INTRODUCCIÓN A FLUIDOS DE PERFORACIÓN

I

F

P

Un Fluido de Perforación (Comúnmente llamado lodo), es cualquier fluido usado para perforar un pozo. Existen una gran diversidad y cada uno es usado para un propósito especifico. Varios aditivos son usados para crear un propósito especifico, dependiendo de la necesidad de la perforación.

F

UNCIONES DE UN

F

LUIDO DE

1. Remover los recortes del pozo.

2. Control de las presiones de la formación. 3. Mantener en suspensión los recortes. 4. Obturar formaciones permeables. 5. Mantener la estabilidad del agujero. 6. Minimizar daños al yacimiento.

7. Enfriar, lubricar y flotar la sarta de perforación. 8. Transmitir la energía hidráulica a la barrena y

BHA.

9. Proporcionar un medio adecuado para toma de registros eléctricos.

10. Control de la corrosión.

11. Facilitar la cementación y completación del pozo.

12. Prevenir hidratos de gas.

13. Minimizar el impacto ambiental. * Proporcionar Reologias Planas.

1. E

R

P

Los recortes son generados por el trepano y deben ser removidos del pozo.

Factores que afectan la limpieza del pozo:  Recortes (Tamaño, forma y densidad).  Velocidad de Perforacion.

 RPM de Arreglo de Perforacion.  Velocidad Anular.

E

R

P

Viscosidad: el asentamiento

de los recortes es mayor en

fluido de baja viscosidad, comparado con fluidos

tixotrópicos, que tienen

mejor transporte y suspensión de los recortes.

Fluidos con una viscosidad de baja razón de corte y elevada viscosidad a baja velocidad anular son los con mayor eficiencia de limpieza de pozo.

E

R

P

Densidad: por incremento del

factor de flotación proporciona mayor limpieza.

Velocidad Anular (AV):

caudal promedio a la que el fluido fluye en el espacio anular.

100 ft/min(Valores mayores en pozos desviados). Sección de agujero grandes, tan bajas como 20 ft/min.

E

R

P

Velocidad de caída de recortes (SV): en función a la densidad,

tamaño y forma de los recortes de acuerdo a la viscosidad, densidad y velocidad del fluido de perforación.

AV > SV → Limpieza.

 Alta viscosidades son usadas en agujero superiores.

 Transporte de recortes es mas difícil en pozo horizontales que verticales.

E

R

P

 Las camas de recortes restringen el flujo, incrementan el torque y son difícil de remover. La remoción de

recortes tiene mayor complicación en secciones de pozos con ángulos de 30-35° a 60-65°.

 Usar alto caudales y fluidos con menor viscosidad para lograr flujo turbulento. Alto riesgo de asentamiento de recortes cuando se detiene la circulación.

 Fluidos con perfil LSRV (Low Shear Rate Viscosity), tixotrópicos y flujo de condición laminar proveen una alta viscosidad con un perfil de velocidad anular plana, mayor porción de limpieza a lo largo del agujero y suspensión de los recortes.

2. C

P

F

Influjos y descontrol de pozo, pega de tubería e inestabilidad del agujero.

C

P

F

 Fuerzas Tectónicas → Presión de Colapso.  Presión de Poro → Fluidos de Formación.  Lutitas Presurizadas.

 Presión de Sobrecarga en Pozos Horizontales o de alto Angulo.

 La densidad del fluido debe tener un balance con la presión de poro

Fluido muy Liviano

Perdida de circulación, inestabilidad del agujero, pega de tubería diferencial.

C

P

F

3. S

L

R

El fluido debe mantener en

suspensión recortes de perforación, material densificante y aditivos bajo un amplio rango de condiciones.

Beneficios:

 Impedir el relleno después de los viajes y las conexiones

 Impedir el empaquetamiento cuando no hay circulación

 Mejorar la eficiencia de control de sólidos

S

L

R

Durante la Circulación Sin Circulación Suspensión Sin Circulación Empaquetado Factores involucrados:

 Disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte.  Esfuerzos de gel y tixotropía

4. S

F

P

S

F

P

Se diseña un fluido para que provea un revoque delgado, flexible,

impermeable y adherente sobre la formación reduciendo la filtración del fluido y previniendo perdidas de circulación e inestabilidad del

5. M

E

P

 Estabilidad de pozo es un complejo balance de factores mecánicos y químicos.

 Paredes estables para correr cañerías y cementar el agujero. Soporte

mecánico sobre las paredes del pozo para soportar esfuerzos mecánicos y presión de formación.

 Se debe mantener el diámetro y forma del agujero, evitando las

erosión mecánica e inestabilidad de formación reactivas.

