UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
“ANÁLISIS DE UN FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AMINA,
PHPA Y GLICOL PARA DETERMINAR LA EFECTIVIDAD DE
LA TRIETANOLAMINA COMO CONTROLADOR DE PH”
TESIS PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO DE PETRÓLEOS
AUTOR: RAÚL GREGORIO MARTÍNEZ PÉREZ
DIRECTOR: ING. LUÍS CALLE
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.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Análisis de un fluido de perforación base amina, PHPA y glicol para determinar la efectividad de la trietanolamina como controlador de pH”, que para aspirar al título de Tecnólogo de Petróleos fue desarrollado por Raúl Martínez, 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, fue desarrollado en su totalidad por Raúl Gregorio Martínez Pérez, bajo mi supervisión.
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.
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 al personal del laboratorio la Ing. Andrea Chávez y la Lcda. Nancy Acevedo por impartirme sus conocimientos.
Al Ing. Luis Calle 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.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
RESUMEN XII
ABSTRACT XIII
CAPÍTULO I 1
INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVOS 1
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 1
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 1
1.3 JUSTIFICACIÓN 3
1.3.1 HIPÓTESIS 4
1.4 VARIABLES 4
1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE 4
1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE 4
1.5 METODOLOGÍA 5
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 5
1.6 POBLACIÓN / MUESTRA 6
1.6.1 ANÁLISIS DE DATOS 6
1.6.2 TABULACIÓN Y GRÁFICA DE INFORMACIÓN 6
CAPÍTULO II 7
MARCO TEÓRICO 7
2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN 7
2.2 FUNCIONES BÁSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN 8 2.2.1 TRANSPORTAR LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN DEL FONDO
DEL HOYO HACIA LA SUPERFICIE 8
2.2.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA BHA DE LA SARTA DE
PERFORACIÓN 9
ii 2.2.5 EVITAR DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS 10
2.2.6 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN 10
2.2.7 PROPORCIONAR EL MEDIO PARA LA TOMA DE REGISTROS
ELÉCTRICOS 11
2.2.8 TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LA BROCA 11 2.2.9 MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE 11
2.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN 12
2.3.1 LODOS BASE AGUA 12
2.4 PROBLEMAS COMUNES DE PERFORACIÓN RELACIONADOS
CON EL FLUIDO DE PERFORACIÓN 21
2.4.1 DAÑO A LAS FORMACIONES 21
2.4.2 PRESIÓN DE CIRCULACIÓN DE EFECTO PISTÓN Y DE
EFECTO ÉMBOLO 22
2.4.3 PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 22
2.4.4 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN 22 2.4.5 CORROSIÓN DE LAS SARTAS DE PERFORACIÓN Y DE
REVESTIMIENTO 23
2.4.6 EROSIÓN DE LAS PAREDES DEL POZO 23 2.4.7 RETENCIÓN DE SÓLIDOS NO DESEABLES 24
2.4.8 DESGASTE EN LA BOMBA DE LODO 24
2.4.9 PEGADURA DE LA SARTA DE PERFORACIÓN 24 2.4.10 CONTAMINACIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO 24 2.5 PRINCIPALES QUÍMICOS Y ADITIVOS DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN 25
2.5.1 EMULSIFICANTES 25
2.5.2 REDUCTORES DE FILTRADO 25
2.5.3 FLOCULANTES 26
2.5.4 AGENTES ESPUMANTES 26
2.5.5 MATERIALES PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN 26
2.5.6 LUBRICANTES 26
2.5.7 AGENTES LIBERADORES DE TUBERÍA 27
iii
2.5.9 AGENTES DE SUPERFICIE ACTIVA 27
2.5.10 AGENTES ESTABILIZADORES DE TEMPERATURA 27
2.5.11 DISPERSANTES Y ADELGAZADORES 28
2.5.12 VISCOSIFICANTES 28
2.5.13 ANTIESPUMANTES 28
2.5.14 REDUCTORES DE VISCOSIDAD 28
2.5.15 DENSIFICANTES O PESANTES 29
2.5.16 CONTROLADORES DE PH 29
2.6 QUÍMICA DE ARCILLAS 31
2.6.1 ESTRUCTURA DE LOS FILOSILICATOS 32
2.6.2 PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS 34
2.6.3 TIPOS DE ARCILLAS 38
2.6.4 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS 44
2.6.5 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA 46
CAPÍTULO III 48
METODOLOGÍA 48
3.1 CARACTERÍSTICAS REOLÓGICAS DEL FLUIDO DE
PERFORACIÓN 48
3.1.1 DENSIDAD 48
3.1.2 VISCOSIDAD 49
3.1.3 ESFUERZO DE GEL 50
3.1.4 PROPIEDADES DE FILTRACIÓN 50
3.1.5 DETERMINACIÓN DEL ION HIDRÓGENO (PH) 51
3.1.6 CONTENIDO DE ARENA 51
3.1.7 CONTENIDO DE ACEITE, AGUA, SÓLIDOS 52 3.1.8 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO 53
3.1.9 ANÁLISIS QUÍMICO DEL FLUIDO 53
3.2 PRUEBAS DE LABORATORIO EN LOS FLUIDOS 54
3.2.1 DENSIDAD 54
3.2.2 PROPIEDADES REOLÓGICAS 56
iv
3.2.4 CONTENIDO DE ARENA 61
3.2.5 CONTENIDO DE LÍQUIDOS Y SÓLIDOS 63 3.2.6 CONCENTRACIÓN IÓNICA DE HIDRÓGENO (PH) 65
3.2.7 PRUEBAS QUÍMICAS 67
3.3 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR LA INHIBICIÓN DE
LOS FLUIDOS 72
3.3.1 PRUEBA DE EROSIÓN O DISPERSIÓN 72 3.3.2 CAPACIDAD DE AZUL DE METILENO O MBT 74
CAPÍTULO IV 77
ANÁLISIS DE RESULTADOS 77
4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO DEL SISTEMA BASE
AMINA-GLICOL-PHPA 77
4.2 ANÁLISIS DE LOS CONTROLADORES DE PH 84 4.3 PRUEBAS DE RESISTENCIA A CAMBIOS DE UNIDADES PH 96
4.3.1 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON NAOH
PARA BAJARLE EL PH 97
4.3.2 ADICIÓN DE ÁCIDO A UN FLUIDO MAXDRILL CON TEA PARA
