ESCUELA MILITAR DE INGENIERAMCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE BOLIVIA

TRABAJO DE GRADO

DISEO DE UN FLUIDO BASE SINTTICO CON ACTIVIDAD BALANCEADA PARA LA PERFORACIN DE LA FORMACIN LOS MONOS EN EL POZO MGR-9

LUIS MAURICIO PINTO PARDO

SANTA CRUZ DE LA SIERRA, 2015

ESCUELA MILITAR DE INGENIERAMCAL. ANTONIO JOS DE SUCRE BOLIVIA

PERFIL DE TRABAJO DE GRADO

DISEO DE UN FLUIDO BASE SINTTICO CON ACTIVIDAD BALANCEADA PARA LA PERFORACIN DE LA FORMACIN LOS MONOS EN EL POZO MGR-9

LUIS MAURICIO PINTO PARDO

Trabajo de Grado, presentado como requisito parcial para optar al ttulo de Licenciado en Ingeniera Petrolera

TUTOR: ING. ANGEL HERBAS ORTEGA

SANTA CRUZ DE LA SIERRA, 2015NDICEPg. 1GENERALIDADES11.1ANTECEDENTES11.2PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA21.2.1Identificacin del problema21.2.2Formulacin del problema21.2.3Diagrama Causa Efecto31.3OBJETIVOS41.3.1Objetivo general41.3.2Objetivos especficos41.4JUSTIFICACIN41.4.1Justificacin tcnica41.4.2Justificacin econmica51.4.3Justificacin personal51.5ALCANCE51.5.1Alcance temtico51.5.2Alcance geogrfico51.5.3Alcance temporal71.6FUNDAMENTACIN TERICA71.7MARCO METODOLGICO81.7.1Diseo de la investigacin y tipo de estudio81.7.2Fuentes de informacin82MARCO TERICO92.1CONCEPTOS GENERALES92.1.1Factores a considerar para el Diseo y Seleccin de Fluido de Perforacin92.1.2Actividad Balanceada102.1.3Perforacin102.1.4Formacin112.2FLUIDOS DE PERFORACIN112.2.1Funciones bsicas de los Fluidos de Perforacin122.2.2Propiedades de los Fluidos de Perforacin122.2.3Composicin de los Fluidos de Perforacin122.2.4Clasificacin de los Fluidos de Perforacin202.2.4.1Fluidos de Ferforacin Base Agua202.2.4.2Fluidos de Ferforacin Base Aceite222.2.4.3Fluidos de Ferforacin Base Sinttico242.3ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZO252.3.1Inestabilidad del Pozo262.3.1.1Causas de la Inestabilidad del Pozo262.3.2Inestabilidad de la Lutita302.3.2.1Clase de Lutitas302.3.2.2Causas de la Inestabilidad de las Lutitas332.3.2.3Mecanismo de Estabilizacin de las Lutitas342.4INTERACCIN DEL FLUIDO CON LA ROCA342.4.1Fenmeno Osmtico362.4.2Potencial Acuoso del Fluido del Pozo422.4.3Ptencial Acuoso de las Lutitas422.4.4Principales problemas debido a la Interaccin del Fluido y la Roca47NDICE DE FIGURAS Pg.FIGURA 1.1 Diagrama Causa - Efecto4FIGURA 1.2 Ubicacin del Pozo MGR-97FIGURA 2.1 Diagrama de seleccin de Fluidos10FIGURA 2.2 Balanza de Lodos14FIGURA 2.3 Embudo Marsh15FIGURA 2.4 Viscosimetro de Lectura Directa16FIGURA 2.5 Filtro Prensa HP-HT19FIGURA 2.6 Kit de Arena19FIGURA 2.7 Retorta20FIGURA 2.8 Proceso de Formacin de Cavernas28FIGURA 2.9 Empaquetamiento29FIGURA 2.10 Lutita Geopresurizada30FIGURA 2.11 Lutita Hidro-Presurizada31FIGURA 2.12 Interaccion entre fuerzas que afectan las particulas de la arcilla36FIGURA 2.13 Flujo de Agua debido al Fenmeno de smosis38

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NDICE DE TABLASPg.CUADRO 2.1 Contenido de Fundamento Temtico8CUADRO 2.2 Mecanismos de Transporte de agua e iones en la lutita46

iv

GENERALIDADES

ANTECEDENTESEl empleo de lodos base aceite se generalizo en el ao 1942, pero debido al dao ambiental que provoca por ser un fluido toxico, se hicieron esfuerzos para reducir el impacto sobre el medio ambiente por lo cual a principios de la dcada de los 80 se los sustituyen por aceites minerales que son productos petroleros ms refinados, y menos txicos pero an eran inaceptables desde el punto de vista ambiental. En marzo de 1990, se us un lodo preparado con un fluido base sinttico, el cual constitua el primer producto de sustitucin de estos fluidos de perforacin a base de aceite y base aceite mineral que era aceptable desde el punto de vista ambiental.Los sistemas de fluido base aceite, aceite mineral y sinttico proporcionan excelentes caractersticas de inhibicin de lutitas. Esta inhibicin resulta de la limitada cantidad de agua que contienen y del hecho que la fase acuosa suele tener una alta concentracin salina, propiedad que ayuda a resolver o minimizar los problemas de perforacin asociados a formaciones que estn constituidas por lutitas.La perforacin del Sub. Andino Sur siempre ha sido un punto crtico, en especial al atravesar la formacin Los Monos ya que est constituida por lutitas, las lutitas son uno de los principales causantes de los problemas durante la perforacin y de la inestabilidad del pozo, por lo cual es de suma importancia el diseo y seleccin del fluido de perforacin. Para mejorar el rendimiento de los fluidos base sinttico se aplica el concepto de actividad balanceada, lo que permite controlar la migracin de agua y evitar la inestabilidad de las lutitas.

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMAIdentificacin del problemaLa formacin Los Monos representa un tramo problemtico durante la perforacin, debido a la presencia de lutitas microfracturadas que al ser invadidas por agua ocasionan problemas como, la inestabilidad de la formacin, derrumbes de las paredes del pozo, formacin de cavernas, empaquetamiento, pozo estrecho, pega de tubera, complicando la etapa de perforacin, es por ello que el diseo y la seleccin del fluido de perforacin es vital para poder evitar y controlar dichos problemas.Formulacin del problemaSer posible desde el punto de vista tcnico y operativo, disear un lodo base sinttico con actividad balanceada para la perforacin de la formacin Los Monos, en el pozo MGR - 9?

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DIAGRAMA CAUSA y EFECTOFuente: Elaboracin Propia.FIGURA 1.1 DIAGRAMA CAUSA - EFECTO

OBJETIVOSObjetivo generalDisear un fluido base sinttico con actividad balanceada para la perforacin de la formacin de los monos del pozo MGR - 9.Objetivos especficos Describir las caractersticas de la formacin Los Monos. Determinar la actividad de los recortes de la formacin Los Monos. Determinar el grado de absorcin para las diferentes soluciones salinas. Disear un lodo que estabilice la actividad de las lutitas y el lodo.JUSTIFICACINJustificacin tcnicaLa inestabilidad del pozo durante la etapa de perforacin de la formacin los monos en el sub. Andino Sur Boliviano suele ser indicada por lutitas derrumbables, resultando en el ensanchamiento del pozo, puentes y relleno. Las consecuencias ms comunes son el atascamiento de la tubera, desviacin del pozo, dificultades relacionadas con los registros y su interpretacin, dificultades en la recuperacin de ncleos laterales, dificultades al meter y sacar la tubera de perforacin y el BHA, dificultades al meter la caera de revestimiento, cementaciones de mala calidad y prdida de circulacin.Los lodos base sinttico presentan un buen rendimiento en formaciones problemticas ya proporcionan excelentes caractersticas de inhibicin de lutitas, adems, el rendimiento de este fluido es mejorado al aplicarse el concepto de actividad balanceada para su diseo, que consiste en la estabilizacin de la actividad entre lutitas y el fluido, es decir, equilibrar la salinidad de ambos para controlar la migracin de agua, lo que ayudara a resolver los problemas de perforacin asociados a formaciones que estn constituidas por lutitas. Justificacin econmicaLa inversin para la perforacin de un pozo petrolero, oscila entre los 50 a 60 millones de dlares en el Sur de Bolivia, es por ello que el diseo del fluido de perforacin juega un papel muy importante, para que de esa forma se eviten problemas de inestabilidad del pozo que segn los estudios representa mayores costos, la posibilidad de perder herramientas en el fondo del pozo, perder parte del pozo o el pozo entero.Justificacin personalEl presente trabajo de grado permitir aplicar el conocimiento adquirido en el transcurso de mi educacin superior y logrando realizar investigaciones y as poder obtener el ttulo de Licenciatura en Ingeniera Petrolera.ALCANCEAlcance temticorea de Investigacin: Ingeniera de Fluidos de Perforacin Tema especfico:Fluido base Sintetico con actividad balanceada Alcance geogrficoPas: Bolivia.Departamento:Tarija.Provincia:Gran ChacoCampo:Margarita.Pozo: MGR-9.Formacin de estudio:Los MonosFIGURA 2. UBICACIN DEL POZO MGR-9

