidades y relaciones de aceite/agua y salinidades de 300000 ppm. Los valores son cálculos para una pureza 94% de CaCl2, densidad del aceite 7 LPG (0,84 gr/cc) y el material densificante de baritina 35 LPG(4,2 gr/cc).

REQUERIMIENTO DE MATERIALES PARA UN LODO DEEMULSIÓN INVERSA

Densidad(ppg)

Relación Diesel/Agua

8 2 9 10 0 0 0

7 30

8.0Diesel(bbl) 0.7748 0.8697

Agua(bbl) 0.1937 0.0966

Cl₂Ca(lb) 24.6 12.3

Baritina(lb) 15.9 34.2

0 0 0 0 0

9.0Diesel(bbl) 0.6542 0.7461 0.8375

Agua(bbl) 0.2804 0.1865 0.0931

Cl₂Ca(lb) 35.6 23.7 11.8

Baritina(lb) 52.0 69.8 87.4

0 0 0 0 0

10.0Diesel(bbl) 0.6291 0.7174 0.8053

Agua(bbl) 0.2696 0.1793 0.0895

Cl₂Ca(lb)

34.2 22.8 11.4

11.0

12.0

13.0

7 3 8 2 9 10 0 0 0 0 0

0.6039 0.6887 0.7731

0.2588 0.1722 0.0859

32.9 21.9 10.9

161.1 177.5 193.8

0 0 0 0 0 0

0.5787 0.6600 0.7409

0.2480 0.1650 0.0823

31.5 20.9 10.5

215.7 231.3 247.0

0 0 0 0 0 0

0.5536 0.6313 0.7087

0.2372 0.1578 0.0787

30.1 20.0 10.0

270.2 285.2 300.1

0 0 0 0 0 0

14.0Diesel(bbl) 0.5284 0.6026 0.6765

Agua(bbl) 0.2265 0.1506 0.0752

Cl₂Ca(lb) 28.8 19.1 9.5

Baritina(lb) 324.7 339.0 353.3


Baritina(lb) 106.6 123.6 140.6

Diesel (bbl) Agua (bbl) Cl₂Ca (lb)

Baritina (lb)

Diesel (bbl) Agua (bbl) Cl₂Ca (lb)

Baritina (lb)

Diesel (bbl) Agua (bbl)Cl₂Ca (lb)

Baritina (lb)

15.0Diesel

7 3 8 2 9 10 0 0 0 0 0

(bbl)- 0.5739 0.6442

Agua(bbl)Cl₂Ca

- 0.1435 0.0716

(lb)- 18.2 9.1

Baritina(lb) - 392.9 406.5

16.0Diesel

7 3 8 2 9 10 0 0 0 0 0

(bbl)- 0.5452 0.6120

Agua(bbl)Cl₂Ca

- 0.1363 0.0680

(lb)- 17.3 8.6

Baritina(lb) - 446.8 459.7

3.3. EMULSION INVERSA DE ACTIVIDAD BALANCEADA

Químicamente los fluidos de Emulsión Inversa son muy complejos, en estos sistemas entregan en juego todo lo referente a la química coloidal , ya que hay que entender las dispersiones, Solido – liquido ,liquido – liquido , gas – liquido ,ver la teoría de la humectación y detergencias , los potenciales de doble capas , los fenómenos Osmótico y todos los fenómenos de superficie , por esto no es sencillo explicar desde el punto fisicoquímico todos los cambios que una emulsión inversa experimenta durante la perforación de un pozo.

Las emulsiones inversas propiamente formuladas pueden estabilizar las arcillas. Los emulsificantes para emulsionar las gotas de agua en aceite forman una capa semipermeable alrededor de cada una de ellas. Se genera la presión osmótica cuando la salinidad del lodo difiere a la salinidad de la formación. El agua migra de la parte que contiene menos salinidad a la que posee mayor. La salinidad del lodo puede ser ajustada para que el agua del lodo no migre hacia la arcilla si no que sea al revés o que no ocurra ninguna migración.