BAJARLE EL PH 98
4.3.3 ANÁLISIS GENERAL 99
4.4 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-GLICOL-
PHPA 99
4.4.1 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA AMINA-GLICOL-
PHPA USANDO SODA CAÚSTICA 99
4.4.2 PRUEBAS DE LABORATORIO AL SISTEMA BASE AMINA-
GLICOL-PHPA USANDO TIETRANOLAMINA 102
4.5 PRUEBAS ESPECIALES PARA DETERMINAR EL EFECTO
INHIBITORIO 105
4.5.1 DISPERSIÓN O EROSIÓN 105
4.5.2 MBT DE FLUIDOS A CONDICIONES DE SUPERFICIE Y DE
v
CAPÍTULO V 123
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 123
5.1 CONCLUSIONES 123
5.2 RECOMENDACIONES 125
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS 126
GLOSARIO 129
vi
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 2.1 Tipos y funciones de los polímeros en los fluidos de perforación. 16
Tabla 2.2 Superficies específicas de algunas arcillas. ... 35
Tabla 2.3 Ejemplos capacidad de intercambio catiónico. ... 36
Tabla 2.4 Minerales que se encuentran en el medio. ... 43
Tabla 2.5 Rango de CEC para materiales minerales arcillosos puros. ... 45
Tabla 3.1 Rango de valores aceptables en prueba de reología y geles. ... 57
Tabla 4.1 Descripción de productos. ... 78
Tabla 4.2 Fórmula fluido base AMINA-PHPA-GLICOL. ... 81
Tabla 4.3 Análisis de los controladores de PH Agua – NaOH. ... 84
Tabla 4.4 Análisis de los controladores de PH Lodo base – NaOH. ... 86
Tabla 4.5 Análisis de los controladores de PH Lodo Maxdrill – NaOH. ... 88
Tabla 4.6 Análisis de los controladores de PH Agua – Trietanolamina. ... 90
Tabla 4.7 Análisis de los controladores de PH Lodo Base – Trietanolamina. ... 92
Tabla 4.8 Análisis de los controladores de PH Lodo Maxdrill – Trietanolamina. ... 94
Tabla 4.9 Resumen. ... 96
Tabla 4.10 Adición de ácido a un fluido MAXDRILL con NaOH para bajarle el pH. ... 97
Tabla 4.11 Adición de ácido a un fluido MAXDRILL con TEA para bajarle el pH. ... 98
Tabla 4.12 Pruebas de laboratorio al sistema AMINA-GLICOL-PHPA usando soda caústica. ... 101
Tabla 4.13 Pruebas de laboratorio al sistema base AMINA- GLICOL- PHPA usando Trietanolamina. ... 104
Tabla 4.14 Resultados de Dispersión para la Formación Orteguaza. ... 108
Tabla 4.15 Resultados de dispersión para la formación Tiyuyacu. ... 109
Tabla 4.16 Resultados de dispersión para la formación Tena. ... 110
vii Tabla 4.18 Concentraciones de los componentes del lodo. ... 115 Tabla 4.19 Valores de pH. ... 116 Tabla 4.20 Resultados de la prueba de MBT a los fluidos a condiciones de superficie... 117 Tabla 4.21 Tabla de porcentajes de inhibición de los fluidos a condiciones de superficie... 118 Tabla 4.22 Valores de PH de fluidos rolados. ... 120 Tabla 4.23 Resultados de la prueba de azul de metileno de los fluidos
viii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1 Fluidos de perforación. ... 7
Figura 2.2 Vista idealizada de corrosión de una tubería de perforación. ... 23
Figura 2.3 Estructuras tetraédricas de los filosilicatos. ... 33
Figura 2.4 Distribución laminar de los filosilicatos... 34
Figura 2.5 Fotomicrografía de bentonita. ... 40
Figura 2.6 Sustitución de AL3+ por MG2+ causando una partícula cargada negativamente. ... 40
Figura 2.7 Comparación de estructuras de arcillas. ... 42
Figura 2.8 Comparación del hinchamiento para la montmorillonita cálcica y sódica. ... 44
Figura 2.9 Procesos de enlace de las partículas de arcilla. ... 46
Figura 3.1 Balanza de lodo. ... 55
Figura 3.2 Viscosímetro rotativo. ... 57
Figura 3.3 Curva típica de caudales para un lodo de perforación. ... 58
Figura 3.4 Filtroprensa API. ... 60
Figura 3.5 Equipo para determinar contenido de arena. ... 62
Figura 3.6 Retorta. ... 64
Figura 3.7 Medidor pH digital. ... 66
Figura 3.8 Equipo para pruebas químicas del fluido. ... 71
Figura 3.9 Horno de Rolado. ... 73
Figura 3.10 Equipo MBT. ... 74
Figura 3.11 Prueba de titulación con azul de metileno. ... 76
Figura 4.1 Muestra de la Formación Orteguaza. ... 106
Figura 4.2 Fluidos en los envases del horno de rolado. ... 106
Figura 4.3 Muestras en el horno de secado. ... 107
Figura 4.4 Dispersión Orteguaza con TEA Y NaOH. ... 108
Figura 4.5 Muestra de la formación Tiyuyacu. ... 109
Figura 4.6 Dispersión de la Formación Tiyuyacu con TEA Y NaOH. ... 109
Figura 4.7 Muestra de la Formación Tena. ... 110
ix Figura 4.9 Dispersión para una muestra de Napo Shale con TEA Y
NaOH. ... 111 Figura 4.10 Porcentaje de dispersión de formaciones Orteguaza,
Tiyuyacu, Tena y Napo Shale con los diferentes controladores de pH en los fluidos puestos a prueba. ... 112 Figura 4.11 Porcentajes de inhibición de los fluidos a condiciones de
x
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 3.1 Ecuación Gravedad Específica 55
Ecuación 3.2 Ecuación Gradiente de Lodo 56
Ecuación 3.3 Ecuación Concentración Iónica de Cloruro 68
Ecuación 3.4 Ecuación Concentración de Calcio 69
Ecuación 4.1 Ecuación Cálculo de sacos de Barita 82
xi
ÍNDICE DE ANEXOS
ANEXO 1 ... 133 PRUEBA MBT
(Methylene Blue Test)
ANEXO 2 ... 139 PROCEDIMIENTOS PARA MANIPULAR QUÍMICOS
ANEXO 3 ... 146 LISTA DE PRODUCTOS QUÍMICOS Q-MAX
xii
RESUMEN
El objetivo de una operación de perforación es perforar, evaluar y terminar un pozo que producirá petróleo y/o gas en forma rentable. Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo.
