UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA...

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

“ANÁLISIS DE LA EFECTIVIDAD DEL INHIBIDOR “CLAY

CONTROL PLUS” UTILIZADO EN EL CONTROL DE

ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES EN

MUESTRAS DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA,

TIYUYACU, TENA Y NAPO DEL CAMPO VICTOR HUGO

RUALES (VHR) POZO - 31”

TESIS PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE

PETRÓLEOS

AUTOR: RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ

DIRECTOR: ING. FAUSTO RAMOS A.

QUITO, JULIO 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial.2014

Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ, declaro que el trabajo aquí

descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para

ningún grado o calificación profesional; y que he consultado las referencias

bibliográficas que se incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de

Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional

vigente.

RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ

C.I. 0502780497

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE LA

EFECTIVIDAD DEL INHIBIDOR “CLAY CONTROL PLUS” UTILIZADO EN

EL CONTROL DE ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES EN

MUESTRAS DE LAS FORMACIONES ORTEGUAZA, TIYUYACU, TENA Y

NAPO DEL CAMPO VICTOR HUGO RUALES (VHR) POZO - 31”, que para

aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Raúl Martínez

Pérez, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la

Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de

Trabajos de Titulación 18 y 25.

ING. FAUSTO RAMOS

DIRECTOR DE TESIS

DEDICATORIA

A Dios, que ha sido la luz que ha iluminado el camino hacia el éxito en mis

estudios y en mi vida.

A mis padres; Raúl y Pilar que gracias a sus esfuerzos, perseverancia y

consejos pude concluir con mi carrera universitaria.

A mis hermanas Raquel y Lorena, a mi amado hijo Raúl Andrés por estar

conmigo en las buenas y malas, por darme la alegría y apoyo de cada día.

A Stefanía de las Mercedes por brindarme su amor y comprensión, por ser

una de mis bases en cada momento de mi vida.

Raúl Martínez Pérez

AGRADECIMIENTO

A Dios, por ser quién marcó el camino del bien durante mi vida y a mis

padres, Raúl y Pilar que fueron mi principal apoyo durante mi carrera

estudiantil.

Agradezco a la empresa Q-MAX Drilling Fluids Ecuador por su colaboración

para el desarrollo de este trabajo en su laboratorio, especialmente al Ing.

Glen Obando, por permitirme conocer el sistema de fluidos que la empresa

maneja y a la Ing. Andrea Chávez por impartirme sus conocimientos.

Al Ing. Fausto Ramos mi director de tesis quien me ha prestado su ayuda

para desarrollar mi tesis.

A las autoridades de la Universidad y Facultad de Ciencias de la Ingeniería,

Al Ing. Jorge Viteri, Decano de la Facultad, que me brindó su apoyo en la

parte final de mis estudios.

Raúl Martínez Pérez

i

ÍNDICE DE CONTENIDOS

RESUMEN ................................................................................................... xii

ABSTRACT ................................................................................................ xiii

CAPÍTULO I................................................................................................... 1

INTRODUCCIÓN ........................................................................................... 1

1.1. PROBLEMA .................................................................................. 2

1.2. JUSTIFICACIÓN ........................................................................... 3

1.3. OBJETIVOS .................................................................................. 4

1.3.1. OBJETIVO GENERAL ............................................................... 4

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................... 4

CAPÍTULO II .................................................................................................. 5

MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 5

2.1. FLUIDOS DE PERFORACION ..................................................... 5

2.1.1. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ................................ 5

2.1.1.1 Lodos Base Agua .............................................................. 6

2.1.1.2 Composición de los Fluidos de Perforación Base Agua .... 8

2.1.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............ 10

2.1.2.1 Remoción de los Recortes del Pozo ............................... 10

2.1.2.2 Control de las Presiones de la Formación...................... 10

2.1.2.3 Suspensión y Descarga de Recortes .............................. 11

2.1.2.4 Obturación de las Formaciones Permeables .................. 11

2.1.2.5 Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero .................. 11

2.1.2.6 Minimización de los Daños a la Formación ..................... 12

2.1.2.7 Enfriamiento, Lubricación y Sostenimiento de la Barrena y

del Conjunto de Perforación ........................................................ 12

2.1.2.8 Transmisión de la Energía Hidráulica de las Herramientas

y la Barrena ................................................................................. 13

2.1.2.9 Asegurar la Evaluación adecuada de la Formación ........ 13

2.1.2.10 Control de la Corrosión ................................................. 14

ii

2.1.2.11 Facilitar la Cementación y Completación del Pozo ....... 14

2.1.2.12 Minimizar el Impacto del Medio Ambiente ..................... 14

2.1.3 Problemas Comunes de Perforación Relacionados con el

Fluido de Perforación .......................................................................... 15

2.1.3.1 Daño a las Formaciones ................................................. 15

2.1.3.2 Presión de Circulación de Efecto Pistón y de Efecto

Émbolo ........................................................................................ 15

2.1.3.3 Pérdida de Circulación .................................................... 16

2.1.3.4 Reducción de la Velocidad de Perforación...................... 16

2.1.3.5 Corrosión de las Sartas de Perforación y de

Revestimiento ............................................................................. 16

2.1.3.6 Erosión de las Paredes del Pozo .................................... 17

2.1.3.7 Retención de Sólidos No Deseables ............................... 17

2.1.3.8 Desgaste en la Bomba de Lodo ...................................... 17

2.1.3.9 Pegadura de la Sarta de Perforación .............................. 17

2.2. FLUIDO ................................................................. 18

2.2.1 PRODUCTOS DEL SISTEMA .............................. 19

2.2.1.1 Maxdrill ............................................................................ 19

2.2.1.2 Stardrill ............................................................................ 20

2.2.1.3 Glymax ............................................................................ 21

2.2.1.3 Kelzan XCD ..................................................................... 22

2.2.1.4 Synerfloc A-25D .............................................................. 23

2.2.1.5 Soda Cáustica ................................................................. 24

2.2.1.6 Defoam X ........................................................................ 25

2.2.1.7 Barita ............................................................................... 26

2.2.2 NUEVO INHIBIDOR DE ARCILLA ............................................. 27

2.2.2.1 Clay Control Plus ............................................................ 27

2.3 EFECTOS DE LOS COMPONENTES INHIBITORIOS EN LOS

MINERALES ARCILLOSOS .................................................................... 29

2.3.1 COMPORTAMIENTO DE LAS AMINAS. ................................... 29

2.3.1.1 Reacciones de la Arcilla con Iones Aminas..................... 29

iii

2.3.2 COMPORTAMIENTO DE POLIACRILAMIDAS

PARCIALMENTE HIDROLIZADAS (PHPA) ........................................ 30

2.3.2.1 Características de la PHPA ............................................. 31

2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL GLICOL ........................................... 32

2.4 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS ........................................................... 34

2.4.1 TIPOS DE ARCILLAS ................................................................ 35

2.4.1.1 Arcillas Montmorillonitas (arcillas de tres capas) ............. 37

2.4.1.2 Ilitas (Arcillas De Tres Capas) ......................................... 38

2.4.1.3 Cloritas(Arcillas de tres Capas) ....................................... 38

2.4.1.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas) .................................... 39

2.4.2 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO (CEC) ............... 40

2.4.3 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS ........................................... 41

2.4.4 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE

ARCILLA ............................................................................................. 44

2.5 ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZO ..................................... 47

2.5.1 ROTURA POR ESFUERZO MECÁNICO ................................... 48

2.5.1.1 Rotura-Fracturación Causada por la Tensión ................. 49

2.5.1.2 Rotura/Colapso Causado por la Compresión o Flujo

Plástico ....................................................................................... 49

2.5.2 INTERACCIONES QUÍMICAS .................................................. 53

2.5.2.1 Hidratación y Dispersión de Lutita .................................. 53

2.5.2.2 Lutita Sensible al Agua .................................................. 53

2.5.3 INTERACCIONES FÍSICAS ...................................................... 54

2.5.3.1 Erosión ............................................................................ 55

2.5.3.2 Humectación, Invasión de Fluido y Transmisión de

Presión ........................................................................................ 55

CAPÍTULO III ............................................................................................... 56

METODOLOGÍA .......................................................................................... 56

3.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES (VHR) ........ 56

3.1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO VHR ...................................... 56

3.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA ....................................................... 57

iv

3.1.3 ESTRUCTURA ........................................................................... 58

3.1.4 POZO VHR-31 ............................................................................ 59

3.1.4.1 Descripción Litológica del Pozo VHR-31 ......................... 61

3.2 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y PROCEDIMIENTOS DE

PRUEBAS DE LABORATORIO ................................................................ 63

3.2.1 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS ................... 63

3.2.1.1 Densidad del Fluido ....................................................... 64

3.2.1.2 Viscosidad ...................................................................... 65

3.2.1.3 Pérdida de Filtrado API .................................................. 69

3.2.1.4 Concentración Iónica de Hidrógeno (pH) ........................ 71

3.2.1.5 Capacidad de Azul de Metileno o MBT ........................... 73

3.2.2 PRUEBAS ESPECIALES DE INHIBICIÓN SOBRE

COMPONENTES ARCILLOSOS Y LUTITAS ..................................... 76

3.2.2.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos

Perforados .................................................................................. 76

3.2.2.2 Prueba de Erosión o Dispersión ..................................... 79

3.2.2.3 Prueba de Tiempo de Succión Capilar (CST) ................ 81

CAPÍTULO IV .............................................................................................. 85

ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................................... 85

4.1 RECOLECCION DE SÓLIDOS PERFORADOS ............................... 85

4.2 SELECCIÓN DE MUESTRAS ........................................................... 86

4.3 TRATAMIENTO DE MUESTRAS SELECCIONADAS ....................... 87

4.4 PRUEBAS PARA DETERMINAR EL EFECTO DE INHIBICIÓN

SOBRE ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES ................... 89

4.4.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados ........... 89

4.4.1.1 Análisis de Resultados .................................................... 92

4.4.2 Prueba de Azul de Metileno para elegir la mejor concentración

del inhibidor ......................................................................................... 94

4.4.2.1 Análisis de Resultados .................................................. 104

4.4.3 Tiempo de Succión Capilar....................................................... 104

4.4.3.1 Formación Orteguaza ................................................... 107

v

4.4.3.2 Formación Tiyuyacu ...................................................... 109

4.4.3.3 Formación Tena ............................................................ 112

4.4.3.4 Formación Napo ............................................................ 114


4.4.4 Dispersión................................................................................. 119

4.4.4.1 Preparación de las Muestras......................................... 121

4.4.4.2 Análisis de Resultados ................................................. 127

4.4.5 Azul de Metileno con las Formaciones Estudiadas .................. 128

4.4.5.1 Fluidos a Condiciones de Superficie ............................. 128

4.4.5.2 Fluidos Después de Rolar ............................................. 133

4.4.6 Pruebas Básicas realizadas a los Fluidos de Perforación ........ 137


CAPÍTULO V ............................................................................................. 143

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES............................................. 143

5.1 CONCLUSIONES ............................................................................. 143

5.2 RECOMENDACIONES ..................................................................... 145

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ......................................................... 146

Bibliografía ............................................................................................... 146

GLOSARIO ................................................................................................ 148

ANEXOS .................................................................................................... 148

vi

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 2.1 Productos del Sistema ............................................. 19

Tabla 2.2 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Maxdrill ............... 20

Tabla 2.3 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Stardrill ................ 21

Tabla 2.4 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Glymax............... 22

Tabla 2.5 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Kelzan XCD ........ 23

Tabla 2.6 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D .. 24

Tabla 2.7 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D .. 25

Tabla 2.8 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Defoam X ............ 26

Tabla 2.9 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Barita .................. 27

Tabla 2.10 Propiedades Típicas del Producto Clay Control Plus ................. 28

Tabla 2.11 Arcillas comúnmente encontradas. ............................................ 40

Tabla 2.12 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros. ...... 43

Tabla 2.13 Comportamiento de Minerales de Arcilla bajo la influencia del

Agua ............................................................................................................ 43

Tabla 3.1 Características de la Gota I. ......................................................... 74

Tabla 3.2 Características de la Gota II. ......................................................... 74

Tabla 4.1 Muestras seleccionadas para pruebas.......................................... 87

Tabla 4.2 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno para Sólidos

(MBT) ............................................................................................................ 91

Tabla 4.3 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno

para Sólidos .................................................................................................. 93

Tabla 4.4 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con

Clay Control Plus a diferentes concentraciones............................................ 97


Clay Control Plus a diferentes concentraciones y Glymax (1,5%) ................ 97


para el Clay Control Plus .............................................................................. 99


para el Clay Control Plus + Glymax (1,5%) ................................................. 100

vii


Maxdrill (0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%) .................................................... 101

Tabla 4.9 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno del

fluido con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%) ........................................ 102

Tabla 4.10 Resumen de los Resultados de la Prueba de Azul de

Metileno (MBT) ........................................................................................... 103

Tabla 4.11 Resultado de pH Inicial y pH Final ............................................ 106

Tabla 4.12 Resultado de CST para la Formación Orteguaza ..................... 107

Tabla 4.13 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la

Formación Orteguaza con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido

Clay Control Plus. ....................................................................................... 108

Tabla 4.14 Resultado de CST para la Formación Tiyuyacu ........................ 110


Formación Tiyuyacu con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay

Control Plus. ............................................................................................... 111

Tabla 4.16 Resultado de CST para la Formación Tena .............................. 112


Formación Tena con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay

Control Plus. ............................................................................................... 113


Formación Napo con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay

Control Plus. ............................................................................................... 115

Tabla 4.19 Resultado de CST para la Formación Napo ............................. 116

Tabla 4.20 Resumen de Resultados de la Prueba de CST ........................ 117

Tabla 4.21 Componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus ........ 120

Tabla 4.22 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el

Fluido Blanco (Agua) .................................................................................. 123


Fluido Maxdrill ............................................................................................. 123


Fluido Clay Control Plus ............................................................................. 123

viii

Tabla 4.25 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Blanco

(Agua) ......................................................................................................... 124

Tabla 4.26 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido

Maxdrill ....................................................................................................... 125

Tabla 4.27 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Clay

Control ........................................................................................................ 126

Tabla 4.28 Resumen de los resultados de la Dispersión ............................ 127

Tabla 4.29 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus .......... 129

Tabla 4.30 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a

Condiciones de Superficie .......................................................................... 130

Tabla 4.31 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus a condiciones de superficie .................................................... 131

Tabla 4.32 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y

Clay Control Plus a condiciones de superficie en las formaciones

estudiadas .................................................................................................. 132

Tabla 4.33 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus después de

Rolar ........................................................................................................... 134

Tabla 4.34 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus después de rolar ..................................................................... 134

Tabla 4.35 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y

Clay Control Plus después de rolar con las formaciones estudiadas .......... 135

Tabla 4.36 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus .......... 138

Tabla 4.37 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill

y Clay Control Plus a condiciones de superficie ......................................... 139

Tabla 4.38 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill

y Clay Control Plus después de rolar .......................................................... 140

ix

ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 2.1 Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada. .................................... 31

Figura 2.2 Fotomicrografía de bentonita. ..................................................... 36

Figura 2.3 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada

negativamente. ............................................................................................ 37

Figura 2.4 Comparación de estructuras de arcillas. ..................................... 39

Figura 2.5 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y

sódica. ......................................................................................................... 42

Figura 2.6 Procesos de enlace de las partículas de arcilla. ......................... 44

Figura 2.7 Estado Agregado de las Arcillas. ................................................ 45

Figura 2.8 Estado Disperso de las Arcillas. ................................................. 46

Figura 2.9 Estado Floculado de las Arcillas. ................................................ 46

Figura 2.10 Inestabilidades mecánicas del pozo. ........................................ 48

Figura 2.11 Lutita presurizada. .................................................................... 52

Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Campo VHR. ...................................... 57

Figura 3.2 Mapa Estructural del Campo VHR. ............................................. 58

Figura 3.3 Mapa de la Ubicación Pozo VHR-31........................................... 59

Figura 3.4 Estado Mecánico Pozo VHR-31. ................................................ 60

Figura 3.5 Balanza Presurizada. .................................................................. 64

Figura 3.6 Viscosímetro Rotativo. ................................................................ 67

Figura 3.7 Curva Típica de Caudales para un Lodo de Perforación. ........... 68

Figura 3.8 Filtro Prensa API ......................................................................... 71

Figura 3.9 Medidor de pH Electrónico. ......................................................... 72

Figura 3.10 Prueba de titulación con azul de metileno. ............................... 76

Figura 3.11 Equipo de Prueba de Azul de Metileno para Sólidos

Perforados. .................................................................................................. 78

Figura 3.12 Horno de Rolado y Celdas de Envejecimiento. ......................... 80

Figura 3.13 Equipo CST. ............................................................................. 83

Figura 4.1 Empaquetamiento de Muestras .................................................. 86

Figura 4.2 Lavado de Muestras ................................................................... 88

Figura 4.3 Muestras lavadas por los mallas de 20, 40 y 100 micrones ........ 88

x

Figura 4.4 Secado y Deshumificado de Muestras........................................ 89

Figura 4.5 Muestras Tamizadas por la malla de 100 micrones .................... 90

Figura 4.6 Resultados del CEC de las Formaciones y de la Bentonita ........ 92

Figura 4.7 Mezcladores de Bajas Revoluciones por Minuto (RPM) ............. 96

Figura 4.8 Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes

concentraciones ........................................................................................... 99


concentraciones + Glymax (1,5%) ............................................................... 99

Figura 4.10 Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax

(1,5%) ........................................................................................................ 102

Figura 4.11 Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno

(MBT) ......................................................................................................... 103

Figura 4.12 Realización de la Prueba de CST ........................................... 106

Figura 4.13 Resultados de la Prueba CST para la Formación Orteguaza . 109

Figura 4.14 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tiyuyacu ... 110

Figura 4.15 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tena .......... 114

Figura 4.16 Resultados de la Prueba CST para la Formación Napo ......... 116

Figura 4.17 Resumen de los Resultados de la Prueba CST ...................... 117

Figura 4.18 Tamices de 10 y 20 micrones ................................................. 120

Figura 4.19 Preparación de las Celdas de Rolamiento .............................. 121

Figura 4.20 Muestras de la Formación Tena con Fluido Maxdrill .............. 122

Figura 4.21 Horno de Rolado y Horno de Secado ..................................... 122

Figura 4.22 Porcentaje de Dispersión de las Formaciones Estudiadas

con el Fluido Blanco, Maxdrill y Clay Control Plus ..................................... 127

Figura 4.23 Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control

Plus ............................................................................................................ 131


Plus ............................................................................................................ 135

Figura 4.25 Componentes Sólidos y Líquidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus ............................................................................................... 139

Figura 4.26 Medición de la Reología ......................................................... 141

xi

ÍNDICE DE ANEXOS

ANEXO 1 CORTE SECCION HORIZONTAL POZO VHRE-031 ................ 151

ANEXO 2 PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ...................... 151

ANEXO 3 CURVA DE PESOS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN EN EL

POZO VHR-31 ........................................................................................... 153

ANEXO 4 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO CLAY CONTROL PLUS .. 155

ANEXO 5 FICHA DE SEGURIDAD DEL PRODUCTO CLAY CONTROL

PLUS ......................................................................................................... 157

ANEXO 6 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO MAXDRILL ....................... 164

ANEXO 7 FICHA DE SEGURIDAD DEL MAXDRILL ................................. 166

ANEXO 8 API RECOMMENDED PRACTICE 13B-1 ................................. 168

xii

RESUMEN

El fluido de perforación, es un fluido que posee características físicas y

químicas, que deben ser apropiadas, para realizar labores de perforación,

evitando problemas de inestabilidad en el pozo como derrumbes,

atascamiento de la tubería y embolamientos de la broca. Estos problemas

son principalmente producidos por el hinchamiento de los minerales

arcillosos que se encuentran en la formación de la Cuenca Oriente.

El propósito general de este estudio es evaluar y determinar el mejor

inhibidor de arcillas reactivas y lutitas inestables, que mantenga la

estabilidad y genere el menor daño a las formaciones que están siendo

atravesadas, teniendo en cuenta procedimientos y criterios técnicos para

realizar las pruebas físicas y químicas de laboratorio.

Se probaron los inhibidores de arcillas “Maxdrill” y “Clay Control Plus”,

mediante pruebas básicas API, ensayos especiales como: Tiempo de

Succión Capilar (CST), Prueba de Azul de Metileno (MBT) y Dispersión, para

determinar la capacidad inhibitoria de cada uno de los productos inhibidores

dentro de un fluido de perforación utilizado para la segunda sección, que es

donde se encuentra una mayor cantidad de minerales arcillosos,

específicamente se probó sobre las muestras de las formaciones

Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del pozo-31 del Campo Víctor Hugo

Ruales.

Luego de realizar todas las pruebas con varias repeticiones para obtener un

mejor resultado en cada una de ellas, se observa que el producto Clay

Control Plus tiene un efecto inhibitorio sobre los minerales arcillosos, pero es

menos eficaz en comparación con el producto inhibidor Maxdrill utilizado

actualmente por la empresa.

xiii

ABSTRACT

The drilling fluid is a fluid that has physical and chemical characteristics.

These must be appropriate for drilling activities, avoiding problems of

instability in the well as landslides, stuck pipe and problems at the bit. These

problems are mainly caused by the swelling of clay minerals found in the

formation of the East Basin.

The overall purpose of this study is to evaluate and determine the best

inhibitor of reactive clays and shales unstable, which maintains stability and

create the least damage to the formations being penetrated, taking into

account technical criteria and procedures for physical and chemical

laboratory tests.

Inhibitors clays "Maxdrill" and "Clay Control Plus" were tested through API

Basic tests, special tests such as Capillary Suction Time (CST), Methylene

Blue Test (MBT) and Dispersion, to determine the inhibitory capacity of each

of the inhibiting products within a drilling fluid used in the second section,

where there is a greater amount of clay minerals, specifically tested on

samples of Orteguaza, Tiyuyacu, Tena and Napo formations, well - 31 of the

Victor Hugo Ruales Field.

After performing all tests with several repetitions for best results in each of

them, it is observed that Clay Control Plus product has an inhibitory effect on

the clay minerals, but is less effective compared with Maxdrill inhibitor

currently used product by the company.

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

1

CAPÍTULO I

INTRODUCCIÓN

El petróleo es el energético más importante en la historia de la humanidad,

un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje total de la

energía que se consume en el mundo.

Los pozos petroleros son las fuentes primordiales del hidrocarburo, para

tenerlo en superficie y en uso se necesita de la perforación. Uno de los

principales Los fluidos de perforación constituyen una de las principales

desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho

objetivo.

Los lodos de perforación son una solución inmediata para prevenir el

hinchamiento de las arcillas, derrumbes de las formaciones de las lutitas

inestables, altamente hidratables. Los lodos base agua con aminas utilizadas

en ciertos intervalos del pozo, es el primordial aditivo para inhibir a las

arcillas hidrofilicas encontradas en las formaciones Orteguaga, Tiyuyacu,

Tena y Napo del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR).

En los fluidos de perforación se debe evaluar su desempeño con respecto al

tiempo, debido a que en períodos más largos, los efectos de inhibición no

son satisfactorios y se desencadena en problemas operacionales en el pozo.

Este estudio busca analizar la eficiencia del “Clay Control Plus” como nuevo

inhibidor, verificando que cumpla propiedades similares o mejores que los

inhibidores utilizados en la actualidad, en la inhibición de componentes

arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del Campo

Víctor Hugo Ruales (VHR) pozo 31, así como conocer todos los problemas y

2

factores negativos con el fin de dar algunas recomendaciones prácticas en

operaciones de campo para pozos futuros.

1.1. PROBLEMA

Durante la perforación de un pozo, uno de los mayores problemas es el

atravesar formaciones que contengan arcilla. Estas arcillas reaccionan en

contacto con el agua, dando lugar a la expansión de su estructura y

consecuentemente provocando un hinchamiento de las mismas.