M

E

P

 Erosión mecánica del pozo

 Flujo turbulento en el espacio anular  Velocidades de corte de la tobera >

100.000 seg-1  Arcillas Hidratables

 Lodos base agua inhibidos  Lodos base aceite

6. M

D

F

“Reducción de la permeabilidad natural de la roca”

 Impedir el bloqueo de las gargantas de poro por migración de finos.

 Impedir el bloqueo por emulsión de los fluidos.

 No generar precipitados en el interior de la formación.

 No cambiar la humectación natural de la formación.

 Impedir la hidratación y el hinchamiento de las arcillas.

7. E

, L

A

B

C

P

Calor por fricción es generado por fuerzas mecánicas e hidráulicas sobre el trepano y el arreglo de perforación.

 Reducir el coeficiente de fricción, uso de lubricantes.

 Enfriamiento por circulación del fluido, perdida de calor en

superficie.

 Flotabilidad proporcionada por la densidad del lodo, reduce el peso del conjunto de perforación.

8. T

E

H

B

H

 Proporcionar suficiente energía para las herramientas de fondo más la barrena. Perdida de

presión es mayor en fluido de alta densidad y viscosidad

 Limpiar por debajo de la barrena antes de moler de nuevo los recortes.

 Optimizar la barrena, 50% de perdida de presión:

 Fuerza de impacto  Potencia hidráulica

9. F

E

F

Es critica la evaluación de las

formaciones sobre todo en pozos exploratorios.

 No fluorescencia.  Alto ion Potasio.  Excesivo filtrado.

 Evitar zonas lavadas excesivas

 Buena interpretación de registros, fluido compatibles.

10. C

C

 Agentes corrosivos tanto en superficie como en fondo:

 Oxígeno

 Dióxido de Carbono  Sulfuro de Hidrógeno

 Inhibición, barrera fílmica química.  Secuestrantes, neutralizar los

11. F

C

C

Generar un agujero capaz de correr cañería y cementar de manera

efectiva y no impedir las operaciones de completación.

Previo al bajado de cañería:  Agujero en calibre.

 Dejar un revoque fino y lubricado.  Geles controlable para evitar sobre

presiones en fondo.

 Agujero limpio antes de correr cañería.

F

C

C

Previo al trabajo de cementación:  Agujero en calibre.

 Lodo fácilmente desplazado sin

canalización (Bajo punto cedente y esfuerzo de gel no progresivos), flujo turbulento a bajo caudal.

 Revoques finos, fáciles de eliminar.  Los aditivos del lodo no deberían

12. I

F

H

G

Hidratos de Gas, solidos constituidos por una molécula de gas entrampada dentro de una molécula de agua:

 1ftᶟ de hidrato → 170 ftᶟ gas.  Existen desde 800 ft a 45 °F.

 Altas presiones la temperatura a la cual los hidratos de gas se forman pueden ser menor, posiblemente >40ºF

 Operaciones DW y del Ártico la más criticas

M

I

M

A

 No tóxico:

 Cumple con LC₅₀ o protocolo local de toxicidad.

 Cumple con las normas sobre metales pesados (Cromo,

Plomo).

 No persistente, cumple con las normas locales sobre la

degradación.

 No crea películas

 Base Agua/Base Aceite/Base Sintética.

CRITERIOS PARA SELECCIONAR EL TIPO DE

FLUIDO DE PERFORACION

 En las operaciones de perforación, se usan

tipos diferentes de sistemas de lodo

base agua, aceite o sintética.

 Generalmente los sistemas básicos son

convertidos a sistemas más complejos a

medida que se va profundizando un pozo, por efecto de la temperatura, presión, etc.

 El fluido más rentable para la perforación de un pozo o intervalo, debe estar basado en varios criterios.

I

P

P

Aplicación que se va a dar:  Intervalo Superficial

 Intervalo Intermedio  Intervalo Productivo

 Método de Completación  Tipo de Producción

 Tipo de Formación  Arena  Lutitas  Arcillas  Propiedades Petrofísicas  Permeabilidad  Reactividad  Intercalaciones  Propiedades Geomecánicas

G



Disponibilidad



Concentración de Cloruros



Concentración de Sulfatos



Concentración de Dureza



Generación de Bacterias

A

P

 Locación Remota

 Capacidad limitada en Superficie

 Capacidad de Mezcla

 Equipo de Control de Sólidos

R

P

P

 Problemas relacionados con la lutita:

 Inestabilidad del pozo.  Incrementos de reología.  Descontrol de filtrado.