El ingeniero de fluidos se asegurará que las propiedades del lodo sean correctas para el ambiente de perforación específico. También puede recomendar modificaciones de las prácticas de perforación que ayuden a lograr los objetivos de la perforación. Los polímeros se recomiendan en forma general, para perforar formaciones depletadas o con presiones subnormales, y se los considera un sustituto de los lodos base aceite.
La razón de escoger el sistema de polímero como fluido de perforación se la hace en base al estricto control de los desechos al medio ambiente. Siendo la salida más fácil el uso de lodos base aceite por lo que más complicado sería el tratar estos desechos con el consabido riesgo de afectar el ecosistema por un lado y por otro la dificultad de instalar equipos para el tratamiento de los ripios ya que las plataformas de las locaciones no disponen de espacio suficiente por encontrarse en la Cordillera Oriental.
Con la finalidad de evitar contaminaciones ambientales en la actualidad se utiliza la soda caústica siendo la alternativa que desde hace años era común en esta región, actualmente se intenta implementar el uso de la trietanolamina como la, mejor alternativa de sustitución del hidróxido de sodio en labores petroleras.
xiii
ABSTRACT
The objective of a perforation operation is to perforate, to evaluate and to finish a well that will produce petroleum y/o gas in profitable form. The perforation fluids carry out numerous functions that they contribute to the achievement of this objective.
The engineer of fluids will make sure that the properties of the mud are correct for the specific perforation atmosphere. It can also recommend modifications of the perforation practices that you/they help to achieve the objectives of the perforation. The polymers are recommended in general form, to perforate formations with subnormal pressures, and it considers them to him a substitute of the muds base it oils.
The reason of choosing the polymer system like perforation fluid makes it to him based on the strict control from the waste to the environment. Being the easiest exit the use of muds base oils because the more complicated it would be trying these waste with the traditional risk to affect the ecosystem on one hand and for other the difficulty of installing equipment since for the treatment of gravel the platforms leases doesn't have enough space to be in the Oriental Mountain range.
With the purpose of avoiding environmental contaminations at the present time the hydroxide is used being the alternative that was common for years in this region, at the moment it is tried to implement the use of the trietanolamina like the, better alternative of substitution of the sodium hydroxide in oil works.
CAPÍTULO I
1
CAPÍTULO I
INTRODUCCIÓN
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar la efectividad de la Trietanolamina para el control del pH en un fluido de perforación base amina, PHPA y glicol; mediante pruebas físico-químicas.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las propiedades específicas de la Trietanolamina y de la Soda Cáustica dentro de un fluido de perforación como controladores de pH. Conocer el procedimiento que se realiza para controlar el pH y las
propiedades básicas de los fluidos de perforación.
Determinar el controlador de pH más eficiente y económico mediante pruebas químicas en el laboratorio.
1.2 PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
El petróleo ha llegado a convertirse en una de las fuentes de energía más importante de este siglo, y su demanda, cada vez mayor hace que las empresas petroleras busquen constantemente la excelencia en las técnicas de extracción de crudo, con el fin de que sus requerimientos se vean reflejados en un aumento de la producción de hidrocarburos.
2 dependiendo de la región y profundidad a la cual se encuentra la formación geológica seleccionada; con posibilidades de contener petróleo, debido a esto, los fluidos de perforación están diseñados para alcanzar esta profundidad en una manera segura y rentable.
Los fluidos de perforación, constituyen un factor especial dentro de los elementos y materiales necesarios para perforar un pozo. Su diseño y composición se establecen de acuerdo a las características físico-químicas de las distintas capas a atravesar. Las cualidades del fluido seleccionado, densidad, viscosidad, pH, filtrado, composición química, deben contribuir a cumplir con las distintas funciones del mismo.
Uno de los problemas que se tiene en una perforación es el control del pH del lodo que es la medida de la acidez o de la alcalinidad del fluido, al tener un pH bajo genera la corrosión y la degradación del fluido de perforación, produciendo un incremento en el costo de los fluidos.
Entre los agentes que forma un sistema de lodo de perforación se tiene: inhibidores, adelgazantes, controladores de pH, controladores de pérdida de fluido, pérdida de circulación, viscosificantes, floculantes, coagulantes, desinfectantes, bactericidas que varían de acuerdo a la profundidad que se encuentre perforando la broca.
Los agentes de control de pH tienen la función de balancear el pH para impedir la degradación del lodo de perforación y evitar la corrosión. Entre los agentes de control de pH se debe tener cuidado al utilizar el Hidróxido de Sodio (Soda Cáustica), puesto que es muy corrosivo y una manipulación equivocada puede afectar a la persona encargada de su manipulación.
3 que se encuentren dentro del pozo. Debido a esto se genera una controversia qué controlador de pH puede llegar a ser más efectivo y económico para una empresa petrolera.
