República Bolivariana de Venezuela
Instituto Universitario Politécnico “Santiago Marinó”
Extensión Maturín
Cátedra: Ingeniería Química
Descripción del efecto de la adición del compuesto
DRILL-TREAT como humectante en los fluidos de
perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la
localidad de Medina, pozo J-503, Municipio Maturín-
Edo Monagas.
Profesora: Integrantes:
Ing. Ingrid Brito Cabeza Leidi, C.I: 19.037.810
Díaz Jesús, C.I: 24.123.526
Martínez Richard, C.I: 18.174.148
Maturín, Julio 2014
Índice General
Pág.
Introducción 3
Planteamiento del Problema 4
Objetivo General 4
Objetivos Específicos 4
Justificación del Problema 5
Bases Teóricas 5
Fluidos de Perforación 5
Propiedades de los Fluidos de Perforación 6
Funciones de los Fluidos de Perforación 8
Reologia de los Fluidos de Perforación 10
Componentes de los Fluidos de Perforación 12
Aditivos químicos de los Fluidos de Perforación 12
Composición química del compuesto Dril-Treat 13
Que efecto tiene el compuesto Dril-Treat 13
Proceso de Estudio 20
Prueba Piloto 20
Como utilizar el humectante Dril-Treat 22
Conclusiones 23
Bibliografía 24
Anexos 25
Introducción
El petróleo, es el energético más importante en la historia de la humanidad, un
recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la energía que
se consume en el mundo, es transformado por empresas especiales como Weatherfod
Latín América, S.A, una de las corporaciones de servicios petroleros más grandes e
importantes del mundo, se dedica a la explotación, producción, refinación, mercado y
transporte del mismo en Venezuela.
Los pozos petroleros son las fuentes primordiales del hidrocarburo, para tenerlo
en superficie y en uso se necesita de la perforación; la cual consta de taladrar el
subsuelo donde está ubicado el yacimiento hasta llegar a la arena productora. Los
fluidos de perforación han estado sometidos a continuos estudios para su mejoramiento
ante diferentes condiciones en las cuales se haya empleado, y así, obtener un óptimo
desempeño en formaciones que presenten altas presiones y elevadas temperaturas, y
ante la presencia de agentes contaminantes.
Los agentes humectantes forman parte de los aditivos que constituyen los fluidos
de perforación aplicados en el proceso de exploración petrolera, ayudando en el
transporte de ripios, acondicionando el área de perforación y minimizando los riesgos
de operación originados por las condiciones de presión y temperatura.
Esta investigación describirá los efectos de la adición del compuesto Dril-Treat
como humectante en los fluidos de la perforación en el taladro PDI-777, ubicado en la
locación dlj-496x-pozo J-503, en la comunidad de Potrerito municipio Maturín – Edo
Monagas.
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Planteamiento del problema
Durante la labor de perforación, existen numerosas actividades que se
desempeñan en conjunto para llevar a cabo el objetivo deseado. Uno de los trabajos es
seleccionar el fluido de perforación a utilizar durante el desarrollo de la misma, al
realizar esta labor son varios los fluidos usados, estos varían según las características
que presentan cada una de las formaciones que van hacer perforadas y a las diversas
condiciones que tiene que soportar el lodo, tales como las diferentes presiones y
temperaturas que se encuentran en el pozo a medida que se avanza en profundidad.
Este trabajo de investigación, describirá el efecto de la adición del compuesto
Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777,
Ubicación en la localidad de Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas,
sobre la base de la problemática mencionada se procederá, por medio de una prueba
piloto, como introducir cambios sustanciales en el fluido mediante la evaluación del
compuesto Dril Treat a diferentes concentraciones, cuya finalidad será comprobar la
concentración óptima en el fluido de perforación.
Objetivo general
Describir el efecto de la adición del compuesto DRILL-TREAT como humectante
en los fluidos de perforación en el taladro WDI-777, Ubicación en la localidad de
Potrerito, pozo J-501, Municipio Maturín-Edo Monagas.
Objetivos específicos
Revisión bibliográfica y documental del proceso de humectación en los fluidos
de perforación.
Verificación por observación directa del proceso de humectación en los fluidos
de perforación con el compuesto Dril-Treat.
Descripción del proceso de humectación con la adición del compuesto Dril-Treat
en los fluidos de perforación.
