PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN

PERDIDA DE LODO COMPLETO A LA FORMACION EN CANTIDAD: Parcial (Filtración) Completa (sin retorno)

Producen: ALTOS COSTOS de Lodo. ALTOS COSTOS tiempo de equipo.

Se debe utilizar un método sistemático preventivo correctivo

QUE ES PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN ?

PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

PEGA DE TUBERIA

DESCONTROL DE POZO

DAÑO ZONA PRODUCTIVA

PERDIDA DE INFORMACION DE PRODUCCION

MAYORES COSTOS DE LODO

PERDIDA DE TIEMPO DE PERFORACION

PROBLEMAS QUE PUEDEN OCURRIR CON



FRACTURAS VERTICALES Y HORIZONTALES

FORMACIONES NO CONSOLIDADAS ALTA PERMEABILIDAD

FORMACIONES CALCAREAS CON FRACTURAS PERDIDA RAPIDA DE LODO FORMACIONES CONOCIDAS POR REGISTROS DE POZOS

PERFORADOS ANTERIORMENTE

ARENAS DEPRESIONADAS

CAUSAS NATURALES


FRACTURAS HIDRAULICAS HORIZONTALES Y VERTICALES

PRESION EXTERNA APLICADA

CAUSAS INDUCIDAS


COLOCAR EL REVESTIDOR EN EL LUGAR INADECUADO ARRIBA DE LA ZONA DE TRANSICION DE PRESION NORMAL A ANORMAL ASIENTO DE REVESTIDOR DEBIL

FRACTURA

PRESIONES DE FONDO EXCESIVAS FUERZAS MECANICAS

HIDRAULICA INADECUADA VELOCIDADES DE BOMBEO EXCESIVAS QUE CAUSAN ECD

ALTOS


PRESIONES EXCESIVAS EN EL POZO FUERZAS MECANICAS

MALAS PRACTICAS DE PERFORACION VELOCIDAD DE PERFORACION EXCESIVA PARA EL FLUJO

ANULAR RECARGADO DE RECORTES

ALTO ECD

GOLPETEO DE LA TUBERIA AUMENTO DEL BOMBEO MUY RAPIDO LEVANTAR O BAJAR LA TUBERIA MUY RAPIDO

SUABEO/PISTONEO

NO PERFORAR LOS PUENTES

FRACTURA


PRESIONES EXCESIVAS DE FONDO CONDICIONES DEL POZO

FORMACION DE LECHOS DE RECORTES LUTITAS DERRUMBABLES, ALTOS SOLIDOS EN EL ANULAR, ALTO

ECD PROPIEDADES DEL LODO

REVOQUE GRUESO DENSIDAD EXCESIVA AUMENTAR DENSIDAD MUY RAPIDO (Situaciones de lodo cortado

por gas) DECANTACION DE BARITA

FRACTURA


Utilice toda la información disponible de pozos vecinos Reportes de Perforación Datos Geofísicos

Trate de identificar las características del fondo del pozo

Perdidas naturales o inducidas

MÉTODOS PARA EVITAR PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN


TAMAÑO DE LAS

FRACTURAS

USO DE LA

TECNOLOGÍA

EXISTENTE

EL REGISTRO FMI de SCHLUMBERGER PUEDE DARNOS EL DIAMETRO DE LA FRACTURA

AGENTES DE PUENTEO O SELLADO PUEDEN SER SELECCIONADOS DE LA INTERPRETACION DE LOS REGISTROS FMI


CALIPER

FMI (360 Deg)

ANGULO DE INCLINACION DE LA FORMACION

TAMANO DE LAS

FRACTURAS

CANTIDAD DE

FRACTURAS


FRACTURAS NATURALES = DE 100 A 500 MICRONS

FRACTURAS INDUCIDAS = DE 50 A 250 MICRONS

Si consideramos que elagente puenteante tieneque ser de un tamaño de1/3 de la fractura (33 a 170Micrones en este caso),utilizar Carbonato de Calcioo algún material de similartamaño que pueda sellar lafractura.

COLOQUE EL REVESTIDOR EN EL LUGAR ADECUADO COLOQUE EN LA ZONA DE TRANSICION TENGA UN BUEN ASIENTO DE REVESTIDOR

MÉTODOS PARA EVITAR PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN

MINIMICE PRESIONES DE FONDO REDUZCA SUABEO Y PISTONEO DURANTE LOS VIAJES UTILICE LA HIDRAULICA ADECUADA

PROGRAMA DE HIDRAULICA VIRTUAL MODIFIQUE LAS PRACTICAS DE PERFORACION

ARRANQUE LAS BOMBAS LENTAMENTE ROMPA CIRCULACION

UTILICE TECNOLOGIA PWD - PRESIONES DE PERFORACION EN TIEMPO REAL


MANEJO DEL ECD

“Todo es Hidráulica”

La ventana del fondo de pozo depende del alto desempeño de su fluido


CONCEPTOS

BÁSICOS DE

MODELOS

Fann 35A

Fann 34 Convencional

Hidráulica

LTLP

Datos

Fann 50

Fann 70 / 75

Huxley- Bertram

Rig

Datos

HTHP

Datos

VIRTUAL

REOLOGIA

Temperatura Presión

Excentricidad

R600 .. R3, Geles

Angulo

Concentración Recortes

Densidad

Rotación

Velocidad

Longitud Cama Recortes/Barita

Diámetro

Tubería OD, ID,TJ

CaudalESD


COMPONENTES PRINCIPALES

Efectos de la Temperatura y Presión en la densidad y reología en el modelo utilizado dentro del pozo

Factores de fricción no ajustados (no-API)

Flujo de Transición y Turbulento

El modelar las juntas es critico

Se debe considerar el Di y el DE de las juntas

Mayor fuente de error

Se midieron las presiones de suabeo y pistoneo

Algoritmos mejorados


COMPARACIÓN DE ECD VH VS PWD

PWD vs VH ECD Comparison

Yellow Hammer Project, Mariner Energy0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

9 10 11 12 13 14 15

Equivalent Density (ppg)

Dep

th (

ft)

MWin

PWD

VH

PWD vs VH ECD

Holland NAM Data

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

200 220 240 260 280 300 320 340 360 380

Annular Pressure (bar)

De

pth

(m

)

Measured PWD

Calculated VH


ANÁLISIS DE INGENIERÍA


CONTROLE PROPIEDADES DEL LODO EN EL RANGO ADECUADO

SOLIDOS EMBOLAMIENTO FILTRADO PERFORE CON LA DENSIDAD MINIMA INCREMENTE LA DENSIDAD LENTAMENTE

MÉTODOS PARA PREVENIR PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN


CONTROLE PROPIEDADES DEL LODO EN EL RANGO ADECUADO CONTROLE Y.P. Y GELES

MINIMICE ECD, SUABEO Y PISTONEO ASEGURANDOSE QUE LIMPIE EL POZO

LIMPIEZA DEL POZO PILDORAS DE ALTA VISCOSIDAD

BUENA SELECCION DE LCM EN LA LOCACION

MÉTODOS PARA PREVENIR PÉRDIDA DE

CIRCULACIÓN


UBICACION DE LA ZONA DE PERDIDA NO ES CONOCIDA FONDO ULTIMO ASIENTO DEL REVESTIDOR ULTIMA ZONA DE Pérdida de Circulación

LCM NO CONCUERDA CON LAS PERDIDAS MEZCLA DE TAMANOS

Reticencia a utilizar la Técnica adecuada

Formación muy débil para soportar la densidad

CAUSAS QUE IMPIDEN RECUPERAR

CIRCULACIÓN


PERSONAL

Falla por no desarrollar un plan Falla al ejecutar el plan Falla por no conseguir el equipo necesario Falta de información en el pozo