Fuente: Pozo MGR-9, Cortesa REPSOL.Alcance temporalLa investigacin del presente trabajo se llevar a cabo durante un ao acadmico de acuerdo al calendario de la Escuela Militar de Ingeniera.FUNDAMENTACIN TERICACUADRO 1. FUNDAMENTACIN TERICANOBJETIVOS ESPECFICOSACCIONESFUNDAMENTO TERICO

1Describir las caractersticas de la formacin Los Monos. Analizar los recortes de la formacin Los Monos Geologa del Petrleo

Pruebas de laboratorio

Caracterizar la formacin de Los Monos Fluidos de perforacin

2Determinar la actividad de los recortes de la formacin Los Monos. Medir la humedad relativa al aire en equilibrio con muestras de fluido o lutita, basado en tablas de actividad. Pruebas de laboratorio

Mecnica de fluidos

Fluidos de perforacin

3Determinar el grado de absorcin para las diferentes soluciones salinas Analizar las actividades de los recortes de la formacin. Pruebas de laboratorio

Preparar soluciones salinas que cubran el rango de actividad del fluido de formacin Fsico Qumica

4Disear un lodo que estabilice la actividad de las lutitas y el lodo Analizar los parmetros del diseo de los lodos base sinttico para la perforacin de la Formacin los Monos. Fluidos de perforacin

Seleccionar la solucin salina de acuerdo a los resultados obtenidos Fsico Qumica

Fuente: Elaboracin propiaMARCO METODOLGICOPara la elaboracin de este trabajo de grado se aplicaran conocimientos en fluidos de perforacin as como datos de laboratorio por ello el diseo de investigacin ser analtico-experimental, debido a que se realiza sin manipular deliberadamente las variables, sino que se observa el fenmeno tal y como ocurre en su contexto natural para despus analizarlo.Diseo de la investigacin y tipo de estudioSegn los objetivos planteados en el presente trabajo, el diseo incluye investigaciones de geologa del subsuelo, estudios Fluidos de Perforacin, propiedades fsicas.Fuentes de informacinPara la elaboracin del presente trabajo de grado se recopilar informacin de la siguiente manera:Fuente primariaRecopilacin y estudio de informacin con la ayuda de libros, revistas, documentos, informes y direcciones web, que sirvan para el desarrollo del trabajo de grado.Fuente secundariaConsulta a ingenieros que tienen conocimientos en el rea de fluidos de perforacin.

MARCO TERICO

CONCEPTOS GENERALES2.1.1 Factores a considerar para el diseo y seleccin de un Fluido de PerforacinPara el diseo de un fluido de perforacin, se debe contemplar el tipo de pozo a fin de poder seleccionar los datos correlativos que faciliten la obtencin de parmetros ptimos en el fluido, de acuerdo a las profundidades de cada contacto litolgico. De esta forma, se determinan sus densidades y se selecciona el fluido a utilizar y los aditivos qumicos para contingencias, con la finalidad de controlar la formacin durante la perforacin, asentar correctamente las tuberas de revestimiento, para ello debe considerarse lo siguiente:FIGURA 2.1 DIAGRAMA DE SELECCIN DE FLUIDOS

Fuente: Datalog. 1998Una seleccin adecuada del fluido de perforacin es de vital importancia para el xito de la perforacin, los errores es esta fase pueden resultar muy costosos y difciles de corregir, para evitar estos errores es recomendable considerar los siguientes factores: Factores ambientales Aspectos de seguridad Domos salinos Alta temperatura y presin Perdidas de circulacin Lutitas hidrfilas Logstica Econmico 2.1.2 Actividad BalanceadaLa actividad balanceada es un concepto aplicado para mejorar el control de la inestabilidad en formaciones con presencia de lutitas compuestas por arcillas, donde el objetivo durante la perforacin se trata de lograr un equilibrio de actividad entre el fluido la formacin, es decir, se trata de perforar con una concentracin salina igual a la que contiene la formacin para evitar la migracin de agua hacia la formacin.0. PerforacinEs la operacin de produccin mediante la cual se tiene acceso a los yacimientos de petrleo, con la finalidad de extraer los crudos. El objetivo de la perforacin es la construccin de un hoyo que comunique la superficie con las secciones del subsuelo donde se encuentre el petrleo. Actualmente, el mtodo de perforacin de uso es la perforacin rotatoria..FormacinUna formacin o formacin geolgica es la unidad fundamental de litoestratigrafa, que consiste en un cierto nmero de estratos de roca que tienen una litologa comparable, facies u otras propiedades similares. Formaciones no se definen en el grosor de los estratos de roca que constan de y el espesor de las diferentes formaciones por lo tanto, pueden variar ampliamente.El concepto de capas o estratos definidos formalmente es fundamental para la disciplina de la estratigrafa geolgica. Una formacin se puede dividir en los miembros y son ellos mismos agrupados juntos en grupos.FLUIDOS DE PERFORACINLos lodos o fluidos de perforacin son una mezcla heterognea de una fase continua que puede ser agua o aceite con otra fase que son los aditivos que se agregan y que pueden estar disueltos o dispersos en el medio continuo con la finalidad de darle al lodo propiedades adecuadas para que pueda cumplir funciones especficas en la perforacin de pozos petroleros. (MI SWACO, 2001)El trmino Fluido de Perforacin est restringido a los fluidos que son circulados a travs del hueco y cumplen con los requisitos mnimos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforacin de un pozo. El trmino incluye gas, aire, petrleo, agua, y suspensin coloidal a base de agua y arcilla. Adems de su cualidad de transportar recortes a la superficie, los fluidos de perforacin deben cumplir con otras funciones de igual importancia y directamente relacionada con la eficiencia, economa y seguridad en las operaciones de perforacin. Por esta razn la composicin de los fluidos de perforacin y sus propiedades son sujeto de anlisis en esta investigacin, con el propsito de que contribuyan a la estabilidad de pozo.Funciones bsicas de los fluidos de perforacinLos fluidos deben cumplir con funciones especficas que faciliten el avance de la perforacin, minimizando problemas de estabilidad del hoyo y problemas operacionales.Las funciones del fluido de perforacin describen las tareas que el fluido de perforacin es capaz de desempear, entre las ms comunes se tiene: Retirar los recortes del pozo Controlar las presiones de la formacin Suspender y descargar los recortes Obturar las formaciones permeables Mantener la estabilidad del agujero Minimizar los daos al reservorio Enfriar, lubricar y apoyar a los trpanos y el conjunto del BHA Transmitir la energa hidrulica a las herramientas y al trpano Asegurar una evaluacin adecuada de la formacin Controlar la corrosin. Facilitar la cementacin y la completacin Minimizar el impacto al ambiente.Propiedades de los fluidos de perforacinDe acuerdo con los requerimientos del plan de perforacin, los fluidos de perforacin deben poseer propiedades fsicas y qumicas que le permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones, para satisfacer las funciones ms complejas, por ello se ha requerido que la composicin de los fluidos sea ms variada y que sus propiedades estn sujetas a mayor control, siendo las principales: Densidad o peso Viscosidad API Viscosidad Plstica Punto Cedente Resistencia o fuerza de gel Filtrado API y a alta presin baja presin % Arena % Slidos y lquidosLos fluidos de Perforacin para que cumplan sus funciones necesitan contar con una serie de propiedades, las cuales son controladas segn los tipos y las concentraciones de los aditivos que se incluyan en la formulacin del lodo. Densidad Est definida como el peso por unidad de volumen, conocindose como peso del lodo, expresado en libras por galn. Esta depende del tipo de lquido usado y del material densificante. El peso del lodo debe ser suficiente para contener el fluido de la formacin, pero no demasiado alto como para fracturar la formacin. Tambin es importarte mantener el peso del lodo para proporcionar soporte de las formaciones expuestas en el hoyo abierto. Esta se determina empleando una balanza de lodos (FIGURA 2.2), balanza presurizada y el densitmetro. FIGURA 2.2 BALANZA DE LODOS