Cuando las arcillas se hinchan, debido al largo tiempo de exposición de las

mismas con el sistema de fluidos, hace que el diámetro del hueco perforado

disminuya y las paredes del hueco se desmoronen provocando que se

dificulte el transporte de los cortes de perforación a la superficie y por ende

afecte la correcta limpieza del hoyo causando que las arcillas tiendan a

adherirse a la broca o al ensamblaje de fondo (BHA), disminuyendo la tasa

de penetración (ROP), embolamiento de la broca, provocando en muchos

casos empaquetamiento, perdidas de circulación o pega de tubería.

Los problemas ocasionados por la reactividad de las arcillas con el lodo de

perforación originan una serie de consecuencias que se traducen en

Problemas de Tiempos No Productivos (NPT), que a su vez afectan

negativamente la rentabilidad del negocio.

Estos inconvenientes han llevado a la búsqueda del mejor inhibidor de

arcillas reactivas y lutitas inestables, para mejorar la eficiencia y rentabilidad

en operaciones futuras de perforación en el Campo Víctor Hugo Ruales

(VHR), a través del desarrollo de un fluido de perforación con un nuevo

controlador de arcillas, que permita disminuir el grado de reactividad de los

minerales arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo,

para lograr una eficiencia en los procesos de perforación y consiguiendo

3

altas tasas de penetración, que a su vez disminuirán el tiempo de exposición

de estas arcillas con el lodo de perforación.

Este trabajo de investigación, realizará estudios a fin de evaluar el poder

inhibitorio de los productos Maxdrill y Clay Control Plus y concentración

optima de cada uno de ellos, para la inhibición de arcillas y lutitas inestables

en el Campo Víctor Hugo Ruales (VHR) Pozo – 31, sobre la base de la

problemática se procederá, por medio de la prueba de Tiempo de Succión

Capilar (CST) en la cual se evalúa y caracteriza a cada muestra el

intercambio catiónico para optimizar la cantidad de electrolitos en los fluidos

de perforación, de esta manera se minimiza su efecto sobre las formaciones

arcillosas que se hinchan al ser introducidas con agua fresca. También se

realizará la prueba de Azul de Metileno donde se evalúa la capacidad de

intercambio catiónico (CEC) de cada formación, así como también la perdida

de la misma al contacto con los fluidos utilizados y finalmente se evaluará

con la prueba de Dispersión, la cual examina la interacción entre los fluidos y

las formaciones que contienen lutitas reactivas en condiciones simuladas

mientras el fluido está en movimiento.

1.2. JUSTIFICACIÓN

En la explotación de hidrocarburos, el factor económico juega un papel

determinante en la planificación de todos los proyectos. Por esta razón, se

busca la manera de disminuir los costos operacionales para hacer más

rentable el negocio.

Por esta razón, se presenta la necesidad de buscar un nuevo inhibidor de

arcillas, para mejorar y optimizar el diseño del fluido de perforación utilizado

por la Empresa Qmax para perforar la segunda sección de pozos petroleros

en el Ecuador.

4

El estudio de la efectividad de un nuevo inhibidor de arcillas y lutitas

inestables al atravesar las formaciones Orteguaga, Tiyuyacu, Tena y Napo

del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR) pozo - 31, ayudará a generar una

base de datos que a su vez permita establecer relación en futuros estudios

de los fluidos analizados en áreas que contengan las mismas condiciones de

la zona en estudio, evitando y controlando los problemas operacionales que

se han venido generando en los campos de la Cuenca Oriente del Ecuador.

1.3. OBJETIVOS

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Determinar la efectividad del inhibidor “Clay Control Plus” en el control de

componentes arcillosos de las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y

Napo del pozo VHR - 31; mediante pruebas físico-químicas.

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Describir el procedimiento que se realiza para determinar la

reactividad de los minerales arcillosos mediante pruebas de

laboratorio.

Analizar las propiedades inhibitorias del producto Clay Control Plus

dentro de un fluido de perforación.

Determinar el controlador de inhibición más eficiente mediante

pruebas de laboratorio, para su aplicación en pozos futuros en el

Campo Víctor Hugo Ruales.

Analizar los resultados obtenidos de las pruebas de inhibición para

determinar si el producto Clay Control Plus puede remplazar al

producto Maxdrill en operaciones de perforación.

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

5

CAPÍTULO II

MARCO TEÓRICO

2.1. FLUIDOS DE PERFORACION

“El fluido de perforación se define como: El fluido de circulación usado en las

operaciones de perforación rotatoria, empleado para cumplir una o todas las

funciones requeridas durante esta operación” (Qmax-México, 2004, pág. 8).

Los fluidos utilizados en la perforación de pozos petroleros cumplen con

importantes funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. Estos

fluidos son factores muy importantes para evitar fallas operaciones durante

la perforación, por lo que es necesario que transporten los ripios de

perforación a la superficie, también los fluidos de perforación deben cumplir

con otras funciones de igual importancia y directamente relacionada con la

eficiencia y economía de la operación de perforación. Por lo tanto la

composición de los fluidos de perforación y sus propiedades resultantes

están sujetas a muchos estudios y análisis.

2.1.1. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Se definen diferentes sistemas de fluidos de perforación comercialmente

disponibles:

a) Lodos a Base Agua

b) Lodos a Base de Aceite

c) Lodos Sintéticos

d) Aire, Espuma, Niebla

6

2.1.1.1 Lodos Base Agua

a) Fluidos no-dispersados: Estos sistemas incluyen spud muds, lodos

naturales y otros ligeramente tratados, estos sistemas generalmente

son utilizados para perforar pozos “shallow” o perforaciones

superficiales. No se adicionan adelgazadores y dispersantes para

dispersar los sólidos perforados y partículas de arcilla.

b) Fluidos dispersados: “A grandes profundidades, se requieren

densidades altas o cuando las condiciones son problemáticas,

entonces los fluidos requieren dispersarse, típicamente con

lignosulfonatos, lignitos o taninos”, (Qmax-México, 2004, pág. 8).

Estos materiales y productos similares son defloculantes efectivos y

reductores de filtrado. Se usan frecuentemente materiales químicos

conteniendo potasio para proporcionar gran inhibición de lutitas.

También se requiere usar materiales adicionales especializados para

ajustar o mantener propiedades específicas del fluido.

c) Fluidos tratados con calcio: “Cationes divalentes como son calcio y

magnesio, cuando se adicionan a fluidos de perforación de agua

dulce, inhiben las formaciones de arcilla y lutitas hidratables. Se usan

niveles altos de calcio soluble para controlar la lutitas desmoronables

(deleznables) y agrandamiento del pozo y para prevenir el daño de la

formación” (Qmax-México, 2004, pág. 9).

d) Fluidos de polímeros: “Estos fluidos generalmente incorporan

polímeros de alto peso molecular de cadena larga para encapsular los

sólidos perforados, prevenir dispersión y cubrir las lutitas por

inhibición, o para incrementar la viscosidad y reducen la perdida de

filtrado. Están disponibles varios tipos de polímero para estos

7

propósitos, incluyendo acrilamida, celulosa y productos naturales a

base de gomas”(Qmax-México, 2004, pág. 9).

Existen también sistemas de polímeros sintéticos modernos que

tienen la capacidad de perforar de manera más eficiente la mayoría

de pozos petroleros, incrementando las tasas de penetración con una

correcta estabilidad del pozo, lo que hace de estos fluidos una

alternativa económicamente atractiva.

Perforar con un fluido con un mínimo de sólidos a base de polímeros,

altamente tixotrópico y con características de estabilización de lutitas

tiene ventajas como las siguientes:

Máximas tasas de penetración y mejor hidráulica, debido al

mínimo contenido de sólidos y su resultante viscosidad plástica

reducida.

Mejor control de las presiones de succión y densidad equivalente

de circulación. Esto ayuda a prevenir la pérdida de circulación,

atascamientos de tubería, problemas cuando se extrae la tubería.

Mayor estabilidad del pozo. El sistema se mantiene en un rango de

pH 8,5 a 9,5 donde trabajan los inhibidores.

Reducción del daño a la formación y menor desgaste del equipo.

Mejor control de densidad y viscosidades.

Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la

broca, estabilizadores y tubería.

Flexibilidad y adaptabilidad con la mayoría de los sistemas, los

sistemas de polímeros pueden ser convertidos a otros si se

requiere.

Características ambientales aceptables.

8

e) Fluidos de bajos sólidos: “Son sistemas en los que se controla la

cantidad (en volumen) y tipo de sólidos. El contenido total de sólidos

no es mayor de 6% a 10% en volumen” (Qmax-México, 2004, pág. 9).

El contenido de sólidos arcillosos debe ser de 3% o menos y

presentar una relación de sólidos perforados respecto a la bentonita

de menos de 2:1. Los sistemas de bajos sólidos típicos usan aditivos

poliméricos como viscosificantes o un extendedor de bentonita y no

son dispersados. La ventaja principal de los sistemas de bajos sólidos

es que mejoran significativamente las velocidades de penetración.

f) Sistemas de agua salada: “Se han incluido muchos sistemas de

fluidos en esta clasificación. Los sistemas saturados con sal tienen

una concentración de cloruros cercana a 190,000 mg/l (saturada) y se

usan para perforar formaciones de sal. Sistemas de agua salada

tienen un contenido de cloruros de 10,000 a 190,000 mg/l. Los

sistemas de brackish o sistemas de agua de mar se refiere

normalmente a sistemas de bajos niveles de sal. Los fluidos de agua

salada normalmente se preparan con brackish, agua de mar o fuentes

de agua producida” (Qmax-México, 2004, pág. 9).

2.1.1.2 Composición de los Fluidos de Perforación Base Agua

La composición del fluido de perforación es función de los requerimientos

necesarios de una operación de perforación. El agua es la base de la

mayoría de los fluidos de perforación y están constituidos por las siguientes

fases:

a) Fase líquida

“Esta fase puede ser agua (dulce o salada); o una emulsión (agua-

petróleo) y es el elemento de mayor proporción que mantendrá en

9

suspensión los diferentes aditivos que forman las otras fases”(Pazos

& Galarza, 2010, pág. 72).

b) Fase coloidal o reactiva

“Esta fase está constituida por los componentes arcillosos, en este

caso la arcilla que será el elemento primario utilizado para darle

cuerpo al fluido. Dependiendo del tipo de agua se utilizan dos tipos de

arcilla, si el lodo es a base de agua dulce se utiliza montmorillonita, y

para lodos elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial

con la atapulgita”(Pazos & Galarza, 2010, pág. 72).

c) Fase inerte

Sólidos no reactivos de alta gravedad específica, como el Sulfato de

Bario (BaSO4) o el Carbonato de Calcio son utilizados como material

densificante del fluido de perforación. Los sólidos perforados como

arena, caliza, dolomita, limolita son extremadamente abrasivos, estos

solidos también se ubican dentro de esta fase. La inestabilidad de un

lodo aumenta a medida que el porcentaje de sólidos aumenta.

d) Fase química

“Está fase se encuentra constituida por iones y sustancias en solución

como: dispersantes, emulsificantes, sólidos disueltos, reductores de

filtrado, y otras sustancias químicas, que controlan el comportamiento

de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo

requerido por el diseño”(Pazos & Galarza, 2010, pág. 74).

10

2.1.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN

2.1.2.1 Remoción de los Recortes del Pozo

En la perforación de un pozo, los recortes deben ser retirados del pozo a

medida que son generados por la barrena, o en algunos casos, pedazos

de la formación provenientes de las paredes del hoyo al ocurrir algún

derrumbe, deben ser continuamente evacuados desde el hoyo hasta la

superficie, para que sean trasladados a la superficie por el espacio anular.

“La remoción de los recortes (limpieza del agujero) depende del tamaño de

los recortes, unidos a la Velocidad de Penetración (ROP); de la rotación de

la columna de perforación; y de la viscosidad, densidad y velocidad anular

del fluido de peroración” (Mi-Swaco, 2001, pág. 19).

2.1.2.2 Control de las Presiones de la Formación

“Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta

la densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar las

presiones y mantener la estabilidad del agujero”(Mi-Swaco, 2001, pág. 21).

La presión ejercida por la columna de fluido de perforación mientras está

estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la

densidad (peso del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del

pozo.

Cuando la presión hidrostática de la columna de fluido de perforación es

igual o superior a la presión de la formación, los fluidos de la formación no

fluirán dentro del pozo.

11

2.1.2.3 Suspensión y Descarga de Recortes

Las propiedades tixotrópicas del fluido de perforación deben mantener en

suspensión las partículas sólidas cuando se interrumpe la circulación, para

luego depositarlas en la superficie cuando esta se reinicia. 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.

La remoción de los recortes es mejorada cuando existen altas velocidades

anulares, aunque pueden causar un flujo turbulento que ayuda a limpiar el

agujero, pero puede producir otros problemas de perforación o en el agujero.

2.1.2.4 Obturación de las Formaciones Permeables

“La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de

formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los

hidrocarburos puedan ser producidos” (Mi-Swaco, 2001, pág. 23).

El filtrado invade la formación y un revoque se deposita en la pared del

pozo, cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de

la formación. Un buen lodo de perforación debe generar un revoque que sea

liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los

problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería, además de consoli-

dar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una

presión sobre las paredes del hoyo abierto.

2.1.2.5 Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero

“La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores

mecánicos (presión y esfuerzos) y químicos. La composición química y las

propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable

12

hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento” (Mi-

Swaco, 2001, pág. 23).

La inestabilidad del pozo puede ser evidenciada cuando existe un derrumbe

de la formación, causando condiciones de agujero reducido, puentes y

relleno durante las maniobras. Esto requiere por lo general el

ensanchamiento del pozo hasta la profundidad original. La mejor estabilidad

del pozo se obtiene cuando éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica

original. Al desgastarse o ensancharse las paredes del pozo se hace más

débil y es más difícil de estabilizar.

2.1.2.6 Minimización de los Daños a la Formación

Se debe elegir un fluido de perforación que se encuentre dentro de la

economía total del pozo, para lograr un mínimo de modificación o alteración

sobre las formaciones que se van perforando para minimizar el daño de la

formación a producir, debido a que los tratamiento de reparación son muy

costosos o se podría perder la producción. Es necesario que el lodo tenga

valores óptimos en todas sus propiedades para obtener máxima protección

de la formación.

Una reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación

productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden

producirse como resultado de la obturación causada por el fluido de

perforación o los sólidos de perforación, o de las interacciones químicas

(lodo) y mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.

2.1.2.7 Enfriamiento, Lubricación y Sostenimiento de la Barrena y del

Conjunto de Perforación

“Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de

calor por fricción en la broca y en las zonas donde la columna de

13

perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo. La

circulación del fluido de perforación enfría la broca y el conjunto de

perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el

pozo” (Mi-Swaco, 2001, pág. 25).

Los fluidos de perforación deben tener suficiente capacidad calorífica y

conductividad térmica para permitir que el calor sea recogido del fondo del

pozo, para transportarlo a la superficie y disiparlo a la atmósfera.

2.1.2.8 Transmisión de la Energía Hidráulica de las Herramientas y la

Barrena

“La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de

penetración (ROP), mejorando la remoción de recortes en la broca. Esta

energía también alimenta los motores de fondo que hacen girar la broca y

las herramientas de Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar

(LWD)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 26).

Los programas de hidráulica se basan en el dimensionamiento de las

boquillas de la broca para utilizar la potencia disponible (presión o energía)

de la bomba de lodo a fin de maximizar la caída de presión en la broca u

optimizar la fuerza de impacto del chorro sobre el fondo del pozo.

2.1.2.9 Asegurar la Evaluación adecuada de la Formación

La evaluación correcta de la formación es muy importante el momento de la

perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. La calidad del

lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria para

conocer la capacidad productiva de las formaciones perforadas. Las

características físico-químicas del lodo deben asegurar la información

geológica deseada, la obtención de mejores registros y la toma de núcleos.

14

Las propiedades del fluido de perforación la medición de las propiedades de

la roca por las herramientas eléctricas de cable se ven afectadas por las

propiedades de los fluidos de perforación.

2.1.2.10 Control de la Corrosión

“Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento

que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están

propensos a varias formas de corrosión” (Mi-Swaco, 2001, pág. 28).

Un pH bajo y los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono

y sulfuro de hidrógeno pueden generar graves problemas de corrosión, tanto

en la superficie como en el fondo del pozo. Por esta razón, el fluido de

perforación debe mantener la corrosión a un nivel aceptable y proteger las

superficies metálicas contra la corrosión, el fluido de perforación no debería

dañar los componentes de caucho o elastómeros.

2.1.2.11 Facilitar la Cementación y Completación del Pozo

“El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de

revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no

dificulte las operaciones de completación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 28).

Cuando se introduce la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer

en un estado de flujo para minimizar el suaveo y pistoneo, de manera que no

se cause ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta

más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de

calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes.

2.1.2.12 Minimizar el Impacto del Medio Ambiente

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

ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los

15

fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía

del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecido

reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de

perforación” ” (Mi-Swaco, 2001, pág. 29).

2.1.3 Problemas Comunes de Perforación Relacionados con el Fluido

de Perforación

Existen varios efectos adversos que pueden ocasionar el mal estado, o la

aplicación inadecuada de un fluido de perforación y son:

2.1.3.1 Daño a las Formaciones

“La mayoría de los fluidos de perforación alteran las características

originales de las formaciones al tener contacto con ellas. Algunas

formaciones son más sensibles que otras y algunos son más dañinos que

otros”(Pillajo, 2005, pág. 31). El daño a la formación se puede presentar en

dos formas diferentes:

a.- Reducción en la capacidad de una formación

b.- Reducción en la estabilidad del agujero.

El taponamiento físico es uno de los daños a las formaciones productoras

ocasionada por sólidos inertes de la reacción química entre los fluidos de

perforación y la formación, también es muy común el hinchamiento de

arcillas al tener en contacto con el filtrado del lodo reduciendo hasta cero la

permeabilidad de la formación. El pozo puede perder estabilidad por las

reacciones químicas de las lutitas sensibles al agua, o por erosión física.

2.1.3.2 Presión de Circulación de Efecto Pistón y de Efecto Émbolo

“Los problemas con las presiones de circulación y con las de efecto de

pistón y de émbolo pueden ser causadas por altas viscosidades, altos

16

esfuerzos de gel y alto contenido de sólidos. Estos problemas se agravan si

el enjarre es grueso ya que esto resulta en un pobre control de filtrado y en

la disminución del diámetro del pozo”(Pillajo, 2005, pág. 32).

El subir rápidamente la tubería o más conocida como el efecto de émbolo

puede ocasionar un descontrol en el pozo. Las presiones de circulación o el

efecto pistón causan generalmente pérdidas de circulación.

2.1.3.3 Pérdida de Circulación

“La pérdida de circulación incrementa el costo del fluido de perforación y el

costo total del pozo, así como el peligro de un descontrol. Esta ocurre

siempre que la presión ejercida por el fluido contra la formación excede la

resistencia de la misma. Las presiones excesivas son el resultado de la alta

densidad del fluido de perforación”(Pillajo, 2005, pág. 32).

2.1.3.4 Reducción de la Velocidad de Perforación

“Existen muchos factores que afectan a la velocidad de perforación, pero los

más significativos se relacionan con la diferencia entre presión hidrostática

del fluido de perforación y la presión de formación. El exceso de sólidos y las

altas viscosidades constituyen otros factores importantes que disminuyen las

velocidades de perforación”(Pillajo, 2005, pág. 33).

2.1.3.5 Corrosión de las Sartas de Perforación y de Revestimiento

El fluido de perforación puede propiciar un ambiente corrosivo para las

tuberías de acero utilizadas en el subsuelo. Este efecto puede minimizarse

con el tratamiento químico apropiado del fluido o con la formación de una

capa protectora (química o física) en la superficie del acero. En general, un

pH bajo agrava la corrosión. Por lo tanto, una función importante del fluido

de perforación es mantener la corrosión a un nivel aceptable.

17

2.1.3.6 Erosión de las Paredes del Pozo

“La erosión física o química de las paredes del pozo causará dificultades en

la evaluación de los registros eléctricos, en la cementación de tuberías y

puede ocasionar una pegadura de la tubería. La erosión física puede

minimizar bombeando el fluido de perforación a velocidades medias y bajas

en el anular. La erosión química depende de la reacción química entre el

fluido y la formación, el perforar una sección de sal masiva con un fluido

base agua dulce es un ejemplo de reacción química indeseable, otro ejemplo

es perforar una lutita problemática con un fluido de perforación

incompatible”(Pillajo, 2005, pág. 34).

2.1.3.7 Retención de Sólidos No Deseables

“La mayoría de los fluidos de perforación desarrollan la estructura gel lo

suficiente para poder suspender los cortes y derrumbes en el anular cuando

la circulación se detiene. Estos sólidos de la formación deberán removerse

del fluido antes de que este se recircule. Desafortunadamente las

propiedades de gelatinización del fluido dificultan esta remoción”(Pillajo,

2005, pág. 34).

2.1.3.8 Desgaste en la Bomba de Lodo

“Los sólidos abrasivos en los fluidos de perforación pueden causar el

desgaste excesivo en algunos partes de la bomba y en otros equipos que

estén en contacto con el fluido. Los sólidos más abrasivos son las arenas

incorporados en el fluido de perforación al perforar”(Pillajo, 2005, pág. 35).

2.1.3.9 Pegadura de la Sarta de Perforación

“La pegadura de la sarta de perforación contra las paredes del pozo lleva a

operaciones de pesca de alto costo. El tipo más significativo de pegadura se

18

relaciona a los fluidos de perforación cuando la sarta de perforación es

prácticamente incrustada en un enjarre muy grueso y la presión hidrostática

del fluido es mayor que la presión de formación a este mecanismos de pega

de tubería se denomina Pega Diferencial”(Pillajo, 2005, pág. 36).

2.2. FLUIDO

El sistema de fluidos de perforación es utilizado por la empresa

Qmax para perforar pozos de petróleo en la segunda sección (Orteguaza,

Tiyuyacu, Tena y Napo) en el Ecuador.

Este sistema tiene una base de polímeros que hace el inhibidor no esté

vinculado con la bentonita y pueda estar disponible para interactuar

directamente con la formación.

La empresa Q-MAX con su filial en Canadá utiliza como agente inhibidor a la

amina con nombre comercial Maxdrill, sin embargo siempre está en la

búsqueda de un mejor inhibidor para obtener mejores resultados

operacionales en el campo.

En el país el sistema se aplicó por primera vez en el pozo

Shushufindi 111D, logrando excelentes resultados.

Para determinar las concentraciones adecuados de los productos, se han

desarrollado varias pruebas en el laboratorio simulando condiciones de

fondo del pozo. También a través de la experiencia obtenida por los

ingenieros de lodos se ha determinado el orden de adición de los productos,

para lograr un cumplimiento óptimo de las propiedades del sistema

.

En la siguiente tabla se describen los productos utilizados en el sistema de

fluidos de perforación :

19

Tabla 2.1 Productos del Sistema

PRODUCTO COMPOSICIÓN APLICACIÓN

STRADRILL Polisacárido Modificado Control de pérdida de fluido

SYNERFLOC A25-D Poliacrilamida Parcialmente

Hidrolizada (PHPA) Encapsulador

KELZAN XCD Goma Xántica Copolimero Viscosificador

de lodo

BARITA BASO4 - Químicamente

Inerte Agente densificante

SODA CAUSTICA Hidróxido Alcalino

(Hidróxido de Sodio) NAOH

Incrementa solubilidad de

Dispersantes

DEFOAM X Surfactante de alcohol

aniónico Agente antiespumante

BENTONITA Arcilla Comercial Densificante

GLYMAX

Glicol de

polietileno/polímero

mejorado de alta densidad

Agente de Taponamiento

deformable, Inhibición de

lutitas y Estabiliza la pared

del pozo

MAXDRILL (Actual

Inhibidor de Arcillas ) Amina Orgánica no Volátil Inhibidor de arcillas

CALY CONTROL PLUS

(Nuevo Inhibidor de

Arcillas )

Mezcla de Aminas Ácidas Inhibidor de arcillas

Fuente:(Qmax-Ecuador, 2014).