 Problemas relacionados con arcillas:

 Embolamiento de la Barrena/Conjunto de Fondo (BHA).  Incrementos de reología.  Descontrol de filtrado.  Tubería pegada:  Mecánica  Diferencial  Pérdida de circulación.  Contaminaciones:  Sólidos.  Cemento.  Sal.  Anhidrita/yeso.

E

P

 Profundidad de agua  Tamaño del pozo.  Ángulo del pozo.  Torque/arrastre.

 Velocidad de perforación.  Peso del lodo.

A

S

Optimización del Fluido

Estudio y Evaluación de

propiedades Filtrado API o

HPHT-PPA, perfil Reolológico (LSRV), Rolado, Swellmeter, Dispersión, etc.

Test de composición y variedad de

productos.

Usar el Optibrige para determinar la mezcla de agentes puentes.

Usar el Brokfield para determinar el óptimo LSRV.

 Control de las propiedades del fluido HPHT.

 Rolado de Muestras a condiciones de fondo de pozo.  Determinación de Sólidos.

Determinar Reología Estable y Limpieza de Pozo

A

S

Brokfield

Pozos de Alto Angulo Viscosímetro Fann 35

 Control de las propiedades del fluido HPHT.

 PPA o PPT.

 Sello Efectivo.

Determinar Programa de Control de Perdidas

Before _After

Test para determinar Retorno de Permeabilidad, Simulador de Completación, HPHT Modificado o PPA,

Test de varios métodos de limpieza, incluido solo retorno de

flujo, limpiadores químicos, oxidantes, enzimas o ácidos Planificar Limpieza Paredes Pozo

D

P

D

F

PROPIEDADES DE LOS

FLUIDOS DE

PERFORACION

Y

EQUIPOS DE

LABORATORIO

P

F

B

A

Las pruebas más comunes para fluidos bases agua:  Densidad

 Viscosidad de Embudo

 Reología usualmente a 120°F

 Filtrado API a condiciones atmosférica.

 Filtrado HTHP usualmente a 250°-300°F y un diferencial de 500 psi.  Retorta

 Prueba de Contenido de Arena  Prueba de Azul de Metileno (MBT)  pH

 Alcalinidad: Pm, Pf, Mf  Cloruros (Filtrado)

P

F

B

A

S

Las pruebas más comunes para fluidos bases agua:  Densidad

 Viscosidad de Embudo

 Reología usualmente a 150°F

 Filtrado HTHP usualmente a 250°-300°F y un diferencial de 500 psi.  Retorta

 Prueba de Contenido de Arena  Alcalinidad: Pom

 Cloruros (Lodo Completo)  Calcio (Lodo Completo)

 Electrical stability (ES) @ 120° or 150°F  AW Actividad del Agua.

T

BASE AGUA

 Línea de flujo

 Tanques

 Reología (

120ºF

)

 Pérdida de filtrado

BASE ACEITE

 Línea de flujo

 Tanques

 Reología (

150ºF

)

 Pérdida de filtrado

 Estabilidad Eléctrica

P

– D

L

– MW

 lbs / gal  s.g.

- lbs / pies3

- psi / 1000 pies - (Profundidad Vertical) (un gradiente de presión hidrostática)

“Calibración con Agua Dulce”

V

– R

I

F

Relación de Esfuerzo de Corte a Velocidad de Corte.

L

A

V

ISCOSIDAD DE LA

M

AYORÍA DE LOS

F

LUIDOS DE

P

ERFORACIÓN

V

ARÍA

C

ON LA

V

E

 La velocidad de flujo temporizada en segundos

por cuarto de galón o segundos por litro.

 Calibrar el embudo con agua: (26 Segundos por

Cuarto de Galón) (+/- 0,5 segundo).

 Se utiliza para determinar contaminaciones o

cambios en la reología del fluido por algún

agente externo al fluido o algún tratamiento

realizado.

R

VISCOSÍMETRO FANN

Modelo 35

(Viscosímetro VG de 6

Velocidades)

R

“Viscosidad a Muy Baja Velocidad de Corte, Centipoise”

Esta LSRV se mide usando un viscosímetro de Brookfield a una velocidad de corte de 0,3 RPM (el equivalente de 0,037 RPM en un viscosímetro VG).

F

P

API

F

P

API

Característica Revoque

 Plástico

 Lubricado

 Adherente

 Delgado

 Impermeable

F

P

API

P

F

ATAP

 Este tipo de unidad

se usa para

temperaturas

mayores que 300ºF.

 Usa generalmente la

presurización de

Nitrógeno de un

cilindro grande.