Fuente: Catalogo Baroid Viscosidad La viscosidad y las propiedades reolgicas de los fluidos de perforacin tienen un efecto importante sobre la limpieza del pozo.Los recortes se sedimentan rpidamente en fluidos de baja viscosidad y son difciles de circular fuera del pozo. En general, los fluidos de mayor viscosidad mejoran el transporte de los recortes.La mayora de los lodos de perforacin son tixotrpicos, es decir que se gelifican bajo condiciones estticas. Esta caracterstica puede suspender los recortes mientras que se efectan las conexiones de tuberas 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.El Embudo Marsh (FIGURA 2.3) se utiliza para determinar la viscosidad del fluido en segundos por cuarto de galn.FIGURA 2.3 EMBUDO MARSH

Fuente: CIED, 2002

Viscosidad PlsticaResistencia del fluido a fluir, causada por la friccin mecnica entre las partculas suspendidas y por la viscosidad de la fase fluida, se ve afectada por la concentracin, tamao y forma de las partculas slidas suspendidas en el lodo. El control de la viscosidad plstica en los fluidos de baja y alta densidad es necesario para mejorar el comportamiento reolgico y sobre todo alcanzar altas tasas de penetracin. Existen tres formas de controlar la concentracin de los slidos perforados: dilucin, sedimentacin y control mecnico de los mismos. Una baja viscosidad plstica aunada a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetracinLa unidad utilizada para su medicin es el centipoise y se obtiene utilizando un viscosmetro de lectura directa (FIGURA 2.4) tomando la lectura de seiscientos rpm y restndole la de trescientos rpm. FIGURA 2.4 VISCOSMETRO DE LECTURA DIRECTA

Fuente: Catalogo BaroidLa ecuacin para obtener la viscosidad plstica es la siguiente

Dnde:

Viscosidad Aparente Representa la resistencia de un fluido a fluir cuando sobre l se aplica un esfuerzo. Su importancia radica en que puede ser un medidor de lubricidad para evitar el roce excesivo entre la sarta de perforacin y las paredes del hoyo, as como tambin el roce generado por la mecha. Cualitativamente se puede medir a travs del embudo de Marsh y de manera cuantitativa tomando la lectura de seiscientos rpm de un viscosmetro rotacional y dividindola entre dos. Punto CedenteEl punto de cedencia se define como la parte de la resistencia al flujo causada por las fuerzas de atraccin entre partculas. Esta fuerza de atraccin es una consecuencia de las cargas sobre la superficie de las partculas dispersas en la fase fluida. Valores altos de punto cedente pueden tener varias causas, entre otras, presencia de contaminantes como sal, cemento o anhidrita, pueden provocar la floculacin de la arcilla. Un aumento en la concentracin de slidos aumenta el nmero de cargas de superficie y disminuye la distancia entre ellas. Para su tratamiento se pueden aadir sustancias qumicas que anulen el efecto de las cargas elctricas sobre las arcillas. Todo aquello que produzca floculacin en un lodo, determinara un incremento en el punto cedente. Se mide igual que la viscosidad plstica en un viscosmetro rotacional, regida por la siguiente ecuacin:

Dnde:

Resistencia de Gel La resistencia de gel es una medida de las fuerzas de atraccin en un sistema de lodo. Esta mide la fuerza de atraccin esttica. Cuando un lodo ha sido sometido a velocidades de corte cero o cercanas a cero, durante cierto tiempo el fluido tiende a desarrollar una estructura de gel rgida o semirrgida, esto es lo que se conoce como tixotropa. Est relacionada con la capacidad de suspensin del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de slido (reactivo). Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los slidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulacin Minimizar el efecto de succin cuando se saca la tubera Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el funcionamiento del desgasificador.

Filtrado API y a alta presin baja presinEl filtrado indica la cantidad relativa de lquido que se filtra a travs del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presin diferencial. Esta caracterstica es afectada por los siguientes factores: Presin Dispersin Temperatura TiempoSe mide en condiciones estticas, a alta presin y alta temperatura en el Filtro prensa HP-HT (FIGURA 2.5) para los fluidos base aceite.

FIGURA 2.5 FILTRO PRENSA HP HT

Fuente: Catalogo Baroid % ArenaLa arena es un slido no reactivo indeseable de baja gravedad especfica. El porcentaje de arena durante la perforacin de un pozo debe mantenerse en el mnimo posible para evitar daos a los equipos de perforacin. La arena es completamente abrasiva y causa dao considerable a las camisas de las bombas de lodo. Para determinar el porcentaje en volumen de arena en los fluidos de perforacin se utiliza el Kit de Arena (FIGURA 2.6).FIGURA 2.6 KIT DE ARENA

Fuente: CIED, 2002 % Slidos y lquidosEl porcentaje de slidos y lquidos se determina con una prueba de retorta (FIGURA 2.7). Los resultados obtenidos permiten conocer a travs de un anlisis de slidos, el porcentaje de slidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de bentonita, arcilla de formacin y slidos no reactivos de formacin, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de informacin, porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.FIGURA 2.7 RETORTA

Fuente: CIED, 2002Composicin del Fluido de PerforacinLa composicin del lodo es funcin de los requerimientos de una operacin de perforacin. La mayora de los fluidos de perforacin son a base de agua y forman un sistema constituido fundamentalmente por las siguientes fases: Fase lquidaEn mayor proporcin constituye el elemento que mantendr en suspensin los diferentes aditivos que forman las otras fases. Puede ser agua (dulce o salada) o una emulsin agua- petrleo.

Fase coloidal o reactivaEst constituida por la arcilla, que ser el elemento primario utilizado para darle cuerpo al fluido. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo de la salinidad del agua. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorillonita y para lodo elaborado con agua salada se utiliza una arcilla especial cuyo mineral principal es la atapulguita.

Fase inerteLa constituye por el material densificante (barita), que es sulfato de bario pulverizado de alta gravedad especfica, 4.2. Los slidos no deseables como la arena y slidos de perforacin tambin se ubican dentro de esta fase.

Fase qumicaEst constituida por iones y sustancias en solucin tales como dispersantes, emulsificantes, slidos disueltos, reductores de filtrado y otras sustancias qumicas que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido segn lo requerido por el diseo.2 2.1 2.2 2.2.4 Clasificacin de Fluidos de Perforacin2.2 2.2.1 2.2.2 2.2.3 2.2.4 2.2.4.1 Fluidos de Perforacin Base AguaSon aquellos en los cuales la fase continua es el agua, y es el medio de suspensin de los slidos. Son fciles de disear con bajo costo de mantenimiento.

Entre los lodos base agua se pueden encontrar dos tipos: Lodos Inhibidos Son sistemas cuya fase acuosa tiene una composicin qumica que le permite evitar la hidratacin y desintegracin de las arcillas y lutitas hidratables, mediante la adicin de calcio al lodo, lo cual permite el intercambio inico para transformar las arcillas sdicas a clcicas. A medida que las plaquetas de arcillas se deshidratan, el agua adsorbida se libera, producindose una reduccin del tamao de las partculas e incremento del agua libre, con una reduccin sustancial de la viscosidad. Este intercambio inico permite obtener un lodo con mayor cantidad de slidos y propiedades reolgicas mnimas y ms resistencia a contaminaciones severas.