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Justificación de la Investigación
El uso de fluidos de perforación en la industria petrolera ha sido vital a lo largo de
la evolución de la perforación de pozos para la extracción de hidrocarburos. En este
sentido, lograr una mejor eficiencia en cuanto a la estabilización del hoyo y lubricación
de la mecha, generan mayor velocidad de penetración con mínimos daños a las
formaciones y buscan minimizar los problemas que interfieran en el proceso de
perforación, entre otros problemas operacionales que representan el día a día en la
perforación de pozos.
La importancia de esta investigación radica en describir el efecto de la adición del
compuesto Dril-Treat como humectante en los fluidos de perforación en el taladro WDI-
777, a fin de verificar mediante observación directa el proceso de humectación de los
sólidos en las operaciones de perforación.
Bases teóricas
Fluido de perforación
Según, Aguilar, M (2008), un fluido de perforación, es una mezcla de un solvente
(base) con aditivos o productos, que cumplen funciones físico-químicas específicas, de
acuerdo a las necesidades operativas de una formación a perforar. En el lenguaje de
campo, también es llamado Barro o Lodo de Perforación, según la terminología más
común en el lugar.
Los fluidos de perforación se componen de dos fases: líquida y sólida. Dentro de
la fase líquida se encuentra el fluido base agua, la cual puede ser dulce o salada, ya sea
saturada o parcialmente saturada y el fluido base aceite, el cual se subdivide en 100%
aceite, si la fase continua es menor a 5% de agua, o una emulsión inversa, si la fase
continua es mayor a 5% de agua. Dentro de la fase sólida se encuentran, los sólidos
inertes deseables, los cuales son agentes densificantes que se mantienen en suspensión y
no reaccionan con el fluido y los indeseables, que son sólidos perforados que se
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incorporan al fluido y no reaccionan con el mismo. También en la fase sólida, se
encuentran los reactivos, en donde se pueden hallar las arcillas comerciales y sólidos
hidratables perforados.
Propiedades de los fluidos de perforación
Las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son:
Densidad: es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en
sitio los fluidos de las formaciones. La densidad se expresa por lo general en
lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática
ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de
mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación,
para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de
la formación.
Viscosidad API: es determinada con el Embudo de Marsh, y sirve para comparar
la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede
cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio
que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio
anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en
consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es
recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo
más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de
gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta
viscosidad embudo.
Viscosidad plástica: es la viscosidad que resulta de la fricción entre sólidos,
sólidos y líquidos y, líquidos y líquidos. Esta viscosidad depende de la
concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla
con equipos mecánicos de control de sólidos. Este control es indispensable para
mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de
penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente
permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración.
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Punto cedente: es una medida de las fuerzas de atracción entre las partículas,
bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido
una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la
capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre
incremento por la acción de contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y
por sólidos reactivos de formación. Un fluido floculado exhibe altos valores de
punto cedente, esto se controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan
adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua
cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas.
Resistencia o fuerza de gel: es una medida de la atracción física y electroquímica
bajo condiciones estáticas, relacionada con la capacidad de suspensión del fluido
y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la
origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta
propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser
medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo
suficientemente baja para:
Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie,
principalmente en la trampa de arena.
Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de
circulación.
Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería.
Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el
funcionamiento del desgasificador.
Filtrado AP-AT (alta presión-alta temperatura): el filtrado indica la cantidad
de líquido relativa que se filtra a través del revoque hacia las formaciones
permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial, esta propiedad
es afectada por la presión, la temperatura, el tiempo y la dispersión de las
partículas suspendidas en l fluido. El filtrado se mide en condiciones estáticas, a
baja temperatura y presión para fluidos base agua y alta presión (AP) y alta
temperatura (A) para fluidos base aceite. Su control depende del tipo de
formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando
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un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene una alta concentración y
dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos del control de
filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita pre- hidratada para controlar
el filtrado API.
Contenido de sólidos y líquidos: se determina con una prueba de retorta. Los
resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el
porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad específica.
Funciones de los fluidos de perforación
Los fluidos de perforación cumplen múltiples funciones, la prioridad de las
mismas radica en la condición que presenta el ambiente de perforación, siendo la
limpieza y control del pozo, las de mayor relevancia.
Las principales funciones de los fluidos de perforación son:
Retirar los recortes del pozo: los recortes de perforación deben ser retirados del
pozo a medida que son generados por la barrena. A este fin, se hace circular un
fluido de perforación dentro de la columna de perforación y a través de la barrena,
el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el
espacio anular.