2.2.1 PRODUCTOS DEL SISTEMA

2.2.1.1 Maxdrill

Es un inhibidor de arcilla de base polímero que se utiliza en los fluidos de

perforación. Es un líquido claro apacible soluble en agua.

20

a) Aplicaciones

Maxdrill es un inhibidor de arcillas para formaciones sensibles al agua.

Tiene un fácil intercambio iónico que permite la substitución fácil en

los sitios del intercambio del ión de sodio, que permite la hidratación

del agua. La prueba de succión capilar ilustra la inhibición a las

concentraciones tan bajo como 0,005% además ha mostrado que

presenta una estabilidad química.

b) Tratamiento

Las concentraciones normales que se utiliza en el campo son de 0,3%

a 0,6%. Maxdrill está diseñado para ser utilizado en rangos de pH de

10,5 o menos. Al utilizar en rangos de pH mayor a 10,5 reduce su

efectividad y requerirá de una cantidad mayor de la misma.

Tabla 2.2 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Maxdrill

FORMA Líquido

COLOR Transparente

DENSIDAD (g/cc 25°C) 1,07

SOLUBILIDAD 60% soluble

pH 9 a 10


2.2.1.2 Stardrill

Stardrill es muy eficiente para el control de perdida de fluido. Este se aplica

en concentraciones de acuerdo a lo requerido en el sistema de fluidos.

a) Aplicaciones

Stardrill es muy eficiente para el control de perdida de fluido. La

cinegética del Stardrill con la bentonita y otros polímeros refuerzan las

21

propiedades de desleimiento de esquila de un fluido de perforación

que proporciona una excelente costra para evitar que el lodo se pierda

por aquel agujero.

b) Tratamiento

Stardrill se mezcla al sistema de fluido a través del depósito de

alimentación de 10 – 15 minutos por saco. Stardrill se usa en

concentraciones de 5,0 – 25,0 Kg/m3 que dependen de los requisitos

de perdida de fluidos y la cantidad de sólidos en el sistema.

Tabla 2.3 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Stardrill

FORMA Polvo

COLOR Blanco

GRAVEDAD ESPECÍFICA N/A

SOLUBILIDAD 100% soluble

pH 10 a 11


2.2.1.3 Glymax

Glymax es un polímero mejorado, para sistemas base agua, que emplea

tecnología de poli glicoles. Está diseñado para sistemas salinos de glicol de

alta saturación y puede ser utilizado en pozos con temperaturas de

formación moderadamente altas y altas.

a) Aplicaciones

Glymax se puede beneficiar de la adición de un incrementador de la

ROP en ciertas aplicaciones. Glymax provee un alto grado de

22

inhibición de lutitas, estabilidad de la pared del pozo, alta temperatura

y presión, control de perdida de fluido y lubricación.

b) Tratamiento

Al diseñar un sistema de tal manera que el punto de nube del glicol

Glymax coincida con la temperatura al interior del pozo se obtiene

máximo beneficio. Por encima de esta temperatura, el glicol forma un

tipo de micro emulsión a la que se la conoce con nombre de “emulsión

de lodo térmicamente activada”. Este efecto contribuye a la

estabilización de la pared de 3 maneras distintas: adsorción química,

micro-emulsión y taponamiento de poros inestables y mejora del filter-

cake.

Tabla 2.4 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Glymax

FORMA Líquido

COLOR Amarillo

GRAVEDAD ESPECÍFICA 1,01

SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble

PUNTO DE EBULLICIÓN >568


2.2.1.3 Kelzan XCD

Kelzan XCD es utilizado como un Viscosificador en lodos basados en agua

fresca y agua salina.

a) Aplicación

Kelzan XCD es usado principalmente como un Viscosificador en todos

los sistemas de lodo, basados en agua. Es usado para suplementar el

23

punto de deformación cuando los valores de Viscosidad Plástica /

Punto de cedencia se tornan inmanejables. También puede usarse en

pastillas seleccionadas de 5 – 10 m3 para barridos para limpiar el

pozo antes de registros, T.R´s, etc.

b) Tratamiento

Kelzan XCD exhibe la propiedad reológica de pseudoplasticidad

(Reducción de Esfuerzos). Pequeñas cantidades proveen altos puntos

de cedencia y bajas viscosidades plásticas. Concentraciones de 0,25

– 1,0 Kg/m3 son normales. Estas pueden ser incrementadas de

acuerdo con la capacidad de transporte deseada, cuando es usada

como el único Viscosificador de un sistema fluido de polímero, pueden

requerirse concentraciones de 3-4 Kg/m3 de XCD.

Tabla 2.5 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Kelzan XCD

FORMA Polvo

COLOR Beige Claro


SOLUBILIDAD 100%


2.2.1.4 Synerfloc A-25D

Synerfloc A-25D es una acrilamida-copolimérica de alto peso molecular

soluble en agua con un mediano grado de carga aniónica. Es un polvo

dispersable que se mezcla fácilmente en el agua reduciendo la formación de

ojos de pescado.

24

a) Aplicación

Synerfloc A-25D es un polímero aniónico efectivo floculante usado en

todos los segmentos del proceso mineral y en el proceso de

perforación. Es usado comúnmente en dewatering y clarificación,

como una ayuda de filtro en aplicaciones de centrifuga. Y es usado

para remover los sólidos cuando pasan por el shaker o por el

sumidero.

b) Tratamiento

El requerido según las condiciones del pozo o programa de lodos de

perforación.

Tabla 2.6 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D

FORMA Gránulos

COLOR Blanco


SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble 100% en

60 min.


2.2.1.5 Soda Cáustica

La Soda Cáustica es usada para el control de pH en la mayoría de los

sistemas de fluido de perforación base agua.

a) Aplicación

La causticidad para el control de pH, varía de acuerdo con varios

factores, por ejemplo: pH del lodo antes de los añadidos cáusticos,

25

cantidad y tipo de aditivos presentes en el sistema, tipo y cantidad de

la formación perforada y contaminantes encontrados. La Soda

Cáustica también es usada para incrementar la solubilidad de los

dispersantes. Manteniendo el pH moderadamente alto con soda

cáustica es una ayuda en el control de corrosión.

b) Tratamiento

La Soda Cáustica debería agregarse completa a través del barril

químico con agua lentamente o sobre una circulación por saco. Es

fácil de sobrepasarse, ser cuidadoso.

Tabla 2.7 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Synerfloc A-25D

FORMA Sólidos, gránulos

COLOR Blanco


SOLUBILIDAD EN AGUA Soluble 100%

PUNTO DE EBULLICIÓN 138°C

PUNTO DE FUSIÓN 318°C

pH 13 en solución al 1%


2.2.1.6 Defoam X

Defoam X es usado como antiespumante en lodos base agua.

a) Aplicación

Defoam x es un agente antiespumante para ser usado en los sistemas

de lodos en base de agua, en condiciones difíciles a severas. Es

26

efectivo en cualquier grado de pH, en altas temperaturas y en un

amplio rango de salinidad.

b) Tratamiento

Para mayor efectividad el antiespumante debe ser añadido

directamente al sistema de lodo lo más próximo al shale shaker como

sea posible. Las concentraciones pueden variar, aunque para una

espuma ligera 0,3 – 0,9 L/m3 pueden ser requeridas.

Tabla 2.8 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Defoam X


FORMA Líquida

COLOR Amarillo pálido

SOLUBILIDAD EN AGUA Insoluble, dispersable en

agua

PORCENTAJE DE VOLATILIDAD 60%

pH 7 a 8


2.2.1.7 Barita

La Barita es usada como un agente densificante en sistemas de fluidos

basados en agua o en aceite.

27

Tabla 2.9 Propiedades Físicas y Químicas del Producto Barita

FORMA Polvo

COLOR Entre gris y blanco

DENSIDAD EN VOLUMEN 2160 Kg/m3

SOLUBILIDAD Insoluble en agua y aceite

PESO ESPECÍFICO 4,2

PUNTO DE FUSIÓN 1580 °C

pH 7 a 8


a) Aplicación

La barita es empleada para incrementar la densidad de todos los

lodos. Pueden obtenerse pesos de lodos por arriba de 2400 – 2600

Kg/m3 mientras aún se retiene un fluido bombeable. La Barita es

químicamente inerte y no reaccionará con varios aditivos para lodo o

con contaminantes encontrados.

b) Tratamiento

La cantidad de Barita requerida para obtener una densidad deseada:

Ec [1]

2.2.2 NUEVO INHIBIDOR DE ARCILLA

2.2.2.1 Clay Control Plus

Es un inhibidor y estabilizador de arcillas líquido que se utiliza en salmueras,

ácidos, geles, agua de matado de pozos en operaciones de perforación y

28

workover y fluidos de control, con el fin de proteger a la formación del daño

que provocan las arcillas expansivas y/o del desprendimiento de arcillas

migratorias en la matriz de la roca reservorio.

a) Aplicaciones

Estabilizar de arcillas y/o lutitas finos, excelente en medios acuosos

de silicios como feldespatos, cuarzo, Kaolinita y esmectitas. También

se lo utiliza como auxiliar para control de la corrosión en las

operaciones del pozo.

b) Tratamiento

Esta arcilla de control se debe añadir directamente al sistema de lodo

en concentraciones normalmente de 1-4 ppb (Pound per Barrel).

Tabla 2.10 Propiedades Típicas del Producto Clay Control Plus

Fuente:(Transmerquin, 2014).

PROPIEDADES TÍPICAS

PESO ESPECÍFICO 60°F

DENSIDAD lbs/gal 60°F

1.026 / 0.016

8.54 / 0.125

PUNTO DE INFLAMACION (PMCC) °F

VISCOSIDAD CP @ 76° F

VISCOSIDAD CP @ 32° F

> 200

10-15

ND

PUNTO DE DERRAME °F

pH

< / = 6

4.3+/=0.5

29

2.3 EFECTOS DE LOS COMPONENTES INHIBITORIOS EN

LOS MINERALES ARCILLOSOS

Para controlar las interacciones entre el lodo y la lutita el sistema

posee inhibidores o aditivos químicos. Los sistemas con altos

niveles de calcio, potasio u otros inhibidores químicos son la mejor opción

para perforar en formaciones sensibles al agua. Sales, polímeros, materiales

asfálticos, glicoles, aceites, agentes tensoactivos y otros inhibidores de lutita

pueden ser usados en los fluidos de perforación a base de agua para inhibir

el hinchamiento de la lutita e impedir el derrumbe. La lutita está

caracterizada por composiciones y sensibilidades tan variadas que no se

puede aplicar universalmente ningún aditivo en particular.

2.3.1 COMPORTAMIENTO DE LAS AMINAS.

Las aminas, amidas, poli-aminas, iminas, nitrilos y aminoácidos son

químicos derivados del amoniaco y resultan de la sustitución de uno o varios

de los hidrógenos de la molécula de amoniaco por

otros sustituyentes o radicales. Generalmente usados como componentes en

algunos lodos base agua para contribuir en la estabilidad de las arcillas y las

lutitas.

Hace más de 20 años el cloruro de amonio fue probado como un inhibidor de

arcillas, el fosfato de di-amonio ha sido usado durante más de 15 años, sin

embargo para la suspensión, transporte de los recortes de perforación y la

estabilidad del pozo los materiales catiónicos orgánicos han sido

adicionados a los fluidos de perforación hace más de una década.

2.3.1.1 Reacciones de la Arcilla con Iones Aminas

Entre la arcilla y las aminas existen reacciones químicas que son únicas en

comparación con otros iones. El modelo de intercambio de iones no explica

totalmente la interacción de las arcillas y las aminas.

http://es.wikipedia.org/wiki/Hidr%C3%B3geno

http://es.wikipedia.org/wiki/Sustituyente

http://es.wikipedia.org/wiki/Radical_(qu%C3%ADmica)

30

Las aminas pueden asociarse con los minerales arcillosos a través del

intercambio de iones y a mediante la fijación de iones.

En la reacción de intercambio de iones, la velocidad de intercambio depende

de la concentración de los iones debido a la ley de acción de masas, es decir

cuanto más grande sea la relación de iones amonio a iones Na, más rápida

será la velocidad de intercambio de las aminas + por Na+.

La fijación de iones ocurrirá en las arcillas con capa de alta carga, por lo que

aumenta la selectividad de la arcilla respecto a las aminas en un orden de

magnitud. Se ha determinado mediante cálculos teóricos, que la fijación de

aminas en las arcillas esmectitas se produce cuando la carga de capas es

alta e inclina el equilibrio hacia el intercambio preferencial de cationes con

las aminas.

“Las arcillas esméctitas por lo general tienen capas de alta carga, y una

mayor porción de la carga aparecerá en la capa tetraédrica que debería ser

más selectiva respecto a las aminas a bajas temperaturas. Las capas de

esméctica con capa de alta carga coexisten con las capas de esméctica con

capa de baja carga en algunas lutitas de tipo gumbo”(Pazos & Galarza,

2010, pág. 83).

2.3.2 COMPORTAMIENTO DE POLIACRILAMIDAS PARCIALMENTE

HIDROLIZADAS (PHPA)

Las poliacrilamidas parcialmente hidrolizadas (PHPA), son vistas como un

sistema cercano a los de base catión de amonio y están constituidas

por verdaderas macromoléculas hidrocarbonadas, de alto peso molecular,

agrupadas en largas cadenas a lo largo de las cuales se encuentran grupos

amidas y ácidos, alternando con átomos de carbono.

31

La poliacrilamida debe ser combinada con acrilato de sodio debido a que

sola es insoluble, para obtener la solubilidad en agua. Las poliacrilamidas

parcialmente hidrolizadas (PHPA) son aminas aniónicas hidrosolubles que

son el resultado de la combinación con el acrilato de sodio.

Este compuesto resultante tiene grupos carboxilo y grupos amida

distribuidos de manera aleatoria a lo largo de su cadena principal.

Figura 2.1 Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada.

Fuente:(Mi-Swaco, 2001).

“Tienen una serie de propiedades físicas estos polímeros que dependen de

su peso molecular, razón amino - ácida o grado de hidrólisis, pH de la

solución y concentración de la sal. Entre sus propiedades más importantes

esta la expansión que sufren estos polímeros al ser disueltos en agua o

salmuera, produciendo un aumento considerable en la viscosidad del

sistema”(Pazos & Galarza, 2010).

2.3.2.1 Características de la PHPA

“La característica inhibidora de lutita de la PHPA ocurre cuando el polímero

se agrega a las arcillas en el pozo y bloquea la hidratación y la dispersión

que suelen producirse normalmente” (Mi-Swaco, 2001, pág. 221).

32

El mecanismo primario de inhibición es la encapsulación polimérica de la

arcilla o lutita perforada por atracción y adhesión aniónica/catiónica.

“Los grupos carboxilo aniónico se agregan a las cargas positivas en los

bordes de las partículas de arcilla. Como el polímero tiene un alto peso

molecular y es relativamente largo, este polímero se combina con varios

sitios a lo largo del pozo. Esto tiene como resultado el revestimiento del pozo

y la limitación del agua que entra a la arcilla”(Mi-Swaco, 2001, pág. 221).

“La PHPA también contribuye a la estabilidad de las lutitas aumentando la

viscosidad de la fase acuosa. La PHPA aumenta la viscosidad del filtrado de

fluido de perforación, lo cual limita la profundidad de invasión del filtrado”

(Mi-Swaco, 2001, pág. 221).

“Se cree que un poliacrilato de peso molecular alto tiene demasiada afinidad

con las cargas positivas de las arcillas. De modo parecido a los

lignosulfonatos, cuando el polímero permanece en el sistema y se agrega a

los bordes de la arcilla activa, tanto en el sistema de fluido como en el pozo,

las grandes fuerzas de atracción pueden separar las arcillas y causar su

dispersión en el sistema” (Mi-Swaco, 2001, pág. 221).

La PHPA también es utilizada en el proceso de floculación, en el cual las

partículas individuales son conectadas en grandes agregados débilmente

enlazados por un polímero floculante. La masa resultante de partículas

enlazadas aumenta hasta el punto en que la aglomeración de sólidos deja

de estar suspendida y se sedimenta. Esto ayuda a mejor el ROP, mayor

eficacia de los equipos de control de sólidos y mejor estabilidad del pozo.

2.3.3 COMPORTAMIENTO DEL GLICOL

El Glicol es una sustancia ligeramente viscosa, incolora e inodora con un

elevado punto de ebullición y un punto de fusión de aproximadamente -12 °C

33

(261 K). Se mezcla con agua en cualquier proporción.

El Glicol dentro de un fluido de perforación base agua es un agente de

taponamiento, utilizado para la inhibición de lutitas. Generalmente estos

elementos comprenden una serie de uniones alquil unidas con átomos de

oxileno y terminados en radicales oxidrilos.

En los glicoles polialquenos o PAG la unidad central Y, es óxido de

propileno y las unidades X y Z, se refiere al óxido de etileno. La fórmula

estructural de estos glicoles es:

HO (CH2CH2O)X (CHCH2O)Y (CH2CH2O)ZH

|

CH3

La inhibición lograda por polyoles (glicoles) es menos comprendida que la de

otros polímeros pero está recibiendo actualmente una considerable atención

desde que se han logrado buenos resultados de campo.

La inhibición de lutitas, la estabilidad del pozo, control de filtrado ATAP y

lubricidad son las principales aplicaciones de los glicoles solubles en agua

de polímeros mejorados y de bajo peso molecular.

Debido al mecanismo de punto de niebla, a medida que el filtrado con el

glicol disuelto comienza a invadir la formación más caliente, la temperatura

del filtrado aumenta y el glicol disuelto sale de la solución y se adsorbe sobre

la matriz de lutita. Logrando de esta manera bloquear efectivamente una

invasión posterior de filtrado a través de la red porosa de la lutita.

También este sistema nos permite perforar arenas agotadas donde la

pegadura por presión diferencial causa grandes problemas, en las

operaciones de agua profunda, y para la perforación de pozos de alto ángulo

34

en las formaciones reactivas donde la estabilidad del pozo y el torque y

arrastre son motivos de preocupación.

2.4 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS

La arcilla se puede añadir intencionalmente al fluido de perforación o puede

ingresar al sistema como contaminante importante mediante la dispersión de

los sólidos de perforación. Es muy importante la química de arcillas referente

a las interacciones entre los lodos base agua y los minerales arcillosos que

afectan la estabilidad del pozo.

Desde el punto de vista petrológico la arcilla, es una roca sedimentaria, en la

mayor parte de los casos de origen detrítico, con características bien

definidas. Para un sedimentólogo, arcilla es un término granulométrico, que

abarca los sedimentos con un tamaño de grano inferior a 2 mm.

Gran parte de los suelos y sedimentos están constituidos por acillas debido a

la mayoría son productos finales de la meteorización de los silicatos que,

formados a mayores presiones y temperaturas, en el medio exógeno se

hidrolizan.

“Los minerales arcillosos son minerales de silicato alumínico de granos finos

que tienen microestructuras bien definidas”(Mi-Swaco, 2001, pág. 127). En la

clasificación mineralógica, los minerales arcillosos están clasificados como

silicatos estratificados porque la estructura dominante se compone de camas

formadas por capas de sílice y alúmina. La mayoría de los minerales

arcillosos tienen una morfología laminar.

“En la industria de fluidos de perforación, ciertos minerales arcillosos tales

como la esmectita, uno de los principales componentes de la bentonita, son

usados para proporcionar viscosidad, estructura de gel y control de

filtrado”(Mi-Swaco, 2001, pág. 127).

35

“Las arcillas de la formación se incorporan inevitablemente en el sistema de

fluido de perforación durante las operaciones de perforación y pueden

causar varios problemas. Por lo tanto, los minerales arcillosos pueden ser

beneficiosos o dañinos para el sistema de fluido” ”(Mi-Swaco, 2001, pág.

127). El término bentonita es usado para describir la montmorillonita sódica

explotada comercialmente que se usa como aditivo para el lodo de

perforación.

2.4.1 TIPOS DE ARCILLAS

Existe varios minerales arcillosos, pero los que interesan en relación a los

fluidos de perforación se pueden clasificar en tres tipos.

El primer grupo de arcillas son las que tienen forma de aguja no hinchables

como la atapulguita o la sepiolita. El tamaño natural de los cristales finos y la

forma de aguja hacen que se formen estructuras como de escobillas

amontonadas en suspensión.

El segundo tipo de minerales son las arcillas laminares no hinchables (o

ligeramente hinchables): ilita, clorita y kaolinita, las que serán descritas más

adelante.

El tercer tipo son las montmorillonitas laminares muy hinchables. El segundo

y el tercer tipo de minerales arcillosos se encuentran en las lutitas de las

formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes:

ilita,

clorita,

montmorillonita y

kaolinita.

36

La montmorillonita presente en las lutitas es generalmente la montmorillonita

cálcica, porque está en equilibrio con el agua de la formación, la cual es

generalmente rica en calcio. La montmorillonita sódica también se añade

normalmente a un lodo para aumentar la viscosidad y reducir el filtrado, sin

embargo las propiedades reológicas también dependen de la cantidad y el

tipo de arcillas que contenga el fluido de perforación.

“En agua dulce, las capas adsorben el agua y se hinchan hasta el punto en

que las fuerzas que las mantienen unidas se debilitan y las capas

individuales pueden separarse de los paquetes. La separación de estos

paquetes en múltiples capas se llama dispersión. Este aumento del número

de partículas, junto con el aumento resultante del área superficial, causa el

espesamiento de la suspensión” ”(Mi-Swaco, 2001, pág. 128).

Figura 2.2 Fotomicrografía de bentonita.


La figura 2.2 es una fotomicrografía real de una partícula de bentonita. En la

imagen se puede observar como una baraja de cartas abierta en abanico. Se

puede observar que varias de las partículas laminares se traslapan.

37

2.4.1.1 Arcillas Montmorillonitas (arcillas de tres capas)

“Si se sustituye un átomo de aluminio (Al3+) por un solo átomo de magnesio

(Mg2+) en la estructura reticular (disposición de los átomos), ésta tendrá un

electrón excedente o una carga negativa”(Mi-Swaco, 2001, pág. 130).

Figura 2.3 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada

negativamente.


“Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias

pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes

intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la

arcilla se mide y se registra como capacidad de intercambio catiónico (CEC)”

”(Mi-Swaco, 2001, pág. 130).

En este tipo de arcillas el catión puede ser un ión de simple carga como el

sodio (Na+) o un ión de doble carga como el calcio (Ca2+) o el magnesio

(Mg2+). De este modo, se tiene montmorillonita sódica, montmorillonita

cálcica y/o montmorillonita magnésica.

38

Este grupo en general contiene minerales arcillosos como la montmorillonita,

la hectorita, la saporita, la nontronita y otros minerales específicos.

2.4.1.2 Ilitas (Arcillas De Tres Capas)

“Las ilitas tienen la misma estructura básica que las montmorillonitas, pero

no muestran la capacidad de hinchamiento entre capas. En vez de la

sustitución de Al3+ por Mg2+ como en la montmorillonita, la ilita tiene una

sustitución de Si4+ por Al3+, lo cual aún produce una carga negativa. Los

cationes compensadores son principalmente el ion potasio (K+)” (Mi-Swaco,

2001, pág. 130).

En los minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita, y capas mixtas de ilita y

esmectita son encontradas durante la perforación de formaciones de lutita,

provocando problemas con la estabilidad del pozo y en el control del fluido

de perforación. La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos

está relacionada con los cationes débilmente enlazados entre las capas y

las cargas débiles de las capas que producen el hinchamiento y la dispersión

al entrar en contacto con el agua.