Lodos Nos Inhibitorios Son aquellos que no suprimen significativamente la hidratacin de la arcillas, se componen de arcillas nativas o bentonitas comerciales con soda custica o cal. Tambin pueden tener defloculantes o dispersantes, como lignitos, lignosulfonatos o fosfatos.Ventajas y desventajas que presenta el Fluido base AguaVentajas Excelente refrigerante de barras y brocas, debido a su gran capacidad de eliminar calor por conveccin, impidiendo los sobrecalentamientos, que pueden llegar a afectar las cualidades del acero y la vida til de estos. Encapsular slidos perforados para prevenir la dispersin. Cubrir lutitas para inhibir y prevenir el hinchamiento. Incrementar la viscosidad. Reducir las prdidas de fluidos (filtracin). Desventajas Congelamiento: con temperaturas bajo 0 C, requiere la utilizacin de fluidos anticongelantes. El agua se filtra fcilmente en terrenos arenosos o en formaciones quebradas. Las arcillas al estar en contacto con el agua tienden a expandirse y llegan a ser pegajosas. 2.2.4.2 Fluidos de Perforacin Base AceiteLos lodos base aceite tienen la propiedad de estabilizar las lutitas problemticas. Pruebas de laboratorio demostraron que estos lodos poseen la propiedad nica de desarrollar fuerzas osmticas frente a formaciones de lutitas. Una emulsin es creada cuando un lquido es formado por una mezcla microscpicamente heterognea de dos lquidos (aceite y agua), uno disperso dentro del otro. Es necesario un agente emulsificante para formar una emulsin estableVentajas y desventajas que presenta el Fluido base AceiteVentajas Inhibe para reducir problemas causados por hidratacin e hinchamiento de lutitas.

Es bueno para ambientes de altas temperaturas debido a su base aceitosa.

Aporta buena lubricidad, reduce el torque, el arrastre, y el riesgo de pega. Es excelente para usarse en algunas reas donde se enfrenta con problemas de hidratos como en perforaciones de aguas profundas. Preserva la permeabilidad natural no daa zonas de hidrocarburos (a travs de invasin).

Generalmente, cuando se perfora con lodo a base de aceite se puede conservar el calibre del hoyo.

Proporciona tasas de perforacin ms rpidas.

Desventajas Concientizacin Ambiental: Este tipo de lodo es considerado como residuo Txico, por lo tanto no puede ser dispuesto directamente al ambiente, sino que realmente necesita drsele un tratamiento especial cuando se usa. Varias autoridades gubernamentales no permiten operar a las compaas petroleras que no posean buenos tratamientos de los residuos mientras perforan con lodo base aceite.

Salud Personal: Este lodo emite vapores peligrosos que pueden causar problemas en la salud del personal que trabaja con l, tanto con cortos como por largo tiempo. Por eso se requiere que el personal use sus equipos de proteccin (EPP) apropiados para trabajar con el lodo, ya que el mismo puede ocasionar irritaciones en la piel. Costos: Los costos de este sistema de fluidos son mayores de los de lodo Base Agua si se habla en trminos de costo por barril.

Limpieza: Es muy difcil mantener el taladro limpio durante la perforacin con lodo base aceite. El personal requiere de mayor tiempo y esfuerzo para limpiar el rea donde se trabaja con el lodo.

Equipos: Las piezas de goma se deterioran fcilmente con el lodo base aceite, por lo tanto el personal debe frecuentemente chequear las piezas de goma expuestas al lodo, tales como manguerotes, juntas de expansin, etc.

Problemas para interpretar los registros.

2.2.4.3 Fluidos de Perforacin Base SintticoLa industria ha logrado desarrollar los lodos base sinttica como alternativas ambientalmente ms favorables que en los convencionales lodos base aceite derivados del petrleo. Aunque cada fluido sinttico es qumicamente nico, las propiedades fsico- qumicas de los lodos base sintticos presentan algunas tendencias comunes. Los lodos base sintticos son ms seguros para trabajar, ms biodegradables. De otro lado, los lodos base sinttico son ms viscosos a bajas temperaturas, ms delgados con el aumento de temperatura, tienen ms baja estabilidad trmica y no deshidratan las lutitas tan rpidamente como los lodos base aceite convencionales.A diferencia de los lodos base aceites diesel y mineral, los cuales son refinados de aceite crudo, los fluidos base en los lodos base sinttico son componentes orgnicos sintetizados que actan como aceites derivados del petrleo con respecto a la perforacin pero fcilmente biodegradados en agua salada.Como la mayora de los lodos base aceite, los lodos base sinttico son emulsiones inversas, con el fluido sinttico que representa la fase externa o continua, y una salmuera como la fase interna o dispersa.Ventajas y desventajas que presenta el Fluido base SintticoLos aceites sintticos (aceites minerales) han ganado terreno en la industria. Estos poseen las mismas ventajas de los fluidos a base de aceite, pero no tienen problemas ambientales asociados, la ventaja principal es que dichos fluidos son ambientalmente amigables y pueden ser descargados al mar sin problemas.

2.3 ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZOMantener un pozo estable es uno de los principales objetivos del fluido de perforacin, estudios indican que los sucesos de inestabilidad del pozo, representan ms del 10% de los costos del pozo, con un costo anual en la perforacin de un pozo hasta su culminacin, que tiene un estimado en ms de mil millones de dlares, es por ello que la prevencin de inestabilidades de las zonas con lutitas, es de vital importancia para la industria petrolera, desarrollando nuevas tecnologa e implementos para el control de las inestabilidades. (MI SWACO, 2001).Prevenir la inestabilidad de las zonas con lutitas es muy importante para cada fase de la industria de fluidos de perforacin, desde los esfuerzos de investigacin y desarrollo hasta la implementacin en el campo por el ingeniero de lodos. Nuevas tecnologas estn siendo desarrolladas y aplicadas continuamente, mientras que las tecnologas anteriores son perfeccionadas.2.3.1 Inestabilidad del PozoAntes de iniciar la perforacin, la formacin se encuentra completamente estable, lo que significa que permanece en un perfecto equilibrio de esfuerzos. Durante la perforacin este equilibrio se rompe, los esfuerzos se reordenan y se hacen ms grandes hacia la cara del pozo; adicional a esto, cuando se perforan formaciones arcillosas, se genera un flujo inico e hidrulico, provocado por la exposicin al fluido de perforacin; y se convierte en el principal problema de inestabilidad de este tipo de formaciones.2.3 2.3.1 2.3.1.1 Causas de la inestabilidad del pozoLa inestabilidad del pozo, es causada por un cambio radical del esfuerzo mecnico y de los ambientes qumicos y fsicos durante la perforacin, exponiendo a la formacin con fluidos de caractersticas incompatibles, dando lugar a cambios radicales en la estructura de la formacin. Tal inestabilidad del pozo suele ser indicada por lutitas derrumbables, resultando en un ensanchamiento del pozo, puentes y rellenos. La inestabilidad del pozo es causada por:Esfuerzo Mecnico:1. Rotura causada por la tensin fracturacin y prdida de circulacin.2. Rotura causada por la compresin fisuracin y colapso o flujo plstico.3. Abrasin e impacto.

Interaccin Qumica con el Fluido de Perforacin:1. Hidratacin, hinchamiento y dispersin de la lutita.2. Disolucin de formaciones solubles.

Interaccin Fsica con el Fluido de Perforacin:1. Erosin.2. Humectacin a lo largo de fracturas preexistentes (lutita frgil).3. Invasin de fluido transmisin de presin.