Controlar las presiones de la formación: con la finalidad de impedir que los
fluidos formación fluyan y que los fluidos de formación presurizados causen un
reventón, se aumenta la densidad del fluido de perforación agregando barita para
equilibrar las presiones y mantener la estabilidad en el agujero.
Suspender y descargar los recortes: para lograr un control de sólidos eficaz, los
sólidos de perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la
primera circulación proveniente del pozo. Al ser circulados de nuevo, los recortes
se descomponen en partículas más pequeñas que son más difíciles de retirar. Un
simple método para confirmar la remoción de sólidos de perforación consiste en
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comparar el porcentaje de arena en el fluido en la línea de flujo y en el tanque de
succión.
Obturar las formaciones permeables: los sistemas de fluidos de perforación
deben estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de
baja permeabilidad con la finalidad de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora
la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.
Mantener la estabilidad del hoyo: la mejor estabilidad del pozo se obtiene
cuando este mantiene su forma cilíndrica y tamaño original. El ensanchamiento
del pozo produce una multitud de problemas, incluyendo bajas velocidades
anulares, falta de limpieza del pozo, mayor carga de sólidos, evaluación deficiente
de la formación, mayores costos de cementación y cementación inadecuada.
Minimizar los daños al yacimiento: la posibilidad de daños a la formación
puede ser determinada a partir de los datos de pozos de referencia y del análisis de
los núcleos de la formación para determinar la permeabilidad de retorno. Fluidos
de perforación diseñados para minimizar un problema en particular, fluidos de
perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y
completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.
Transmitir energía hidráulica a las herramientas y a la mecha: la energía
hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP),
mejorando la remoción de recortes en la barrena. Esta energía también alimenta
los motores de fondoque hacen girar la barrena y las herramientas de medición al
perforar (MWD) y de registro al perforar (LWD).
Asegurar una evaluación adecuada de la formación: la evaluación correcta de
la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación,
especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades físicas y
químicas del fluido afectan la evaluación de la formación y las condiciones físicas
y químicas del agujero después de la perforación también afectan la evaluación de
la formación.
Controlar la corrosión: un fluido de perforación debe mantener la corrosión a un
nivel aceptable. Gases disueltos como dióxido de carbono, sulfuro de hidrogeno,
oxigeno, pueden causar graves problemas de corrosión, por lo tanto se deben usar
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inhibidores químicos y secuestradores, que utilizados adecuadamente se puede
mantener un nivel de corrosión aceptable.
Facilitar la cementación y la completación: el fluido de perforación de producir
un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y
cementada eficazmente y que no dificulte las operaciones de cementación.
Cada una de las funciones anteriores está sujeta a variación, dependiendo del
equipo de perforación y las condiciones en el interior de la mecha utilizada, por
ejemplo: temperatura, presión y el tipo de formación geológica a perforar.
Reología de los fluidos de perforación
La reología es el estudio de la manera en que la materia se deforma y fluye. Se
trata de una disciplina que analiza principalmente la relación entre el esfuerzo de corte y
la velocidad de corte, y el impacto que estos tienen sobre las características de flujo
dentro de materiales tubulares y espacios anulares. Las propiedades reológicas son
monitoreadas para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas
propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación
exitosa de un pozo, incluyendo:
Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo de los fluidos de
las formaciones.
Transmitir energía a la barrena para maximizar la velocidad de penetración
(ROP).
Suspender los recortes y el material densifcante durante los períodos estáticos.
Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie.
Extraer recortes del pozo.
Componentes de los fluidos de perforación
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Según, Sánchez, C. (2010): el fluido de perforación está constituido por una
serie de compuestos, tales como:
Densificantes: Se utilizan para controlar la presión de los fluidos de la formación
previniendo reventones. La característica de importancia de los materiales
densificantes es su gravedad específica, debido a que a una mayor gravedad
específica se tiene una menor concentración de sólidos en el lodo. Ejemplo: barita,
hematita, carbonato de calcio.
Viscosificantes: Son aditivos que se utilizan para aumentar la viscosidad de los
fluidos de perforación para mejorar el rendimiento en el fluido y así mantener
limpio el pozo sacando los ripios de la perforación. Ejemplo: bentonita, xanthan
gum, bentonitas modificadas, atapulgita, sepiolota, polímeros extendedores.