Entonces las formaciones de lutita son generalmente menos hinchables pero

más dispersas en agua, a medida que la profundidad del pozo va

aumentando.

2.4.1.3 Cloritas(Arcillas de tres Capas)

“Las cloritas están estructuralmente relacionadas con las arcillas de tres

capas. Las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que

hinchen ligeramente al ser modificadas. En estas arcillas, los cationes

compensadores de carga entre las capas unitarias de tipo montmorillonita

son reemplazados por una capa de hidróxido de magnesio octaédrico, o

brucita, esto se muestra en la Figura 2.11. Esta capa tiene una carga

39

positiva neta debido a la sustitución de ciertos Mg2+ por Al3+ en la capa de

brucita” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132).

Figura 2.4 Comparación de estructuras de arcillas.


“Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos

enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún

problema importante a menos que estén presentes en grandes cantidades.

La capacidad de intercambio catiónico de la clorita varía de 10 a 20 meq/100

g, principalmente debido a los enlaces rotos. La clorita también puede formar

arcillas de capas mixtas con otros minerales arcillosos tales como la

esmectita. La arcilla resultante de capas mixtas tendría las propiedades de

ambos tipos de minerales arcillosos” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132).

2.4.1.4 Kaolinitas (arcillas de dos capas)

“La kaolinita es una arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están

fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la

expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las

capas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 132). Sin embargo, algunas pequeñas cargas

pueden resultar de los enlaces rotos o las impurezas. Por lo tanto, la

kaolinita tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja (de

40

5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se encuentra comúnmente como

componente menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales

como las lutitas y las areniscas.

Tabla 2.11 Arcillas comúnmente encontradas.

GRUPO ESTRUCTURA CARGA CATIÓN DE

INTERCAMBIO HINCHAMIENTO

Kaolinita capa 1:1 Nula Ninguno Ninguno

Talco capa 2:1 Nula Ninguno Ninguno

Esmectita capa 2:1 0.3 –

0.6

Na+; Ca2+;

K+;Mg2+ Variable

Vermiculita capa 2:1 1.0 –

4.0 K+;Mg2+ Variable

Ilita capa 2:1 1.3 –

2.0 K+ Nulo

Mica capa 2:1 2.0 K+ Ninguno

Clorita capa 2:2 Variable Capa de brucita Nulo

Sepiolita cadena 2:1 Nula Ninguno Nulo

Paligorskita cadena 2:1 Menor Ninguno Nulo


2.4.2 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO (CEC)

“Los cationes compensadores que se adsorben en la superficie de la capa

unitaria pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes

intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la

arcilla es medida y registrada como la CEC (capacidad de intercambio

catiónico). La CEC está expresada en miliequivalentes por 100 g de arcilla

seca (meq/100 g)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 133).

41

Para poder conocer el CEC aparente de una arcilla se utiliza la Prueba de

Azul de Metileno (MBT), dentro de un lodo se evalúa la capacidad total de

intercambio de azul de metileno de los minerales arcillosos que se

encuentran en él, por lo general se registra la Capacidad de Azul de Metileno

(MBC) como cantidad equivalente de bentonita de Wyoming requerida para

obtener esta misma capacidad.

“Es importante notar que la prueba no indica directamente la cantidad de

bentonita presente. Sin embargo, la cantidad aproximada de bentonita y

sólidos en el lodo puede ser calculada basándose en el hecho de que los

sólidos de perforación normales tienen una CEC equivalente a 1/9 de la CEC

de la bentonita, y si se calcula la cantidad de sólidos de perforación

presentes en el lodo a partir de un análisis de retorta”(Mi-Swaco, 2001, pág.

135).

Cuando se mide la MBC de los recortes de perforación puede ser más

exacto el cálculo aproximado de la cantidad de bentonita agregada y sólidos

de perforación. Puede ser útil este procedimiento para evaluar la cantidad y

la calidad de las arcillas que se encuentran en el lodo.

2.4.3 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS

“El cristal de bentonita se compone de tres capas: una capa de alúmina con

una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada

negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un gran

número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente llamada

montmorillonita sódica”(Mi-Swaco, 2001, pág. 135).

Como muestra la Figura 2.12, se expanden hasta 40 Å las bentonitas

sódicas, mientras que la bentonita a base de calcio se expande hasta 17 Å.

Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ hacen que aumente la fuerza de

atracción entre las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se

42

puede adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una débil

fuerza de atracción, permitiendo que entre las lamillas entre más agua.

Figura 2.5 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y

sódica.


"Estas propiedades coligativas son básicamente medidas de la reactividad

de la arcilla. Como la CEC es fácil de medir, se trata de un método práctico

para evaluar la reactividad de la arcilla o lutita. La CEC de la arcilla se puede

medir mediante una valoración de azul de metileno. Para medir la CEC, se

usa una solución de azul de metileno 0,01 N, de manera que el número de

milímetros de solución de azul de metileno requeridos para llegar al punto

final sea igual a meq/100 g.” (Mi-Swaco, 2001, pág. 136).El rango de CEC

para minerales arcillosos puros se muestra en la siguiente:

43

Tabla 2.12 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros.

ARCILLA CEC (meq/100g)

Esmectita 80 – 150

Ilita 10 – 40

Clorita 10 – 40

Kaolinita 3 - 10

Fuente: (Mi-Swaco, 2001).

El mineral arcilloso más reactivo es aquel que contiene esmectita, entonces

las lutitas que contienen esmectita son las más sensibles al agua y las más

hidratables. Las lutitas que contienen otros minerales arcillosos tienen una

menor capacidad de hidratación, aunque puedan ser sensibles al agua. La

mayoría de las lutitas contienen varios tipos de arcillas en cantidades

variables.

Tabla 2.13 Comportamiento de Minerales de Arcilla bajo la influencia del

Agua

Minerales de arcilla vs Agua

Esmectita (Montmorillonita) arcillas hinchables, sensibles al

agua fresca, absorbe agua y se expande

Ilita Se dispersa en agua fresca y migra rápidamente

Capas Mezcladas

Capas de esmectita /Ilita, arcillas hinchables, no

tanto

como la esmectita, se dispersan en agua fresca

Caolinita Afectada por la dispersión y migración, en menor

grado que la Ilita

Clorita No es sensible al agua fresca, no se hincha,

algunas veces sensible a los ácidos

Fuente: (Qmax-Ecuador, 2014).

44

2.4.4 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA

“Los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes

para la reología de las suspensiones de arcilla. Estos procesos de enlace

deben ser comprendidos para entender y controlar los cambios reológicos en

los fluidos de perforación (Mi-Swaco, 2001, pág. 138).

“Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies

diferentes. La cara grande o superficie planar está cargada negativamente y

la superficie fina del borde está cargada positivamente donde se interrumpe

la red y se expone la superficie del enlace roto” (Manual de Fluidos, Mi-

Swaco, 2001, pág. 138). Estas cargas eléctricas y los cationes

intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de

fuerzas eléctricas que determina la manera en que dichas partículas

interactúan unas con otras.

Figura 2.6 Procesos de enlace de las partículas de arcilla.


45

En general se produce un cierto grado de enlaces entre las partículas. Las

partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes

estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación como se

presentan en la Figura 2.13.

“La agregación: (enlace de cara a cara) resulta en la formación de láminas o

paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una

reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la

introducción de cationes divalentes, tales como Ca2+, en el fluido de

perforación. Esto podría resultar de la adición de cal o yeso, o de la

perforación de anhidrita o cemento. Después del aumento inicial, la

viscosidad disminuirá con el tiempo y la temperatura, hasta llegar a un valor

inferior al valor inicial” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).

Figura 2.7 Estado Agregado de las Arcillas.

Fuente:(Halliburton, 2008).

“La dispersión: reacción contraria a la agregación, resulta en un mayor

número de partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de

arcilla son normalmente agregadas antes de ser hidratadas y cierta

dispersión ocurre a medida que se hidratan. El grado de dispersión depende

del contenido de electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de los

46

cationes intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla.” (Mi-

Swaco, 2001, pág. 139).

Figura 2.8 Estado Disperso de las Arcillas.


“La floculación: se refiere a la asociación de borde a borde y/o borde a cara

de las partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un

“castillo de naipes”. Esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y

filtrado. La severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan

sobre las partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para

ser enlazadas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).

Figura 2.9 Estado Floculado de las Arcillas.


47

“La desfloculación: es la disociación de las partículas floculadas. La adición

de ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas electroquímicas

en las arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del enlace borde a borde

y/o borde a cara entre las partículas de arcilla” (Mi-Swaco, 2001, pág. 139).

2.5 ESTABILIDAD DE LA LUTITA Y DEL POZO

Uno de los principales desafíos al perforar un pozo es mantener el pozo

estable. Los estudios indican que más del 10% de los costos operacionales

en la perforación de un pozo son a causa de sucesos imprevistos

relacionados con la inestabilidad del pozo.

Prevenir la inestabilidad de las zonas con lutitas es muy importante para

cada fase de la industria de fluidos de perforación, continuamente están

siendo desarrolladas y aplicadas nuevas tecnologías, pero también las

tecnologías anteriores son perfeccionadas consecutivamente.

“La inestabilidad del pozo es causada por un cambio radical del esfuerzo

mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación,

exponiendo la formación al lodo de perforación. Tal inestabilidad del pozo

suele ser indicada por lutitas derrumbables, resultando en ensanchamiento

del pozo, puentes y relleno” (Mi-Swaco, 2001, pág. 479).

“Las consecuencias más comunes son la pegadura de la tubería,

desviaciones del pozo, dificultades relacionadas con los registros y su

interpretación, dificultades en la recuperación de núcleos laterales,

dificultades al meter la tubería de revestimiento, cementaciones de mala

calidad, y la pérdida de circulación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 479).

48

Estos problemas causan mayores costos operacionales, incluso la

posibilidad de perder parte del pozo o el pozo entero, o una producción

reducida.

Las causas de la inestabilidad en el pozo son: Esfuerzo mecánico,

Interacciones químicas con el fluido de perforación, Interacciones físicas con

el fluido de perforación.

2.5.1 ROTURA POR ESFUERZO MECÁNICO

La falla en el pozo debido a al esfuerzo mecánico es causada por una de

dos situaciones: la primera cuando el peso del lodo es demasiado alto,

causando una fractura (roca bajo tensión) y la pérdida de circulación en el

sistema. La otra situación es cuando el peso del lodo es demasiado bajo,

causando el derrumbe (fisuración) o colapso (roca bajo compresión) de la

roca, como se muestra en la Figura 2.17.

Figura 2.10 Inestabilidades mecánicas del pozo.


49

También la abrasión mecánica y el impacto de la columna de perforación

pueden causar un ensanchamiento del pozo y en causar inestabilidad en las

rocas frágiles.

2.5.1.1 Rotura-Fracturación Causada por la Tensión

“Las rocas tienen bajas resistencias a la tensión. En realidad, las

formaciones de arena no consolidada o fracturadas tienen una resistencia a

la tensión igual a cero. Las areniscas suelen tener una resistencia a la

tensión más baja que la lutita”(Mi-Swaco, 2001, pág. 493).

Cuando la presión del fluido de perforación excede el gradiente de presión

de la roca, comienza a formarse una fractura que causa la pérdida de

circulación. En un plano paralelo a la dirección del esfuerzo principal máximo

y perpendicular al esfuerzo mínimo se encuentra orientada la fractura,

generando la abertura de una fractura vertical hacia el esfuerzo principal

más pequeño. La fracturación y la pérdida de circulación son perjudiciales

para la estabilidad del pozo, en especial en las formaciones medianamente

duras a duras.

“Hay una corriente de opinión que considera que algunas lutitas “blandas” y

“gumbos” de alto contenido de agua pueden deformarse plásticamente,

causando un aumento en el tamaño y volumen del pozo (hinchamiento).

Según la teoría de hinchamiento, si el peso del lodo es excesivo, el pozo

puede ensancharse (hincharse) y aprisionar la presión de la misma manera

que un recipiente a presión” (Mi-Swaco, 2001, pág. 493).

2.5.1.2 Rotura/Colapso Causado por la Compresión o Flujo Plástico

Las rocas poseen resistencias a la compresión que varían por lo general de

4.000 a 15.000 psi. Cuando el peso del lodo no es capaz de balancear este

50

esfuerzo máximo admisible de la roca, uno de dos mecanismos de rotura

puede entrar en juego:

1. Ensanchamiento del pozo debido a la fisuración o al colapso en las

rocas frágiles.

2. Deformación del pozo y pozo reducido debido al flujo plástico en las

formaciones plásticas como la sal, causando la compresión del pozo

hasta que se cierre.

“Las lutitas sometidas a esfuerzos y las lutitas presurizadas son dos

problemas especiales de estabilidad del pozo que ocurren porque el peso

del lodo no es suficiente para satisfacer las resistencias a la compresión”

(Mi-Swaco, 2001, pág. 493).

a) Lutitas Sometidas a Esfuerzos

Generalmente el peso del lodo se aumenta para controlar el flujo de

gas y líquidos dentro del pozo. Cuando la formación está sometida a

esfuerzos debido a las fuerzas tectónicas, el peso del lodo puede ser

necesario para evitar la inestabilidad del pozo.

La lutita de este tipo no se hidrata mucho pero que se derrumba en el

pozo al ser penetrada. Estas lutitas son encontradas en regiones

donde se han producido movimientos tectónicos (el proceso mediante

el cual la corteza terrestre se deforma, produciendo continentes,

océanos, montañas, entre otros).

Para optimizar la limpieza del pozo, se necesita usar un sistema de

lodo que disminuye de una manera considerable su viscosidad con un

esfuerzo de corte bajo y altos esfuerzos frágiles de gel, además de

mantener buenas características del revoque y un filtrado bajo. Esto

ayudará a impedir el derrumbe causado por los esfuerzos al mantener

51

un perfil de flujo hidrodinámico, y ayudará a limpiar el pozo. Los altos

esfuerzos de gel suspenderán la lutita que se derrumba impidiendo

que la lutita caiga dentro del pozo cuando la columna de perforación

está fuera del pozo.

“Las diferencias térmicas entre el flujo de lodo frío y la formación

caliente también pueden causar esfuerzos sobre el pozo y la

inestabilidad del pozo. Este problema no es común, pero debería ser

considerado al evaluar la rotura del pozo en pozos de alta

temperatura” (Mi-Swaco, 2001, pág. 495).

b) Lutitas Presurizadas

Cuando es impermeable la formación, y no existe ninguna formación

permeable adyacente, tal como un cuerpo masivo de lutita o sal,

puede que sea difícil identificar algún aumento de la presión debido a

la ausencia de gas de fondo/conexión o al influjo de fluidos porales.

“Las lutitas problemáticas relacionadas con las geopresiones suelen

limitarse geográficamente a zonas de geología más reciente,

generalmente postcretáceas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 495).

En la evolución del tiempo geológico, los limos y las lutitas se

comprimen y se compactan debido a la masa cada vez más grande

de la sobrecarga. En el proceso de compactación, los fluidos

contenidos dentro de la lutita son extraídos fuera de ésta y dentro de

lentes de arena más porosas y permeables, y no se comprimen ni se

compactan de ningún modo. Por lo tanto, todos los fluidos que entran

en estas lentes quedan atrapados y están totalmente aislados por la

lutita circundante, como se muestra en la Figura 2.18

52

Figura 2.11 Lutita presurizada.


Para el problema de lutita causado por la presión, se debe aumentar

el peso del lodo para crear una presión hidrostática suficiente para

confinar la presión de la formación. También se debe aumentar la

densidad y existen otras prácticas que pueden ayudar a controlar el

problema, minimizando cualquier reducción adicional de la presión

hidrostática:

Mantener el pozo lleno de lodo al sacar la tubería. Esto mantiene

la presión hidrostática al nivel más alto posible en todo momento.

La baja viscosidad y los bajos esfuerzos de gel del lodo

contribuirán a la prevención del pistoneo. Los revoques más finos

obtenidos con una filtración más baja también permitirán evitar el

pistoneo del pozo.

Sacar lentamente la tubería a través de la sección que está

ocasionando el problema.

53

c) Lutitas Quebradizas

Estas lutitas parecen ser firmes y macizas pero se deshacen al

colocarlas en agua y los pedazos de lutita no se ablandan ni se

hinchan en el agua. La inestabilidad puede ser causada cuando la

lutita puede ser debilitada por la penetración de agua a lo largo de las

superficies de las microfracturas y los planos de estratificación; o

cuando una pequeña cantidad de arcilla está rodeada por una matriz

de cuarzo y feldespato. Incluso una leve hidratación de la arcilla

causará una elevada presión de hinchamiento y la formación será

inestable.

2.5.2 INTERACCIONES QUÍMICAS

2.5.2.1 Hidratación y Dispersión de Lutita

La hidratación es la expansión de las arcillas debido a la absorción de agua.

Cuando se encuentra expuesta la lutita a un fluido de base agua sin una

química que tapone los poros, el filtrado interactúa directamente con la lutita

causando hidratación y un aumento de la presión en el poro.

La dispersión es la desintegración del cuerpo de las lutitas debido al

contacto con agua. El agua dulce es absorbida por las capas y se hinchan

hasta que se debilitan las fuerzas que las mantienen unidas, causando que

las capas individuales se separen de los paquetes.

2.5.2.2 Lutita Sensible al Agua

La gran mayoría de veces, las lutitas sensibles al agua o hidratables

contienen altas concentraciones de arcilla montmorillonita. Para la medida

de la reactividad se suele usar el contenido de montmorillonita que contiene

el sistema, o también la CEC, el contenido total de arcilla, el contenido de

54

agua, la superficie y la dureza. Incluso lutitas que contienen ilita, clorita o

kaolinita, que son arcillas que se hidratan menos, son afectadas en cierta

medida por la interacción con la química del lodo base agua.

Una de las causas más importantes de la inestabilidad del pozo es la

hidratación por agua. “La hidratación puede ocurrir de dos maneras en las

lutitas sensibles al agua: adsorción superficial y osmótica. La hidratación

superficial ocurre cuando un pequeño volumen de agua se adsorbe

fuertemente en las superficies planas de las arcillas, lo cual causa poco

ablandamiento o hinchamiento, pero puede producir esfuerzos excesivos si

el hinchamiento está confinado. El hinchamiento osmótico ocurre cuando un

gran volumen de agua débilmente retenida es atraído por las superficies de

arcilla por las fuerzas electrostáticas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 498).

“En las lutitas más antiguas y más rígidas, la hidratación superficial produce

un aumento del esfuerzo cerca del pozo (debido al esfuerzo interno del

hinchamiento confinado), causando derrumbes y desprendimientos firmes,

frágiles y angulares. Parece ser que el agua penetra en estas lutitas a través

de líneas de fractura preexistentes parcialmente cementadas. Esto resulta

en un gran esfuerzo interno producido por el hinchamiento superficial,

causando la rotura de la roca a lo largo de las líneas de fractura” (Mi-Swaco,

2001, pág. 498).

2.5.3 INTERACCIONES FÍSICAS

“Las interacciones físicas también pueden causar la inestabilidad del pozo.

Éstas incluyen la erosión, la cual causa el ensanchamiento del pozo, la

humectación a lo largo de fracturas preexistentes y la invasión de fluido que

causa la transmisión de la presión. Un pozo es más estable cuando hay

suficiente presión hidrostática para que el sobrebalance siga actuando

exactamente sobre el frente del pozo y cuando el esfuerzo máximo sobre el

pozo es inferior a la resistencia de la formación” (Mi-Swaco, 2001, pág. 501).

55

Para minimizar las pérdidas de filtrado se debe mantener un pozo de calibre

uniforme, también se deben usar agentes de taponamiento para evitar la

invasión de fluido y que la transmisión de presión ocurra radialmente hacia

afuera del pozo.

2.5.3.1 Erosión

“La erosión es causada por la turbulencia del fluido en las formaciones

blandas. Las formaciones blandas que se erosionan fácilmente son las

areniscas no consolidadas, las tizas blandas, y las arcillas y lutitas más

blandas. El flujo turbulento puede causar la erosión en las formaciones más

blandas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 502).

2.5.3.2 Humectación, Invasión de Fluido y Transmisión de Presión

“La humectación a lo largo de las microfracturas preexistentes de la lutita, la

invasión de fluido y la compensación de la presión de sobrebalance son

factores que comprometen la estabilidad del pozo” ” (Mi-Swaco, 2001, pág.

502).

Como se refirió antes, la humectación es una de las principales causas de la

inestabilidad de la lutita. Aunque estas lutitas no se ablanden ni se

descompongan cuando están en contacto con el agua, la invasión de filtrado

o del fluido de perforación producirá debilidades en los planos de

estratificación y causará partiduras y derrumbes.

“Para controlar estas lutitas con mayor eficacia, se requiere sellar la

formación para protegerla contra la invasión de fluido. Esto se puede lograr

controlando la filtración de alta presión, alta temperatura y la calidad del

revoque con polímeros, una concentración adecuada de bentonita, y usando

materiales insolubles en agua y agentes obturantes de poros” ” (Mi-Swaco,

2001, pág. 502).

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

56

CAPÍTULO III

METODOLOGÍA

3.1 DESCRIPCIÓN DEL CAMPO VÍCTOR HUGO RUALES

(VHR)

3.1.1 GENERALIDADES DEL CAMPO VHR

“El campo llamado actualmente VHR, inicialmente Cantagallo, con ese

nombre se perforo el primer pozo entre 17 de junio y 18 de julio de 1988.

Alcanzó una profundidad de 8330ˈ y dio una producción de 10617 BFPD de

los reservorios “T” (1008 BFPD, 33° API), “U” (8617 BFPD, 32° API), “M2”

(442 BFPD, 32° API) y Basal Tena (550 BFPD, 20° API)” (Baby,

Rivadeneira, & Barragan, 2004, pág. 286).

“En 1991, a raíz del fallecimiento de Víctor Hugo Ruales (Ejecutivo de CEPE,

uno de los artífices del arranque de la producción de los primeros campos de

la empresa), se le rebautizó con su nombre” (Baby, Rivadeneira, &

Barragan, 2004, pág. 286).

El campo VHR inicia su producción en marzo de 1991. Con la información

sísmica obtenida en 1987 e interpretada por CEPE – ECOPETROL se

definió un alto estructural compartido entre Ecuador y Colombia, al que se

denominó Frontera Quillasinga, perforándose en diciembre de 1987 los

pozos FTR-0, con una producción de 4500 BFPD de las arenas “Ui” y “T” y

en 1988 el pozo Quillasinga-01 por ECOPETROL Colombia, con una

producción en los mismos yacimientos.

57

3.1.2 UBICACIÓN GEOGRÁFICA

El campo se encuentra ubicado en la provincia de Sucumbíos, al Norte de la

Cuenca Oriente, limitado al Norte y al Este por la frontera con Colombia, al

Sur por el Campo Cuyabeno – Sansahuari y hacia el oeste por los campos

Tapi-Tetete y Frontera.

Se encuentra localizado dentro de las siguientes coordenadas:

Latitud: 00° 15ˈ y 00° 24ˈ N

Longitud: 76° 17ˈ y 76° 19ˈ W

Figura 3.1 Ubicación Geográfica del Campo VHR.

Fuente:(Ruiz, 2009).

58

3.1.3 ESTRUCTURA

La estructura del campo Víctor Hugo Ruales (VHR) es un anticlinal de 15 km

de largo aproximadamente por 2,50 km de ancho, al este se encuentra

limitada por una falla de rumbo, transpresional en el tiempo Eoceno

Superior, lo que se evidencia por deformación sin-tectónica de los

sedimentos de la formación Tiyuyacu Inferior.