Las consecuencias ms comunes son la pegadura de la tubera, desviaciones del pozo, dificultades relacionadas con los registros y sus interpretaciones, conflictos en la recuperacin de ncleos laterales, problemas en la bajada de la tubera de revestimiento, cementaciones de mala calidad y la prdida de circulacin. La correccin de las consecuencias por inestabilidades en la zona de lutitas, resultan en mayores costos, como tambin la posibilidad de perder parte del pozo, o el pozo entero, en el peor de los casos no tener produccin del pozo.(MI SWACO, 2001)La inestabilidad del pozo tiene como consecuencia los siguientes acontecimientos:

Formacin de CavernasEstas son productos de lutitas sensibles a las sales, que hayan sido perforadas con poco o nada de inhibicin en el lodo. Estas lutitas por sus fracturas movilizan el agua de la emulsin del lodo, las sales contenidas en los lodos, producen las fracturas y derrumbes del pozo. (MI SWACO, 2001).FIGURA 2.8 PROCESO DE FORMACIN DE CAVERNAS

Fuente: SCHLUMBERGER, 2009 EmpaquetamientoDebido a que los sistemas de fluidos de perforacin no llevan consigo una buena suspensin, presentan fuertes tendencias al empaquetamiento, las cuales son productos de la acumulacin de recortes en las cavernas formadas en la parte superior del agujero, produciendo una reduccin en la velocidad de los recortes, de esa manera, son decantados y acumulados en las cavernas, una vez posicionados en estas, cuando se para el flujo de lodo de perforacin, estos materiales ya acumulados anteriormente, caen sobre todo el arreglo de perforacin, causando el empaquetamiento del mismo. (FIGURA 2.9). Los factores que pueden conducir al derrumbe de la formacin incluyen: Desequilibrio de la presin, lutitas microfracturas, causando derrumbe de las paredes del pozo, atascando el arreglo de fondo.FIGURA 2.9 EMPAQUETAMIENTO

Fuente: BAROID, 1999 Pozo EstrechoLa estrechez del pozo, es un estado en el que el dimetro del pozo es menor que el dimetro del trpano usado para perforar esa seccin. La estrechez del pozo puede resultar por cualquiera de las siguientes causas: Formacin de fluencia plstica Acumulacin de revoque en una formacin permeable Lutitas microfracturas en su estructura Pega de tuberaLa pega de tubera vista desde un punto de la accin de los lodos de perforacin, son causados por los siguientes acontecimientos: Lutitas Geopresionadas: Estas son productos del peso de sobrecarga de la columna de estratos, las cuales se fracturan y se derrumban dentro del pozo. Este derrumbe es causado por la baja presin hidrosttica (FIGURA 2.10).FIGURA 2.10 LUTITA GEOPRESURIZADA

Fuente: SCHLUMBERGER, 2009

Lutitas Hidro-presurizadas: A travs del tiempo, la presin de poro de las lutitas se cargan, con el sobrebalance. El movimiento de la sarta de perforacin y presiones de surgencia, rompen la lutita inestable, la cual caen dentro del hueco abierto y atasca a la sarta de perforacin. (FIGURA 2.11).FIGURA 2.11 LUTITA HIDRO PRESURIZADA

Fuente: SCHLUMBERGER, 20092.3.2 Inestabilidad de la Lutita2.3.2.1 Clase de LutitasLa referencia a una clasificacin de lutitas, es una ayuda para la descripcin del efecto de la absorcin de agua sobre la estabilidad de la lutita, por lo grande del nmero de combinaciones de propiedades fsicas y qumicas de las rocas llamadas lutitas, es necesaria una clasificacin para contar con un ataque lgico y organizado al problema. Para propsito de ilustracin, se da a continuacin una descripcin de cmo se comportan las lutitas de clase A a la E ante el contacto con agua dulce; obviamente, el comportamiento de las diferentes clases de lutita ser diferente en soluciones con varias sales.a. La lutita Clase A. Est caracterizada principalmente por un alto contenido de agua y su contenido relativamente alto de arcilla expandible, como la montmorillonita o esmectita, la lutita de esta calidad se encuentra a menudo en profundidades someras, donde la presin de sobrecarga es todava demasiado pequea como para haber forzado agua a salir de los sedimentos durante la compactacin y la temperatura demasiado baja como para haber inducido la diagnesis. La misma lutita puede encontrarse tambin a mayores profundidades, cuando no hayan existido vas permeables para que el agua congnita escapara y donde las condiciones no fueron apropiadas para que la montmorillonita fuera alterada a ilita.Cuando se agrega an ms agua a la lutita clase A, se esperara que el proceso de la compactacin sera un cierto grado invertido; la lutita se subdivida en pequeas partculas al dispersarse y entrar en el lodo como slidos perforados, la dispersin proseguir a un grado tal que producira cavidades en el pozo.b. La lutita de la Clase B. Responder a la absorcin de agua dulce llegando a ser principalmente ms plstica o menos firme, el agua de formacin penetrara lentamente al cuerpo de la lutita y ocurrir de alguna manera, una absorcin capilar dentro de los planes de estratificacin por las arcillas del grupo de la esmectitas en la lutita, es posible que se presente presin de poro anormal en la lutita de esta descripcin, aparte de posibles efectos de presin, la lutita clase B permanecer estable despus de haber sido penetrada por la barrena.c. La lutita Clase C. Caer ms fcilmente al pozo que las clases A o B, este tipo de lutita se encuentra en sedimentos similares a aquellos que constituyen la clase B pero a mayor profundidad ocurrir algn ablandamiento por la absorcin de agua, muy posiblemente habr secciones donde la lutita permanecer dura todava, pero caern al pozo los fragmentos soltados por la matriz debido al hinchamiento parcial. El mecanismo de fragmentacin podra ser resultado, ya sea de absorcin capilar a lo largo de planos de estratificacin, o simplemente penetracin continua de agua en el cuerpo de la lutita del pozo, los fragmentos desprendidos por la absorcin capilar a lo largo de los planos de estratificacin tendern a aparecer en el vibrador con bordes y esquinas afiladas, rombos en diversos tamaos, las cavidades o deslaves del pozo producidas por penetracin de agua en el cuerpo de la lutita podra aparecer en el vibrador con una forma del contorno del pozo. Este mecanismo de falla se llama DESCARAMIENTO y ocurre en lutitas que tienen considerable endurecimiento o rigidez estructural, estas lutitas no se despedazan en fragmentos menudos al ser impactadas.Las lutitas clase C pueden estar tambin anormalmente presurizadas y cuando se perforan a un grado suficientemente alto de desbalanceo (diferencia entre presin de formacin y presin hidrosttica) pueden ser forzados a caer dentro del pozo grandes trozos de lutita.d. La lutita de Clase D. Puede encontrarse tanto a someras como a grandes profundidades, pero es posible que sea bastante antigua geolgicamente, la lutita quebradiza se subdivide en pequeas partculas cuando se sumerge en agua, pero se hincha y suaviza muy poco, si acaso lo hace; se cree que la resquebrajadura de la lutita tiene lugar a lo largo de los planos de fractura ms viejas, que son mantenidos juntos por fuerzas de atraccin que actan sobre distancias cortas solamente. La hidratacin, cuando se pone en contacto con un fluido de perforacin base agua, causa separacin en los planos de fractura ms viejos, las lutitas clase D pueden estar anormalmente presurizadas y tienden a colapsarse severamente cuando se perforan a bajo balance, el colapso es agravado adicionalmente cuando los planos de estratificacin tiene echados muy pronunciados.e. La lutita Clase E. Es factible de encontrarse a grandes profundidades y en general estn anormalmente presurizadas, la ocurrencia de este tipo de lutitas se piensa algunas veces que es anmala ya que a menudo se han encontrado en sedimentos terciarios. Esta lutita tendr una fuerte tendencia a colapsarse al absorber agua, la fragmentacin por descaramiento podr ocurrir y se podr esperar que al perforar a bajo balance entren al pozo grandes trozos de lutita con una resistencia estructural alta, en intervalos de capas intercaladas de esmectitas-ilita, las capas de ilita que pueden quebrarse por el grado de hinchamiento desigual de las dos lutitas diferentes. La prevencin de la hidratacin de la lutita puede ayudar a combatir la inestabilidad que resulta principalmente de la presin de sobrecarga, de la presin de poro o del esfuerzo tectnico, sin importar que la arcilla en la lutita sea o no grandemente expandidle o de que la lutita sea quebradiza o plstica; el agrandamiento del pozo resultante de la dispersin de la lutita, o del cerramiento del mismo, o el colapso producido por el hinchamiento de la lutita son todos atribuibles a la absorcin de agua por la lutita. El problema de combatir la inestabilidad de al lutita por la va de la qumica del lodo, es en gran manera una cuestin de restringir la entrada de agua a la lutita hasta donde sea posible.2.3.2.2 Causa de inestabilidad de la LutitaLa inestabilidad de las lutitas puede resultar de las siguientes fuerzas, ya sea individualmente o en combinacin:1. Presin de sobrecarga.2. Presin de poro.3. Fuerzas tectnicas.4. Absorcin de agua.5. Dispersin.6. Hinchamiento.