Dispersantes y defloculantes: Aditivos utilizados para evitar la formación de
láminas o paquetes más gruesos de las partículas, que puede generar una
disminución de la viscosidad, gelificación y filtrado. Ejemplo: lignosulfanato de
cromo, lignosulfanato libre de cromo, lignito, lignito de cromo, lignito caustizado
potásico, ploacrilatos.
Controladores de filtrado: Aditivos utilizados para controlar la pérdida relativa
del fluido a través de membranas o formaciones permeables cuando el fluido de
perforación está sometido a una presión diferencial, una pérdida de viscosidad o
deficiencia en la torta: Ejemplo: resinas, resinas modificadas, celulosa,
polianiónica, poliacrilatos, carboxi metil celulosa CMC, almidones.
Controladores de alcalinidad y pH: Aditivos utilizados para aumentar o
disminuir la alcalinidad del fluido de perforación alterada por el uso de
viscosificantes, densificantes o materiales que aumentan la gelatinosidad del lodo.
Generalmente, los fluidos de control que se manejan en los pozos, deberán
mantenerse en ciertos grados de alcalinidad (pH 8 a 9.5).
Materiales para pérdida de circulación: Aditivos utilizados para disminuir la
porosidad y la permeabilidad de la formación, además modificar la composición
de las arcillas presentes en la arena. Representa el problema más común y costoso
durante la perforación y/o cementación.
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Inhibidores de corrosión: Cualquier agente que al ser agregado a un
sistema, previene una reacción química o corrosión causada por sulfuro de
hidrógeno, dióxido de carbono, oxígeno, agua salada, etc. Los inhibidores
comunes agregados a los fluidos de perforación son las aminas formadoras de
película, los secuestrantes de oxígeno, los inhibidores pasivantes y los productos
químicos amortiguadores de pH.
Lubricantes o reductores de fricción: Son materiales que se usan con el
propósito de reducir los arrastres de torque en las operaciones de perforación,
estos productos además se incorporan al revoque o cubren las superficies
metálicas con una película protectora, esta modificación reduce de una manera
efectiva la fricción entra la sarta y la pared del hoyo. Su función es la de reducir la
fricción. Está constituido por materiales como: aceites minerales o vegetales,
surfactantes, grafito, asfalto, polímeros, alcoholes, gilsonita, etc.
Controladores reológicos: El control primario de la reología se logra mediante la
concentración del viscosificante primario que se utiliza en el sistema. Sin
embargo, cuando no se puede lograr el control efectivo de la reología mediante el
uso de los productos se deben utilizar materiales denominados adelgazantes,
dispersantes o desfloculantes; los cuales por definición van a causar un cambio en
la interacción físico química de los sólidos del sistema y las sales disueltas.
Aditivos Químicos para los Fluidos de Perforación
En la formulación de los fluidos base agua o aceite se usan aditivos químicos en
diferentes concentraciones para cumplir funciones específicas, establecidas en los
programas de perforación.
Los agentes humectantes son un tenso activo que reduce la tensión interfacial y
el ángulo de contacto entre un fluido y un sólido. Su función es evitar la floculación de
partículas sólidas dispersas manteniéndolos humedecidos proporcionándole una
afinidad con la fase continua y evitando la sedimentación del material densificante.
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Composición Química del Compuesto Dril-Treat
Es un producto químico de la familia de los Lipidos, su aplicación es que moja
con aceite.
No posee sustancias peligrosas, el numero del CAS es Mixture, el porcentaje (%)
es de 60-100%, el valor umbral limite (ACGIH) no aplica, y el limite de exposición
permisible (OSHA) no aplica.
Los riesgos en caso de inhalación en condiciones normales no se necesitan de
primeros auxilios, por contacto con la piel se debe lavar con agua y jabón, por contacto
con los ojos lave de inmediato los ojos con un chorro de agua abundante durante al
menos 25 minutos y procure atención medica si la irritación persiste, si lo ingiere en
condiciones normales no se necesitan procedimientos de primeros auxilios.
Es un producto de los servicios de linea de Halliburton Energy Services, Inc.
