3. FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS
3.3 PROBLEMAS MÁS COMUNES Y CORRECTIVOS EN EL FLUIDO
Fluidos de Perforación Base Agua:
Problema Síntoma Correctivo
Yeso o anhidrita
• Alta viscosidad y Gelatinosidad, y aumento de filtrado.
• Calcio y sulfato en el filtrado
• Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio.
Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema.
Embolamiento de la barrena
• Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta.
• Añadir diesel para emulsionar el lodo.
Controlar la viscosidad y el gel. Mejorar la hidráulica.
Abrasión
• Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la parte hidráulica de la bomba de lodo.
• Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar el desarenador para mantener un contenido mínimo de arena.
Alta pérdida de
filtrado •
Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.
• Si el sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba de azul de metileno).
Pérdidas de circulación
• Disminución del volumen en las presas. Pérdida completa del retorno de lodo.
• Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de pérdida de circulación.
Colocar tapón de diesel-bentonita o diesel-bentonita- cemento.
Lodo inestable • La barita se separa por sedimentación o precipitación.
• Aumentar la viscosidad por adición de un viscosificante. Agregar estabilizador de viscosidad en lodos calientes y/o con altas densidades.
Alta viscosidad •
Elevada viscosidad Marsh y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Alto contenido de sólidos.
• Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos. Se requiere dilución con agua. Posteriormente puede utilizarse un reductor de viscosidad.
Alta viscosidad
• Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel normal, alto contenido de sólidos.
• Poner a funcionar el sistema de eliminación de sólidos, se requiere también dilución con agua.
3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos de Pozos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.
Alta viscosidad
• Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Sólidos normales.
• Añadir dispersantes.
Alta pérdida de filtrado
• Viscosidad normal
• Añadir agente de control de filtrado.
Bajo pH • pH por debajo de 7.0.
• Añadir sosa cáustica,
posiblemente se tenga agua salada en el sistema.
Añadir inhibidor de corrosión.
Derrumbes
(sólidos grandes diferentes a los recortes de perforación)
• Exceso de recortes en la temblorina. Tendencia a atraparse la tubería.
• Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado. Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.
Fluidos de Perforación Base Aceite Emulsión Inversa:
Problema Síntoma Correctivo
Contaminación con agua
• Incremento en las propiedades reológicas.
• Reducción en la relación aceite/agua. • Aumento en el filtrado APAT.
• Disminución en la densidad.
• Aumento en el volumen de fluido en las presas.
• Disminución de la salinidad.
• Añadir emulsificante.
• Ajustar la relación aceite/agua y añadir el resto de aditivos. • Ajustar salinidad.
Alta concentración de sólidos
• Aumento constante de las
propiedades reológicas.
• Disminución en el avance de
perforación.
• Incremento de sólidos de la formación en el fluido.
• Disminuir el tamaño de malla en las mallas vibratorias.
• Checar que el equipo
superficial eliminador de sólidos este funcionando
• Aumentar la relación aceite/ agua. Exceso de emulsificante secundario (componente a base de polvo de asfalto).
• Incremento en las propiedades reológicas.
• El incremento de viscosidad es posterior a un tratamiento con emulsificante secundario.
• La viscosidad se incrementa después de dar 2 ó 3 ciclos el fluido dentro del pozo.
• Suspender adiciones de
emulsificante.
• Aumentar la relación
aceite/agua.
• Añadir emulsificante principal.
Inestabilidad de la emulsión
• Aspecto grumoso del fluido. • Difícil de emulsificar más agua. • Baja estabilidad eléctrica.
• Hay presencia de agua en el filtrado APAT.
• Si hay huellas de agua en el filtrado APAT, añadir emulsificante principal.
• Si el filtrado es alto, añadir emulsificante principal y secundario.
3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.3 Problemas más comunes y correctivos de Pozos en el fluido de perforación base-agua y base-aceite emulsión inversa.
Asentamiento de barita
• Ligera disminución en la densidad. • Poco retorno de recortes a la
superficie.
• Bajos valores del punto de cedencia y de gelatinosidad.
• Presencia de barita en el fondo de las presas y en los canales de conducción del fluido en la superficie.
• Añadir arcilla organofílica dispersable en diesel.
• Bajar la relación aceite/agua si ésta es alta. Derrumbes, fricción y empaquetamiento en la sarta de perforación • Baja salinidad. • Se incrementa la concentracion de sólidos.
• Los recortes se obtienen blandos y pastosos.
• Aumentar salinidad.
• Añadir emulsificante principal. • Revisar que las tomas de agua
en las presas estén cerradas.
Contaminación con gas
• Si el gas es CO2 aumenta el filtrado
APAT y cuando la contaminación es alta aparece agua en el filtrado. • Disminuye la densidad.
• Hay inestabilidad en la emulsión y toma un aspecto grumoso.
• Utilizar el desgasificador. • Añadir cal para contaminación
de CO2.
• Aumentar agitación. • Aumentar densidad.
Perforación de mantos salinos
• En la temblorina se obtienen recortes de sal.
• Se incrementa la torsión en la sarta de perforación.
• Aumentar densidad. • Aumentar salinidad.
Sólidos
humectados con agua: barita y/o recortes
• Apariencia grisácea del lodo.
• Añadir agua salada y cal. Asegurarse que la relación aceite/agua y concentracion de aditivos son correctos.
Nota: la anterior tabla generaliza los conceptos, los correctivos aplicados dependerán de los productos comerciales de la compañía prestadora del servicio.
El diesel utilizado para fluidos de perforación, es especial presentando las siguientes características:
• Bajo contenido de azufre (0.5 % máximo).
• Punto de anilina, mayor de 65º C (150º F). para tener menos daños a los implementos de hule en el sistema de circulación.
3. Fluidos de Perforación y Terminación 3.4 Desplazamiento