CAUSAS QUE IMPIDEN RECUPERAR

CIRCULACIÓN


Sacar hasta el revestidor y esperar

Bajar la densidad

bajar las emboladas

Cambiar las propiedades de flujo

FORMAS DE RECUPERAR CIRCULACIÓN SIN

AGREGAR LCM


Retorno Parcial

Sacar varios tubos para dejar el punto libre

Pozo estático 4-8 horas

Bajar al Fondo

Minimizar la presión a la formación

No hay retorno

Mezcle píldora de 100 barriles de lodo con LCM

Mezcle una píldora de 100 barriles de alto filtrado

PROCEDIMIENTO DE SACAR Y ESPERAR


LCM PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

FIBROSO MIX II CEDAR FIBER PAPEL MAGMA FIBER

GRANULAR NUT PLUG G-SEAL CaCO3

MEZCLA KWIK SEAL M-I SEAL

LAMINAS MICA PHENO SEAL


RESULTADOS UTILIZANDO LCM MUY GRANDE PARA LA FRACTURA SE ACUMULA EN LA PARED DEL POZO

Y SE EROSIONA

SELECCIÓN DE TAMAÑO LCM

RESULTADOS UTILIZANDO LCM MUY PEQUENO PARA LA FRACTURA PASA POR LA APERTURA Y NO

FORMA PUENTE

Para puenteo eficiente y adecuado Use la regla de 1/3 D90 Distribución de tamaño de

partícula = Apertura anticipada de la fractura


SOFTWARE

Programa para diseñar el tamaño optimo de partícula para un puenteo eficiente

Píldoras para matar

Fluidos de reservorio

Pérdida de Circulación


MEZCLE UNA PILDORA DE LCM (+/- 100 BBLS)

NO TAPONE LA BARRENA O LAS HERRAMIENTAS DE PERFORACION

REMUEVA LA PILDORA DE LA TUBERIA

COLOQUE EN EL ANULAR Y LEVANTE POR ENCIMA DE LA PILDORA Y ESPERE VARIAS HORAS

PROCEDIMIENTO PARA COLOCAR UNA

PÍLDORA DE LCM STANDARD

Cuando la Pérdida de Circulación Aumenta en Severidad; Aumente el tamaño no la concentración

HASTA UNA CONCENTRACION DE 40 PPB (114 Kg/m3) es standard


Hecha con alta filtración

Agua se pierde de la lechada

Enjarre firme en la fractura

Material LCM y Sólidos Tapón firme en la

apertura

INYECTE a la formación El agua cura la fractura

limitando la propagación

TÉCNICAS ALTERNATIVAS DE LCM


A veces efectivos cuando hay pérdidas completas y severas

Cemento

Bentonita/Cemento Gel prehidratado y cemento Bentonita 10 ppb Cemento 100 sacos

PROBLEMAS CON TAPONES DUROS PUEDEN DESVIAR EL POZO

TAPONES DUROS


COMPONENTES TAPONES BLANDOS

Inyecciones Gunk

GASOIL Y BENTONITA PARA LODOS BASE AGUA

GASOIL/BENTONITA/CEMENTO (DOB2C) 2 Sacos Bentonita / I saco cemento

AGUA Y ARCILLA ORGANOFILICA (VG-69) Para lodos base aceite


Gunk Base Agua Bombee por la sarta seguido por espaciador gasoil

Cierre los arietes; inyecte

Bombee 1-2 bbls/min de lodo por el anular

Bombee 1-2 bbl/min de lechada por la sarta

No existe limitación en el tiempo de bombeo

PROCEDIMIENTO PARA COLOCAR TAPONES

BLANDOS


INYECCIÓN POLÍMERO ENTRECRUZADOS

ENTRECRUZAMIENTO

La unión de dos cadenas de polímeros independientes por un grupo que junta las dos cadenas


Mezcla de polímeros, agentes entrecruzantes y material de Pérdida de Circulación para parar la perdida de circulación, evitar flujos de agua y consolidar grava suelta.

Es activada por mezcla en agua.

Gelifica por Temperatura.

Pueden ser densificados.

Un retardador y acelerador están disponibles si fuera necesario.



Características y Beneficios: Cuando se asienta, produce una sustancia gomosa,

esponjosa y dúctil

Suficientemente fuerte como para soportar la columna

de lodo, pero fácil de remover lavando (bajo riesgo de

desviación)

Tiempo de asentamiento controlable, fragua en horas

después de ser activado

Funciona en OBM, SBM, & WBM.

Una vez fraguado no va a modificar las propiedades

del fluido de perforación.



Procedimientos de colocación:

Desplace la píldora en hueco abierto frente a la zona de perdida

Desplace dentro del hueco mientras se saca (bombee y saque)

Use espaciadores WBM con la misma SG delante y detrás del tapón

Espaciador Bache Lodo



BacheEspaciador

Lodo

Procedimientos de colocación: Bombee y saque por encima del tapon



Procedimientos de colocación: Inyecte la pildora dentro de la zona de perdida. No exceda el Gradiente de Fractura.


BacheEspaciador

Lodo


Circule, limpie la tubería de perforación Saque hasta el revestidor. Cierre el pozo, mantenga presión Espere 4+ horas hasta que la píldora fragüe.

BacheEspaciador

Lodo


Reperfore el exceso de FAS


BacheEspaciador

Lodo


APLICACION Perdida de circulación severa cuando los materiales

tradicionales no resuelven el problema Alternativa al cemento

VENTAJAS No hacen falta los viajes

(Bombeable a través del BHA)

Se solidifica y tapona las fracturas

Fácil de reperforar



MEZCLA DE FIBRAS

Un saco debe contener:

Mezcla de fibras celulósicas

Polímero

Agente entrecruzante

Es diseñado para ser bombeado inmediatamente después de ser mezclado


Después del consistometro

5000 Gramos después que fragua

Esfuerzo de Corte


PERFORAR CIEGO/LODOS AEREADO

PERFORAR LA ZONA

Sin Retorno

Lodo Aereado

COLOQUE REVESTIDOR


PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN EN OBM

El lodo base agua forma un enjarre que ayuda a sellarlas zonas permeables

Lodo Base aceite es diferente:

Presión necesaria para empezar la fracturamenor

No pérdida de presión en el enjarre

Permite la transferencia de presiones del pozo a la formación induciendo fracturas

LCM actúa para mantener abietas las fracturas


Diferencia en las propiedades de flujo

TEMPERATURA

– Después de los viajes para cambiar barrena

– Opere a flujo reducido hasta que el lodo se caliente hasta la temperatura y viscosidadnormal

– Evite altos ECD

MAYOR EXPANSION DEL FLUIDO

La densidad del fluido aumenta al enfriarsedurante los viajes



INCORPORE LCM AL SISTEMA

Grandes cantidades aumenta el ECD

Aumenta Pérdida de Circulación en vez de Ayudar

LCM UTILIZADOS

• NUT PLUG MICA VEN FYBER

• CaCO3

Cuidado con los materiales que utilice deben ser los adecuados al tamaño de apertura poral



PEGA DE TUBERIA

Pega de tubería es un problema antiguo

Se estima que se gasta $200 - $500 millones por Pega de tubería.

Esto se puede reducir con acciones preventivas

Pérdida parcial de la columna de perforación.