Qué efecto Tiene el Compuesto Dril-Treat en los Fluidos de Perforación
En la etapa de perforación básicamente se tritura la roca a grandes
profundidades; una vez que se inicia ésta, se empiezan a generar desechos
contaminantes, siendo los más importantes los cortes y fluidos de perforación, los cuales
están compuestos de una mezcla heterogénea de rocas, el compuesto Dril-treat su
función es lubricar los sólidos, es decir los baña en aceite con el fin de que estos no se
puedan mezclar unos con otros, esto debido a que a medida que se va perforando van
saliendo nuevas rocas que se adhieren al lodo de perforación, haciendo en este que
aumente su viscosidad plástica y por ende necesite humectarse para que las operaciones
y los equipos no se vean afectadas.
Proceso de Estudio
Prueba Piloto
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Los procedimientos utilizados para la realizar las pruebas a los fluidos de
perforación, están basados en los métodos estándar recomendados por el Instituto
Americano del Petróleo (API)
Densidad del fluido (peso del fluido)
El equipo requerido para la realización de esta prueba es la balanza de fluido que
consiste en una base de soporte, un recipiente con cubierta, un brazo graduado con
caballete móvil, y un punto de apoyo con una burbuja de nivel.
Procedimiento:
a. Para comenzar el ensayo se debe proceder a nivelar la balanza, colocando el
estuche que contiene esta sobre una superficie plana y al nivel, además se debe asegurar
que la balanza este limpia y seca.
b. Tomar una muestra de fluido y retirar la mayor cantidad posible de aire
entrampado (burbujas). Tomar la temperatura de la muestra de fluido.
c. Quitar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con el fluido a probar.
d. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada, asegurándose
que parte del fluido sea expulsado a través del agujero de la tapa, lo que indicara que el
recipiente está lleno; se debe asegurar que todas las burbujas de aire se escapan al llenar
el recipiente.
e. Limpiar el fluido que se encuentra derramado fuera del vaso y en el brazo de la
balanza.
f. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, con el cuchillo descansando sobre
el punto de apoyo.
g. Desplazar el caballete hasta que el nivel de burbuja de aire indique que el brazo
graduado está nivelado.
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h. En el borde del caballete más cercano al vaso, leer la densidad o el peso del
fluido en cualquiera de las dos escalas impresas en el brazo de la balanza.
i. Una vez finalizada la prueba se descarta el fluido, se limpia y seca debidamente
la balanza para evitar la corrosión.
Reología (viscosidad aparente, viscosidad plástica, punto cedente y geles)
Para la determinación de la reología de un fluido se requiere un viscosímetro
rotacional de lectura directa, una taza térmica y un termómetro.
Procedimiento:
a. Recoger una muestra de fluido.
b. Colocar la muestra recién agitada dentro de la taza de calentamiento y ajustar la
superficie del fluido al nivel de la línea trazada en la manga del rotor.
c. Calentar o enfriar la muestra hasta120ºF (49ºC) para fluidos Base Agua o 150°F
para fluidos Base Aceite. Se rota la perilla de velocidades para agitar lentamente
mientras se ajusta la temperatura.
d. Se deberá girar la perilla del viscosímetro a 600 rpm hasta obtener un valor
constante, registrar la lectura del dial como L600.
e. Ajustar la perilla a la velocidad de 300 rpm. Esperar hasta una lectura estable, y
registrar el valor indicado como L300.
f. Realizar el mismo procedimiento para las lecturas de 200, 100 6 y 3 rpm.
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f. Para tomar las lecturas de los geles se debe girar la perilla del viscosímetro a
600rpm durante 15 segundos aproximadamente, parar 10 segundos, luego girar la perilla
a 3rpm y registrar la máxima lectura del dial la cual equivale a la resistencia de gel a los
10 segundos.
g. Girar nuevamente a perilla a 600 rpm durante 10 a 15 segundos, parar y dejar
reposar la muestra por 10 minutos y volver a girar la perilla a 3 rpm, tomar la máxima
lectura obtenida en el dial y registrarla como los geles a los 10 minutos.
h. Para los geles a 30 minutos se procede de la misma manera pero la muestra se
deja reposar por 30 minutos.
I. Para realizar los cálculos concernientes a esta prueba se utilizan las siguientes
ecuaciones:
Viscosidad Aparente (Va) en cps. Va=L600/2
Viscosidad Plástica (Vp) en cps. Vp=L600-L300
Punto Cedente (Pc) en lbs/100pie2 Pc= L300 -Vp
Contenido Agua, aceite y sólidos.
Se usa una retorta de fluido con capacidad de calefacción en el “horno” para
determinar la cantidad de líquidos y sólidos contenidos en un fluido de perforación
además de espátula, lana de acero fina, grasa o lubricante para altas temperaturas,
cilindro graduado de 10ml y un perforador natural.