El sistema de lodo base Amina- PHPA-Glicol es aquel que trabaja con fluidos de base agua dulce o salada, que tienen incorporados polímeros de cadena larga y peso molecular alto. Está compuesto por un polímero de poliacrilamida parcialmente hidrolizada (PHPA) de alto peso molecular que actúa como un coloide protector y funciona como estabilizador del pozo, los recortes y las lutitas. También está compuesto por un glicol soluble en agua, mejorando significativamente la estabilidad del pozo a través de los mecanismos de inhibición que posee el glicol. Otro producto es una amina que inhibe la dispersión de los sólidos de la formación hacia el sistema de fluidos. El fluido Amina- PHPA-Glicol se basa en la tecnología de fluidos no dispersos y con bajo contenido de sólidos.
1.3 JUSTIFICACIÓN
4 1.3.1 HIPÓTESIS
La realización del análisis físico-químico del fluido base Amina- PHPA-Glicol utilizado para la segunda sección de un pozo petrolero es útil para la selección del mejor controlador de pH, con una correcta dosificación para atravesar zonas geológicas que pueden ocasionar problemas en la perforación (arcillas, lutitas y arenas), entonces se controlará los problemas de degradación de los productos químicos del lodo de perforación; evitando así problemas dentro de la perforación como pega de tubería, hinchamiento de arcillas y embolamiento de la broca, pérdida de circulación, arremetidas del pozo, reduciendo así tiempo y costos de perforación.
1.4 VARIABLES
1.4.1 VARIABLE DEPENDIENTE
El control del pH es una medida, con la cual se balancea la cantidad de iones hidrógeno en el fluido de perforación, en pruebas se lo mide con un equipo especializado como es: medidor de pH con electrodo de vidrio.
1.4.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
5
1.5 METODOLOGÍA
1.5.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
En la elaboración de la tesis se empleó el MÉTODO ANALÍTICO para la revisión de cada uno de los parámetros obtenidos durante las pruebas físico-químicas obtenidas en el laboratorio, el MÉTODO SINTÉTICO en la estructuración de la tesis con los datos obtenidos a lo largo de la investigación y el MÉTODO DEDUCTIVO cuando se tomó en cuenta datos estadísticos de otros pozos y pruebas de laboratorio para solucionar problemas actuales.
1.5.1.1 Técnicas de investigación
a) Observación
Fue necesario un laboratorio de fluidos de perforación para analizar de forma detallada el comportamiento de los fluidos de perforación mediante pruebas físico-químicas y de esta manera incrementar el conocimiento dentro de nuestra investigación. Los resultados de la observación en el laboratorio se detallan en el capítulo IV.
b) Materiales
Para la investigación se utilizaron equipos de laboratorio para pruebas: API físico-químicas.
Manuales de las empresas de servicios de fluidos de perforación.
6
1.6 POBLACIÓN / MUESTRA
Para la realización de esta investigación se contó con el apoyo del personal que labora en el Laboratorio de Control Qmax, base de apoyo del personal docente de la UTE, sus autoridades en especial de la Facultad de Ciencias de la Ingeniería, a parte se tuvo el apoyo de la empresa privada.
1.6.1 ANÁLISIS DE DATOS
Debido a las pruebas físicas y químicas que se realizaron a los fluidos y otros estudios se obtuvieron datos los cuales fueron analizados gráficamente para determinar la correcta dosificación de productos químicos que se debe tener para prevenir y corregir problemas operacionales del fluido de perforación en el pozo. Tal como se observa en el capítulo IV.
1.6.2 TABULACIÓN Y GRÁFICA DE INFORMACIÓN
CAPÍTULO II
7
CAPÍTULO II
MARCO TEÓRICO
2.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Conocido también con el nombre del lodo de perforación, constituye un líquido preparado con gran cantidad de aditivos químicos. El fluido de perforación en un pozo acarrea los ripios desde la barrera a la superficie, limpia el fondo del pozo, enfría la barrena y lubrica la sarta, estabiliza las paredes del pozo e impide la entrada de los fluidos de la formación dentro del pozo.
De acuerdo al API el fluido de perforación se define como un fluido de circulación empleado en la perforación de pozos para realizar diversas funciones requeridas en las operaciones de perforación.
8 El número de días que se requieren para perforar a la profundidad total el mismo que depende de la velocidad de penetración de la broca y de la prevención de retrasos causados por derrumbes, tubos de perforación obstruidos y pérdidas de circulación, los cuales se ven influenciados por las propiedades del fluido de perforación.
Por lo tanto la selección de un fluido de perforación adecuado y el control diario de sus propiedades no es solo la responsabilidad del ingeniero de fluidos, sino además del jefe del taladro, del supervisor de perforación y de los ingenieros de perforación de la operadora.
2.2 FUNCIONES BÁSICAS DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN
“Históricamente se han asignado muchos requerimientos al fluido de perforación, ante lo cual se puede deducir que la primera función del fluido de perforación fue la de remover los recortes del fondo del agujero cortado por la broca, pero hoy en día las diversas aplicaciones del fluido de perforación hace difícil asignarle una función específica”, de acuerdo al Curso de bioremediación de suelos y acuíferos, 1999.
Actualmente se reconoce que el fluido posee por lo menos nueve funciones dentro de las cuales se tiene:
2.2.1 TRANSPORTAR LOS RIPIOS DE PERFORACIÓN DEL FONDO DEL HOYO HACIA LA SUPERFICIE
9 2.2.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA BROCA BHA DE LA SARTA DE PERFORACIÓN
Durante el proceso de la perforación se genera considerablemente calor y fricción debido al contacto de la barrena con la formación. El calor generado por la fricción continua es transmitido al fluido de perforación el cual circula hasta la superficie lugar en el cual se disipa. “Además de enfriar, el fluido de perforación lubrica la columna de perforación, reduciendo aún más el calor generado por fricción”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
En la actualidad en el mercado se cuenta con lubricantes clasificados como de presión extrema con los cuales la broca puede trabajar a elevadas cargas y revoluciones ya que en la mayoría de los casos han demostrado ser muy eficientes. Cada vez la perforación es más profunda y la lubricación más importante esta constituye una de las razones por las cuales las emulsiones inversas se aplican en la perforación pues son excelentes lubricantes.