Pérdida del pozo

GENERALIDADES

PEGA DE TUBERIA

RESULTADOS PEGA DE TUBERÍA

INCONVENIENCA (menor a aguda)

AUMENTO DEL COSTO (leve a importante)

RESULTADOS:

Pérdida parcial de la columna de perforación

Pérdida del pozo

Desviar el pozo alejándose del pescado

PEGA DE TUBERIA

OBJETIVOS

Identificar las situaciones que pueden producir pega de tubería.

Aconsejar medidas preventivas.

Formulaciones y recomendaciones para despegar.

Realizar Diagramas de flujo

PEGA DE TUBERIA

CAUSAS DE LA PEGA DE TUBERÍA

Limpieza inapropiada del Pozo, especialmente en los Pozos desviados

Formaciones inestables e hinchamiento

Asentamiento ojo de llave, pata de perro

Pozo por debajo de calibración

Formaciones Plásticas (Sal)

Presiones diferenciales

PEGA DE TUBERIA

Formación

Factores humanos - Mecánicos

Propiedades del lodo

Basura

Prácticas de Perforación

FACTORES QUE INFLUENCIAN

PEGA DE TUBERIA

INESTABILIDAD DE LA FORMACIÓN

Tipos de formaciones que pueden producir Pega de tubería:

Formaciones no consolidadas

Formaciones reactivas

Formaciones geopresurizadas

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES NO

CONSOLIDADAS

Usualmente en la parte superior del pozo

Arenas sueltas

Grava

Limo

Indicadores

Perforación no uniforme

Relleno en viajes

Torque y arrastre

Derrumbes

Pérdidas de circulación

Aumentar MW no resuelve el problema, se requiere buen revoque.

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES NO CONSOLIDADAS

Fabricar revoque de baja permeabilidad

No exceda el flujo requerido para limpiar

Evite rotar la barrena o estabilizadores cerca del área con problemas

Viajes con cuidado al atravesar esa zona

Limpiar relleno antes de seguir

Considerar píldoras viscosas

Pega de tubería (Prevención):

PEGA DE TUBERIA

Arcillas sensibles absorben agua y se hinchan

Relacionado a WBM

Cambio de densidad no da resultados

FORMACIONES

REACTIVAS

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES REACTIVAS


Perfore y revista rápidamente

Utilice un lodo inhibido y en especificaciones

Monitoree el MBT de cerca

Minimice la longitud del BHA

Limpie el pozo con regularidad (Píldoras)

Diluya

Considere utilizar OBM

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES

FRACTURADAS O CON

FALLAS

A menudo no se puede evitar o prever.

Estabilizar cuando el pozo colapsa hasta una situación estable

Aumentar la densidad tiene poco efecto

Pérdidas inducen otros problemas

– Pega diferencial

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES FRACTURADAS O CON FALLAS


Chequee el pozo constantemente

Lave y repase constantemente

Controle velocidad de los viajes

Limite presiones de circulación

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES MÓVILES

Sal

Lutitas Plásticas

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES MÓVILES


Aumente la Densidad

Use barrenas excéntricas

Repase bajando

Mantenga el movimiento en pozo abierto

Coloque píldoras de agua dulce

Bombee lubricantes/Aceite base

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES GEOPRESURIZADAS

Esfuerzos en el pozo > Fuerza de Compresión de la Formación

Formaciones Lutitas

Agrandamiento del Pozo

– Problemas de limpieza

PEGA DE TUBERIA

FORMACIONES GEOPRESURIZADAS


Mantenga el pozo limpio

Monitoree la presión de poro

Aumente la densidad lo máximo posible

PEGA DE TUBERIA

POZO DEBAJO DEL

CALIBRE

Excesivo desgaste de la barrena

Atascado bajando

CAUSAS MECÁNICAS DE PEGA DE

TUBERÍA

PEGA DE TUBERIA

POZO DEBAJO DEL CALIBRE


Siempre calibre la barrena etc.

Viaje con cuidado

Corra barrenas con protección del calibre

Use rimador con rodillos

Use martillos hacia arriba para despegar

PEGA DE TUBERIA

GEOMETRÍA DEL POZO

Patas de perro y rebordes

A menudo diferentes conjuntos de fondo serán menos flexibles y pueden quedarse pegados.

PEGA DE TUBERIA

GEOMETRÍA DEL POZO


Minimice severidad de pata de perro

Rimar después del cambio de BHA

PEGA DE TUBERIA

LIMPIEZA POBRE DEL POZO

Resultará en sobrecarga del ánulo con recortes pegando la tubería.

– Esto es más común en lavados donde la velocidad anular decrece y los recortes se acumulan.

En los pozos desviados, los recortes forman camas y migran hacia arriba como si fueran dunas de arenas

PEGA DE TUBERIA

BUENAS PRÁCTICAS DE LIMPIEZA DE POZO

Limpie el pozo tan rápido como se perfora

Mantenga el fluido en especificación

Circule hasta limpiar antes de los viajes

Reciprocar y rotar continuamente la tubería

Planee y ejecute los viajes de limpieza cuando sea requerido

Monitoree las zarandas

Mantenga el equipo de circulación y los equipos de control de sólidos en buenas condiciones

PEGA DE TUBERIA

LIMPIEZA DE POZO (CÁLCULOS)

Calcule Limpieza de Pozo requerida para la sección con mayor inclinación

Pozos Verticales:

YP altos

Lodos Viscosos

Píldoras viscosas

Geles adecuados.

PEGA DE TUBERIA

LIMPIEZA DE POZO

Pozos Desviados:

Aumente la velocidad de flujo con el ángulo

– 30° requiere 20% más de velocidad

– 60° requiere el doble de un pozo vertical

Use lodo de menos viscosidad para inducir turbulencia

Limpie las camas de recortes con:

– píldoras de baja viscosidad seguidas de

píldoras de alta viscosidad alta densidad.

Rotación y reciprocación son críticas > 45°

PEGA DE TUBERIA

OJO DE LLAVE

Ojo de llave

Se va metiendo la tubería cortando la pared del

pozo por la rotación de la tubería

Vista de lado Vista de frentePozo extra hecho por la acción de Pozo

la tubería contra la formación Original

Ojo de llave

PEGA DE TUBERIA

COLAPSO DE LA

CAÑERÍA

Las fuerzas de la formación exceden la presión de colapso del cañería

El cañería es de bajo valor.

Cañería es viejo.

Cañería es asentado con mucha tensión reduciendo su valor de colapso

Cañería tiene el asiento pobremente

asentado y dañado durante los

viajes

Cañería tiene juntas que se han

desenroscado por mal armado o

cementación pobre

PEGA DE TUBERIA

BASURA

Parte del equipo de fondo

Común dentro del Revestidor

Prevención:

inspeccione las herramientas

Tape el pozo

Protectores de tubería

Si se pegara:

Trabaje, martillee la tubería

Baje para agrandar la sección

PEGA DE TUBERIA

RELACIONADO CON

EL CEMENTO

Ocurre cuando bloques de cemento caen al pozo

También cuando se ¨planta¨ la tubería en cemento ”verde" que fragua al aplicar presión

PEGA DE TUBERIA

PEGA DIFERENCIAL

Ocurre frente a Formaciones permeables

Los collares se pegan en revoques gruesos

Pegado contra la pared por la presión diferencial entre el lodo y la formación.

Zona

Impermeable

Zona

Poros

y

Permeable

RevoqueHs

PEGA DE TUBERIA

No pueden girar o reciprocar en la columna de perforación.

Pueden circular libremente.

Generalmente ocurre después que la tubería ha estado parada durante algún tiempo.