 500 a 2000 psi

P

F

PPT

R

 % SÓLIDOS

 % ACEITE

 % AGUA

C

A

MBT – {P

A

M

}

• Procedimiento:

– Hacer Hervir a fuego lento durante 10 minutos. – Diluir hasta 50 cc con agua destilada.

– Agregue 1 cc de azul de metileno por vez. – (Total cc Azul de Metileno) X (5)

(2 cc Lodo)

MBT – P

A

M

Solución de Azul de Metileno

Prueba de Azul de Metileno

Agua Destilada (Desionizada) 3% Peróxido de Hidrógeno 5 N Ácido Sulfúrico

P

H

Tiras Indicadoras (Rango Genérico) Medidor Electrónico (Mayor Exactitud)

 Es una medida del carácter ácido o básico relativo de una solución. Es el

logaritmo negativo de la

concentración de iones hidrógeno.  El nivel de pH puede afectar a la

interacción con arcillas, solubilidad de productos químicos, efectividad de algunos aditivos.

 Se debe tomar a una de 75 +/- 5 °F.  Mantener electrodo dentro de una

solución amortiguadora.

 Se debe mantener un fluido de perforación en un rango de pH entre 9.5 a 10.5. Regla general entre 8 a 12.

A

F

Tiras Indicadoras (Rango Genérico) Medidor Electrónico (Mayor Exactitud) Pf / Mf / Pm

La medidas de alcalinidad son usadas para calcular la concentración de los hidroxilos, bicarbonatos y carbonatos.

P

La prueba se realiza sobre una muestra de lodo y usa Fenolftaleína como indicador, si los iones carbonatos están presentes en el lodo, la muestra se tornara rosada, pH > 8.3. Se titula con Acido Sulfúrico 0.02N ó 0.1N hasta obtener que la cal es solubilizada, reduciendo el Ph, hasta lograr un color claro. Puede ser un indicador de cantidad de cemento o exceso de cal.

P

La prueba se realiza sobre una muestra de filtrado y usa Fenolftaleína como indicador, si los iones carbonatos están presentes en el filtrado, la muestra se tornara rosada, pH > 8.3. Se titula con Acido Sulfúrico 0.02N, los iones hidroxilos son neutralizados a Agua, hasta lograr un color claro, todos los carbonatos han sido convertidos a bicarbonatos.

M

Utiliza la muestra que se completo la prueba Pf, todos los carbonatos han sido convertidos en bicarbonatos pH 8.3, el indicador es Anaranjado de Metilo / Bromocresol, torna la muestra a verde, y titula con Acido Sulfúrico 0.02N, torna la muestra a naranja, precipitando todos los bicarbonatos, pH 4.3.

C

Utiliza la muestra que se completo la prueba Mf, el indicador es Cromato de Potasio, torna la muestra a Anarillo, indicando la presencia de ion Cl־ y titula con Nitrato de Plata 0.0282N ó 0.282N, torna la muestra a rojo, precipitando los cloruros como cloruro de plata.

D

C

La prueba se realiza sobre una muestra de filtrado y usa como solución amortiguadora para Versenato, Calmagite como indicador, la muestra se tornara roja vino, mostrando presencia de calcio y magnesio. Se titula con Solución de Versenato Estándar, los iones hidroxilos son neutralizados a Agua, hasta lograr un color claro, todos los carbonatos han sido convertidos a bicarbonatos.

P

Prueba de alcalinidad a los fluidos base aceite (2 cc de muestra), por rotura de la emulsión (100 ml de 50/50 Xileno / Alcohol Isopropílico), dilución con agua destilada, agregar 30 gotas de Fenolftaleína y

C

Prueba para determinar los cloruros en los fluidos base aceite, continuar a la prueba de alcalinidad, agregar 30 gotas de Cromato de Potasio como indicador y titular con 0.282 N Nitrato de Plata.

E

E

 ¡La estabilidad eléctrica es un valor relativo!

 La estabilidad eléctrica está relacionada con la estabilidad de la emulsión, % agua, tamaño de las gotas de agua, temperatura...

 La estabilidad eléctrica de los lodos nuevos es baja hasta que el lodo sea sometido al esfuerzo de corte a través de la barrena.

 Verificar a 120º o 150ºF

 Medidores de Estabilidad Eléctrica:

E

E

L

Horno de Rolado

Celdas

E

E

L

E

E

L

Equipo de Prueba para Pega Diferencial

E

E

L

E

E

L

E

E

L

Viscosímetros Digitales

Fann 77 Viscosímetro Digital

E

E

L

Filtración Dinámica HPHT

Fann 90

E

E

L

E

E

L

Succión Capilar

Placa del Sensor (Cabezal de Prueba) Papel Sensor Bandeja del Sensor Embudo Cabina de Control