2.2.3 ESTABILIZAR LAS PAREDES DEL HOYO
“Un buen fluido de perforación debe colocar un revoque que sea liso, delgado flexible y de baja permeabilidad. Lo cual ayudará a disminuir los problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería, y al mismo tiempo permitirá el hecho de consolidar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes del hoyo abierto”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.2.4 MANTENER EN SUSPENSIÓN LOS RIPIOS
10 con mayor frecuencia bajo condiciones dinámicas en los pozos de alto ángulo donde el fluido está circulando a bajas velocidades anulares” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.2.5 EVITAR DAÑOS A LAS FORMACIONES PRODUCTORAS
Cualquier fluido de perforación alterara las características originales de la formación con la cual entran en contacto, si bien algunas formaciones resultan más sensibles que otras, igualmente varios fluidos causan más daño que otros.
El daño a las formaciones productoras puede resultar del taponamiento físico por sólidos inertes de la reacción química entre los fluidos de perforación y la formación, también es muy frecuente el hinchamiento de arcillas al tener contacto con el filtrado del lodo reduciendo hasta cero la permeabilidad de la formación. El pozo puede perder estabilidad por reacciones químicas (como lutitas sensibles al agua), o por erosión física. Las formaciones particularmente sensibles pueden requerir un tratamiento especial del fluido o de un fluido específico para perforarlas.
2.2.6 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN
11 2.2.7 PROPORCIONAR EL MEDIO PARA LA TOMA DE REGISTROS ELÉCTRICOS
La calidad del lodo debe permitir la obtención de toda la información necesaria para valorar la capacidad productiva de petróleo de las formaciones perforadas.
Para que sea efectiva la evaluación de las formaciones perforadas, es de gran utilidad un fluido de perforación eléctricamente conductor diferente a los contenidos en las formaciones, que no cause erosión física ni química en las paredes y que no penetre profundamente las formaciones atravesadas.
2.2.8 TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LA BROCA
El fluido de perforación es el medio a través del cual se transmite potencial de fuerza hidráulica a la broca. “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 fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de Medición al Perforar (MWD) y Registro al Perforar (LWD)” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.2.9 MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE
12
2.3 TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
En la actualidad se diseñan compuestos y mezclas con sumo cuidado para satisfacer necesidades específicas bajo diversas condiciones de perforación. Los fluidos de perforación modernos constituyen realmente un elemento vital para el pozo. Existen diferentes tipos de fluidos como:
Lodos Base Agua Lodos Base Aceite Lodos Espumosos Lodos Neumáticos
2.3.1 LODOS BASE AGUA
La bentonita es utilizada para tratar lodos de agua fresa para satisfacer las necesidades geológicas del lodo, así como para controlar las pérdidas de fluido, obtiene su mejor desempeño en lodos que contengan menos de 10,000 ppm de cloruro de sodio, al afectar considerablemente sus propiedades. Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado, gracias a su facilidad a ser contaminado. Los fosfatos (siendo el pirofosfofato ácido de sodio(SAPP) el más usado)son químicos inorgánicos usados para dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a los ciento cincuenta grados Farengeith (150O F).
2.3.1.1 Lodos no dispersos
13 aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400oF
Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado por la cal.
2.3.1.2 Lodos de calcio
Altamente tratados con compuestos de calcio, catión equivalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar lutitas (shales) fácilmente desmoronables. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada.
Estos lodos se diferencian de los base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida a arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a comparación de los otros fluidos base agua fresca.
2.3.1.3 Lodos dispersos
14 encuentra entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH que es requerido para activar el agente dispersante usado.
Estos lodos pueden ser similares en aplicabilidad a los lodos con fosfato, pero pueden ser usados a mayores profundidades gracias a la estabilidad del agente dispersante, los lignitos son más estables que los lignosulfonatos a temperaturas elevadas y son más efectivos como agente de control de pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se degrada a 350º F.
2.3.1.4 Lodos bajos en sólidos
Son aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a bentonita, debe ser menor a 2:1.
En los últimos tiempos han aparecido productos nuevos que hacen práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en formaciones de lutitas firmes o de lutitas inestables que contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con el agua dulce.
15 La composición básica de estos lodos es agua dulce o agua de mar, cloruro de potasio, un polímero para inhibición (poliacrilamida generalmente, un plomero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita pre-hidratada, almidón estabilizado o CMC, soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes
2.3.1.5 Lodos saturados con sal
Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está saturada de cloruro de sodio (mínimo 189000 ppm e inclusive hasta 315000 ppm a 68º F. El contenido salino puede provenir propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito especifico, como las de sodio, calcio, potasio y magnesio.
La base convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita pre-hidratada y los compuestos de starsh o almidón y carboximetilcelulosa (CMC) son los mismos que son utilizados para el control de pérdidas de fluido.
Se puede decir que a pesar de estar las concentraciones de sólidos dentro de los límites apropiados, un lodo saturado con sal alcanza fuerzas de gel muy alta, sin embargo esta situación puede ser remediada con la adición de lignosulfonatos y soda cáustica.
2.3.1.6 Lodos con materiales poliméricos
Constituyen aquellos con base agua dulce o salada, que tienen incorporados compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden contribuir a:
16 b) La estabilidad térmica
c) La resistencia ante contaminantes
d) La protección de zonas potencialmente productoras e) Mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas f) Dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión g) Mejorar la perforabilidad
h) Mantener un ambiente limpio.
Dentro de los materiales poliméricos más usados se encuentran : el almidón, la goma de Guar Xanthan, CMC, el lignito, la celulosa polianionica, los poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.
La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en precio por lodos de base aceite y base material sintético.
Tabla 2.1, Fuente: Q-MAX ECUADOR, (2010), Tipos y funciones de los polímeros en los fluidos de perforación.