INDICADORES DE PEGA DIFERENCIAL

PEGA DE TUBERIA

PEGA DIFERENCIAL CAUSAS

Calidad del Enjarre

Espesor del enjarre

Tiempo

Temperatura

Presión hidrostática

Área o longitud de la sarta expuesta

PEGA DE TUBERIA

PEGADO DIFERENCIAL

Fuerza libre depende de:

Disminución del Sobrebalance

Área superficial de Tubería en contacto con el revoque

Coeficiente de fricción de la tubería a el revoque

Fuerza = DP x Área x CF

PEGA DE TUBERIA

PEGA DIFERENCIAL- PREVENCIÓN

Plan de contingencia

Seleccione el BHA con contacto mínimo

Densidad mínima

Mantenga la tubería en movimiento y circule cuando fuera posible

Monitoree continuamente la presión de poro

Presión de

Sobrebalance Lodo

Tubería

Revoque

PEGA DE TUBERIA

PEGA DE TUBERÍA DIFERENCIAL

BAJO RIESGO

∆P = 600 psiDP = 3.25 pulg radioLongitud = 100 ftProfundidad enterrado = 0.125Coef. Frición = 0.15Fuerza= 67,100 lb.

Revoque

Portamechas

PEGA DE TUBERIA

Prof enterrado = 0.50Coef. Fricción = 0.35Fuerza = 316,500 lb.

Fuerza= psi x L x área de contacto x coef. fricción x 12 in/ft

Revoque

Portamechas

PEGA DE TUBERÍA DIFERENCIAL

MAYOR RIESGO

PEGA DE TUBERIA

MEDIDOR DE PEGADO

Medición del Torque

Medio Filtrante

Lodo

pgas

Filtrado

Celda HTHP

Modificada

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1 3 5 9 11 13 15 17 19 21 23

Muestra número

Sti

ck

an

ce

Fa

cto

r

0

10

20

30

40

Lo

do

Pa

rám

etr

o

7

Pega de tubería Potencial

Stickance Factor

Plástica Viscosidad

HTHP Fluido Pérdida

Revoque Espesor

HTHP WBM

PEGA DE TUBERIA

PROBABILIDAD PEGA DE TUBERÍA

Probabilidad de Pega

Diferencial contra presión

diferencial, establecida a partir

del análisis de 600 pozos en el

Golfo de México

Se obtiene una probabilidad

"aceptable" del 20% si la

presión diferencial no excede

de 2000 psi.

100

50

20

0

1000 1500 2000 2500 3000

Presión Diferencial, psiP

eg

a d

e t

ub

erí

a

pro

bab

ilid

ad

, %

PEGA DE TUBERIA

REDUCCIÓN DE REVOQUE

Tres formas de remover el revoque disminuyendo la probabilidad de pega diferencial: Mientras se perfora, la rotación de

la tubería remueve el revoque de un lado.

Durante los viajes los estabilizadores y la barrena remueven una buena porción del revoque.

Rimar (Escariar) es lo mejor para remover el revoque pero lleva mucho tiempo. Otro método es utilizar rascadores

Limpiador viaje Escariar

Tubería erosión

PEGA DE TUBERIA

Comuníquese con efectividad

Planee

Preste atención al pozo constantemente

Mantenga buen lodo

Mantenga la tubería en movimiento

Limpie el pozo tan pronto como lo perfore

Tome acción rápido (temprano)

Pega de tubería no se puede evitar:

PREVENCIÓN

PEGA DE TUBERIA

PREVENCIÓN

Opere el BHA y la tubería dentro de los límites

Mantenga el BHA simple

Corra martillos cuando sea posible

Cuando sea posible use collares espiralados

Estabilice el BHA para minimizar contacto con la pared

Tome el calibre de barrenas y estabilizadores

Conjuntos de fondo:

PEGA DE TUBERIA

Limpie el pozo

Monitoree el pozo por cambios en las tendencias de perforación

Performe viajes de limpieza cuando sea necesario

Limpie/rime el último tubo antes de hacer una conexión o antes de hacer un registro

Perforando:

PREVENCIÓN

PEGA DE TUBERIA

Planee el viaje

Conozca las presiones de pistoneo

Circule antes de los viajes

Rime y condicione los pozos antes de los viajes

Sea cuidadoso al correr nuevas barrenas

Viajes:

PREVENCIÓN

PEGA DE TUBERIA

Asegurar que el pozo está limpio y dentro de las especificaciones

Calcule velocidades y no las exceda

Centralice el Cañería

Lave el Cañería en Formaciones con problemas

Conozca el tiempo de asentamiento del cemento antes de perforarlo

Cuando perfore cemento establezca circulación antes de perforarlo y utilice bajos pesos sobre la barrena

Cañería y cementación:

PREVENCIÓN

PEGA DE TUBERIA

FLUIDOS DE EMPLAZAMIENTO

Estos consisten de una mezcla de surfactantes y emulsificantes mezclados ya sea en una base aceite o en un fluido ambientalmente amistoso.

Reduce la tensión superficial entre el pozo y la tubería, también penetra en el revoque promoviendo su remoción.

La densidad debería ser levemente superior que la del lodo para evitar migración, aunque algunos operadores la prefieren menor. Hay una reducción de la presión hidrostática

PEGA DE TUBERIA

El éxito depende de:

El volumen desplazado. Hay que ubicar el punto de pega y mezclar suficiente material para cubrir la tubería por debajo de ese punto. Un exceso del 50 % es normalmente mezclado para compensar por el aumento del calibre.

Colocación adecuada. La píldora es ubicada frente al punto de pega dejando 10 barriles en la tubería. Se bombea 1/2 barrilcada 1/2 hora mientras se mueve la tubería.

La píldora se debe dejar por un mínimo de 8 horas antes de abandonar el esfuerzo. Si no se libera después de 40 horas considere desviar el pozo.

La píldora debe ser bombeada apenas se pega la tubería.


PEGA DE TUBERIA

FORMULACIÓN DE FLUIDOS DE

EMPLAZAMIENTO

Estos son suministrados con los emulsificantes para sistemas densificados o no densificados

Asegúrese de tener suficiente material en el equipo.

PIPE LAX (100 bbls)

Densidad (ppg) 7.3 10 12 14 16 18

PIPE LAX (bbls) 8 8 8 8 8 8

Aceite base (bbls) 65 58 54 51 49 44

Agua (bbls) 28 26 22 21 11 10

Barita (M.T) - 6.35 11.4 15.9 21.1 25.9

PEGA DE TUBERIA

80

60

40

20

0 10 20 30 40 50

Po

rce

nta

je d

e p

rob

ab

ilid

ad

de

de

sp

eg

ar

Tiempo de imbibición (horas)


(PEGA DIFERENCIAL)

PEGA DE TUBERIA

POZOS DE ALTO ÁNGULO

- LIMPIEZA DEL POZO

- DECANTACION

- POZOS HORIZONTALES

EFECTOS DEL ÁNGULO DEL POZO

Excentricidad – Perfil oblicuo de la velocidad

Menor distancia para la caída de los recortes

Segregación de los sólidos a la parte baja

Formación de lecho de recortes

POZOS DE ALTO ANGULO

PROBLEMAS RESULTANTES

Alto torque y arrastre

Tubería pegada

Obturaciones & ECDs altos

Ensanchamiento - Puentes

Problemas de perfilaje

Problemas con tubería de perforación


PARÁMETROS LIMPIEZA DEL POZO

Perfil del Pozo

Parámetros del Caudal

Propiedades del lodo

Remoción lecho recortes


Ángulo Pozo - Excentricidad

Tamaño del Pozo

Densidad Recortes vs MW

Velocidad de Penetración

PERFIL DEL POZO


0 30 60 90

Inclinación

Dificultad

I II III IV

Ángulo del Pozo

Recortes

Tamaño

Forma

Densidad

Tipo de lodo

Rugosidad Pozo

DIFICULTAD VS / ÁNGULO


Óptimas

condiciones para

la limpieza del

pozo a un

intervalo, pueden

ser inapropiadas

en otro

1

2

34


Típicamente, la

sección de

aumento de ángulo

de un pozo

horizontal es la

parte más difícil de

limpiar


El asentamiento “Boycott” acelera la formación del lecho, especialmente en la sección de aumento del ángulo