El campo presenta a los diferentes niveles cretácicos una configuración

morfológica estructural caracterizada por un anticlinal fallado, elongado en

dirección N-S.

Figura 3.2 Mapa Estructural del Campo VHR.

Fuente:(Bonilla & Buestán, 2013).

59

3.1.4 POZO VHR-31

El pozo VHR-31, inició su operación de perforación el día 18 de Diciembre

del 2013 a las 00:00 horas. Llegando a la profundidad final de 8750 ft MD /

8326 ft TVD el día 31 de Diciembre del 2013 a las 13:00 horas. Se

emplearon 5 BHAˈs, 5 Brocas PDC, siendo necesarios 114 días de

perforación.

Figura 3.3 Mapa de la Ubicación Pozo VHR-31.

Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014).

60

Figura 3.4 Estado Mecánico Pozo VHR-31.

Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014).

61

3.1.4.1 Descripción Litológica del Pozo VHR-31

a) Formación Orteguaza

Tope: 5283ˈ Profundidad Mediada (MD) / 4859ˈ Profundidad

Vertical Verdadera (TVD)

Formación comprendida por un gran espesor lutítico en la parte superior.

Hacia la parte media presenta intercalaciones de limolita gradando a una

arenisca muy fina, los cuales se describen de la siguiente manera:

Lutita: Gris, gris oscura, gris verdosa, moderadamente firme, sublaminar,

subfisil, astillosa, quebradiza, textura cerosa, no calcárea.

Limolita: Café rojiza, gris clara, firme a moderadamente firme, subbloque a

irregular, textura terrosa, no calcárea.

b) Formación Tiyuyacu

Tope: 5886ˈ Profundidad Mediada (MD) / 5462ˈ 4859ˈ Profundidad


La Formación Tiyuyacu de ambiente Fluvial está constituida principalmente

por arcillolitas intercaladas con limolitas en la parte superior. Además se

encuentra conformada por dos cuerpos de conglomerado, siendo la Superior

de tipo cuarzoso asociado con arenisca, mientras que el inferior se

encuentra por chert ocasionalmente acompañado con algunos lentes de

arenisca hacia la base.

Arcillolita: Gris oscura, café clara, gris clara, moderadamente firme a suave,

subbloque, textura terrosa, no calcárea.

62

Conglomerado Superior: Cuarzoso, blanco lechoso, blanco amarillento,

gris claro, subtranslucido, subtransparente, opaco, suelto, muy duro,

fragmentos angulares, fractura concoidea.

Arcillolita: Gris clara, crema, café rojiza, ocasionalmente café amarillenta,

suave a moderadamente firme, irregular a subbloque, textura terrosa, no

calcárea.

Limolita: Gris oscura, gris verdosa, moderadamente firme a firme, irregular,

textura terrosa, no calcárea, gradando a una arenisca de grano muy fino.

c) Formación Tena



Está formada por una secuencia continental de arcillolitas intercaladas con

algunas capas de limolitas. Mientras que en parte basal está constituido por

Arenisca.

Arcillolita: Café oscura, café rojiza, café amarillenta, purpura, crema, gris

clara, moderadamente firme a firme, irregular a subbloque, ligeramente

calcárea.

Limolita: Rojiza, café, gris clara, ocasionalmente gris verdosa,

moderadamente firme a firme, subbloque a bloque, textura terrosa,

ligeramente calcárea.

d) Formación Napo



63

En esta formación se encuentran los objetivos primarios y secundarios del

pozo VHR-31, en los reservorios correspondientes a los miembros: Arenisca

“U” Inferior, Arenisca M2, Arenisca “U” Superior y “U” Media, durante la

perforación de esta formación se detectaron niveles de background de gas e

hidrocarburos con manchamiento, fluorescencia y corte de areniscas.Esta

formación está constituida por una secuencia de lutitas con intercalaciones

de areniscas y calizas.

Lutita: Gris oscuro, moderadamente firme a firme, sublaminar, subfisil,

astillosa, quebradiza, cerosa, no calcárea.

3.2 DESCRIPCIÓN DE EQUIPOS Y PROCEDIMIENTOS DE

PRUEBAS DE LABORATORIO

3.2.1 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS

El fluido de perforación busca garantizar la seguridad y eficacia en el

proceso de perforación, mediante la incorporación de ciertos productos

químicos para el tratamiento de problemas específicos a medida que se

profundiza la perforación, la circulación de dicho fluido se inicia al comenzar

la perforación y sólo debe interrumpirse al agregar cada tubo, o durante el

tiempo que dure el viaje de la sarta de perforación que se genere por el

cambio de la broca.

El API (Instituto Americano del Petróleo) ha recomendado métodos estándar

para la realización de pruebas de campo y en laboratorio de los fluidos de

perforación, cuyos procedimientos detallados pueden ser consultados en la

publicación de API titulada “Recommended Practice: Standard Procedure for

Field Testing Water-Based (Oil-Based) Drilling Fluids”, API RP 13B-1, 13B-2,

y el API RP-13I.

64

3.2.1.1 Densidad del Fluido

a) Descripción

La densidad comúnmente llamada peso de lodo es una medida de la masa

por volumen unitario de lodo, que controla la presión hidrostática existente

en las formaciones perforadas.

“Se mide con una balanza de lodo presurizada de suficiente precisión,

debido a que es de gran importancia obtener mediciones del peso del lodo

con un mínimo margen de error (0,1 lb/gal, 0,5 lb/pie3 o 5 psi/1000 pies de

profundidad)” (Mi-Swaco, 2001, pág. 33).

b) Equipo

La balanza de lodo se compone principalmente de una base sobre la cual

descansa un brazo graduado con un vaso, tapa, cuchillo, nivel de burbuja de

aire, caballero y contrapeso. Se coloca el vaso de volumen constante en un

extremo del brazo graduado, el cual tiene un contrapeso en el otro extremo.

El vaso y el brazo oscilan perpendicularmente al cuchillo horizontal, el cual

descansa sobre el soporte, y son equilibrados desplazando el caballero a lo

largo del brazo.

Figura 3.5 Balanza Presurizada.

65

c) Procedimiento

1. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el lodo a

probar.

2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada,

asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de

la tapa.

3. Limpiar el lodo que está fuera del vaso y secar el vaso.

4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo

descansando sobre el punto de apoyo.

5. Desplazar el caballero hasta que el nivel de burbuja de aire indique que

el brazo graduado está nivelado.

6. En el borde del caballero más cercano al vaso, leer la densidad o el

peso del lodo.

7. Ajustar el resultado a la graduación de escala más próxima, en lb/gal,

lb/pie3, psi/1.000 pies de profundidad o en Gravedad Específica (SG).

Ec [2]

Donde:

SG = Gravedad Específica

3.2.1.2 Viscosidad

a) Descripción

“Viscosidad es el término reológico más conocido. En su sentido más amplio,

la viscosidad se puede describir como la resistencia al flujo de una

sustancia” (Mi-Swaco, 2001, pág. 171).

Los términos a continuación se usan para describir la viscosidad y las

propiedades reológicas del fluido de perforación en el campo petrolífero:

66

Viscosidad embudo (seg/qt o seg/l).

Viscosidad aparente (cP o mPa•seg).

Viscosidad efectiva (cP o mPa•seg).

Viscosidad plástica (cP o mPa•seg).

Punto cedente (lb/100 pies2 o Pa).

Viscosidad a baja velocidad de corte y Viscosidad a Muy Baja

Velocidad de Corte (LSRV) (cP o mPa•sec).

Esfuerzos de gel (lb/100 pies2 o Pa).

b) Equipo

El Viscosímetro Rotativo o viscosímetros de indicación directa son

instrumentos de tipo rotativo accionados por un motor eléctrico o una

manivela. El fluido de perforación está contenido dentro del espacio anular

entre dos cilindros concéntricos.

“El cilindro exterior o manguito de rotor es accionado a una velocidad

rotacional (RPM – revoluciones por minuto) constante. La rotación del

manguito de rotor en el fluido impone un torque sobre el balancín o cilindro

interior. Un resorte de torsión limita el movimiento del balancín y su

desplazamiento es indicado por un cuadrante acoplado al balancín” (Mi-

Swaco, 2001, pág. 35).

Han sido ajustadas las constantes del instrumento para poder obtener la

viscosidad plástica y el punto cedente utilizando las indicaciones derivadas

de las velocidades del manguito de rotor de 600 y 300 RPM.

67

Figura 3.6 Viscosímetro Rotativo.

c) Procedimiento para la determinación de la Viscosidad Aparente,

la Viscosidad Plástica y el Punto Cedente

1. Colocar la muestra recién agitada dentro de un vaso térmico (termo

cup) y ajustar la superficie del lodo al nivel de la línea trazada en el

manguito de rotor.

2. Calentar o enfriar la muestra hasta 120ºF (49ºC). Agitar lentamente

mientras se ajusta la temperatura.

3. Arrancar el motor colocando el conmutador en la posición de alta

velocidad, con la palanca de cambio de velocidad en la posición más

baja. Esperar que el cuadrante indique un valor constante y registrar

la indicación obtenida a 600 RPM. Cambiar las velocidades

solamente cuando el motor está en marcha.

68

4. Ajustar el conmutador a la velocidad de 300 RPM. Esperar que el

cuadrante indique un valor constante y registrar el valor indicado para

300 RPM.

5. Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos

indicación a 300 RPM (Figura 3.6)

6. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos

viscosidad plástica en centipoise (Figura 3.6).

Figura 3.7 Curva Típica de Caudales para un Lodo de Perforación.


d) Procedimiento para la determinación del Esfuerzo de Gel

1. Agitar la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y

levantar lentamente el mecanismo de cambio de velocidad hasta la

posición neutra.

2. Apagar el motor y esperar 10 segundos.

3. Poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar las

unidades de deflexión máxima en lb/100 pies2 como esfuerzo de gel

inicial. Si el indicador del cuadrante no vuelve a ponerse a cero con el

motor apagado, no se debe reposicionar el conmutador.

69

4. Repetir las etapas 1 y 2, pero dejar un tiempo de 10 y 30 minutos y

luego poner el conmutador en la posición de baja velocidad y registrar

las unidades de deflexión máxima como esfuerzo de gel a 10 minutos.

Indicar la temperatura medida.

3.2.1.3 Pérdida de Filtrado API

a) Descripción

“La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es

determinada con un filtroprensa. La prueba consiste en determinar la

velocidad a la cual se fuerza un fluido a través del papel filtro. La prueba es

realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión

especificadas” (Mi-Swaco, 2001, pág. 37).

La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a una

presión de 100 psi, de esta amanera se determina la velocidad a la cual se

fuerza un fluido a través de papel filtro y los resultados se registran como

número de mililitros perdidos en 30 minutos. Después de la prueba se mide

el espesor del revoque sólido que se ha asentado.

b) Equipo

Este instrumento consta de una celda de lodo, un regulador de presión y un

medidor montado encima de la caja de transporte o en la parte superior de

la unidad de laboratorio móvil. Se usa un adaptador de acoplamiento para

conectar la celda al regulador, simplemente introduciendo el empalme

macho de la celda dentro del empalme hembra del filtro prensa y dando un

cuarto de vuelta en sentido horario.

Algunas celdas no tienen este dispositivo de cierre y son simplemente

introducidas dentro del acoplamiento apropiado. La celda se cierra en la

70

parte inferior con una tapa provista de una tela metálica (o rejilla), colocando

la tapa firmemente contra el papel filtro y girando hasta que quede apretada.

Esto empuja la hoja de papel filtro contra la junta tórica que fue previamente

introducida en la base de la celda. La presión es proporcionada por un

pequeño cartucho de gas carbónico. Se proporciona una válvula de purga

para aliviar la presión antes de desacoplar la celda.

c) Procedimiento

1. Mantener disponible una presión de aire o gas de 100 psi.

2. Retirar la tapa de la parte inferior de la celda limpia y seca. Colocar la

junta tórica en una ranura en buen estado y volver la celda al revés para

llenarla. Cualquier daño mecánico podría perjudicar la hermeticidad de la

celda. Obturar la entrada con un dedo.

3. Llenar la celda con lodo hasta ¼ pulgada de la ranura de la junta tórica.

Colocar el papel filtro (Nº 50 o equivalente) encima de la junta tórica.

Colocar la tapa encima del papel filtro con las bridas de la tapa entre las

bridas de la celda, y girar en sentido horario hasta que quede apretada a

mano. Invertir la celda, introducir el empalme macho de la celda dentro

del empalme hembra del filtro prensa y girar en cualquier sentido para

bloquear.

4. Colocar un cilindro graduado apropiado debajo del orificio de descarga

de filtrado para recibir el filtrado.

5. Abrir la válvula de entrada aplicando presión sobre la celda. (Se puede

observar que la aguja oscila rápidamente hacia abajo a medida que la

presión llena la celda.)

6. La prueba de API dura normalmente 30 minutos. Al término de la

prueba, cerrar la válvula. Después de desconectar la fuente de presión,

la presión se purgará automáticamente. Retirar la celda.

7. Registrar el filtrado en mililitros, a menos que se especifique de otra

manera.

71

8. Desmontar la celda, desechar el lodo y recuperar el papel filtro con

mucho cuidado para perturbar lo menos posible el revoque. Lavar el

revoque minuciosamente para eliminar el exceso de lodo. Medir el

espesor del revoque y registrar la medida en 1/32 de pulgada.

Figura 3.8 Filtro Prensa API

3.2.1.4 Concentración Iónica de Hidrógeno (pH)

a) Descripción

“La medición en el campo del pH del fluido de perforación (o filtrado) y los

ajustes del pH son operaciones críticas para el control del fluido de

perforación. Las interacciones de la arcilla, la solubilidad de distintos

componentes y la eficacia de los aditivos dependen del pH, al igual que en

el control de los procesos de corrosión causada por ácidos y el sulfuro” (Mi-

Swaco, 2001, pág. 45).

72

b) Equipo

El medidor de pH digital consta de un electrodo de vidrio, el cual al

sumergirlo en una solución líquida, ya sea esta de alta o baja densidad o de

cualquier viscosidad, otorga una lectura exacta del pH de dicha solución. La

lectura está descrita en una pequeña pantalla digital. Este medidor es

preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está

esencialmente libre de interferencias.

Figura 3.9 Medidor de pH Electrónico.

c) Procedimiento

1. Remueva la tapa del electrodo de vidrio y presione el botón ON para

encender el equipo

2. Sumergir el electrodo de media pulgada a una pulgada en el fluido.

Esperar hasta que la lectura se estabilice

3. Anotar la lectura de pH y temperatura, quitando el electrodo del fluido en

el que se encuentra sumergido.

73

3.2.1.5 Capacidad de Azul de Metileno o MBT

a) Descripción

En un fluido de perforación la cantidad de arcillas reactivas (bentonita y/o

sólidos de perforación) presentes, se determina en base a una prueba con

azul de metileno (MBT). La capacidad de azul de metileno ofrece una

estimación de la capacidad total de intercambio catiónico (CEC) de los

sólidos en los fluidos de perforación.

b) Equipo

Matraz Erlenmeyer de 250 ml con tapón de caucho.

Jeringa de 3 ml, bureta de 10 ml.

Micropipeta de 0,5 ml.

Bureta o pipeta de 10 ml.

Cilindro graduado de 50 ml.

Varilla de agitación.

Plancha calentadora.

Papel filtro API: 11 cm de diámetro, Whatman Nº 1 o equivalente.

Agua destilada

c) Reactivos

Solución de azul de metileno: 1 ml = 0,01 miliequivalentes que contenga

3,74 gr de azul de metileno de calidad USP (C16H18N3SCl•3H2O) por

litro.

Peróxido de hidrógeno, solución al 3%.

Solución de ácido sulfúrico 5 N.

74

d) Procedimiento

1. Recoger una muestra de fluido.

2. Agregar 10 ml de agua destilada en el matraz Erlenmeyer.

3. Transferir 2 ml de la muestra de fluido (o un volumen adecuado de

lodo que requiera de 2 a 10 ml de reactivo) al matraz Erlenmeyer;

mover en redondo el frasco para dispersar la muestra.

4. Agregar a la mezcla 15 ml de la solución de peróxido de hidrógeno

de 3%.

5. Agregar a la mezcla 0.5 ml de la solución de ácido sulfúrico 5 N.

6. Colocar el matraz sobre el calentador hasta que hierva la mezcla, y

hervir la mezcla a fuego lento durante 10 minutos.

7. Retirar el matraz del calentador y diluir la mezcla a 50 ml con agua

destilada. Dejar enfriar la mezcla.

8. Agregar a la mezcla 0.5 ml de solución de azul de metileno.

9. Agitar el contenido del matraz Erlenmeyer durante unos 30

segundos.

10. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel de

filtro.

Tabla 3.1 Características de la Gota I.

Si la gota… Luego…

Forma un halo azul Ir al paso 11

No forma un halo azul Repetir los pasos 8 - 10

Fuente:(Baroid-Halliburton, 1999).

11. Agitar la mezcla durante 2 minutos.

12. Transferir con la varilla agitadora una gota de la mezcla al papel filtro.

Tabla 3.2 Características de la Gota II.

75

Si la gota… Luego…

Forma un halo azul Este es el punto final. Ir al paso 13

No forma un halo azul Repetir los pasos 8 - 12

Fuente:(Baroid-Halliburton, 1999).

13. Registrar el volumen (ml) de solución de azul de metileno usado para

llegar al punto final.

14. Calcular el CEC del azul de metileno.

Ec [3]

Donde:

CEC = Capacidad de Intercambio Catiónico

15. Calcular la capacidad de azul de metileno (MBT)

Ec [4]

Ec [5]

Donde:

MBT = Methylene Blue Test

76

Figura 3.10 Prueba de titulación con azul de metileno.

Fuente:(Baker Hughes Inteq, 1998).

3.2.2 PRUEBAS ESPECIALES DE INHIBICIÓN SOBRE COMPONENTES

ARCILLOSOS Y LUTITAS

Estas pruebas son realizadas con muestras de las formaciones Orteguaza,

Tiyuyacu, Tena y Napo del pozo en estudio, con dos tipos de lodos de

perforación, cada uno con su respectivo inhibidor de arcillas reactivas y

lutitas inestables para analizar la efectividad del actual y del nuevo inhibidor

dentro del fluido de perforación.

3.2.2.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados

a) Descripción

La capacidad de azul de metileno de los sólidos perforados es un estimado

de la capacidad de intercambio catiónico, esta capacidad de intercambio

77

probablemente será algo superior a la capacidad de azul de metileno de un

fluido de perforación.

La solución de azul de metileno se utiliza para valorar una muestra de los

sólidos de perforación que se ha secado, molido y tratados con un

dispersante fuerte, hasta que aparezca un “halo” azul alrededor de una gota

de sólidos de perforación sobre un papel filtro.

b) Equipo

Solución Azul de Metileno.

Ácido sulfúrico diluido 5N.

Pirofosfato Tetrasódico al 2%.

Peróxido de Hidrogeno al 3%.

Matraz Erlenmeyer 250 mL.

Probeta de 10 mL, micropipeta de 0,5 mL o pipeta graduada de 1 mL.

Cilindro graduado de 50 mL.

Varilla de agitación.

Mortero

Tamiz de malla No. 200 equivalente a 75 micrómetros.

Balanza de sensibilidad 0,05 g.

Plancha de calentamiento.

Agitador magnético.

Papel filtro No. 1 Whatman.

Horno de secado: 220°F (105°C)

78

Figura 3.11 Equipo de Prueba de Azul de Metileno para Sólidos Perforados.

c) Procedimiento

1. Limpiar todas las señales de fluido de perforación de la muestra de

los sólidos perforados y secar a 220°F (105°C) por dos horas.

2. Moler los sólidos perforados a un polvo fino usando el mortero y pasar

a través del tamiz de malla 200.

3. Pesar 1.0 gramos de los sólidos perforados menores a 75

micrómetros y agregar a un matraz Erlenmeyer que contiene 25 ml de

Pirofosfato Tetrasódico al 2%.

4. Mezclar bien y hervir suavemente por 10 minutos. No permitir que

hierva a sequedad.

5. Agregar 15 ml de peróxido de hidrógeno y 1 ml de acido sulfúrico.

Hervir suavemente por unos 10 minutos adicionales. Enfriar a

temperatura amiente y diluir hasta 50 ml con agua.

6. Agregar solución de azul de metileno en le matraz en incrementos de

1 ml mientras se agita con el agitador magnético. Si la cantidad

79

aproximada de la solución de azul de metileno necesaria para

alcanzar el punto final es conocido de pruebas previas, se puede

utilizar incrementos más grandes en el comienzo de la valoración.

Después de cada adición, mezclar el contenido del matraz por 30

segundos y remover una gota de suspensión con la varilla de

agitación y poner sobre el papel filtro. El punto final inicial de la

valoración es alcanzado cuando aparece colorante como un anillo

azul tenue o halo que rodea los sólidos teñidos.

7. Cuando el punto final inicial es detectado, remover el matraz por unos

2 minutos adicionales y poner otra gota sobre el papel de prueba. Si

el anillo azul es otra vez evidente, el punto final a los dos minutos ha

sido alcanzado. Si el anillo no aparece, continuar como en el paso 6

hasta tomar una gota después de agitar 2 minutos muestre el tinte

azul.

8. Continuar agitando unos 10 minutos adicionales y poner otra gota

sobre el papel de prueba. Si el anillo azul es otra vez evidente el

punto final a los diez minutos ha sido alcanzado. Si el anillo no

aparece, continuar como en el paso 6 hasta tomar una gota después

de agitar 30 segundos muestre el tinte azul.

Ec [6]

Donde:

MBT = Methylene Blue Test.

Meq = Miliequivalentes.

3.2.2.2 Prueba de Erosión o Dispersión

a) Descripción

La prueba de erosión o dispersión de las lutitas se usa para medir el efecto

dispersante que un fluido tendrá sobre un tipo específico de lutitas.

80

En esta prueba se usa un horno de rolado para determinar los efectos de la

temperatura sobre el fluido de perforación mientras circula a través del

hueco.

El porcentaje de erosión o dispersión se calcula en base a la pérdida de

peso medida después que la muestra ha sido rolada durante 16 horas a

150°F

(65°C), obteniendo estos resultados en porcentajes.

Dentro de esta prueba un porcentaje de erosión menor del 5 por ciento

indica que la lutita no se erosiona en el fluido probado.

b) Equipo

Celdas de rolado de envejecimiento.

Balanza digital.

Horno de rolado.

Horno de secado.

Tamices de malla 5, 10 y malla 20.

Desecador.

Figura 3.12 Horno de Rolado y Celdas de Envejecimiento.

81

c) Procedimiento

1. Tamizar una muestra de lutita lavada y secada a 105 grados

centígrados para obtener partículas que pasen a través de un tamiz

malla 10, pero que no pasan por un tamiz malla 20.

2. Pesar 3.0 gramos de muestra para cada solución a ser probada.

Registrar el peso exacto de la muestra como WI peso inicial de la

muestra en gramos.

3. Agregar lutita en las celdas de rolado de envejecimiento con 400

mililitros de fluido y rolar por 16 horas a 150°F (65°C).

4. Sacar las celdas de rolado del horno, enfriar y luego verter el

contenido en el tamiz de malla número 20 para lavarlas con alcohol.

5. Secar en el horno a 220°F (105°C) los sólidos retenidos en el tamiz.

6. Depositar los sólidos dentro del desecador durante 30 minutos.

7. Tamizar las lutitas a través de la malla número 20. Mantener las

lutitas que se retienen en la malla y volver a pesar ésta. Registrar el

peso final de la muestra de lutitas como WF.

8. El resultado de la cantidad dispersa es (WI – WF).

Ec [7]

3.2.2.3 Prueba de Tiempo de Succión Capilar (CST)

a) Descripción

“Es un tipo de prueba de filtración estática par lodos base agua que mide la

rata de filtración (tiempo para que el agua libre pase entre dos electrolitos)

usando papel filtro como el medio” (Qmax-Colombia, 2013).