Básicamente la muestra es calentada hasta que los componentes líquidos se
vaporicen. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en un cilindro
graduado en porcentajes. El volumen de líquido, aceite y agua se mide directamente en
porcentajes. Los sólidos suspendidos y disueltos son determinados restando de 100% o
leyendo el espacio vacío en la parte superior del cilindro.
Procedimiento:
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a. Asegurarse primeramente que el equipo esté totalmente limpio.
b. Recoger una muestra de fluido.
c. Llenar la cámara de expansión superior con lana de acero (previene la
ebullición sobre los sólidos dentro del vaso de muestra y evitar la pérdida de vapores
durante el filtrado) y lubricar la rosca de la tapa superior de la muestra y condensador
con una pequeña porción de lubricante HT (facilita el desarmado del equipo).
d. Llenar el vaso de muestra con el fluido a probar casi hasta el nivel máximo. Se
debe golpear suavemente los costados de la taza para expulsar cualquier cantidad de aire
presente en el fluido.
e. Colocar la tapa del vaso de muestra girando firmemente y escurriendo el exceso
de fluido para obtener el volumen exacto. Limpiar el fluido derramado sobre la tapa y
las roscas.
f. Ajustar la taza de la muestra en la cámara superior de la retorta, colocar la
retorta en el bloque aislador y el cilindro graduado debajo del drenaje del condensador.
g. Conectar la retorta y calentar la muestra hasta que deje de pasar liquido a través
del tubo de drenaje o hasta que apague la luz piloto de las unidades controladas
termostáticamente.
h. Leer el porcentaje de agua, aceite y sólidos directamente en el cilindro
graduado. (Una o dos gotas de solución ayudará a definir el contacto aceite-agua,
después de leer el porcentaje de sólidos.). Al final de la prueba, enfriar completamente,
limpiar y secar el montaje de retorta.
Filtrado API (Fluidos Base Agua)
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La propiedad de filtración o formación de paredes de un fluido es determinada con
un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un
fluido a través del papel filtro bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión
especificadas, después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha
asentado y la cantidad de filtrado recolectado.
La prueba de filtrado API es realizada a la temperatura superficial y a presión de
100 psi, los resultados se registran como número de mililitros perdidos en 30 minutos.
Procedimiento
a. Recoger una muestra de fluido
b. Retirar la tapa de la parte inferior de la celda limpiarla, secarla y armar dicha
celda con el papel de filtro y las gomas en su lugar. Cualquier daño mecánico o mal
posicionamiento de las gomas podría perjudicar la hermeticidad de la celda.
c. Llenar la celda con fluido hasta 1 pulgada (2,54 cm) de la parte superior.
d. Meter la celda dentro del marco de la prensa, colocar y ajustar la tapa sobre la
celda.
e. Colocar un cilindro graduado apropiado debajo del orificio de descarga para
recibir el filtrado.
f. Cerrar la válvula de alivio y ajustar el regulador de la válvula de entrada de tal
manera que sea aplicada una presión de 100 ±5 psi.
g. La prueba de API dura normalmente 30 minutos Manteniendo la presión
durante el tiempo de duración de la prueba. Al término de la prueba, cerrar la válvula.
Después de desconectar la fuente de presión, la presión se purgará automáticamente.
Luego se desmontar la celda.
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Filtrado Alta Presión – Alta Temperatura (fluidos base aceite)
La prueba estándar de filtrado ATAP se realiza a una temperatura de 300ºF
(148ºC) y una presión diferencial de 500 psi.
Disponer de: Camisa de calentamiento HP/HT, celda de calentamiento con sus
tornillos y orings, dos pines, dos pasadores de seguridad, papel filtro, termómetro, llave
Allen, llave ajustable, manómetros de alta y baja presión, bombonas de CO2,
cronómetro de 30 minutos, teflón y cilindro graduado.