Clarified Fluid

Suspension Zone

Sag (Sediment) Bed

Slump


Velocidad Anular

Régimen del Caudal

Laminar o Turbulento

La alta velocidad anular mejora la

limpieza del pozo, independientemente

del régimen de flujo

PARÁMETROS DEL CAUDAL


Los perfiles

oblicuos de la

velocidad no son

ideales para

transportar

recortes


La turbulencia es eficaz en intervalos de pequeño diámetro, competentes y de alto ángulo


TURBULENCIA ENSANCHAMIENTO DEL POZO

Velocidad

% Ensanchamiento BHA Tubería de Perforación

11 33 25

22 51 42

33 62 53

Cuando las formaciones son sensibles a la erosión, se prefiere el flujo laminar


Reología

Viscosidad

Esfuerzo de Gel

Peso del Lodo

Elevadas Viscosidades a baja velocidad de corte y los esfuerzos de gel mejoran la limpieza del pozo

PROPIEDADES DEL LODO


Velocidad

Rotación de Tubería

Suspensión

Lechos de recortes se depositan con facilidad

pero son difíciles de remover

REMOCIÓN LECHOS RECORTES


La rotación de la

tubería y

reciprocidad

pueden mejorar la

limpieza del pozo

LIMPIEZA DE POZO RESUMEN

Los peores son los ángulos altos a intermedios (45-75° más difíciles)

El aumento de la velocidad anular mejora la limpieza del pozo, independientemente del régimen de flujo

Viscosidades elevadas a bajas velocidades de corte y esfuerzos de gel mejoran la limpieza

La rotación de la tubería de perforación es la llave para controlar los lechos de los recortes


La mejor forma de

tratar los problemas

de limpieza del pozo

causados por las

tensiones del mismo,

consiste en cambiar

el peso del lodo

Axial

Tangential

Radial

TENSIONES DEL POZO PUEDEN

PROVOCAR DERRUMBE


ESFUERZOS:EFECTO DEL ÁNGULO DEL POZO - 0°

PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN--------->

COLAPSO DEL POZO----------->

ESFUERZO (Stress) DEL POZO--------->


PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN-------->

COLAPSO DEL POZO ----------->

ESFUERZO DEL POZO -------->

ESFUERZOS:EFECTO DEL ÁNGULO DEL POZO - 45°


EFECTO DEL ÁNGULO SOBRE LA ESTABILIDAD

DEL POZODepth (1,000 ft)

5

6

7

8

9

100 5 10 15 20

COLLAPSE

FRACTURE

Mud Weight

STABLEVERTICALWELLBORE

STABLEHORIZONTALWELLBORE


PESO DEL LODO POZOS DESVIADOS

La estabilidad del pozo es esencial

El peso del lodo ayuda a estabilizar el pozo

La tendencia al colapso aumenta con el ángulo

El gradiente de fractura disminuye a medida que aumenta el ángulo


La variación en la densidad del

lodo durante la circulación del

fondo a la superficie después de

un viaje

SEDIMENTACIÓN (SAG) EN LOS LODOS DE

PERFORACIÓN


INFORME DEL VIAJE LODO BASE AGUA

0 255075100125150175

Circulating Time (min)

Mud Weight Out (lb/gal)

15.5

16

16.5

17

17.5

18

18.5

19

Baseline Weight

Mud Weight In = 17 lb/gal

Samples from Shaker Underflow

Pressurized Balance


SEDIMENTACIÓN BARITA

En primer lugar, es un problema de asentamiento dinámico

Minimizado por la elevación LSRV y gels (Mantenga LSRV >15)

Afectado por la velocidad anular y movimiento de tubería (Mantenga AV >100 fpm)

Exige el adecuado tratamiento del lodo y procedimientos operativos (Sólidos coloidales & Ruptura de Circulación)

Puede resultar en perforación & control de los problemas del pozo

Puede ocurrir en pozos direccionales en todo tipo de lodos densificados


SEDIMENTACIÓN BOYCOTT

Clarified Fluid

Suspension Zone

Sag (Sediment) Bed

Slump


MECANISMOS ASENTAMIENTO

Sedimentación dinámica

Sedimentación estática

Caída


CRONOLOGÍA DE LA DECANTACIÓN

La decantación se produce bajo condiciones dinámicas

Se produce bajo cualquier condición de flujo

Se produce (cae) con mayor rapidez a ángulos intermedios a altos (60-75°)

Se cae con mayor rapidez cundo el bombeo es lento o durante los viajes

Bombee MW bajo, después MW alto, y finalmente MW normal


12.7

14.6

16.3

18.9

10

12

14

16

18

20

1 2 3 4

Mu

d W

t (p

pg

)ESTUDIO DE LA DECANTACIÓN

Sag

Base

MW

Base Mud R6 = 10


13.9 14 13.9 13.9

10

11

12

13

14

15

16

1 2 3 4

Mu

d W

t (p

pg

)

Sag

Base

MW

Base Mud + 2.25-ppb NOVAMOD R6 = 10

ESTUDIO DE LA DECANTACIÓN


ESTUDIO DE LA DECANTACIÓN


MINIMIZACIÓN DE LA DECANTACIÓN

PARÁMETROS OPERATIVOS

Anticipe la decantación en la planificación del pozo

Use alta velocidad anular

Evite circular a bajas velocidades de flujo durante tiempo prolongado.

Gire / mueva la columna de perforación

Baje por tubo al fondo después de los viajes


FONDO A SUPERFICIE

POZO EN LA COSTA DEL GOLFO

0 20 40 60 8014

15

16

17

18

Circulating Time (min)

Mud Weight Out (lb/gal)

Samples from shaker underflow

Staged in hole

No staging in hole


CONTAMINACIONES

CONTAMINACIÓN Y TRATAMIENTO DEL

FLUIDO DE PERFORACIÓN

IDENTIFICAR EL CONTAM INANTE

DETERM INAR UN TRATAM IENTO

PRUEBA PILOTO PARA CONFIRM AR EL

TRATAM IENTO

TRATAR EL CONTAM INANTE

CONTAMINACION FLUIDOS BASE AGUA

FACTORES QUE AFECTAN LA SEVERIDAD

DE LA CONTAMINACIÓN

Tipo de sistema de lodo

Tipo de contaminante

Concentración de contaminante

Tipo y concentración de sólidos


CONTAMINANTES QUÍMICOS COMUNES

Cemento

Anhidrita/yeso

Magnesio

Sal

Gases ácidos (CO2 y H2S)


CONTAMINACIÓN DE CEMENTO

Ca(OH)2 Ca2+ + 2(OH)-

pH < 11,5

pH > 11,5


SOLUBILIDAD DEL HIDRÓXIDO DE CALCIO VS.