TIPOS DE
POLÍMERO DESCRIPCIÓN EJEMPLO FUNCIÓN
Carboximetil-celulosa CMC
Polisacaridos,
polímeros lineales, grupo anionico-COO-alto peso molecular Bajo peso molecular
CMC alta
viscosidad
Aditivo para perdida de viscosidad en el fluido.
Aditivo para perdida de fluido Hidroxietil
celulosa HEC
Polisácaridos,
polímeros lineales, no iónicos, gripo éter, alto peso molecular
17 Continuación
Tabla 2.2 TIPOS DE POLÍMERO
DESCRIPCIÓN EJEMPLO FUNCIÓN
Almidón Polisacaridos,
altamente ramificados, en forma de solución de coloidal normalmente no aniónicos.
Maíz, patatas, tapioca
modificados químicamente
Control de pérdida de fluido en soluciones salinas.
Gomas bacteriales polisacáridos
Polisacaridos de ramificaciones
complejas, algunas estructuras de grupo aniónico, alto peso molecular
Gomas de
Xanthan
Viscosificante particularmente en agua salina
Gomas
naturales de árboles y arbustos
Polisacaridos
ramificados, algunas estructuras complejas de grupo aníonico, alto peso molecular
Guar, goma arábiga
Viscosificante
Lignosulfonatos Sulfonatos solubles en agua derivados de materiales y sales metálicas
Lignosulfonato de calcio
Lignosulfonato de calcio y cromo, Lignosulfonato de calcio y hierro
Control de pérdida de fluido, defloculante, solvente
Productos minerales
Sales metálicas Lignito de cromo Lignito de potasio
Control de pérdida de agua y solvente Taninos Extractos de corteza y
madera
18 Continuación Tabla 2.2 TIPOS DE POLÍMERO Polifosfatos DESCRIPCIÓN Fosfatos deshidratados molecularmente EJEMPLO
Pirofosfato ácido de sodio
FUNCIÓN
Solvente
Polímero de vinil
Polímetros de ácidos acrílicos
Solvente
Polímetro de vinil
Co-polímero del ácido acrílico
Estabilizador de lutita floculante Co-polímero Acetato de vinil, alto
peso molecular
Extendedor de bentonita
floculante Surfactantes Soluciones de resinas
y calcio
Polímetros sintéticos
Emulsificador para agua en aceite o viceversa
Surfactantes Glicol polietileno éter, fenoles
Polímetros sintéticos
Agente espumante
Surfactantes Alcoholes pesados, aceites vegetales sulfonados
Polímetros sintéticos
Desespumante
Surfactantes Aceites glicéridos Polímetros sintéticos
Lubricante
inhibidor de corrosión.
a) Sistemas de polímeros base agua
19 dependían de fluidos de base agua convencionales y en algunos casos, pozos que se perforaban con fluidos de emulsión inversa. La reducción del costo al incrementar las tasas de penetración y al producir estabilidad del pozo, hacen de estos fluidos una alternativa económicamente atractiva. Su carácter de fluidos de daño mínimo a la formación, asegura una producción potencial consistente, y sus rangos de aplicación y versatilidad, los hacen fluidos que pueden resolver los problemas de perforación actuales.
Todas las ventajas de perforar con un fluido de sólidos mínimos a base de polímeros, altamente tixotrópico y con características de estabilización de lutitas son parte de estos sistemas. Sus ventajas específicas son:
Mejor hidráulica y máximas tasas de penetración, 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, o brotes producidos por succión cuando se extrae la tubería.
Mejores cementaciones y operaciones de evaluación de formación más efectivas, debido a la menor erosión de pozos.
Mayor estabilidad del pozo. Los sistemas se mantienen a bajo pH, y es menos probable que ocurra dispersión de lutitas de la formación.
Reducción del daño a la formación.
Mejor control de densidad y viscosidades. Menor desgaste del equipo.
Reducción de la adhesión de sólidos de perforación sobre la broca, estabilizadora y tubular.
20 Mejor control en pozos direccionales.
Muy aceptables características ambientales.
b) Factores que afectan a los polímeros
Algunos de los factores que afectan las propiedades de los polímeros son: b.i) pH
“El valor de pH se usa para describir la acidez o basicidad de las soluciones. El valor de pH se define como el logaritmo negativo de la concentración de iones hidrógeno”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
La mayoría de los polímeros se degradan por acidez (bajo pH). Los polímeros aniónicos obtienen mayor solubilidad a medida que se producen más enlaces iónicos en las cadenas del polímero al agregar un producto básico como la soda cáustica.
Los pH óptimos para la mejor función de los polímeros aniónicos están entre los valores de 8.5 a 9.5.
Un aumento excesivo del pH causa elongamiento del polímero disminuyendo la viscosidad y puede causar su degradación.
b.ii) Salinidad y cationes divalentes
La adición de una sal a un polímero totalmente hidratado, cuyos grupos carboxilo están completamente ionizados, causa reducción de la viscosidad ya que se deshidrata el polímero.
21 mecanismo explica el porqué un polímero altamente aniónico es ineficaz como viscosificante en aguas saladas.
b.iii) Temperatura
Las altas temperaturas causan alteraciones estructurales irreversibles. Tal es el caso de las poliacrilamidas, en las cuales la pérdida de eficiencia resulta a temperaturas mayores de 450 ºF y se debe a la saponificación del grupo acrilamida.
2.4 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:
2.4.1 DAÑO A LAS FORMACIONES
Casi todos 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. El daño a la formación se puede manifestar en dos formas diferentes como son:
a.- Reducción en la capacidad de una formación b.- Reducción en la estabilidad del agujero.
22 2.4.2 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 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.
El efecto de émbolo (subir rápidamente la tubería) alimenta el peligro de un arrancan del pozo y las posibilidades de un descontrol. El efecto de pistón o las presiones de circulación pueden causar pérdidas de circulación.
2.4.3 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.