El CST se usa para medir la tendencia de la arcilla a hincharse una vez que

es introducida al agua fresca, también para caracterizar lutitas, optimizar la

82

concentración de electrolitos en los fluidos de perforación y minimizar su

efecto sobre las formaciones de arcillas.

El Instrumento CST mide el tiempo que el filtrado avanza entre los

electrodos separados radialmente, cuando una área fija de un papel filtro

especial es expuesta a la suspensión.

El valor de CST es una indicación de la permeabilidad, donde las partículas

muy dispersables dan valores de baja permeabilidad del revoque y alto CST.

Las partículas floculadas dan valores de alta permeabilidad de la torta y bajo

CST.

“El valor de CST depende del tipo de sólidos y el contenido de la lechada, el

grado de mezclado, pH, salinidad, tipo y concentración de desfloculante o

dispersante, y tipo y concentración de polímeros” (Qmax-Colombia, 2013).

El potencial de hinchamiento de la arcilla está directamente relacionado con

el tiempo registrado en el CST (entre más alto el tiempo, más alto es el

potencial de hinchamiento).

b) Equipo

Equipo CST

Celda Licuadora de 100 mililitros.

Jeringuilla de 2 mililitros.

Papel para CST.

Agua destilada.

Balanza digital.

83

Figura 3.13 Equipo CST.

c) Procedimiento

1. Moler la muestra y tamizarla a través de una malla número 100.

2. Colocar el papel especial en la parte superior del soporte del cabezal

de ensayo, y colocar el bloque conteniendo las probetas o sondas de

acero inoxidable en él, con el lado de la probeta mirando había abajo,

sobre la parte superior del papel filtro.

3. Inserte el embudo (cilindro de acero) en el cabezal de ensayo y rotarlo

mientras se aplica una ligera presión hacia abajo en esta posición,

para asegurar un contacto parejo con el papel de filtro.

4. Pesar un gramo de muestra y 12,5 cc de solución inhibidora.

5. Agitar durante 90 segundos. Encender el CST. El timer deberá indicar

cero y la lucecita deberá estar apagada; si no es así entonces

presionar “Reset”.

6. Usando una jeringa, poner 3 ml de la muestra en el interior de la

cápsula de acero inoxidable montada en el equipo.

7. Los líquidos de la muestra sean absorbidos por el papel filtro, en una

trayectoria circular de diámetro creciente. Cuando el frente de líquido

84

alcanza el primer par de electrodos, sonara un “beep” característico y

comenzara el conteo del tiempo de succión capilar.

Cuando el líquido alcance el tercer electrodo el tiempo se detendrá,

una luz roja de terminación comenzara hacer flashes y sonara un

segundo “beep”.

Tome nota de las lecturas de conteo, las cuales representan el CST

en segundos y decimas de segundos.

8. Remover cuidadosamente la parte superior del cabezal de ensayo, y

luego el embudo. Remueva el papel de CST de la base y guardarlo

para su posterior análisis. Limpiar con un paño y seque el cabezal y el

embudo para evitar lecturas erróneas.

9. Repetir al menos un mínimo de tres medidas por muestra, y realice un

promedio de CST.

10. Colocar en “Off” el instrumento después de cada uso.

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

85

CAPÍTULO IV

ANÁLISIS DE RESULTADOS

En este capítulo se presenta los resultados de la parte experimental de las

pruebas físico - químicas y pruebas especiales de inhibición descritas en uno

de los capítulos anteriores, que permiten determinar el mejor inhibidor para

el control de las arcillas reactivas y lutitas inestables de las formaciones

Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR)

pozo – 31.

Estas pruebas fueron realizadas en el laboratorio de QMAX Ecuador, para

ver el efecto inhibitorio de los productos químicos mediante las pruebas de

laboratorio, fue necesario darles un tratamiento especial a las muestras de

las formaciones.

Es necesario lavar, secar y pulverizar las muestras de las formaciones para

las pruebas de Azul de Metileno (MBT), Hinchamiento Lineal y Tiempo de

Succión Capilar (CST), mientras que para la prueba de Dispersión solo se

requiere lavar y secar las muestras.

4.1 RECOLECCION DE SÓLIDOS PERFORADOS

Las muestras de arcilla y de lutitas se obtienen manualmente de las

zarandas del taladro de perforación y se realiza un lavado previo con agua

para eliminar el exceso de lodo. Se debe lavar con cuidado para retener la

mayor cantidad de componentes arcillosos en las muestras y evitar que se

hinchen con el fin de mantener sus características para un correcto análisis.

Posterior a esto se coloca las muestras en bolsas impermeables, indicando

la profundidad y formación de origen con tinta indeleble, para su posterior

envió al laboratorio.

86

Figura 4.1 Empaquetamiento de Muestras

4.2 SELECCIÓN DE MUESTRAS

El intervalo de recolección de muestras varía de acuerdo a las

especificaciones de la empresa, teniendo en cuenta los topes formacionales

del pozo. Sin embargo no todas las muestras de las formaciones

recolectadas que se encuentran en el laboratorio son hábiles para proceder

hacer las pruebas, por lo que hay que seleccionarlas según su tamaño y

composición.

Basado en el reporte final de geología y en el registro Master Log,

proporcionados por la empresa Petroken, se procede a seleccionar los

mejores intervalos de profundidad que contengan arcillas y lutitas.

87

Tabla 4.1 Muestras seleccionadas para pruebas

No. FORMACIÓN PROFUNDIDAD MD (ft)

1 ORTEGUAZA 5270 - 5330

2 ORTEGUAZA 5330 - 5490

3 ORTEGUAZA 5390 - 5500

4 TIYUYACU 5900 - 6050

5 TIYUYACU 6100 - 5350

6 TIYUYACU 6500 - 6750

7 TENA 7590 - 7650

8 TENA 7650 - 7710

9 TENA 7710 - 7770

10 NAPO 7970 - 8010

11 NAPO 8110 - 8210

12 NAPO 8210 - 8330

Fuente:(Petrokem Logging Services, 2014)

4.3 TRATAMIENTO DE MUESTRAS SELECCIONADAS

A las muestras seleccionadas de cada formación se les realiza un proceso

de lavado muy leve con una mínima cantidad de agua para eliminar los

residuos de fluido existente.

Una vez que se encuentran sin residuos de lodo se procede a lavar con

etanol para evitar la absorción de agua por as arcillas y lutitas, hasta que se

encuentren totalmente limpias y lograr conseguir fragmentos de lutitas y

arcillolitas en estado más natural posible.

Luego del lavado viene el proceso de secado para lo cual se utiliza un horno

a una temperatura de 105°C, posteriora esto se coloca la muestra seca en

un desecador con el fin de eliminar la humedad en su totalidadpara ser

88

molidas y tamizadas por una malla de 10, 20, 100 y 200 micrones para

obtener de esta manera el material necesario para las pruebas de inhibición

de los minerales arcillosos.

Figura 4.2 Lavado de Muestras

Las muestras secas se dividen para las distintas pruebas, para la prueba de

Azul de Metileno (MBT) y Tiempo de Succión Capilar (CST) se utilizan las

muestras que han sido pulverizadas y tamizadas por la malla de 100

micrones, mientras que para la prueba de Hinchamiento Lineal se utilizan las

muestras tamizadas por la malla de 200 micrones, esto garantiza que se las

muestras se mezclen uniformemente con el fluido de perforación.

Figura 4.3 Muestras lavadas por los mallas de 20, 40 y 100 micrones

89

Para la prueba de Dispersión se utilizan las muestras secas de las

formaciones que pasen a través de la malla de 10 micrones pero que no

pasen por la malla de 20 micrones.

Figura 4.4 Secado y Deshumificado de Muestras

4.4 PRUEBAS PARA DETERMINAR EL EFECTO DE INHIBICIÓN SOBRE

ARCILLAS REACTIVAS Y LUTITAS INESTABLES

4.4.1 Capacidad de Azul de Metileno para Sólidos Perforados

Para determinar la capacidad de intercambio catiónico (CEC) de las

formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo se realizó la prueba de azul

de metileno de sólidos, mediante el procedimiento de las Norma API 13I.

Además se evaluó la capacidad de intercambio catiónico de la bentonita

comercial, para tener un patrón del valor máximo de capacidad de

intercambio que respalde el análisis comparativo.

90

Figura 4.5 Muestras Tamizadas por la malla de 100 micrones

La Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC) constituye una mejor medida

de la reactividad de la arcilla o lutita que el análisis mineralógico deducido

del análisis de difracción de rayos X (XRD). Las arcillas con una alta

capacidad de intercambio catiónico (CEC) tienen una elevado número de

cargas negativas en sus superficies.

Para la prueba se tomaron muestras de las formaciones en estudio

previamente pulverizadas y tamizadas por la malla de 100 micrones (um)

para pesar 1 gr de cada muestra y realizar la prueba.Obteniendo los

siguientes resultados de ml de azul de metileno y utilizando la ecuación de

Capacidad de Intercambio Catiónico para sólidos perforados para obtener el

CEC equivalente por cada 100 gramos para cada formación mostrados en la

tabla 4.2:

91

Tabla 4.2 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno para Sólidos (MBT)

FORMACIÓN LECTURA

AZUL DE

METILENO

(ml)

CEC

(meq/100

g)

Tipo de

Arcilla

Bentonita

Lectura 1 39 78

Esmectita Lectura 2 40 80

Lectura 3 40 80

Promedio 39,7 79,3

Orteguaza

Lectura 1 18 18

Illita -

Clorita

Lectura 2 17 17

Lectura 3 18 18

Promedio 17,7 17,7

Tiyuyacu

Lectura 1 17 17

Illita -

Clorita

Lectura 2 17 17

Lectura 3 16 16

Promedio 16,7 16,7

Tena

Lectura 1 11 11

Illita -

Clorita

Lectura 2 12 12

Lectura 3 12 12

Promedio 11,7 11,7

Napo

Lectura 1 10 10

Kaolinita Lectura 2 9 9

Lectura 3 10 10

Promedio 9,7 9,7

92

Figura 4.6 Resultados del CEC de las Formaciones y de la Bentonita

4.4.1.1 Análisis de Resultados

En esta prueba se realizaron 3 repeticiones para obtener un valor promedio

y poder conocer el mejor resultado para cada formación.

En la tabla 4.2 se puede observar la Capacidad de Intercambio Catiónico de

la Bentonita Comercial como un valor patrón de reactividad con 79.3

meq/100g, incluso está dentro del rango de las Esmectitas, que son las

arcillas naturales con más nivel de intercambio catiónico.

Mientras que Orteguaga, Tiyuyacu y Tena muestran valores de Intercambio

Catiónico de 17.7, 16.7 y 11.7 meq/100g respectivamente, lo cual nos da

una idea que son Illitas o Cloritas, debido a que estas minerales arcillosos

están dentro del rango de 10 – 40 meq/100g.

La arcilla de Napo no presentan un rango tan alto de reactividad con un valor

de 9,7 meq/100g, esta arcilla se encuentra en el rango de las Kaolinitas (3 –

10 meq/100g), pero a pesar de esto se le considera una arcilla reactiva, ya

que hay que recordar que el poder de reacción no depende únicamente del

79,3

17,7 16,7 11,7 9,7

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Bentonita Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo

MEQ

/10

0

CEC de las Formaciones y de la Bentonita

CEC (meq/100 g)

93

nivel de reactividad que tengan, sino también del tipo de iones

intercambiables disponibles en la arcilla y esto puede ocasionar derrumbes,

inestabilidad del pozo, embolamiento de la broca, pega de tubería, entre

otros.

Tabla 4.3 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para

Sólidos

BENTONITA

ORTEGUAZA MUESTRA 1 ORTEGUAZA MUESTRA 2 ORTEGUAZA MUESTRA 3

TIYUYACU MUESTRA 1 TIYUYACU MUESTRA 2 TIYUYACU MUESTRA 3

94

Continuación Tabla 4.3

TENA MUESTRA 1 TENA MUESTRA 2 TENA MUESTRA 3

NAPO MUESTRA 1 NAPO MUESTRA 2 NAPO MUESTRA 3

4.4.2 Prueba de Azul de Metileno para elegir la mejor concentración del

inhibidor

Este procedimiento puede ser útil para evaluar la cantidad y la calidad de las

arcillas presentes en el lodo. Normalmente se registra la Capacidad de Azul

de Metileno (MBC) como cantidad equivalente de bentonita de Wyoming, en

libras por barril (ppb), requerida para obtener esta misma capacidad. Pero es

importante notar que la prueba no indica directamente la cantidad de

bentonita presente pero es un procedimiento útil para evaluar la cantidad y

la calidad de las arcillas en el lodo.

Para este análisis se probaron los dos productos químicos inhibidores de

arcillas, con el Maxdrill se utilizó 0,25 gal/bl, que es la concentración que

95

manejaron los Ingenieros de Lodos para perforar la segunda sección del

pozo VHR - 31 y con el Clay Control Plus se utilizaron diferentes

concentraciones desde 1 libra por barril (ppb) hasta 4 libras por barril (ppb)

que es la dosificación que recomienda el fabricante.

El análisis de los dos inhibidores de arcilla se realizar con 15 libras por barril

(ppb) de Bentonita, con la finalidad de evaluar el poder inhibitorio del sistema

de fluido usado al contacto con la arcilla más reactiva y elegir la mejor

concentración del inhibidor Clay Control Plus.Adicionalmente se probó el

sinergismo que tienen los inhibidores con el Glymax (1.5%), que es un

estabilizador de lutitas y luego observar cual es el mejor inhibidor de arcillas

y lutitas inestables.

Cabe mencionar que la adición de bentonita en campo solo se la realiza en

píldoras de desplazamiento o para la perforación de la primera sección de un

pozo, en concentraciones de 10 a 20 ppb, solo para efectos de mejorar la

viscosidad y de reducir el filtrado de fluido. En este caso se añadió 15 ppb

de bentonita porque se considera una concentración ideal para mostrar los

efectos de reacción e inhibición de arcillas y que los mismos se ilustren de

una manera contundente obteniendo resultados lo más cercanos a la

realidad.

Para lo cual se preparó 350 ml tanto del fluido con el inhibidor Maxdrill como

del fluido con el inhibidor Clay Control Plus con diferentes concentraciones,

además se tamizo 15 libras por barril (ppb) por la malla de 100 micrones, y

se agito durante una hora para que todos los componentes se mezclen

correctamente. Luego se realizó el mismo procedimiento adicionando a los

fluidos Maxdrill con Glymax y Clay Control con Maxdrill con las mismas 15

ppb de Bentonita.

Inmediatamente que se sacó los fluidos de los mezcladores se midió el pH

que debe estar en un rango de 9 a 9,5, debido a que los inhibidores

96

funcionan en ese rango de pH y si no se encuentra en ese rango se adiciona

Soda Cáustica (NaOH).

Figura 4.7 Mezcladores de Bajas Revoluciones por Minuto (RPM)

La ecuación 4.1 es utilizada para calcular el equivalente de bentonita

mediante el Azul de Metileno en un fluido inhibidor de arcillas.

Ec [8]

Donde:

MBT = Methylene Blue Test

Para aclarar lo mencionando se citará el siguiente ejemplo:

InhibidosppbyInhibidosnoBentonitappbml

ml5.12.5.25*

2

1

A continuación se muestran los valores obtenidos de 3 lecturas que se

realizó al fluido con Clay Control a sus diferentes concentraciones:

97

Tabla 4.4 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Clay

Control Plus a diferentes concentraciones

Concentración

Clay Control

Plus (ppb)

Concentración

Clay Control

Plus (gal/bl)

LECTURA

AZUL DE

METILENO

(ml)

MBT

(lb/bl)

Inhibición

(%) pH

1 0,12

Lectura 1 4,00 10,00

27,78 9,17 Lectura 2 4,50 11,25

Lectura 3 4,50 11,25

Promedio 4,33 10,83

2 0,23

Lectura 1 4,00 10,00

27,78 9,38 Lectura 2 4,50 11,25

Lectura 3 4,50 11,25

Promedio 4,33 10,83

2,5 0,29

Lectura 1 4,00 10,00

27,78 9,35 Lectura 2 4,50 11,25

Lectura 3 4,50 11,25

Promedio 4,33 10,83

3 0,35

Lectura 1 3,50 8,75

36,11 9,20 Lectura 2 4,00 10,00

Lectura 3 4,00 10,00

Promedio 3,83 9,58

3,5 0,41

Lectura 1 4,00 10,00

36,11 9,22 Lectura 2 4,00 10,00

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,83 9,58

4 0,47

Lectura 1 4,00 10,00

36,11 9,10 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 4,00 10,00

Promedio 3,83 9,58

Tabla 4.5 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Clay

Control Plus a diferentes concentraciones y Glymax (1,5%)

98

Concentración

Glymax (%)

Concentración

Clay Control

Plus (gal/bl)

LECTURA

AZUL DE

METILENO

(ml)

MBT

(lb/bl)

Inhibición

(%) pH

1,5 0,12

Lectura 1 4,00 10,00

33,33 9,34 Lectura 2 4,00 10,00

Lectura 3 4,00 10,00

Promedio 4,00 10,00

1,5 0,23

Lectura 1 3,50 8,75

41,67 9,10 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,50 8,75

1,5 0,29

Lectura 1 3,50 8,75

41,67 9,05 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,50 8,75

1,5 0,35

Lectura 1 3,50 8,75

41,67 9,15 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,50 8,75

1,5 0,41

Lectura 1 3,50 8,75

41,67 9,16 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,50 8,75

1,5 0,47

Lectura 1 3,50 8,75

41,67 9,28 Lectura 2 3,50 8,75

Lectura 3 3,50 8,75

Promedio 3,50 8,75

En la tabla 4.5 se presentan los valores obtenidos con el Clay Control Plus a

diferentes concentraciones junto con el Glymax (1,5%).

99


concentraciones


concentraciones + Glymax (1,5%)

Tabla 4.6 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para el Clay

Control Plus

27,78 27,78 27,78

36,11 36,11 36,11

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0,12 0,23 0,29 0,35 0,41 0,47

INH

IBIC

IÓN

(%

)

Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes concentraciones

Concentración Clay Control Plus ( gal/bl)

33,33

41,67 41,67 41,67 41,67 41,67

0

10

20

30

40

50

0,12 0,23 0,29 0,35 0,41 0,47

INH

IBIC

IÓN

(%

)

Resultados del MBT con Clay Control Plus a diferentes concentraciones + Glymax

(1,5%)

Concentración Clay Control Plus ( gal/bl)

100

Concentración 0,12 gal/bl Concentración 0,23 gal/bl Concentración 0,29 gal/bl


Tabla 4.7 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno para el Clay

Control Plus + Glymax (1,5%)


101



A continuación se muestran los valores de la prueba de Azul de Metileno

obtenidos del Fluido con Maxdrill a una concentración de 0,25 gal/bl y del

Fluido con Maxdrill a la misma concentración más el inhibidor de lutitas

Glymax (1,5%).

Tabla 4.8 Resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT) con Maxdrill

(0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%)

Concentración

Maxdrill (gal/bl) LECTURA

AZUL DE

METILENO

(ml)

MBT

(lb/bl)

Inhibición

(%) pH

0,25

Lectura 1 3,00 7,50

50,00 9,03 Lectura 2 3,00 7,50

Lectura 3 3,00 7,50

Promedio 3,00 7,50

Concentración

Maxdrill (gal/bl) +

Glymax 1,5%

LECTURA

AZUL DE

METILENO

(ml)

MBT

(lb/bl)

Inhibición

(%) pH

0,25

Lectura 1 2,00 5,00

66,67 9,17 Lectura 2 2,00 5,00

Lectura 3 2,00 5,00

Promedio 2,00 5,00

102

Figura 4.10 Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax

(1,5%)

Tabla 4.9 Resultados Gráficos de la Prueba de Azul de Metileno del fluido

con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%)

Concentración Maxdrill (0,25

gal/bl)

Concentración Maxdrill (0,25

gal/bl) + Glymax (1,5%)

50,00

66,67

0

10

20

30

40

50

60

70 IN

HIB

ICIÓ

N (

%)

Resultados del MBT con Maxdrill (0,25 gal/bl) + Glymax (1,5%)

Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl + Glymax 1,5 %

103

Tabla 4.10 Resumen de los Resultados de la Prueba de Azul de Metileno

(MBT)

Concentración Clay

Control Plus (gal/bl)

Inhibición

(%)

Concentración Clay

Control Plus (gal/bl) +

Glymax (1,5%)

Inhibición

(%)

0,12 27,78 0,12 33,33

0,23 27,78 0,23 41,67

0,29 27,78 0,29 41,67

0,35 36,11 0,35 41,67

0,41 36,11 0,41 41,67

0,47 36,11 0,47 41,67

Concentración

Maxdrill (gal/bl)

Inhibición

(%)

Concentración Maxdrill

(gal/bl) + Glymax (1,5%)

Inhibición

(%)

0,25 50,00 0,25 66,67

Figura 4.11 Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno

(MBT)

27,78

41,67

50,00

66,67

0

10

20

30

40

50

60

70

80

INH

IBIC

IÓN

(%

)

Resumen de los resultados de la Prueba de Azul de Metileno (MBT)

Concentración Clay Control Plus 0,29 gal/bl

Concentración Clay Control Plus 0,29 gal/bl + Glymax 1,5%

Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl

Concentración Maxdrill 0,25 gal/bl + Glymax 1,5 %

104


En la tabla 4.8 se puede observar que los resultados de inhibición del fluido

con Clay Control Plus se mantienen constantes con 27,78% de inhibición

desde la concentración de 0,12 gal/bl hasta la de 0,29 gal/bl, mientras que el

fluido con Maxdrill (0,25 gal/bl) muestra un porcentaje del 50%, lo que indica

que este tiene una mayor efectividad de inhibición sobre los minerales

arcillosos.

Mientras que en el fluido que contiene el nuevo inhibidor de arcillas Clay

Control Plus más Glymax (1,5%) se observa el menor porcentaje de

inhibición (33,33%) con la concentración de 0,12 gal/bl, sin embargo con las

concentraciones de 0,23 gal/bl a 0,43 gal/bl se mantiene constante el

porcentaje de inhibición con el 41,67%.

Los mejores resultados de Inhibición de minerales arcillosos se obtuvo del

fluido que contenía Maxdrill (0,25 gal/bl) y Glymax (1,5%) debido a que

fueron sometidos al poder inhibitorio de la sinergia del glicol con la amina

con un valor de 66,67%. Cabe mencionar la concentración del inhibidor de

lutitas Glymaxpuede variar de 0,5% al 2% dependiendo de las necesidades

operacionales de campo, pero la perforación de la segunda sección del pozo

VHR-31 se utilizó la concentración del 1,5%, dando como resultados que la

adición del Glymax dentro de un fluido de perforación ayuda a mejor la

inhibición de las arcillas y lutitas.

4.4.3 Tiempo de Succión Capilar

La prueba de Tiempo de Succión Capilar mide el tiempo que toma en viajar

radialmente entre dos electrodos sobre un papel filtro grueso y poroso una

cantidad determinada de agua o inhibidor con arcilla, por lo que esta prueba

mide las propiedades hidratantes y dispersantes de las arcillas simulando las

fuerzas de agitación y químicas durante la perforación.

105

El valor del tiempo de succión capilar CST depende de la cantidad y del

tipo de sólidos en el fluido, pH, tipo, intensidad de la mezcla y concentración

del inhibidor.