PH

0

20

40

60

80

100

8 9 10 11 12

pH

% S

olu

bili

dad

del C

alc

io



FUENTES

Perforación del cemento

Barita contaminada



PROPIEDADES FÍSICAS DEL LODO

Peso del Lodo (MW) Sin cambio

Viscosidad Embudo (FV) Aumento

VP Sin cambio a aumento ligero

PC Aumento importante

Gel Inicial Aumento importante

Gel a 10 min. Aumento

Pérdida de Filtrado Aumento

Sólidos Sin cambio a aumento ligero


pH Aumento

Pm Aumento

Pf Aumento

Mf Aumento

Ca2+ Aumento si pH < 11,5

Disminución si pH > 11,5


PROPIEDADES QUÍMICAS DEL LODO



TRATAMIENTO

Eliminar el cemento duro con equipos de

remoción de sólidos

Reducir el pH y las alcalinidades

Precipitar el ion calcio


Lignito – reducir las alcalinidades

Ca(OH)2 + 2RCO2H Ca2+ + 2RCO2- + 2H2O

(Ácido Orgánico)

Bicarbonato – precipitar el calcio

Ca2+ + NaHCO3 Na+ + H+ + CaCO3


TRATAMIENTO

SAPP - reducir las alcalinidades precipitar

el calcio

Na2H2P2O7 + 2Ca(OH)2 2Na+ + 2H2O + Ca2P2O7


TRATAMIENTO


Tratar inicialmente con 1/2 – 1 lbs/bbl de

ácido cítrico para reducir el pH a 7.

Tratar inicialmente con 1/4 – 1/2 lbs/bbl de

bicarbonato de sodio


SISTEMA DE PHPA / TRATAMIENTO


Tratar el lodo contaminado por cemento en la

línea de flujo con 1/4 – 1/2 lbs/bbl de ácido

cítrico para controlar el pH a < 10,0.

Añadir bicarbonato de sodio para eliminar el

resto de la contaminación de cemento mediante

el tratamiento.

No añadir polímeros al lodo hasta que se

elimine el cemento mediante tratamiento y el

pH se estabilice a < 10,0.


SISTEMA DE PHPA / TRATAMIENTO


Tolerar:

– Diluir

– Añadir lignosulfonato

– Añadir aditivos de control de pérdida de

filtrado si es necesario


TRATAMIENTO


CONTAMINACIÓN DE ANHIDRITA / YESO

Anhidrita

CaSO4 Ca2+ + SO42-

Yeso

CaSO4 • 2H2O Ca2+ + SO42- + 2H2O

Fuente: Formación


ANHIDRITA / YESO




VP Sin cambio a aumento

ligero

PC Aumento

Gel Inicial Aumento



Sólidos Sin cambio


ANHIDRITA / YESO


pH Disminución

Pm Disminución ligera

Pf Disminución

Mf Disminución

Ca2+ Aumento

Cl- Sin cambio


ANHIDRITA / YESO

TRATAMIENTO

Precipitar el calcio

Aumentar las alcalinidades


Carbonato de Sodio – tratar el ion calcio

Ca2+ + SO42- + Na2CO3 2Na+ + SO4

2- + CaCO3

Añadir soda cáustica para aumentar las alcalinidades

ANHIDRITA / YESO

TRATAMIENTO


ANHIDRITA / YESO

TOLERANCIA

Aumentar el pH a 9,5 – 10,5

Dilución

Añadir lignosulfonato para desfloculación

El CO2 de la formación y de la atmósfera

terminará precipitando el calcio


ANHIDRITA / YESO

TOLERANCIA

Si se anticipan grandes secciones de

anhidrita, convertir a un sistema de

lodo yeso


ANHIDRITA / YESO

CONVERSIÓN DEL SISTEMA

Diluir

Exceso de yeso (8 – 12 lbs/bbl)

Soda cáustica (pH 9,5 – 10,5)

Lignosulfonato para desfloculación

Agentes de control de pérdida de Filtrado que

toleran Ca2+ (si es necesario)


CONTAMINACIÓN DE MAGNESIO

FUENTE

Agua Salada

Formación

MAGNESIO

TRATAMIENTO

¿Precipitar?

¿o Secuestrar?


Para Precipitar: Añadir Carbonato de Sodio

Mg2+ + Na2CO3 2Na+ + MgCO3

MgCO3 es soluble

MAGNESIO

TRATAMIENTO


Mg2+ + 2OH- Mg(OH)2

pH > 10,5

pH < 10,5

Para Secuestrar: Añadir una fuente de hidroxilo

MAGNESIO

TRATAMIENTO


CAL Ca2+(OH-)

Sólo secuestra el magnesio

SODA CÁUSTICA Na+ OH-

Secuestra el magnesio y el calcio

POTASA CÁUSTICA K+OH-

Secuestra el magnesio y el calcio

MAGNESIO

TRATAMIENTO


MAGNESIO

EFECTO SOBRE EL RENDIMIENTO DEL LODO

Las arcillas y polímeros no se hidratan

tanto en agua dura

Pérdida de Filtrado más difícil de reducir

Los productos no son tan solubles


CONTAMINACIÓN DE SAL

FUENTES

Sal de Roca

Agua de preparación

Agua de la formación


TIPOS DE SAL DE ROCA

Halita NaCl

Silvita KCl

Carnalita K MgCl3 • 6H2O


SAL

(DISOCIACIÓN)

NaCl + H2O Na+ + Cl- + H2O

KCl + H2O K+ + Cl- + H2O

K MgCl3 • 6H2O + H2O

K+ + Mg2+ + 3Cl- + 7H2O


SAL EN AGUA DE LA FORMACIÓN

Na+

K+

Ca2+

Mg2+

Cl-




Peso del Lodo (MW) Depende de la densidad


VP Aumento (si gran

concentración de sal)

PC Aumento

Gel Inicial Aumento



Sólidos La retorta indica un

aumento




pH Disminución

Pm Disminución

Pf Disminución

Mf Disminución

Ca2+ Aumento ligero a importante según el tipo

de sal

Cl- Aumento



OPCIONES PARA EL TRATAMIENTO

Tolerar

Convertir a un lodo saturado de sal

Desplazar con lodo base aceite o

sintético



TOLERANCIA

Diluir

Añadir Soda Cáustica para controlar el pH

Añadir lignosulfonato para controlar el PC

Añadir agente de control de pérdida de filtrado (si

es necesario)



CONVERSIÓN/DESPLAZAMIENTO

Convertir el sistema de lodo a un

sistema saturado de sal o desplazar

con un sistema base aceite o sintético


CONVERSIÓN A UN SISTEMA SATURADO DE

CLORURO DE SODIO

Diluir los sólidos de baja gravedad específica (LGS)

(realizar una prueba piloto antes de la conversión si hay

suficiente tiempo y las condiciones lo permiten)

Añadir NaCl hasta el punto de saturación (110 – 120

lbs/bbl)

Añadir soda cáustica para mantener el pH al nivel

deseado

Añadir lignosulfonato

Añadir agentes de control de pérdida de filtrado


CARBONATO / BICARBONATO

FUENTES

Aire (atmósfera) inyectado por las bombas,

tolvas mezcladoras, zarandas y agitadores

Intrusión de gas CO2

Sobretratamiento con carbonato de sodio o

bicarbonato

Degradación de ciertos aditivos del lodo

Mayoría de la barita





Viscosidad Embudo (FV) Aumento ligero

VP Sin cambio

PC Aumento ligero

Gel Inicial Aumento ligero


Pérdida de Filtrado Aumento ligero

Sólidos Sin cambio



INDICADORES

Reacción mínima o ninguna reacción a los

desfloculantes químicos

Una reducción de las propiedades reológicas

puede producirse cuando se añade soda

cáustica si el pH del lodo < 10,0 antes de añadir

la soda cáustica



EQUILIBRIOPorcentaje

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14pH

Porcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH

CO3

=H2CO

3

HCO3

-


PUNTO CEDENTE VS. CO32- Y HCO3-

10

20

30

40

50

60

020 40 60 80 100 120 140 160 180 200

PC (lb/100 pies²)

Milimoles / Litro

CO3

2-

HCO3

-



PROPIEDADES QUÍMICAS DEL

LODO

pH Disminución

Pm Aumenta Generalmente

Pf Aumenta Generalmente

Mf Aumento

Ca2+ Disminución

Cl- Sin cambio


Efecto producido cuando se usa soda cáustica sola para aumentar el pH

(sin alcalinidad debido a carbonatos o bicarbonatos):

pH NaOH, lbs/bbl Pf OH, ppm

9 0,00014 0,0005 0,17

10 0,0014 0,005 1,7

11 0,014 0,05 17,0

12 0,14 0,5 170,0

13 1,4 5,0 1.700,0

14 14,0 50,0 17.000,0

OBSERVACIÓN: Cada vez que la concentración de NaOH aumenta en

un factor de 10, el pH aumenta en una unidad.