2.4.4 REDUCCIÓN DE LA VELOCIDAD DE PERFORACIÓN
23 2.4.5 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. “Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo. 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” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Figura 2.2, Fuente: MI-SWACO, (2001), Vista idealizada de corrosión de una tubería de perforación.
2.4.6 EROSIÓN DE LAS PAREDES DEL POZO
24 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.
2.4.7 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.
2.4.8 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.
2.4.9 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 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.
2.4.10 CONTAMINACIÓN DE LAS LECHADAS DE CEMENTO
25 el subsuelo. Los malos trabajos de cementación arriesgan las operaciones de perforación y de terminación del pozo. Los fluidos de perforación que son químicamente incompatibles con el cemento siempre deben separarse del cemento con un fluido espaciador
2.5 PRINCIPALES QUÍMICOS Y ADITIVOS DE LOS FLUIDOS
DE PERFORACIÓN
Resulta fundamental recordar que los fluidos de perforación incluyen gases, líquidos o mezclas de los mismos, comúnmente presentan como líquido base el agua, el aceite (petróleo crudo o uno de sus derivados) o una mezcla estable de ellos, para complementar las propiedades que necesita un fluido de perforación en una operación en particular se utilizan diversos materiales denominados aditivos y entre los principales se encuentran:
2.5.1 EMULSIFICANTES
Estos productos crean una mezcla heterogénea (emulsión) de dos líquidos insolubles. Los que incluyen ácidos grasos y materiales a base de aminas para fluidos base aceite y detergentes, jabones, ácidos orgánicos y surfactante a base de agua para fluidos base agua. Dichos productos pueden ser aniónicos (negativamente cargados), no iónicos (neutrales), o catiónicos (positivamente cargados) los materiales químicos dependen de la aplicación.
2.5.2 REDUCTORES DE FILTRADO
26 2.5.3 FLOCULANTES
Estos materiales se utilizan para incrementar la viscosidad o para mejorar la limpieza del agujero, incrementando el rendimiento de la bentonita y para clarificar o eliminar el agua de los fluidos bajo en sólidos (dewatering). La sal (o salmuera), cal hidratada, yeso, soda ash, bicarbonato de sodio, tetrafosfato de sodio y polímeros a base de poliacrilamida se usan para causar partículas coloidales en suspensión para agruparlos en conjuntos dentro de los flóculos, causando sedimentación de sólidos de mayor tamaño para poderlos eliminar.
2.5.4 AGENTES ESPUMANTES
Estos son más bien, materiales que actúan como surfactantes (agentes de superficie activa) para espumar en presencia de agua. Estos espumantes permiten que el aire o gas perforen a través de formaciones con flujos de agua.
2.5.5 MATERIALES PARA PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN
La función primaria de un material para pérdida de circulación, es tapar la zona de pérdida hacia el interior de la formación pasando la cara del agujero abierto, para que las operaciones subsecuentes no resulten en pérdidas adicionales de fluido de perforación.
2.5.6 LUBRICANTES
27 2.5.7 AGENTES LIBERADORES DE TUBERÍA
Consiste de detergentes, jabones, aceites, surfactantes y otros materiales químicos, estos agentes se intentan colocar o inyectar en el área que se sospecha que está pegada la tubería, para reducir la fricción o incrementar la lubricidad, propiciando la liberación de la tubería pegada.
2.5.8 INHIBIDORES PARA CONTROLAR LUTITAS
Es importante destacar que las fuentes de calcio y potasio, así como sales inorgánicas y compuestos orgánicos proporcionan control de las lutitas por la reducción de la hidratación de las lutitas. Estos productos se utilizan para prevenir el ensanchamiento excesivo del pozo y derrumbamiento o formación de cavernas mientras se perfora con fluidos base agua en lutitas sensitivas.
2.5.9 AGENTES DE SUPERFICIE ACTIVA
Los surfactantes, como son llamados, reducen la tensión interfacial entre las superficies en contacto (agua-aceite, agua-sólidos, agua-aire, etc.).Estos pueden ser emulsificantes, desemulsificantes, agentes humectantes, floculantes o defloculantes dependiendo de las superficies involucradas.
2.5.10 AGENTES ESTABILIZADORES DE TEMPERATURA
28 2.5.11 DISPERSANTES Y ADELGAZADORES
Estos materiales químicos modifican la relación entre la viscosidad y el porcentaje de sólidos en el fluido de perforación, y puede usarse, más aun para reducir los esfuerzos de gelatinosidad, incrementa las propiedades de bombeabilidad. Los taninos (quebracho) varios polifosfatos, lignitos y lignosulfonatos funcionan como adelgazadores o como dispersantes. El propósito principal de un adelgazador es para funcionar como un defloculante para reducir la atracción (floculación) de las partículas de arcilla que causan altas viscosidades y esfuerzos de gelatinosidad.
2.5.12 VISCOSIFICANTES
Bentonita, CMC (carboximetil celulosa), atapulgita, arcillas, hidroxietil celulosa, celulosa polianiónica, hidroxipropil, guar gum y xanthan, asbestos y polímeros se usan para incrementar la viscosidad para mejorar la limpieza del agujero y la suspensión de los sólidos del fluido y los recortes de formación producidos por la broca.
2.5.13 ANTIESPUMANTES
Estos productos son diseñados para reducir la acción espumante particularmente en salmueras ligeras o en fluidos saturados con sal.
2.5.14 REDUCTORES DE VISCOSIDAD
Se tiene cuatro fosfatos complejos, el pirofosfato ácido de sodio SAPP (Na2H2P207) el pirofosfato tetrasódico OTSPP (Na4P207), El tetrafosfato de
sodio OSTP (Na6P4O13), El exametafosfato de sodio OHSMP (Na6(PO3)6)Su
29 2.5.15 DENSIFICANTES O PESANTES
Estos aditivos actúan principalmente sobre la densidad del lodo aumentándola, en ellos es muy importante su gravedad específica (cuanto mayor sea menos masa densificante requerida), su dureza y disponibilidad en la naturaleza, la barita, compuestos de plomos, óxidos de hierro, carbonato de calcio y materiales similares que poseen alta gravedad especifica se usan para controlar las presiones de la formación, evitar la formación de cavernas y sacar seca la tubería sin escurrimientos, así tenemos que:
Barita (sulfato de Sr, Pb o Ba) Galena (sulfuro de plomo) Carbonato de calcio
Hematina (oxido de hierro) Limenita (FeTiO3)
Sales disueltas, como el cloruro de sodio NaCl, fluoruro de calcio CaFl2 y cloruro de calcio CaCl2 con mezcla de bromuro de calcio
CaBr2 , son usados para generar fluidos de workover libres de sólidos,
usados esencialmente en perforación de estratos de sal y de acción corrosiva considerable.