2.3.2.3 Mecanismo de estabilizacin de la LutitasParte de la explicacin de cmo un lodo sal-polmero interacta con la lutita para efectuar la estabilizacin de sta es bien entendida, debiendo tomarse como vlidos los dos principios siguientes: 1. Cualquier fuerza osmtica tendiente a causar hidratacin de la lutita, se reduce por la sal del lodo. 2. El grado de hidratacin de la lutita se restringe por el polmero.

Debe establecerse adems, que un polmero aninico es ms idneo que un polmero no-inico o catinico el argumento es que el borde irregular de la plaqueta de arcilla, lleva una carga positiva y las paredes de un pozo perforado a travs de lutita pueden suponerse lgicamente que sea ms rico bordes irregulares. El polmero aninico hidratado por las molculas polares del agua, es atrado a las caras opuestas de los bordes y mantenido ah; ambos el polmero y su agua de hidratacin sirve para coartar o limitar los canales en la cara del agujero o a travs de los cuales ocurrir normalmente la hidratacin.2.4 INTERACCION FLUIDO-ROCALas formaciones arcillosas constituyen el 75% de las formaciones perforadas y causan el 90% de los problemas de estabilidad de pozo. Las formaciones geolgicas presentan una compleja composicin mineralgica, que al interactuar con el fluido de perforacin es a menudo la causa de problemas de estabilidad de pozo. Encontrar el fluido de perforacin ptimo para tales condiciones es todo un reto.Los problemas que se derivan de esta interaccin incluyen el colapso de pozo, pega de tubera, pobre limpieza de hueco, ensanchamiento de las paredes del pozo, fracturamiento y prdida de circulacin, entre otros. Estos problemas son causados principalmente por el desbalance creado entre la resistencia de la roca y el estado de esfuerzos cuando se perfora un pozo.Un elemento que distingue las lutitas de otras rocas es su sensibilidad a ciertos componentes del fluido de perforacin, particularmente el agua. La estabilidad en las lutitas est afectada por propiedades tanto de la roca y el fluido en contacto con ella. La existencia de fisuras, fracturas y planos dbiles de estratificacin, pueden tambin desestabilizar la lutita conforme el fluido de perforacin los penetra.Esto requiere mejor compresin de los mecanismos que causan inestabilidad para seleccionar el fluido adecuado y prevenir la inestabilidad. Las principales fuerzas qumicas que interactan en las partculas de la lutita, y que se ven afectadas al perforar son: Atraccin de Van der Waals, Repulsiones electrostticas Fuerzas de repulsin y atraccin

Debido a cambios en el contenido de agua en arcillas e iones presentes en los espacios interlaminares (FIGURA 2.12).El esfuerzo efectivo en cualquier punto en o cerca de la pared del pozo se describe, generalmente, en trminos de los tres componentes principales, radial, tangencial y axial. Los parmetros controlables que influyen el estado de esfuerzos durante la perforacin son el fluido de perforacin, el peso del mismo, la trayectoria del pozo y las prcticas de perforacin. Por ejemplo, el esfuerzo radial aumenta con el peso del lodo y esto hace que disminuya el esfuerzo tangencial, causando inestabilidad mecnica, la cual puede prevenirse restaurando el balance esfuerzo-resistencia por medio de un ajuste del peso del lodo y la densidad de circulacin efectiva (ECD).El problema de estabilidad qumica, de otro lado, depende del tiempo a diferencia de la inestabilidad mecnica. La inestabilidad qumica obedece a un complejo fenmeno que involucra la composicin, estructura y propiedades de la roca, as como del lodo, destacndose la smosis como el fenmeno caracterstico de interaccin entre ellos.FIGURA 2.12 INTERACCIN ENTRE LAS FUERZAS QUE AFECTAN LAS PARTCULAS DE LAS ROCAS ARCILLOSAS

Fuente: Van Oort, 19972.4.1 Fenmeno Osmticosmosis. Cuando dos soluciones de diferente concentracin estn separadas por una membrana semipermeable, el solvente de la solucin de menor concentracin tiende a pasar a la solucin de mayor concentracin (Ver figura 3.2).En las lutitas, la smosis es el proceso por medio del cual el agua puede migrar a travs de los poros entre dos puntos de diferentes actividades, mientras que los iones hidratados no pueden o estn substancialmente impedidos. Si la smosis se presenta, se dice que el medio poroso se comporta como una membrana semipermeable (debido a su tamao de poro muy pequeo, y a la superposicin de campos elctricos de las paletas de la arcilla), donde la direccin de flujo depende principalmente de la actividad de la fase acuosa en el lodo y en los poros de la lutita.De acuerdo con el principio de Lechatelier, el agua tender a minimizar el desbalance en la actividad y migrar de regiones de alta actividad a regiones de baja actividad. As, en ausencia de otras fuerzas motrices, la direccin del flujo de agua ser de las regiones menos salinas a las ms salinas. Por lo tanto, el lodo debera poseer una actividad menor que la del fluido de poro, lo cual puede lograrse adicionando sales como NaCl, KCl, CaCl2 al lodo para disminuir su actividad. Esto se explica debido a que si una solucin se encuentra ms concentrada que otra, los iones disueltos tienden a mantener el agua atrapada en la solucin disminuyendo as su fugacidad, por lo tanto, la otra solucin tiene mayor tendencia a la fuga, esta tiende a fluir en direccin de la solucin ms concentrada con el fin de igualar las concentraciones, en trminos prcticos, como se mencion en el captulo, esto se puede expresar en trminos de actividades, donde la solucin ms concentrada tendr un valor de actividad menor que la solucin ms diluida.El agua pura tiene un valor de actividad de 1, y toda solucin con iones disueltos tendr una actividad menor variando as los valores de actividad entre 0 y 1.FIGURA 2.13 FLUJO DE AGUA DEBIDO AL FENMENO DE SMOSISFuente: Van Oort, 1997En dos puntos de un sistema cerrado, 1 y 2, la condicin para equilibrio trmico es T1 = T2 y la condicin para equilibrio mecnico es p1 = p2 y de igual manera la condicin de equilibrio qumico para el componente i es i1 i2 = .Si existe un balance en el potencial qumico entre los dos puntos del sistema en el caso de la perforacin el fluido de perforacin y la lutita, no habr flujo o transferencia ni de agua ni de iones. El potencial qumico de una solucin se describe como:

Dnde:

Si hay un exceso en el potencial qumico del agua en una roca a una temperatura fija, T, esto puede ser escrito como el potencial qumico del agua en la roca (u) menos el potencial qumico del agua en su estado estndar (u0), o como la frmula:

Dnde:

La proporcin de fugacidad puede ser reemplazada por la relacin de presiones de vapor donde P es la presin de vapor del agua en la roca y es la presin de vapor del agua en su estado estndar, por la tanto la ecuacin queda:

Dnde:

Este flujo inducido por diferencia en los potenciales qumicos, causa una presin sobre la membrana semipermeable que se conoce como presin osmtica, la presin osmtica es la presin requerida para prevenir que el agua fluya a travs de una membrana semipermeable de una solucin de baja salinidad a una solucin de alta salinidad (Olaya, 2001).Si se asume que el lquido es incompresible, el potencial de presin osmtica del agua () es relacionado con el potencial qumico por la ecuacin

Dnde:

Donde V es el volumen molar parcial del agua en litros/mol. Si se igualan las ecuaciones anteriores se tiene:

Dnde:

Esta ecuacin permite calcular el potencial de presin osmtico terico (P) del lquido dentro del shale por la medida de la presin de vapor relativa P/Po del agua dentro del shale. Para que la presin osmtica desarrollada sea igual al potencial osmtico terico, debe existir una membrana perfecta (previene el paso de iones).Cuando se determina el potencial de energa acuoso, es suficiente determinar el potencial qumico de equilibrio neto del agua en la roca, considerado como una unidad. Esto se hace determinando la presin de vapor relativa acuosa humedad relativa en el equilibrio con el fluido dentro de la roca y luego relacionar esta cantidad medida al potencial de presin osmtica del agua en la roca. As se determina el potencial de presin osmtico promedio del agua.La ecuacin 3.6 muestra que si la presin de vapor relativa acuosa del lquido en la roca es menor de uno, existe un potencial de presin osmtica negativo, cuya magnitud est relacionada al logaritmo de la presin de vapor relativa. Esta presin se cree que es igual a la presin de succin, la cual es igual a la presin de hinchamiento que se puede desarrollar bajo condiciones de membrana ideal .La actividad del agua en la lutita puede ser escrita como:

Dnde:

2.4.2 Potencial acuosa del fluido del pozoEl principal factor que contribuye al potencial acuoso total del pozo es la presin hidrulica, causada principalmente por los efectos de densidad del fluido. Cuando hay presencia de sales en un fluido de perforacin, ellos crean potenciales osmticos que son negativos, y por lo tanto bajan el potencial acuoso total. En la mayora de los casos, estos efectos no duran debido a que los iones no estn restringidos completamente al fluido del pozo por una membrana semipermeable.2.4.3 Potencial acuoso total de las lutitasLa fuerza conductora involucrada en el transporte de agua para condiciones de overbalance cero es el gradiente de potencial qumico a travs de la membrana, el cual est relacionado generalmente a la diferencia en la concentracin de soluto sal, actividad al agua.Este potencial es difcil de medir. Las herramientas de registros que miden las presiones hidrulicas en formaciones altamente permeables no pueden detectar las presiones de poro del shale, principalmente debido a la permeabilidad extremadamente baja de los shales. El tiempo das requerido para que el fluido fluya desde el shale al sensor es excesivo.Las contribuciones de las cargas de superficie de las arcillas al potencial acuoso total son mayores. Ellas interactan con el agua y los iones, producen grandes potenciales adsortivos y reducen bastante las presiones de poro efectivas potenciales acuosos totales. El principal elemento que determina la influencia de tales fuerzas absortivas es el esfuerzo de compactacin de Overburden esfuerzo de sobrecarga. A medida que las superficies de las arcillas son forzadas a permanecer juntas compactacin, el agua es expulsada y aumenta la concentracin de cargas en la superficie de las arcillas, reduciendo por lo tanto el potencial acuoso total y aumentando por consiguiente el potencial absortivo de la roca.El potencial acuoso total de un shale no permanece constante a medida que este absorbe agua. A medida que el fluido se mueve dentro del shale, las arcillas se separan debido al hinchamiento y los factores que conforman el potencial acuoso total en el shale, se mueven continuamente hacia el equilibrio con el fluido del pozo.Si el potencial qumico del fluido de perforacin es ms bajo que el potencial de la formacin, se puede inducir el flujo del fluido de poro desde la formacin hacia el pozo, lo cual ocasiona una reduccin de la presin de poro cerca de la cara del pozo. Esto a su vez ocasionar un incremento en la efectividad del esfuerzo que ejerce el fluido de perforacin sobre la cara del pozo ocasionando una condicin ms estable (Olaya, 2001), siempre y cuando la deshidratacin de la roca no sea excesiva.Sin embargo, la presin osmtica en el equilibrio final, no solo depende de la diferencia en la actividad del fluido de perforacin y el shale sino que depende adems del coeficiente de reflexin. Para una membrana semipermeable ideal, el coeficiente de reflexin es igual a la unidad indicando que todo el soluto es retenido por la membrana y slo las molculas de agua pueden pasar a travs de la membrana. Cuando el coeficiente de reflexin (eficiencia de membrana) es igual a cero, no hay flujo osmtico y el soluto y el solvente pueden fluir libremente a travs de la membrana (Chenevert, 1998. Olaya, 2001).La realidad de la naturaleza semipermeable del shale, parece ser un punto clave, aunque la nocin de eficiencia de membrana en las shales es un concepto nuevo en la industria del petrleo, Talal Al-Bazali (2003) realiz un estudio que combin los enfoques elctrico e hidrulico para comprender el comportamiento de la membrana en el shale. Autores como Osisanya (1996), Chenevert (1998) y Lomba (2000a), han encontrado que los shales no actan como membranas semipermeables ideales, entonces, definieron un nuevo concepto para describir este comportamiento denominado eficiencia de membrana.

La eficiencia de membrana es una medida de cmo los shales pueden prevenir el movimiento inico, la eficiencia es una funcin tanto del lodo como de la formacin, y se calcula empleando la ecuacin 3.15

Dnde:

La presin osmtica es generada por solutos sales como el CaCl2 y formatos que bajan la actividad del agua del fluido de perforacin. La manipulacin y optimizacin de la eficiencia de la membrana se puede alcanzar a travs de sus dependencias sobre los parmetros del fluido y el shale.Si > P, el flujo osmtico vence la invasin hidrulica y ocurre un flujo neto de agua fuera del shale, causando que las presiones de poro cerca al pozo y el contenido de agua disminuyan. Claramente, el shale podra no slo ser estabilizado durante la deshidratacin por lodo base agua de baja actividad, sino que de hecho podra ser fortalecido y podra originarse un estado de esfuerzos en la cara del pozo ms favorable para la estabilidad mecnica.Debido a la superficie negativa de la arcilla, los cationes absorbidos son restringidos y no estn libres para difundirse. Siempre que las dobles capas o partculas adyacentes se sobrelapen, el desarrollo de las diferencias de concentracin entre la superficie de la arcilla y el agua intersticial, ocasionan gradientes de presin osmtica.Debido a que los cationes de la superficie no se mueven libremente, el gradiente de presin osmtica no ser satisfecho por el movimiento de los cationes de superficie, sin embargo, el movimiento de agua fresca o movimiento de iones puede reducir el gradiente de presin osmtica. La toma de agua resultara en "hinchamiento" o, cuando est bajo esfuerzos, ocasionar un aumento de la presin de poro. La toma relativa de iones o remocin de agua tambin resultar en reduccin del gradiente osmtico entre el agua intersticial y el agua cerca de la superficie.Simpson (2000), considera que un fenmeno ligado a la smosis qumica (explicada anteriormente) y a la eficiencia de membrana es la smosis por difusin (factor no reconocido en la estabilidad de shales).Muchos estudios han documentado dos fuerzas impulsoras involucradas en la transferencia de agua y otras sustancias en el fondo del pozo: El diferencial de presin hidrulica y la fuerza osmtica qumica pero generalmente se ha desconocido otra fuerza impulsora, la smosis por difusin, la cual est determinada por la diferencia de concentraciones de los solutos del fluido de perforacin y de las shales. La smosis por difusin resulta de la transferencia de solutos y agua asociada de alta a baja concentracin de cada especie, contraria al flujo de agua en la smosis qumica. Si la fuerza osmtica por difusin excede la fuerza osmtica qumica, la invasin de iones y agua pueden aumentar la presin del poro y el contenido de agua de las shales cerca de la cara del pozo.Adicionalmente, los iones invasores pueden causar reacciones de intercambio catinico que alteran la estructura de las arcillas en las shales.Esta smosis por difusin se opone a la smosis qumica, la cual causa desplazamiento de agua de soluciones diluidas (alta actividad del agua) a soluciones ms concentradas (menor actividad del agua). La smosis por difusin y la smosis qumica avanzan simultneamente, la smosis qumica es ms efectiva en formaciones compactas que exhiben alta capacidad de intercambio catinico mientras que la smosis por difusin se favorece por la menor compactacin y menor capacidad de intercambio catinico. Cuando se considera la smosis por difusin como, las interacciones de lodos base agua y formaciones arcillosas se vuelve an ms complejas debido a que cada especie de soluto tanto en el lodo como en el fluido del shale se convierte en un factor a considerar. La transferencia de soluto y agua no solo depende de la concentracin relativa de cada soluto en el lodo y el fluido del poro, sino tambin de la selectividad (de iones) de la interface lodo/shale a condiciones de fondo.El agua y los solutos pueden transferirse del lodo base agua al shale mediante smosis por difusin, aun cuando no exista diferencial de presin (la presin inicial de la shale y el pozo son iguales, an si la fuerza osmtica qumica predomina la smosis por difusin puede causar la invasin de solutos al shale y crear inestabilidad.En ciertas situaciones, la adicin de una sal al lodo base agua para reducir la actividad puede causar un incremento en la fuerza osmtica difusiva (Olaya, 2001). Resumiendo, los mecanismos potenciales de transporte se presentan en la tabla 3.1Estos mecanismos difieren en trminos de magnitud e importancia dependiendo de la estructura y tamao de garganta de poro, y la tortuosidad de la matriz del shale.TABLA 3.1 POTENCIALES MECANISMOS DE TRANSPORTE DE AGUA E IONES EN EL SHALEMECANISMOFUERZA CONDUCTORAESPECIES MOLECULARES