PRUEBA DE PM Y PF

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14

Porcentaje

pHPorcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH

CO3

=H2CO

3

HCO3

-

Iones de Hidrógeno


PRUEBA DE MF

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14

Porcentaje

pHPorcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH

CO3

=H2CO

3

HCO3

-

Iones de Hidrógeno


MÉTODOS PARA DETERMINAR LOS

CARBONATOS

Método de Pf / Mf

Método de pH / Pf

Tren de Gas de Garrett


MÉTODO DE PF / MF

El método de Pf/Mf no es un método cuantitativo para

determinar la concentración de ion

carbonato/bicarbonato en el lodo.

Modificando las razones Pf/Mf se puede establecer

tendencias, las cuales pueden ser usadas para

determinar la probabilidad de carbonato/bicarbonato


• Si Mf < 5,0 cc de 0,02N H2SO4, en general no hay

ningún problema de carbonato

• Si Mf > 5,0 cc y la razón Mf/Pf aumenta, será

necesario usar un método de determinación más

cuantitativo (pH/Pf o un Tren de Gas de Garrett)

MÉTODO DE PF / MF


Para un análisis cuantitativo de los carbonatos,

es crítico usar un medidor de pH preciso.

Medir y registrar a partir de la hoja de control de

lodo: pH, Pf y fracción de agua (Wf)

Determinar a partir de los cálculos: cantidad de

CO32- y/o HCO3

- (mg/l) presente en el lodo

MÉTODO DE PH/PF


MÉTODO DE PH/PF


MÉTODO DE

PH/PF



TRATAMIENTO

0

20

40

60

80

100

0 2 4 6 8 10 12 14

Porcentaje

pH

Porcentaje de varias especies de carbonato a diferentes valores de pH

CO3

=H2CO 3

HCO3

-


SOLUBILIDAD DEL HIDRÓXIDO DE CALCIO

VS. PH

0

20

40

60

80

100

8 9 10 11 12

pH

% Solubilidad del Calcio



TRATAMIENTO

pH < 10 Añadir cal

pH 10 > < 11 Añadir cal y yeso

pH > 11 Añadir yeso


Reacciones QuímicasReacciones Químicas

IntrusiónIntrusión de Gas COde Gas CO22

COCO22 + H+ H22O [ HO [ H22COCO3 3 ] (] (ácidoácido carbónicocarbónico))

FormaciónFormación de de ácidoácido carbónicocarbónico

[H2CO3] + NaOH NaHCO3 + H2O

Formación de bicarbonatos cuando el pH aumenta

NaHCO3 + NaOH Na2CO3 + H2O o

[H2CO3] + Ca(OH)2 CaCO3 + 2H2O

(ppt)

Formación de carbonatos cuando el pH aumenta

pH

4,3

4,3-8,3

8,3-11,7


TREN DE GAS DE GARRETT



SÓLIDOS VS. CARBONATOS

Muchas veces se considera que un problema de sólidos

es un problema de carbonatos. Ambos aumentan la

viscosidad y los esfuerzos de gel del lodo, especialmente

en la línea de flujo.

El siguiente análisis debería determinar si el problema

resulta de la contaminación de sólidos o de carbonato /

bicarbonato:


SÓLIDOS VS. CARBONATOS ANÁLISIS

Analizar los sólidos del lodo.

Buscar tendencias que se han desarrollado

durante los últimos días.

Prestar atención particular al aumento de los

sólidos de baja gravedad específica, MBT y VP.


Después de la evaluación completa de los sólidos,

examinar la química del lodo:

Si el pH disminuye y la Pf aumenta o sigue igual,

esto constituye la primera señal de un problema

de carbonatos.

Si el pH disminuye y la Pf también disminuye, el

problema está probablemente relacionado con los

sólidos.

SÓLIDOS VS. CARBONATOS ANÁLISIS


CONTAMINACIÓN DE H2S

FUENTES

Formación

Bacterias Anaerobias (generalmente insignificantes)

Agua de preparación (generalmente insignificante)


CONTAMINACIÓN DE H2S

INDICADORES

Aumento de la viscosidad, punto cedente y

esfuerzos de gel en la línea de flujo

Disminución del pH y de las alcalinidades

Olor sulfuroso fétido en la línea de flujo

Oscurecimiento del lodo

La columna de perforación se vuelve negra


SULFURO DE HIDRÓGENO




VP Sin cambio

PC Aumento



Pérdida de Filtrado Aumento ligero

Sólidos Sin cambio




pH Disminución

Pm Disminución

Pf Disminución

Mf Disminución

Ca2+ Disminución Ligera

Cl- Sin cambio



REACCIÓN QUÍMICA

H2S H+ + HS- 2H+ + S2-


DISTRIBUCIÓN APROXIMADA DE H2S, HS- Y

S2- SEGÚN EL PH

pH

Porcentaje de Sulfuro Total

3 6 9 120,01

0,1

1

10

100

HS-

H 2S

S2 -



TRATAMIENTO

Aumentar el pH a > 9,0

Amortiguar el pH > 9,0

Separar los Sulfuros mediante precipitación

S2- + ZnO ZnS + O2-


SULF-X (ZnO)

1 lb/bbl elimina aproximadamente 1100 mg/l S2-

SULFATREAT

1 lb/bbl elimina aproximadamente 2000 mg/l S2-


TRATAMIENTO


TABLA 1 TRATAMIENTO QUÍMICO EN UNIDADES NORTEAMERICANAS

Contaminante Ion Contaminante Tratamiento Concentración de Tratamiento, lbs/bbl

Dióxido de Carbono Carbonato Bicarbonato Carbonato Total Soluble

Yeso para reducir el pH Cal para aumentar el pH Cal para aumentar el pH Cal para aumentar el pH

Mg/l x Fw x 0,00100

Mg/l x Fw x 0,000432 Mg/l x Fw x 0,00424 Mg/l x Fw x 1,283

Yeso y Anhidrita Calcio Carbonato de Sodio SAPP Bicarbonato de Sodio

Mg/l x Fw x 0,000928 Mg/l x Fw x 0,000971 Mg/l x Fw x 0,000735

Cal o Cemento Hydroxilo

Bicarbonato de Sodio SAPP Ácido Cítrico

LB/BBL exceso de cal x 1,135 LB/BBL exceso de cal x 1,150

LB/BBL exceso de cal x 1,893

Agua Dura o Agua de Mar

Calcio y Magnesio Soda Cáustica Mg/l x Fw x 0,00116

Sulfuro de Hidrógeno

Sulfuro (H2S, HS-, S2-) SULF-X (óxido de zinc***) más suficiente soda cáustica para mantener el pH encima de 10,5

Mg/l x Fw x 0,00091

*Fw es el % fraccionario de agua de la retorta **Exceso de cal = 0,26 (Pm-(Pf x Fw)) ***También se pueden usar otros compuestos de zinc tales como el zinc quelado o el carbonato de zinc. Un exceso siempre debe ser mantenido en el sistema.