Procedimiento
a. Recoger una muestra del fluido. Pre-calentar la camisa de calentamiento a una
temperatura de 300 +/- °F.
b. Llenar la celda de calentamiento dejando vacía ¼ de su capacidad. Colocar el
pin de la parte de abajo de la celda de calentamiento.
c. Colocar el papel de filtro en la celda y después la cubierta.
d. Tapar y ajustar todos los tornillos en forma de cruz y luego apretar en forma
circular.
e. Colocar el pin de arriba de la celda y proceder a introducir la camisa de
calentamiento con los tornillos hacia abajo.
f. Hacer girar la celda hasta que calce en la camisa de calentamiento Colocar
el termómetro en el receptáculo.
g. Conectar las unidades de presión en los pines superior e inferior, asegurando
con los pasadores.
h. Aplicar una presión de 200 psi a la válvula superior y 100 psi a la válvula
inferior con ambas válvulas cerradas. Abrir la válvula superior y aplicar la presión de
200 psi hasta alcanzar la temperatura de 300 ºF.
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i. Al alcanzar la temperatura deseada de 300° F aumentar la presión de la unidad
superior hasta 600 psi.
j. Abrir la válvula inferior manteniendo 100 psi para crear un diferencial de
presión de 500 psi. Durante el transcurso de la prueba, si la presión aumenta por encima
de 100 psi, sacar filtrado abriendo la válvula inferior de descarga. Filtrar durante 30
min.
k. Registrar el volumen de filtrado. Este valor se multiplica por dos y se reportará
como el volumen total de filtrado.
l. Sacar el cilindro de la celda de calentamiento para enfriarse.
m. Despresurizar la camisa de calentamiento abriendo y cerrando los pines poco a
poco. Esperar que se descargue la presión, repitiendo esta operación hasta que el filtro
prensa esté totalmente despresurizado.
n. Abrir cuidadosamente la camisa de calentamiento aflojando los tornillos. Si el
último tornillo es difícil de aflojar, indica que aún la celda tiene presión, razón por la
cual se deben apretar nuevamente los tornillos y despresurizar totalmente.
o. Una vez abierto el cilindro, retirar el papel filtro el cual se lavará
cuidadosamente para luego medir el revoque formado.
p. Limpiar el equipo y revisar los pines y oring’s para la próxima prueba.
Como Utilizar el Humectante Dril-Treat
Se realiza una prueba piloto en el laboratorio con diferentes libras por barril del
producto, tomando una muestra de lodo cada 2 o tres horas y se le aplica a diferentes
concentraciones el compuesto hasta conseguir la cantidad óptima requerida.
Ejemplo:
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Se aplica en compuesto en estas concentraciones 0,25 Lpb; 0,50 Lpb; 0,75 Lpb, 1 Lpb,
y supongamos que se consiguió lo requerido a 0,75 Lpb.
Una vez contabilizado el volumen de barriles que está circulando en el sistema, se
realiza la siguientes conversiones, si por ejemplo tenemos 1700 Bls circulando.
Se multiplica esa cantidad por las libras conseguidas.
1700 x 0,75 = 1275 Lbs de humectante.
Un tambor de Dril-Treat pesa 458 Lbs, si el lodo requiere que 1275 Lbs de humectante,
este se dibide entre 458 dando como resultado 2,78 Tambores, y como no se puede dejar
un tambor con compuesto destapado, se le aplican los 3 tambores.
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Conclusiones
Los fluidos de perforación se utilizan para hacer circular los recortes que se
hacen en la perforación fuera del pozo, estos están sometidos a continuos estudios para
su mejoramiento ante diferentes condiciones y así, obtener un óptimo desempeño en
formaciones que presenten altas presiones y elevadas temperaturas, y ante la presencia
de agentes contaminantes.
El proceso de humectacion de los solidos proporciona una mejor lubricacion de
los fluidos de perforacion, y a su vez ayuda a que los equipos (bombas) trabajen con la
menor presion posible para mover el lodo.
Cada 2 o 3 horas se debe realizar una prueba piloto, para determinar si el lodo
circulante esta en las condiciones optimas para las operaciones realizadas.
El mantener un lodo controlado con humectante se puede obtener un control de
la viscosidad plástica y mejorar la limpieza del lodo por lo equipos de control de
sólidos.
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Bibliografia
AGUILAR, M (2007). Evaluación del Comportamiento de Fluidos 100% Aceite
Utilizando Diferentes Modificadores reológicos. Trabajo de Grado. Universidad de
Oriente, Núcleo Monagas.
CIED. (2002). "Fluidos de perforación y control de sólidos", primera edición.
ESVENCA. (2010). Manual Básico de Fluidos de Perforación. Monagas-
Venezuela.
SÁNCHEZ, C. (2010). Composición de los fluidos de perforación. Caracas-
Venezuela.
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ANEXOS
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