Se utiliza las sales CaCl2 y NaCl para ajustar la salinidad del lodo. La presión osmótica del fluido con aguas de distintas salinidades se observan en la tabla 4

El fenómeno de presión osmótica se desarrolla cuando se tiene una membrana semipermeable divide dos soluciones con distinta concentración de una sal o sales , siempre el agua fluye desde la solución menos concentrada hacia la concentrada , generando una presión que se la llama presión osmótica , las figuras de la parte inferior explican pos si misma este fenómeno ; el objetivo que se busca cuando la emulsión inversa lleva una sal en su fase acuosa es que la salinidad de esta fase sea igual a la salinidad que le corresponde al agua que tiene la lutita ; podemos concluir que el objetivo es tener en el lodo inverso una actividad química (aw ) , igual a la de la formación que se está perforando , para que no existe flujo de agua en ningún sentido

Como se menciona en la parte superior no es fácil estar trabajando con los potenciales químicos en el pozo; en realidad en el pozo es más sencillo. Lo único que se necesita es contar con un higrómetro en el pozo para determinar a los recortes de lutitas su actividad química. (Ver el procedimientos al final); en función de valor leído de actividad química en el higrómetro se determina la salinidad de cloruro de calcio o de sodio que debe tener la salmuera que es parte de la Emulsión inversa para que su actividad química sea igual a la de los recortes lutiticos.

Los procedimientos de análisis para los lodos base aceite están dados en los anexos al final.

4. LODOS 100 % BASE ACEITE

Debido a que las Emulsiones Inversas en su formulación requieren altas concentraciones de emulsionantes, no los hace el mejor fluido para perforar zonas de interés, dado que estos emulsionantes cambian la mojabilidad natural de las rocas y disminuyen la productividad por la formación de emulsiones dentro de los poros que disminuyen la permeabilidad del reservorio. La industria se vio en la necesidad de fabricar un lodo base aceite que lleve baja concentración de emulsionantes y para esto era necesario evitar la presencia de salmueras en el fluido, de esta manera nacen los lodos 100 % base aceite, no llevan agua en su formulación.

En sus formulación llevan baja concentración de emulsionante que se lo llama pasivo, que su función es emulsificar alguna contaminación con agua o agua de formación que tenga el fluido durante la perforación, la ventaja que también tiene es que si la contaminación con agua de formación es mayor al 10 %, se lo puede convertir fácilmente a un sistema de emulsión inversa.

En los lodos base aceite inversos, se origina una presión osmótica cuando la salinidad de la fase acuosa de la emulsión, no es similar a la de la formación y este desbalanceo de la actividad química, origina inestabilidad del agujero que hace que la perforación sea dificultosa. Hay varias diferencias entre ambos tipo de lodos base aceite, que hacen que el sistema 100 % sea una mejor opción para perforar los pozos.

EMULSION INVERSA 100 % ACEITETiene salmuera en su formulación No tiene salmuera en su formulación

Hay generación de presión osmótica No existe posibilidad de osmosisPara una misma densidad la La viscosidad plástica es <

viscosidad plástica es >Para una misma densidad el Es menor el contenido de sólidos , por

contenido de sólidos es > la ausencia de aguaLa ROP es < para una misma densidad La ROP es >La pérdida de diesel por evaporación Para igual densidad la perdida de

es > diesel por evaporación es <Tiene mayor concentración de Tiene poca concentración de

emulsionantes, puede cambiar la emulsionantes , solo como medidamojabilidad de la formación preventiva para ingreso de agua hasta

productora. 10 %El análisis de la salinidad de la Menos tiempo para los ensayos API

salmuera es poco preciso y exacto

Ambientalmente los recortes que se obtienen con el lodo 100 %, luego del tratamiento de Desorción Térmica, pueden ser directamente dispuestos en el lugar indicado por la operadora.

Los recortes que se obtienen con el 100 %, luego del proceso de Desorción térmica, para realizar una disposición final adecuada de acuerdo a la normativa ambiental de Bolivia, debe realizarse un lavado a los recortes para sacarle la Sal, o realizar un enterrado de los recortes en el suelo, debe evitarse el contacto del recorte con el suelo con geomembranas de 750 micrones con la aprobación de la autoridad competente.

XIII. REFERENCIAS

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