Transporte osmtico (Difusin)Potencial qumico del aguaAgua dentro o fuera del shale

Osmosis InversaDiferencia de presin hidrulica (Peso del lodo -Presin de poro)Agua dentro del shale

Flujo HidrulicoDiferencia de presin hidrulica (Peso del lodo -Presin de poro)Agua bulk (cationes, aniones y agua),principalmente dentro del shale

Comunicacin abierta (Difusin)Potencial Qumico de iones y aguaIones y agua dentro o fuera del shale

Fuente: OLAYA

En el caso de sistemas base agua, las energas libres molares de todos los constituyentes dentro de la formacin y el fluido de perforacin proveen los mecanismos que ocasionan la transferencia de las diferentes especies (agua, cationes, aniones, etc.). Adems las diferencias de presin hidrulica (peso del lodo - presin de poro) estn en comunicacin puesto que no existe tensin interfacial entre los shales mojados por agua y los WBM. La suma de estas fuerzas conductoras ocasiona un flujo neto, el cual asumiendo que no hay cambio en la matriz de la roca, debe llegar al equilibrio basado estrictamente en los dos mecanismos establecidos anteriormente.2.4.4 Principales problemas debida a la interaccinDebido a los tipos de interaccin mencionados, las rocas arcillosas se desestabilizan y pueden generar graves problemas durante la perforacin e incluso pueden llegar a la prdida del hueco. A continuacin se explicar de forma breve los principales problemas que se presentan cuando el fluido de perforacin interaccin con este tipo de rocas.Se puede establecer una clasificacin de los shales en trminos de dureza que es muy til en el momento de relacionar la roca con los problemas que esta genera. Los shales blandos (arcillolita/lodolita) tienden a ser relativamente jvenes y estn usualmente ubicadas cerca de la superficie.Los shales ms duros son ms viejos y usualmente enterrados a mayor profundidad. Cada tipo puede asociarse con un conjunto particular de problemas de erosin, tight hole y bit balling por shales blandos, los shales duros frgiles sufren ms de derrumbes (cavings) y ovalizacin (breakouts) repentinos debido a fallas en la pared del pozo. Cuando se atacan problemas de perforacin en shales, deberan tenerse en cuenta siempre aspectos qumicos y mecnicos. A continuacin se presenta un breve resumen de los puntos claves: a. Anillos de Lodo Los ripios blandos se pueden aglomerar en el anular para formar una especie de anillo que impide el flujo de lodo y el transporte de ripios. El anillo de ripios puede migrar hacia arriba o hacia abajo dependiendo del flujo de lodo, y puede llevar al bloqueo de las lneas de flujo. La restriccin de ripios podra conducir en ltima instancia a la ocurrencia de pack off (empaquetamiento).Este fenmeno tiende a presentarse slo con lodos base agua y sus sntomas son: Incremento en la presin de la bomba conforme el anular se bloquea parcialmente. Reduccin en las tasas de flujo de ripios, lo cual se observa en la zaranda. Incremento en el torque debido al efecto de freno del mud ring.Para prevenir este problema se debe: Emplear suficiente lodo de inhibicin para evitar ripios pegajosos. Circular para limpiar el anular antes de los viajes. Usar lneas de flujo de gran dimetro. Evitar excesiva ROP y asegurar buena limpieza del hueco para evitar incremento excesivo de ripios.

b. Hueco Reducido El Tight hole es el resultado de una reduccin en el pozo por medios mecnicos y/o qumicos, debe entenderse como completamente diferente al exceso de arrastre. Se puede detectar por aumento en el torque, alta presin en la bomba y dificultad para retirar la tubera. Los shales pueden hincharse, causando la reduccin del dimetro del pozo. Esto es comn en shales blandos debido a que es frecuente su alto contenido de minerales hidratables. Puede presentarse cierto retraso en el tiempo (las sales se toman cierto tiempo en reaccionar). As la broca puede quedar libre durante la perforacin, pero posteriormente podra dificultar el bombeo y/o salida de tubera del hueco. Las altas presiones de poro pueden contribuir tambin al tight hole. Sin embargo, su papel de nuevo es generalmente ms significativo en las shales ms duras y enterradas a mayor profundidad.Para prevenir este problema, se recomienda: Emplear lodo inhibido. Aplicar el peso de lodo necesario para balancear los esfuerzos en el fondo. Emplear salinidad suficiente cuando se utilice lodo base aceite. Hacer viajes de limpieza regulares. Emplear el aditivo lubricante apropiado en pozos desviados. Minimizar el tiempo de exposicin de hueco abierto (diseo del casing).

c. Erosin Este es el resultado de la naturaleza dispersiva de los shales reactivos, conduce al ensanchamiento del hueco. El efecto est principalmente asociado con lodos base agua y es raro en lodos base aceite. En una misma seccin, es posible que se presenten zonas de washout y tight hole simultneamente. El washout puede llevar a problemas de limpieza del hueco y corridas de registros en el pozo, adems de pobres trabajos de cementacin, etc. Se caracteriza por el incremento en el volumen de ripios, la dificultad de la corrida en el hueco debido a salientes, pobre limpieza del hueco que conduce al packing-off del ensamble de fondo de pozo y problemas direccionales.Para este problema es recomendable: Establecer la reactividad del shale antes de perforar. Seleccionar el nivel apropiado de inhibicin del lodo. Emplear lodo con buenas propiedades de limpieza. Mantener circulando el lodo para evitar deslizamiento de ripios. Retirar la tubera lentamente para minimizar presiones de suabeo.d. Embolamiento de la Broca (Bit Balling)Algunos shales se pueden adherir al ensamble de fondo de pozo (BHA) causando el atascamiento de la broca, los estabilizadores y los drill collars. Esto es ms probable en secuencias de shales blandos y firmes y especialmente en secuencias de shales plsticos y cuando se emplean lodos base agua pobremente inhibidos. El bit balling es muy raro en lodos base aceite. Sus sntomas son: Incremento en la presin de la bomba conforme las lneas se bloquean, tasa de perforacin (ROP) reducida debido a broca entrampada, menos ripios que llegan a la zaranda (menor ROP y/o posibles bloqueos), zaranda bloqueada indica arcilla con tendencia al entrampamiento, vas de flujo restringidas y posible pega de tubera.Este problema es bien conocido en campo (Sanjit, 1992), el mtodo ms sencillo para reducirlo es contar con el suficiente lodo de limpieza para retirar los ripios tan pronto se produzcan. De manera alterna, se ha propuesto una modificacin de la estructura de la broca que consiste en establecer un mximo de espacio libre entre los dientes y el cuerpo de la broca, removiendo tanto de la estructura de soporte como sea posible, y por lo tanto reduciendo las posibilidades de acumulacin de escombros alrededor de la estructura de corte.Para la prevencin de este problema se ha acudido a mtodos innovadores como el caso de la Electro-smosis (Cooper, 1994), la cual no emplea compuestos txicos y debera ser de importancia significativa para su aplicacin en campo. Esta tcnica se vale de que las shales constan de lminas de silicatos cargadas con iones positivos tales como Na+, K+, Ca+2 y Mg+2 libremente intercalados, para que al aplicarles un potencial directo , sean atrados hacia un ctodo cercano arrastrando agua con ellos. Esto conduce a la aparicin de una delgada capa de agua en la interface arcilla ctodo, resultando en la prdida de contacto y por lo tanto reduciendo la adhesin entre el ctodo y la arcilla. Para su aplicacin en el pozo, la broca se carga negativamente, lo cual hace que el agua migre a travs de la arcilla hacia la interface broca-arcilla y reduzca la adhesin de la arcilla a la broca.Al compararse los resultados de la aplicacin de esta tcnica, se encuentra que el efecto es ms benfico cuando aumenta la tasa de penetracin y que funciona en presencia de lodo base sal como en presencia de lodo base agua fresca, entre otras ventajas.

40

Agua

EXPUESTO POR 1DIA

Movilizada

LUTITAFRACTURADA

PARED DELHUECO

ARENA