CONTAMINACIÓN DE SÓLIDOS

Exceso de sólidos de baja gravedad

específica

Exceso de sólidos finos



El efecto de los sólidos sobre un lodo depende de:

Concentración

Reactividad

Tamaño y forma

Cuando la temperatura de fondo aumenta, el

efecto de los sólidos también aumenta


EXCESO DE SÓLIDOS DE BAJA GRAVEDAD

ESPECÍFICA


Peso del Lodo (MW) Aumento ligero probable


VP Aumento

PC Aumento

Gel Inicial Aumento


Pérdida de Filtrado Disminución ligera

Sólidos Aumento

MBT Aumento



ESPECÍFICA


pH Disminución ligera


Pf Disminución ligera

Mf Disminución ligera

Razón Pf/Mf Sin cambio

Ca2+ Sin cambio a aumento ligero

Cl- Sin cambio a aumento ligero


EXCESO DE SÓLIDOS FINOS



Viscosidad Embudo (FV) Aumento ligero

VP Aumento

PC Aumento ligero



Pérdida de Filtrado Sin cambio

Sólidos Sin cambio

MBT Aumento ligero si los

sólidos son reactivos, sin

cambio si se trata de

barita


EXCESO DE SÓLIDOS FINOS


pH Disminución ligera


Pf Disminución ligera

Mf Disminución ligera

Razón Pf/Mf Sin cambio

Ca2+ Sin cambio

Cl- Sin cambio



ESPECÍFICA

TRATAMIENTO

Realizar un análisis de costos para determinar si se

debe añadir una centrífuga para mejorar la

eficiencia del control de sólidos

Añadir una centrífuga en base al análisis de costos y

operarla como unidad de recuperación de barita


Realizar un análisis de costos para determinar

si es necesario diluir o desplazar

Desplazar con lodo nuevo o diluir en base a los

resultados del análisis de costos


ESPECÍFICA

TRATAMIENTO



EFECTO

El exceso de sólidos aumenta la

severidad de TODOS los

contaminantes


RESUMEN DE CONTAMINACIONES WBM


PROBLEMAS DE LOS FLUIDOS

DE PERFORACION BASE

ACEITE/SINTETICOS

PROBLEMAS: ACEITE / SINTÉTICOS

Viscosidad Insuficiente

Viscosidad Excesiva

Contaminación de Sólidos

Flujos de Agua Salada

Sólidos Humectados por Agua

Dióxido de Carbono – CO2

Sulfuro de Hidrógeno – H2S

Sales Masivas y Filones de Sal

Asentamiento / Sedimentación de Barita

Pérdida de Circulación

PROBLEMAS FLUIDOS OBM/SBM

VISCOSIDAD INSUFICIENTE

Sedimentación de Barita

Limpieza Inadecuada del Pozo

Tratamiento:

Añadir Viscosificadores – Arcilla, Polímeros,

Modificadores Reologicos.

Añadir Agua (Salmuera)

Someter la Salmuera al Esfuerzo de Corte

VISCOSIDAD EXCESIVA

Sólidos – Alto Contenido, Finos, Humectados por Agua

Alto Contenido de Agua

Inestabilidad a las Temperaturas Elevadas

Gases Ácidos

Sólidos Humectados por Agua

Sobretratamiento con Viscosificadores

Tratamiento:

Eliminar / Diluir – Sólidos, Reducir el Contenido de

Agua

Añadir – Emulsificante, Agente Humectante, Versathin,

Cal, Aumentar el peso del lodo


Alta viscosidad

Revoque grueso

Tratamiento:

Zaranda de malla más fina

Centrífugas en tándem

Diluir con fluidos base y añadir

emulsificante

Agente humectante

FLUJOS DE AGUA SALADA

Aumento del % agua, disminución de la relación

aceite:agua

Alta viscosidad

Sólidos humectados por agua

Estabilidad Eléctrica Más Baja

Agua en el filtrado ATAP

Tratamiento:

Emulsificante y cal

Agente humectante para densificar o sólidos

humectados por agua

Barita para ajustar el peso y parar el influjo

SÓLIDOS HUMECTADOS POR AGUA

Mayor viscosidad

Menor Estabilidad Eléctrica

Aspecto granuloso

Sedimentación

Taponamiento de la malla de la zaranda

Prueba

Tratamiento:

Si la fase de salmuera está saturada de sal, añadir

agua dulce

Agente humectante

DIÓXIDO DE CARBONO CO2

Disminución de POM

Disminución del contenido de cal

Disminución de la Estabilidad Eléctrica

Tratamiento:

Añadir cal para mantener un exceso, tener cuidado

para controlar el exceso de cal en fluidos a base de

éster

Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo

SULFURO DE HIDRÓGENO, H2S

Sulfuros detectados con el Tren de Gas de Garrett

Disminución de POM

Disminución del contenido de cal

Disminución de la Estabilidad Eléctrica

El lodo puede volverse negro

Tratamiento:

Mantener el exceso de cal

Secuestrante de zinc inorgánico (SULF-X)

Aumentar el peso del lodo para controlar el influjo

SALES MASIVAS Y FILONES DE SAL

Las sales son insolubles, pueden resultar en

un problema de sólidos de baja gravedad

específica

CaCl2 y MgCl2 de la formación pueden causar

la humectación por agua de los sólidos

Pegadura del flujo plástico (no diferencial)

Desplazar el espacio anular desde la

barrena hasta el punto libre con agua dulce

ASENTAMIENTO / SEDIMENTACIÓN DE

BARITA Asentamiento, pesos desiguales de lodo durante la

circulación desde el fondo hacia arriba después de los

viajes

Tratamiento:

Aumentar la Viscosidad a Muy Baja Velocidad de

Corte

Sedimentación, condiciones estáticas y tanques

Normal, aumentar la Viscosidad a Muy Baja

Velocidad de Corte

Exceso de agente humectante (empaquetamiento

duro), añadir arcilla organofílica y polímero. No añadir

agente humectante.

Presencia de barita humectada por agua indicada por

las pruebas – añadir agente humectante


La compresibilidad aumenta la densidad en el

fondo, aumentando la posibilidad de fracturación

de la formación

Los materiales de pérdida de circulación (LCM)

tales como Celofán y fibras de caña pueden

romper la emulsión

Tratamiento:

Mica, MIX-II, cáscaras de nueces

Inyección inversa de arcilla organofílica (arcilla

organofílica en agua – Sin Cemento)

DESPLAZAMIENTOS

Reunirse, comunicar, organizar.

Acondicionar el lodo a desplazar a la viscosidad más baja

y el fluido desplazador a la viscosidad más alta.

No comenzar el desplazamiento hasta que todo el fluido

desplazador esté en el sitio.

El espaciador debería cubrir 500’ a 1.000’ de espacio

anular.

Bombear a una velocidad cerca de la turbulencia.

No Parar la circulación una vez que se ha iniciado el

desplazamiento.

Hacer Girar / Reciprocar la Tubería

DESPLAZAMIENTOS

Colocar la barrena al fondo del pozo cuando el

lodo base aceite se separa de la barrena.

Cambiar las mallas.

Añadir agente humectante.

Monitorear con el medidor de Estabilidad.

PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN

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