Para tener una referencia del efecto inhibidor del productos químicos (Clay

Control Plus y Maxdrill) se realizó primero la prueba con un fluido Blanco

(Agua) con el cual los componentes arcillosos reaccionan en contacto con el

agua, dando lugar a la expansión de su estructura, consecuentemente

provocando un hinchamiento y dispersión causando un efecto sobre los

valores de permeabilidad y de Tiempo de Succión Capilar, así podemos

tener un tiempo de referencia que nos permita marcar una diferencia con el

fluido inhibidor, el mismo que al entrar en contacto con los componentes

arcillosos inhibe y flocula con estos provocando altos valores de

permeabilidad y bajos de Tiempo de Succión Capilar.

Para esto se tomó muestras de las diferentes formaciones que fueron

previamente tamizadas con malla No. 100, se pesó 4 gramos para 50 ml de

fluido mezclando en la licuadora por 3 minutos, inmediatamente se tomó 2

ml de muestra en solución. De esta manera se realizaron 5 repeticiones para

cada formación (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con los fluidos que se

preparó (Agua, Maxdrill 0,25 gal/bl y Clay Control Plus a sus diferentes

concentraciones).

Luego se puso la solución preparada dentro del cabezal de ensayo CST

para iniciar la prueba.

Es muy importante tener en cuenta que para realizar cualquier prueba se

debe mantener un pH estándar para todo el estudio, para que los resultados

no varíen, si el fluido utilizado no cumple con el pH deseado (9 a 9,5) se

adiciona Soda Cáustica (NaOH).

106

Figura 4.12 Realización de la Prueba de CST

El fluido inhibidor de componentes arcillosos con Maxdrill fue preparado con

una concentración de 0,25 gal/bbl de Maxdrill, la concentración utilizada es

dada por programas de perforación de pozos realizados por QMAX

ECUADOR debido a la experiencia obtenida en esta, es una concentración

estándar utilizada en campo.

Mientras que en el fluido inhibidor de arcillas con Clay Control Plus se probó

con diferentes concentraciones para corroborar con la información de la

prueba de Azul de metileno y poder elegir la concentración optima del nuevo

producto inhibidor de arcillas.

Tabla 4.11 Resultado de pH Inicial y pH Final

Inhibidor Concentración (gal/bl) pH Inicial pH Final

Agua

7,08 7,08

Maxdrill 0,25 5,02 9,33

Clay Control 0,12 5,45 9,15






107

4.4.3.1 Formación Orteguaza

Se realizaron 5 repeticiones con cada uno de los fluidos antes mencionados

para obtener un valor promedio y poder realizar el cálculo del efecto de

inhibición para conocer cuál es el más óptimo inhibidor de arcillas. Los

tiempos obtenidos se muestran a continuación en la tabla 4.10 con las

diferentes repeticiones.

Tabla 4.12 Resultado de CST para la Formación Orteguaza

TIEMPO DE SUCCIÓN CAPILAR (CST)

FORMACIÓN ORTEGUAZA

Inhibidor Concentración

(gal/bl)

Lectura

1 (seg)

Lectura

2 (seg)

Lectura

3 (seg)

Lectura

4 (seg)

Lectura

5 (seg)

Promedio

(seg)

Agua

513,2 508,7 499,7 502,5 505 505,82

Maxdrill 0,25 95,2 84 86 86,8 78,1 86,02

Clay Control 0,12 150,1 152,3 135,6 150,4 148 147,28

Clay Control 0,23 148,3 143,5 143 144 145 144,76

Clay Control 0,29 148,5 145,3 141,3 140,5 140 143,12

Clay Control 0,35 97,5 95,7 97,3 90,8 94,7 95,2

Clay Control 0,41 88,3 90,2 88,5 87,1 83,6 87,54

Clay Control 0,47 81,4 81,7 79,8 81,2 83,7 81,56

108

Tabla 4.13 Resultados Gráficos de la Prueba de CST para la Formación

Orteguaza con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.

Fluido Blanco Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl)

Fluido Clay Control (0,12 gal/bl)

Fluido Clay Control (0,29

gal/bl)

109

Figura 4.13 Resultados de la Prueba CST para la Formación Orteguaza

Obtenido los datos de los tiempos realizamos una gráfica para poder

observar la tendencia y diferencia que tienen ambos fluidos, visualizando el

gran efecto inhibidor que tiene el fluido Maxdrill.

4.4.3.2 Formación Tiyuyacu

De la misma manera se realizaron 5 repeticiones tomando como muestra la

Formación Tiyuyacu con lo cual se obtuvo valores de tiempo y se calculó el

promedio de cada fluido.

A continuación se muestra en la tabla 4.14 los valores de tiempo para la

formación Tiyuyacu y con ello se realizamos un gráfico para poder observar

la tendencia que tienen los dos fluidos y para poder visualizar la diferencia

existente entre los fluidos sus diferentes concentraciones.

505,82

86,02

147,28 144,76 143,12

95,2 87,54 81,56

0

100

200

300

400

500

600 P

RO

MED

IO (

seg)

CST FORMACIÓN ORTEGUAZA

Agua

Maxdrill (0,25 gal/bl)

Clay Control (0,12 gal/bl)






110

Tabla 4.14 Resultado de CST para la Formación Tiyuyacu


FORMACIÓN TIYUYACU


(gal/bl)

Lectura

1 (seg)

Lectura

2 (seg)

Lectura

3 (seg)

Lectura

4 (seg)

Lectura

5 (seg)

Promedio

(seg)

Agua

447 455,3 460 447,5 457 453,36

Maxdrill 0,25 76,4 86,9 89,8 76,6 76,1 81,16

Clay Control 0,12 145 145,4 148 148,3 147 146,74

Clay Control 0,23 145 137,4 142,3 142 142 141,74

Clay Control 0,29 139,5 140,7 141,6 140,3 148,7 142,16

Clay Control 0,35 92,1 90,7 90,3 98,2 88,8 92,02

Clay Control 0,41 83,6 84,8 83,2 90,5 87,7 85,96

Clay Control 0,47 81,6 87,4 81 81,3 82,5 82,76

Figura 4.14 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tiyuyacu

453,36

81,16

146,74 141,74 142,16

92,02 85,96 82,76

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

PR

OM

EDIO

(se

g)

CST FORMACIÓN TIYUYACU

Agua








111


Tiyuyacu con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.




gal/bl)

112

4.4.3.3 Formación Tena

Así mismo con la Formación Tena se realizaron 5 repeticiones con cada

fluido, para poder diferenciar el efecto inhibidor de los Fluido Inhibidores de

arcillas. Con los valores obtenidos mediante la prueba de Tiempo de Succión

Capilar podemos hacer una tabla de datos y obtener un promedio para cada

uno de los fluidos como se muestra en la siguiente tabla:

Tabla 4.16 Resultado de CST para la Formación Tena


FORMACIÓN TENA

Inhibidor Concentraci

ón (gal/bl)

Lectur

a 1

(seg)

Lectur

a 2

(seg)

Lectur

a 3

(seg)

Lectur

a 4

(seg)

Lectur

a 5

(seg)

Promed

io (seg)

Agua

450,1 445 445,3 437 438,5 443,18

Maxdrill 0,25 84,8 72,1 69,1 70,4 79,5 75,18

Clay

Control 0,12 138,5 137 148,3 138,5 140 140,46

Clay

Control 0,23 142,5 142,7 139,5 142 143 141,94

Clay

Control 0,29 138,3 130,2 128,6 127,5 128,3 130,58

Clay

Control 0,35 86 84,8 88,2 86,1 86,2 86,26

Clay

Control 0,41 85,2 85,7 85,2 86,3 88,2 86,12

Clay

Control 0,47 78,6 79,3 78,6 79 79,6 79,02

113


Tena con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.




gal/bl)

114

Figura 4.15 Resultados de la Prueba CST para la Formación Tena

Con la ayuda de una gráfica podemos visualizar claramente la diferencia que

existe entre los tiempos del Fluido Blanco, el Fluido Base Maxdrill y el Fluido

Base Clay Control. Determinando una gran eficiencia de inhibición.

4.4.3.4 Formación Napo

De igual manera para Napo Shale se realizaron 5 repeticiones con cada

fluido para determinar una tendencia de un valor que represente a cada uno

de los fluidos inhibitorios. En la siguiente tabla podemos observar los

diferentes valores de Tiempo de Succión Capilar para Napo con los fluidos

probados a sus diferentes concentraciones.

443,18

75,18

140,46 141,94 130,58

86,26 86,12 79,02

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500 P

RO

MED

IO (

seg)

FORMACIÓN TENA

Agua








115


Napo con Fluido Blanco, Fluido Maxdrill y Fluido Clay Control Plus.




gal/bl)

116

Tabla 4.19 Resultado de CST para la Formación Napo


FORMACIÓN NAPO


(gal/bl)

Lectura

1 (seg)

Lectura

2 (seg)

Lectura

3 (seg)

Lectura

4 (seg)

Lectura

5 (seg)

Promedio

(seg)

Agua

320,3 325,3 315 318,2 315,7 318,9

Maxdrill 0,25 73 70,3 79,9 73,5 75,7 74,48

Clay Control 0,12 133 135,3 137,3 138 137,4 136,2

Clay Control 0,23 138 138,7 137,5 138,5 138,4 138,22

Clay Control 0,29 125,7 130,2 128,6 127,5 128,3 128,06

Clay Control 0,35 78,4 77,2 79,2 78,6 79,1 78,5

Clay Control 0,41 74 74,5 76 76,5 78,3 75,86

Clay Control 0,47 73,8 74,6 72,5 74,3 74,2 73,88

Figura 4.16 Resultados de la Prueba CST para la Formación Napo

318,9

74,48

136,2 138,22 128,06

78,5 75,86 73,88

0

50

100

150

200

250

300

350

PR

OM

EDIO

(se

g)

FORMACIÓN NAPO

Agua








117

Tabla 4.20 Resumen de Resultados de la Prueba de CST

Formación Inhibidor Concentración

(gal/bl)

Promedio

(seg)

Inhibición

(%)

Orteguaza

Agua

505,82

Maxdrill 0,25 86,02 82,99

Clay Control 0,29 143,12 71,71

Tiyuyacu

Agua

453,36

Maxdrill 0,25 81,16 83,95

Clay Control 0,29 142,16 71,90

Tena

Agua

443,18

Maxdrill 0,25 75,18 85,14

Clay Control 0,29 130,58 74,18

Napo

Agua

318,9

Maxdrill 0,25 74,48 85,28

Clay Control 0,29 128,06 74,68

Figura 4.17 Resumen de los Resultados de la Prueba CST

60

65

70

75

80

85

90

Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo

INH

IBIC

IÓN

(%

)

Formaciones

Resumen de Resultados de la Prueba de CST

Maxdrill

Clay Control

118


Una vez realizadas todas las pruebas obteniendo valores promedios de

Tiempo de Succión Capilar de cada una de las formaciones con los fluidos a

prueba, se hicieron los cálculos de inhibición, basándonos que con el Fluido

Blanco (Agua) se da el mayor porcentaje de dispersión debido a la

dispersión de los componentes arcillosos al reaccionar en contacto con el

agua, mientras que con el Fluido Base Maxdrill tenemos el mejor efecto

inhibidor porque los minerales arcillosos en vez de dispersarse se floculan.

Como se puede observar los valores promedios de cada formación

estudiada para el fluido blanco (Agua) se obtuvo tiempos altos para

Orteguaza de 505,82 segundos, seguidos por las arcillas de Tiyuyacu y Tena

con valores parejos de 453,36 y 443,18 segundos respectivamente y

finalmente la formación Napo con 318,9 segundos, esto es un indicativo de

que todas las formaciones contienen componentes arcillosos muy reactivos

cuando está en contacto con el agua, con propiedades hidrantes y de

dispersión altas para las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Tena, las

mismas que provocarían efectos de reducción de permeabilidad del revoque

por su alto CST y la formación Napo muestra características dispersantes

menores exhibiendo una floculación mínima pero visible. A pesar de esto, los

niveles de dispersión de la Formación Napo son suficientes para provocar

problemas de inestabilidad del hoyo.

Mientras tanto que con el Fluido Clay Control (0,29 gal/bl) se obtuvieron

valores promedios del porcentaje de inhibición muy parejos para la

formación Orteguaza y Tiyuyacu con un 71,71% y 71,90% respectivamente,

sin embargo para las formaciones Tena y Napo también se obtuvieron

resultados similares de inhibición con un 74,18 y 74,68% respectivamente.

Para el Fluido Maxdrill (0,25 gal/bl) se obtuvieron mejores resultados en los

valores promedios del porcentaje de inhibición con un 82,99% para la

119

formación Orteguaza y un valor muy similar para la formación Tiyuyacu con

83,95, sin embargo el porcentaje de inhibición para las formaciones Tena y

Napo también es muy parejo con valores de 85,14% y 85,28%

respectivamente.

Como podemos observar el fluido Maxdrill mostro los mejores porcentajes de

inhibición para todas las formaciones con un valor promedio de 84,34%,

mientras que el fluido Clay Control Plus muestra un valor promedio de

inhibición para todas las formaciones de 73,12%. De tal manera podemos

concluir que el Fluido Base Maxdrill tiene el mejor efecto inhibidor sobre

elementos arcillosos y/o lutitas impidiendo que las arcillas absorban el agua,

permitiendo que esta pase en un tiempo menor por los sensores y así

reduciendo la hidratación de estas.

Para el caso del Fluido Clay Control Plus se puede observar que a medida

que se aumenta la concentración del inhibidor el tiempo en que el agua pasa

por los dos sensores disminuye, hasta un determinado valor en el cual así

aumente la concentración del inhibidor el valor del CST ya no disminuye.

Cabe una vez más enfatizar que en esta prueba solo se prueba el inhibidor

principal, donde los mejores resultados CST fueron para el Inhibidor Maxdrill.

4.4.4 Dispersión

La prueba de Dispersión o Erosión nos indica la cantidad de sedimentos que

se dispersan al estar en contacto con el fluido de perforación, bajo

condiciones simuladas de fondo de pozo, dándonos a notar el efecto

dispersante que los dos fluidos (Maxdrill y Clay Control Plus) tendrán sobre

un tipo específico de muestra.

De esta manera podemos evaluar la eficiencia de los diferentes

componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus como

120

encapsuladores, estabilizadores e inhibidores de lutitas. Obteniendo así una

indicación de qué sistema de fluido será más compatible y optimo con las

formaciones estudiadas.

Para realizar este estudio se seleccionó la concentración ideal del Fluido

Clay Control Plus (0,29 gal/bl) según la prueba de Azul de Metileno (MBT) y

Capacidad de Succión Capilar (CST), para compararlo con el Fluido Maxdrill

a la concentración que se maneja en campo (0,25 gal/bl), preparados en un

volumen de 250 ml con 3 gr de muestra, lo cual se realizó 3 repeticiones de

cada formación tanto para el fluido Blanco (Agua) como para el Fluido

Maxdrill y el Fluido Clay Control Plus.

Figura 4.18 Tamices de 10 y 20 micrones

Tabla 4.21 Componentes de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL PLUS

PRODUCTO CONCENTRACIÓN PRODUCTO CONCENTRACIÓN

Kelzan 0,5 ppb Kelzan 0,5 ppb

Stardrill 2 ppb Stardrill 2 ppb

Synerfloc A-25D 2 ppb Synerfloc A-25D 2 ppb

Glymax 1,5% Glymax 1,5%

Maxdrill 0,25 gal/bl Clay Control 0,29 gal/bl

121

4.4.4.1 Preparación de las Muestras

Para realizar esta prueba se necesitó tamizar a las muestras por una malla

No. 10, pero que no pasen por la malla No. 20. Una vez tamizadas las

muestras se pesó 3 gramos de cada formación (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena

y Napo), se colocó cada muestra en las celdas de rolado con un Fluido

Blanco (Agua) para iniciar el proceso de envejecimiento simulando las

condiciones de fondo de pozo durante 16 horas a 150 °F.

Figura 4.19 Preparación de las Celdas de Rolamiento

Luego de las 16 horas, se abrencuidadosamente de las celdas de rolamiento

para obtener todos los residuos de las muestras con la menor cantidad de

fluido y se colocan estas en vasos de precipitación para secarlas en el horno

de secado durante 2 horas a 105 °F.

122

Figura 4.20 Muestras de la Formación Tena con Fluido Maxdrill

Una vez secas las muestras se las tamizan individualmente con la malla No.

20 y se obtiene la muestra que queda en éste. Se vuelve a pesar la muestra

obtenida en la malla para realizar los cálculos respectivos. Luego realizamos

el mismo procedimiento para los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus, sin

olvidar de mantener el pH en rango de 9 a 9,5, sino se encuentra dentro de

este rango se adiciona Soda Cáustica (NaOH) debido a que los compuestos

químicos que contienen los fluidos tienen su mayor rendimiento dentro de

este rango de pH.

Figura 4.21 Horno de Rolado y Horno de Secado

Luego de realizar la prueba de Dispersión se obtuvieron los siguientes

resultados:

123

Tabla 4.22 Resultados de la Dispersión para las formaciones con el Fluido

Blanco (Agua)

FLUIDO BLANCO

FORMACIÓN PESO INICIAL (gr) PESO FINAL (gr) DISPERSIÓN (%)

Orteguaza 3,0010 2,3421 21,96

Tiyuyacu 3,0008 2,6287 12,40

Tena 3,0010 2,5514 14,98

Napo 3,0023 2,6849 10,57


Maxdrill

FLUIDO MAXDRILL


Orteguaza 3,0008 2,9075 3,11

Tiyuyacu 3,0008 2,9123 2,95

Tena 3,0034 2,9380 2,18

Napo 3,0059 2,9231 2,75


Clay Control Plus

FLUIDO CLAY CONTROL PLUS


Orteguaza 3,0013 2,8070 6,47

Tiyuyacu 3,0028 2,7908 7,06

Tena 3,0031 2,8120 6,36

Napo 3,0018 2,8050 6,56

124

Tabla 4.25 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Blanco (Agua)

Peso Inicial Orteguaza Peso Final Orteguaza

Peso Inicial Tiyuyacu Peso Final Tiyuyacu

Peso Inicial Tena Peso Final Tena

Peso Inicial Napo Peso Final Napo

125

Tabla 4.26 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Maxdrill





126

Tabla 4.27 Resultados gráficos de la Dispersión con el Fluido Clay Control





127

Tabla 4.28 Resumen de los resultados de la Dispersión

DISPERSIÓN

FORMACIÓN FLUIDO

BLANCO (%)

FLUIDO

MAXDRILL (%)

FLUIDO CLAY

CONTROL (%)

Orteguaza 21,9560 3,1092 6,47

Tiyuyacu 12,4000 2,9492 7,06

Tena 14,9817 2,1775 6,36

Napo 10,5719 2,7546 6,56

Figura 4.22 Porcentaje de Dispersión de las Formaciones Estudiadas con el

Fluido Blanco, Maxdrill y Clay Control Plus


La formación Orteguaza es la más reactiva al agua con un 21,95%, por lo

tanto esta formación es la que causa mayor inestabilidad en el pozo,

21,9560

12,4000

14,9817

10,5719

3,1092 2,9492 2,1775 2,7546

6,47 7,06 6,36 6,56

0

5

10

15

20

25

Orteguaza Tiyuyacu Tena Napo

INH

IBIC

IÓN

(%

)

FORMACIONES

Resumen de la Dispersión

DISPERSIÓN DISPERSIÓN DISPERSIÓN

128

problemas en la tubería, derrumbes, embolamientos, entre otras. La

formación Tiyuyacu, Tena y Napo tienen un menor porcentaje de dispersión

con valores no muy distantes, 12,4, 14,98 y 10,57 respectivamente con el

Fluido Blanco (Agua), pero son porcentajes suficientes para causar

problemas operacionales en el pozo.

Observando en la figura podemos concluir que las formaciones que fueron

expuestas al fluido Maxdrill tuvieron el mejor resultado con un menor

porcentaje dispersión que las formaciones que fueron puestas a prueba con

el fluido Clay Control Plus, la disminución en la dispersión al añadir los

fluidos Maxdrill y Clay Control se debe a los productos inhibidores de arcillas

y al efecto complementario del encapsulador Synerfloc A-25D (PHPA) sobre

a los fluidos inhibidores, esto se atribuye a que las moléculas de PHPA son

muy grandes y por lo tanto muy difícil para que penetran en los poros, y

también para que se intercalan entre las laminillas de arcilla, la PHPA es

adsorbida en la parte exterior de los cortes o en la pared del hoyo.

Esta prueba evalúa el comportamiento real que tendrán los fluidos de

perforación enel campo, simulando las condiciones de fondo a través del

horno de rolado durante 16 horas a 150 °F.

4.4.5 Azul de Metileno con las Formaciones Estudiadas

4.4.5.1 Fluidos a Condiciones de Superficie

Para realizar se elaboraron dos fluidos de perforación con todos sus

componentes, variando únicamente el producto inhibidor de arcillas con sus

mejores concentraciones (Maxdrill y Clay Control Plus) con componentes

arcillosos (Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con la finalidad de conocer la

capacidad de inhibición de los lodos usados con cada una de las

formaciones y de esta manera conocer el mejor producto inhibidor de

arcillas.

129

Para lo cual se preparó 350 ml tanto del Fluido Maxdrill como del Fluido Clay

Control Plus con 15 ppb de muestra tamizada por una malla de 100

micrones, se agito por una hora para que todos los componentes se mezclen

correctamente.

Tabla 4.29 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

FLUIDO MAXDRILL

PRODUCTO CONCENTRACIÓN 350 ml

Kelzan 0,5 ppb 0,5 gr

Stardrill 2 ppb 2 gr

Synerfloc A-25D 2 ppb 2 gr

Glymax 1,5% 5,25 ml

Maxdrill 0,25 gal/bl 2,08 ml

Formaciones 15 ppb 15 gr






Glymax 1,5% 5,25 ml

Clay Control 0,29 gal/bl 2,4 ml

Formaciones 15 ppb 15 gr

Luego se saca de los mezcladores y se mide el pH que debe estar en un

rango de 9 a 9,5, si no se encuentran en el rango se adiciona Soda Cáustica

(NaOH).

En la tabla 4.20 se muestran los valores de pH de cada uno de los fluidos

con sus respectivas muestras de formación:

130

Tabla 4.30 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a Condiciones de

Superficie

FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL PLUS

FORMACIÓN pH INICIAL pH FINAL FORMACIÓN pH INICIAL pH FINAL

Bentonita 8,30 9,10 Bentonita 8,43 9,10

Orteguaza 8,06 9,08 Orteguaza 7,91 9,15

Tiyuyacu 8,06 9,11 Tiyuyacu 7,92 9,09

Tena 8,26 9,06 Tena 8,20 9,12

Napo 8,24 9,09 Napo 8,31 9,09

Elaboración de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

Una vez estabilizado el pH se realiza la prueba de Azul de Metileno (MBT)

según la norma API 13B 1.Los resultados obtenidos se reportan en la

siguiente tabla:

131

Tabla 4.31 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

a condiciones de superficie

FLUIDO MAXDRILL

Formación Azul de Metileno (ml) MBT (lb/bl) Inhibición (%)

Bentonita 2 5 66,67

Orteguaza 1 2,5 83,33

Tiyuyacu 0,6 1,5 90,00

Tena 0,5 1,25 91,67

Napo 0,7 1,75 88,33



Bentonita 2,5 6,25 58,33

Orteguaza 1,1 2,75 81,67

Tiyuyacu 0,7 1,75 88,33

Tena 0,6 1,5 90,00

Napo 0,8 2 86,67


Plus

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


INH

IBIC

IÓN

(%

)

FORMACIONES

Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus a condiciones de superficie

FLUIDO MAXDRILL


132

Tabla 4.32 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus a condiciones de superficie en las formaciones estudiadas

FLUIDO MAXDRILL FLUIDO CLAY CONTROL

Formación Orteguaza Formación Orteguaza

Formación Tiyuyacu Formación Tiyuyacu

Formación Tena Formación Tena

133

Formación Napo Formación Napo

a) Análisis de Resultados

Se puede observar según los datos mostrados en la tabla 4.16 que, para el

Fluido Maxdrill el porcentaje de inhibición estáen el promedio de 88,33%,

tomando en cuenta que la formación que menos inhibió fue Orteguaza, lo

que no ocurrió con la formación Tena que fue la que más inhibió con un

90%.

Con el Fluido Clay Control Plus el porcentaje promedio de inhibición está en

un 86,66%, siendo igual la formación Orteguaza la menos inhibida y la

formación que más inhibió fue Tena con un 90%.

Por lo tanto el resultado de esta prueba es que el Fluido Maxdrill tiene mayor

eficiencia de inhibición, aunque los dos fluidos tienen un similar porcentaje

de inhibición, pero el Fluido Maxdrill será el más opcionado para un proceso

exitoso de perforación.

4.4.5.2 Fluidos Después de Rolar

Una vez que se ha metido las celdas de envejecimiento con los fluidos al

horno de rolado a 150°Fy esperado 16 horas, para simular condiciones de

fondo, se ha sacado cada uno de ellos, y registrado el pH de cada uno de los

fluidos con sus respectivas muestras de formación. Es importante mencionar


134

que se deben registrar los valores de pH antes y después de rolar, la tabla

4.22 muestra los valores de pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

después del rolamiento con sus respectivas formaciones.

Tabla 4.33 pH de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus después de Rolar


FORMACIÓN pH FORMACIÓN pH

Bentonita 8,21 Bentonita 8,27

Orteguaza 8,40 Orteguaza 8,25

Tiyuyacu 8,72 Tiyuyacu 8,40

Tena 8,71 Tena 8,52

Napo 8,70 Napo 8,40

Tabla 4.34 Resultados obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

después de rolar

DESPUES DEL ROLADO

FLUIDO MAXDRILL


Bentonita 2 5 66,67

Orteguaza 1 2,5 83,33

Tiyuyacu 0,6 1,5 90,00

Tena 0,5 1,25 91,67

Napo 0,7 1,75 88,33



Bentonita 3,5 8,75 41,67

Orteguaza 1,4 3,5 76,67

Tiyuyacu 0,8 2 86,67

Tena 0,7 1,75 88,33

Napo 0,9 ,25 85,00

135


Plus

Tabla 4.35 Resultados gráficos obtenidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus después de rolar con las formaciones estudiadas


Formación Orteguaza Formación Orteguaza

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100


INH

IBIC

IÓN

(%

)

FORMACIONES

Porcentaje de Inhibición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus despues de rolado

FLUIDO MAXDRILL


136

Formación Tiyuyacu Formación Tiyuyacu

Formación Tena Formación Tena

Formación Napo Formación Napo

a) Análisis de Resultados

Se realiza este procedimiento con el objetivo de conocer la disminución de

las propiedades de inhibición del fluido, debido a que están sometidas a

presiones y temperaturas extremas. Simulando de esta manera lo más

próximo a la realidad bajo condiciones de reservorio.


137

Se puede observar que pese a que el Fluido Maxdrill se sometió a un

proceso de envejecimiento, no disminuyo su efecto inhibitorio en los

componentes arcillosos con el mismo porcentaje promedio de 88,33%.

Siendo igual la formación Orteguaza las menos inhibida con un 83,33% y la

formación más inhibida Tena con un 91,67%.

Caso contrario con el Fluido Clay Control Plus que debido al procesode

envejecimiento disminuyo su efecto inhibitorio con un porcentaje promedio

de 84,66%. Teniendo a la formación Orteguaza con el menor efecto de

inhibición con un 76,67% y siendo la formación Tena la más inhibida con un

88,33%.

Cabe mencionar que la eficiencia de inhibición del Fluido Maxdrill es superior

a la del Fluido Clay Control Plus, lo cual indica que es un fluido que se puede

utilizar en el campo sin ningún problema.

4.4.6 Pruebas Básicas realizadas a los Fluidos de Perforación

Las pruebas realizadas al fluido de perforación son las principales para

caracterizar un fluido de propiedades requeridas para la perforación de la

segunda sección de diámetro de 12 ¼” del pozo Víctor Hugo Ruales (VHR)

– 31 con sus mejores concentraciones de los productos químicos, para tener

valores cercanos a la realidad de condiciones de fondo de pozo se realizó

las pruebas al fluido rolado por 16 horas a una temperatura de 150°F. Y para

conocer las propiedades de un fluido nuevo a condiciones de superficie

también se realizó las pruebas al fluido recién preparado.

138

Tabla 4.36 Composición de los Fluidos Maxdrill y Clay Control Plus

FLUIDO MAXDRILL





Glymax 1,5% 5,25 ml

Maxdrill 0,25 gal/bl 2,08 ml

Barita 9 ppg 37 gr

Bentonita 15 ppb 15 gr






Glymax 1,5% 5,25 ml

Clay Control 0,29 gal/bl 2,4 ml

Barita 9 ppg 37 gr

Bentonita 15 ppb 15 gr

La ecuación 4.2 es utilizada para calcular el las libras de Barita necesaria

para obtener el peso deseado para el fluido según las necesidades

operacionales.

Ec [9]

139

Figura 4.25 Componentes Sólidos y Líquidos de los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus

Tabla 4.37 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus a condiciones de superficie

FLUIDO A CONDICIONES SUPERFICIE

PRUEBA FLUIDO

BLANCO

FLUIDO

MAXDRILL

FLUIDO CLAY

CONTROL

Densidad (lb/g) 9 9 9

Θ600 134 62 90

Θ300 97 45 64

Θ200 80 35 57

Θ100 61 25 42

Θ6 28 8 17

Θ3 25 5 14

Viscosidad

Aparente (cp) 67 31 45

Viscosidad

Plástica (cp) 37 17 26

Punto Cedente

(lb/100ft2) 60 28 38

Esfuerzo Gel

10"/10'/30' 25/38/43 5/7/9 12/19/22

Filtrado API (ml) 7 7,5 7

pH 9,2 9,06 9,08

140

Tabla 4.38 Resultados de las Pruebas Básicas a los Fluidos Maxdrill y Clay

Control Plus después de rolar

FLUIDOS DESPUES DE ROLAR

PRUEBA FLUIDO

BLANCO

FLUIDO

MAXDRILL

FLUIDO CLAY

CONTROL

Densidad (lb/g) 9 9 9

Θ600 119 57 87

Θ300 89 41 61

Θ200 76 32 52

Θ100 58 22 38

Θ6 20 7 14

Θ3 12 4 10

Viscosidad

Aparente (cp) 59,5 28,5 43,5

Viscosidad

Plástica (cp) 30 16 26

Punto Cedente

(lb/100ft2) 59 25 36

Esfuerzo Gel

10"/10'/30' 18/29/35 4/5/6 11/17/20

Filtrado API (ml) 7,5 8 7,5

pH 8,6 8,64 8,6

141

Figura 4.26 Medición de la Reología


Para estas pruebas fueron preparados 3 tipos de fluidos, el Fluido Blanco

(Sin Inhibidores), el Fluido Maxdrill y el Fluido Clay Control. La densidad para

los Fluidos Maxdrill, Clay Control y Fluido Blanco fue preparada para que

tenga un peso de 9 ppg, la misma que se mantiene antes y después del

proceso de rolado en los tres fluidos.

En la viscosidad Plática el Fluido Maxdrill es el único que se encuentra

dentro del rango del programa de perforación establecido para la perforación

de este pozo con un valor de 17 cp a condiciones de superficie y luego de

rolar con un valor de 16 cp, en cambio el Fluido Clay Control tuvo valores

fuera del rango del programa de lodos y el Fluido Blanco tuvo valores

demasiados altos debido a que no tenía ningún tipo de inhibidor por lo que la

Bentonita procedió a hincharse con el agua y producir una alta viscosidad.

Por lo general, un incremento en la viscosidad plástica, significa un

incremento en el contenido de sólidos, una reducción ene l tamaño de los

sólidos o ambas.

Para el valor de Punto Cedente se observó igual que el único fluido que se

encontraba dentro del rango del programa de lodos fue el Fluido Maxdrill con

142

valores de 28 y 25lb/100 ft2 a condiciones de superficie y luego del rolado

respectivamente. Los mismos que están en el rango de valores de 15 a 35

lb/100 ft2 diseñados para la perforación del pozo VHR - 31 en la segunda

sección, este es un indicativo de la capacidad que tiene un fluido para

soportar y arrastrar a superficie los cortes generados durante la perforación.

Los valores obtenidos de los esfuerzos de gel a 10 segundos, 10 minutos y

30 minutos, para el Fluido Maxdrillfueron5/7/9respectivamente, sin una

variación muy notoria entre fluido rolado y sin rolar.Sin embargo para los

fluidos Clay Control y para el Fluido Blanco se obtuvieron valores muy altos

fuera de los rangos del programa de perforación.

El valor del filtrado API de los tres Fluidos se encuentra en el rango de 7 a

7,5 ml a condiciones de superficie, sin una variación significativa luego del

proceso de rolamiento. Obteniendo un buen revoque y poca invasión a la

formación.

El pH de los fluidos de perforación puestos a prueba se encontraron dentro

de un rango de 9 a 9,2 y el presentando después de rolar un valor de 8,6 los

mismos tres fluidos lo que nos indica que está dentro del rango de

operación.

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

143

CAPÍTULO V

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1 CONCLUSIONES

Las arcillas de las formaciones en estudio del pozo VHR – 31 del

campo Víctor Hugo Ruales reaccionan al mínimo contacto con el

agua, causando problemas de inestabilidad en el pozo a causa del

hinchamiento de los minerales. (Tabla 4.2)

Con la Prueba de Azul de Metileno se seleccionó que la dosificación

más efectiva del Clay Control para la inhibición de los minerales

arcillosos es de 0.29 gal/bl. (Tabla 4.10)

La utilización del Glymax (glicol de polietileno) beneficia en el

incremento del ROP, además de proveer un alto grado de inhibición

de lutitas, estabilidad de la pared del pozo a través de la adsorción

química, controla la perdida de filtrado y el embolamiento de la broca.

(Tabla 4.10)

También se realiza la Prueba CST para elegir la dosificación más

efectiva del Clay Control probándolo con las formaciones en estudio,

las mismas que son sometidas a un efecto inhibitorio, sin embargo en

esta prueba también se mantienen valores superiores de inhibición

con el Producto Maxdrill utilizado actualmente por la empresa. (Tabla

4.20)

En la prueba de Dispersión el Sistema Maxdrill (0,25 gal/bl) presenta

mayores ventajas frente al Sistema Clay Control (0,29 gal/bl)

mostrando valores de dispersión menores al 5%, mientras que el

144

Fluido Clay Control sobrepasa el rango del 5% establecido en el

programa de perforación. (Tabla 4.28)

En la prueba de MBT realizada con las formaciones estudiadas

(Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo) con la finalidad de conocer la

capacidad de inhibición de los lodos usados con cada una de las

formaciones, teniendo los mejores resultados de inhibición con el

Fluido Maxdrill con un valor promedio de 88,33%, mientras que el

Fluido Clay Control obtuvo un 86,66%. (Tabla 4.31)

Se comprobó que el envejecimiento del Fluido Maxdrill no provoca

una disminución de las funciones y propiedades inhibitorias de

arcillas, manteniendo resultados similares a los obtenidos con el fluido

sin rolar, sin embargo el Fluido Clay Control muestra una considerable

disminución en dichas propiedades luego del proceso de rolado.

(Tabla 4.34)

Realizados las pruebas generales de laboratorio al Fluido Maxdrill

(Reología, filtrado, densidad, viscosidad) se obtuvieron valores dentro

del rango del programa de perforación del pozo VHR – 31, sin

variación de las propiedades luego del proceso de rolado, caso

contrario del Fluido Clay Control que muestra valores fuera del rango

y mostrando resultados de reología muy altos con relación a los

obtenidos en los fluidos sin rolar. (Tabla 4.36)

El Fluido Clay Control tiene un efecto inhibitorio sobre los minerales

arcillosos, pero no supera la eficacia del Fluido Maxdrill, determinado

esto luego de haber evaluado los dos fluidos mediante las pruebas de

Azul de Metileno (MBT), Tiempo de Succión Capilar (CST) y

Dispersión. Por lo que en lugar de obtener beneficios con este fluido

se pueden llegar a tener problemas operacionales y económicos.

145

5.2 RECOMENDACIONES

Mantener el producto Maxdrill para la inhibición de arcillas reactivas y

lutitas inestables en operaciones de perforación de la segunda

sección en proyectos futuros del Campo Víctor Hugo Ruales (VHR).

Cualquier producto químico debe pasar por las pruebas básicas y

especiales de inhibición realizadas en el laboratorio para determinar

su efecto inhibitorio y poder tomar una decisión adecuado respecto a

la utilización del nuevo producto.

Se debe controlar los valores de pH de los fluidos antes de realizar las

pruebas y previo al envejecimiento de los fluidos en el horno de

rolado, manteniéndolos en un rango de 8,5 - 9,5 para garantizar que

el pH de los fluidos no impida el funcionamiento de los polímeros.

Es recomendable mantener los valores de las concentraciones de los

componentes y productos químicos con los que la empresa QMAX

Ecuador perfora en la segunda sección del oriente ecuatoriano, para

no tener problemas causados por arcillas reactivas o inestabilidad de

lutitas.

Se deberá evitar poner en contacto las muestras con agua demasiado

tiempo, el momento de recolectarlas, a fin de evitar posibles

reacciones fluido - sedimento para que conserven.

Para cualquier prueba de laboratorio se debe utilizar el equipo de

protección personal (EPP) en todo momento, evitando de esa manera

accidentes al trabajar con químicos peligrosos.

146

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Bibliografía

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de Consulta: 12-Junio-2014)

http://www.ofite.com/instructions/sp-instructions-list-alpha.htm

GLOSARIO

148

GLOSARIO

Absorción: Dicho de una sustancia sólida: Ejercer atracción sobre un

fluido con el que está en contacto, de modo que las moléculas de éste

penetren en aquella. La penetración o desaparición aparente de

moléculas o iones de una o varias sustancias dentro de un sólido o

líquido.

Acidez: Potencia ácida relativa de los líquidos, que se mide por

medio del pH. Acidez implica un pH inferior a 7.0

Adhesión: Fuerza que mantiene juntas a moléculas diferentes.

Adsorción: Atraer y retener en la superficie de un cuerpo moléculas o

iones de otro cuerpo. Un fenómeno superficial demostrado por un sólido

(adsorbente) para mantener o concentrar gases, líquidos o sustancias

disueltas (adsortivos) sobre su superficie, una propiedad causada por la

adhesión.

Análisis de Lodo: Examen sistemático y continuo del fluido de

perforación, para determinar sus propiedades físicas y químicas.

Aglomeración: Agrupamiento de partículas individuales.

Arcilla: Dícese de aquella materia plástica, blanda, de varios colores,

generalmente compuesta por silicato de aluminio, formada por la

descomposición del feldespato y otros silicatos de aluminio.

Barita: Sulfato de bario natural que se usa para aumentar la

densidad de los lodos. El mineral se manifiesta en depósitos de color

gris, blanco, verdoso y/o rojizo, y en estructuras masivas de cristal.

Bentonita: Arcilla plástica, coloidal, constituida principalmente por

Montmorillonita sódica, que es un silicato de aluminio hidratado.

Caolinita: Es una arcilla no hidratable ya que sus capas unitarias están

fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Presentan caolín

por hidrólisis de los feldespatos que contienen las rocas graníticas.

Clorita: Los minerales arcillosos de clorita son similares a la arcilla ilita

en lo que se refiere a la reactividad, no contiene agua entre capas, no se

149

hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente

al ser modificadas.

Catión: Partícula positivamente cargada en la solución de un

electrolito que bajo la influencia de un potencial eléctrico, se moviliza

hacia el cátodo (electrodo negativo).

Cohesión: La fuerza de atracción entre moléculas del mismo tipo. Acción

y efecto de reunirse o adherirse las cosas entre sí o la materia de que

están formadas

Coloide: Estado de subdivisión de la materia que consiste en

grandes moléculas individuales o en agregados de moléculas más

pequeñas ,dispersadas en el grado que la grado que la fuerza de

superficie se convierte en un factor importante para determinar sus

propiedades . El tamaño de las partículas coloidales varían entre

0.001 a 0.005 micrones.

Embolamiento: Acumulación de material perforado por encima de la

broca o barrena impidiendo que se continúe perforando.

Erosión: Proceso geológico de desgaste de la superficie terrestre y de

remoción y transporte de materiales del suelo o roca originados por la

gravitación y otros agentes.

Filtrado: Líquido forzado a través de un medio poroso durante el

proceso de filtración.

Fluido de Perforación: material fluido de composición química variable,

que se hace circular en el hoyo que cumple funciones importantes

durante la perforación. Sus componentes más comunes son la bentonita

y la barita.

Floculación: Es la asociación de borde a borde y/o borde a cara de las

partículas, resultando en la formación de una estructura similar a un

“castillo de naipes”.

Glicol: Es un agente de taponamiento deformable usado en fluido de

perforación base agua, utilizado para la inhibición de lutitas.

Hidratación: Acto por el cual una sustancia admite agua por medio de

absorción y / o adsorción.

150

Ilita: La ilita es un mineral arcilloso con una estructura principal de

aluminosilicato similar a la esméctica, pero no muestran la capacidad de

hinchamiento entre capas.

Inhibición: Cualquier agente que en operaciones de perforación

previenen de la hidratación de minerales arcillosos por agua mediante

acciones preventivas sobre la arcilla.

Lutitas: Arcilla de origen rocoso, finamente granular, con clivaje tipo

pizarra, que es una sustancia orgánica parecida al petróleo.

PHPA: La amina Poliacrilamida parcialmente hidrolizada se usa como

inhibidor de lutitas y como polímero encapsulador de sólidos en los

sistemas de agua dulce, agua salada, NaCl y KCl.

Plasticidad: Propiedad que se debe a que el agua forma un

recubrimiento sobre las partículas laminadas produciendo un efecto

lubricante que facilita el deslizamiento de unas partículas sobre citas

cuando se ejerce un esfuerzo sobre ellas.

Polímero: Sustancia formada por la unión de dos o más moléculas

iguales, unidas extremo con extremo, dando por resultado una

sustancia que posee los mismos elementos en la misma proporción

que las moléculas originales, pero de mayor peso molecular y con

diferentes propiedades físicas.

Reología: Es un término que denota el estudio de la determinación de

materiales, incluyendo el flujo.

Revoque: Los sólidos suspendidos que se depositan sobre un medio

poroso durante el proceso de filtración.

Tixotropía: Capacidad de un fluido para desarrollar resistencia de gel

con el tiempo. Cualidad de una suspensión coloidal de desarrollar una

fuerza gelificante cuando se encuentra en reposo, pero que se

convierte nuevamente en fluido por agitación mecánica.

Viscosidad: Resistencia interna al flujo ofrecido por un fluido debido

a atracciones entre moléculas.

ANEXOS

151

ANEXO 1 CORTE SECCION HORIZONTAL POZO

VHRE-031

151

PETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EPPETROAMAZONAS EP

CORTE SECCION HORIZONTAL POZO VHRE-031A A´

151

ANEXO 2 PROGRAMA DE FLUIDOS DE

PERFORACIÓN

153

ANEXO 3 CURVA DE PESOS DEL FLUIDO DE

PERFORACIÓN EN EL POZO VHR-31

154

9 8,4

9,2

10 10,2

9,6 9,8

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

8 8,5 9 9,5 10 10,5

PR

OF

UN

DID

AD

LPG

Cambio de fluido @ 7849' (9,6 lpg)

155

ANEXO 4 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO CLAY

CONTROL PLUS

156

HOJA DE DA TOS DEL PRODUCTO

ARCILLA INHIBE LA EXPANSIÓN

SOLUBLE EN AGUA RODAJE AMINE DE ARCILLA INHIBE LA EXPANSIÓN

INHIBE A TRAVES DE FASE DE AGUA

TOTALMENTE SOLUBLE EN AGUA DULCE Y ALTAMENTE DISPERSABLE EN LA

MAYORIA DE PRODUCTO NATURAL

DISEÑADA ESPECIALMENTE PARA PARTICIÓN PREFERENTEMENTE A LA FASEACUOSA.POSEE ESCELENTES PROPIEDADES DE EMULSIÓN Y PREVENSIÓN DE ESPUMA

PESO ESPECÍFICO 60°F

DENSIDAD lbs/gal 60°F

1.026 I 0.016

8.54 I 0.125

PUNTO DE INFLAMACION

(PMCC) °F

VISCOSIDAD cps @ 76° F

VISCOSIDAD cps @ 32° F

> 200

10-15

ND

PUNTO DE DERRAME °F

pH

< / = 6

4.3+/=0.5

@ 75 °F

5 Minutos 10 10 1

1 Hora 10 10 1

8 Hora 10 10 1

I= Insoluble IO = SOLUBLES O DISPERSABLES

TOTALMENTE

USADO COMO UN EXCELENTE

INHIBIDOR DE EXPANSIÓN DE

ARCILLA, TAMBIEN SE LO UTILIZA

COMO AUXILIAR PARA CONTROL DE

LA CORROSION EN LAS

OPERACIONES DEL POZO.

ESTA ARCILLA DE CONTROL ES

NORMALMENTE UTILIZADA EN

CONCENTRACIONES DE 1-4 ppb.

ESTA ARCILLA DE CONTROL SE DEBE

AÑADIR DIRECTAMENTE AL SISTEMA

DE LODO.

OBSERVE LAS PRECAUCIONES

NORMALES PARA PRODUCTOS

QUIMICOS INDUSTRIALES.MANTENER

ALEJADO DEL CALOR, CHISPAS Y

LLAMAS. PARA OBTENER CONSULTAR

LA HOJA DE SEGURIDAD.

157

ANEXO 5 FICHA DE SEGURIDAD DEL PRODUCTO

CLAY CONTROL PLUS

164

ANEXO 6 FICHA TÉCNICA DEL PRODUCTO

MAXDRILL

165

27/11/06

HOJA DE DATOS DEL PRODUCTO

Maxdrill

Introducción

Es un inhibidor de arcilla de base polímeroque se utiliza en los fluidos perforación, essoluble en agua.

Descripción del producto

Es un líquido claro. Apacible

Naturaleza Química

Catiónico, Multivalente Aminas orgánico non-volátil en el agua.

Propiedades Físicas y Químicas

Forma Liquido

Color Transparente

Densidad (g/cc 25ºC)

1.07

Solubilidad 100% soluble

pH 6 8

Aplicaciones

Maxdrill es un inhibidor de arcillas paraformaciones sensibles al agua. Tiene un fácilintercambio iónico que permite la substituciónfácil en los sitios del intercambio el ion desodio, que permite la hidratación del agua. Laprueba de la succión capilar ilustra laspropiedades de inhibición de arcilla deMaxdrill. Estas pruebas ilustran la inhibicióna las concentraciones tan bajo como 0.005%.además a mostrado que presenta unaestabilidad química.

Tratamiento

Las concentraciones normales que se utilizaen el campo es de 0.3% a 0.6%. Maxdrill estadiseñado para ser utilizado en rangos de pH de10,5 o menos. Al utilizar en rangos de pHmayor que 10,5 reduce su efectividad yrequerida de una cantidad mayor de la misma.

Presentación

Maxdrill se encuentra disponible en tamboresde 55 galones.

Precauciones

Revise la hoja de seguridad del producto parainformación detallada sobre manejo,almacenamiento, transporte y medidas deseguridad.

Disponibilidad

El Maxdrill está disponible. Contáctese conQMAX ECUADOR S.A. para susrequerimientos

166

ANEXO 7 FICHA DE SEGURIDAD DEL MAXDRILL

167

Us

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168

ANEXO 8 API RECOMMENDED PRACTICE 13B-1

Ver en Norma API 13-B1

Normas%20API%2013B-1.pdf

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