2.5.16 CONTROLADORES DE PH
“El valor de pH se usa para describir la acidez o basicidad de las soluciones”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características.
30 de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.
La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de pH-metros.
2.5.16.1 Soda cáustica
Este producto es utilizado para control del pH en fluidos de perforación basados en agua. De esta manera obtiene el ambiente alcalino necesario para la dispersión de las arcillas y la completa disociación iónica de los dispersantes y algunos polímetros. Al mantener un alto pH se ayuda a controlar la corrosión y reduce la contaminación por calcio y magnesio al precipitarlo de la solución.
Su forma de presentación es sólido blanco o en bolitas, es inodoro. La sosa caustica es un material corrosivo que debe ser manipulado con mucha precaución.
2.5.16.2 Trietanolamina
Conocida también como nitrilotrietanol, o trihidroxietilamina y frecuentemente abreviada como TEA, en el mercado de productos químicos. Característicamente, o tratada como trieta es un compuesto químico orgánico del cual es tanto una amina terciaria como un tri-alcohol. Como trialcohol es una molécula con tres grupos hidróxilos, teniendo la fórmula química C6H15NO3. Como otras aminas, la trietanolamina actúa como una
31 Frecuentemente se presenta como un líquido viscoso (sin embargo cuando es impuro puede presentarse como un sólido, dependiendo de la temperatura), límpido, de color amarillo pálido, poco higroscópico y volátil, totalmente soluble en agua y miscible con la mayoría de los solventes orgánicos oxigenados. Posee un olor amoniacal suave.
La trietanolamina, la cal y el óxido de magnesio son productos químicos usados para amortiguar los sistemas de lodo sensibles al pH.
2.6 QUÍMICA DE ARCILLAS
El término arcilla se usa habitualmente con diferentes significados:
Desde el punto de vista mineralógico, engloba a un grupo de minerales (minerales de la arcilla), filosilicatos en su mayor parte, cuyas propiedades fisico-químicas dependen de su estructura y de su tamaño de grano, muy fino (inferior a 2 mm).
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.
Las arcillas son constituyentes esenciales de gran parte de los suelos y sedimentos debido a que son, en su mayor parte, productos finales de la meteorización de los silicatos que, formados a mayores presiones y temperaturas, en el medio exógeno se hidrolizan.
32 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”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“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.” , de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001. El término bentonita se usa para describir la montmorillonita sódica explotada comercialmente que se usa como aditivo para el lodo de perforación.
2.6.1 ESTRUCTURA DE LOS FILOSILICATOS
Las propiedades de las arcillas son consecuencia de sus características estructurales. Por ello es imprescindible conocer la estructura de los filosilicatos para poder comprender sus propiedades.
Las arcillas, al igual que el resto de los filosilicatos, presentan una estructura basada en el apilamiento de planos de iones oxígeno e hidroxilos. Como indica la Figura 2.3, los grupos tetraédricos de los filosilicatos (SiO)44- se unen compartiendo tres de sus cuatro oxígenos con
otros vecinos formando capas, de extensión infinita y fórmula (Si2O5)2-; que
33 Figura 2.3, Fuente: SUAREZ B., Mercedes, (2010), Estructuras tetraédricas de los filosilicatos.
En algunos filosilicatos (esmectitas, vermiculitas, micas...) las láminas no son eléctricamente neutras debido a las sustituciones de unos cationes por otros de distinta carga (Figura 2.4).
El balance de carga se mantiene por la presencia, en el espacio interlaminar, o espacio existente entre dos láminas consecutivas, de cationes, cationes hidratados o grupos hidroxilo coordinados octaédricamente, similares a las capas octaédricas, como sucede en las cloritas. A éstas últimas también se las denomina 2:1:1. La unidad formada por una lámina más la interlámina es la unidad estructural. Los cationes interlaminares más frecuentes son alcalinos (Na y K) o alcalinotérreos (Mg y Ca).
34 inversión periódica cada 8 posiciones octaédricas (sepiolita) o cada 5 posiciones (paligorskita). Esta inversión da lugar a la interrupción de la capa octaédrica que es discontinua.
2.6.2 PROPIEDADES FÍSICO-QUÍMICAS
Debido a sus pequeños tamaños de partículas, las arcillas y los minerales arcillosos son analizados con técnicas especiales tales como la difracción de rayos X, la absorción infrarroja y la microscopia electrónica.
La Capacidad de Intercambio Catiónico (CEC), la adsorción de agua y el área superficial son algunas de las propiedades de los minerales arcillosos que suelen ser determinadas para lograr una mejor caracterización de los minerales arcillosos y minimizar los problemas de perforación.
Figura 2.4, Fuente: SUAREZ B., Mercedes, (2010), Distribución laminar de los filosilicatos.
Las importantes aplicaciones industriales de este grupo de minerales radican en sus propiedades físico-químicas. Dichas propiedades derivan, principalmente, de:
35 Su morfología laminar (filosilicatos).
Las sustituciones isomórficas, que dan lugar a la aparición de carga en las láminas y a la presencia de cationes débilmente ligados en el espacio interlaminar.
Como consecuencia de estos factores, presentan, por una parte, un valor elevado del área superficial y, a la vez, la presencia de una gran cantidad de superficie activa, con enlaces no saturados.
2.6.2.1 Superficie específica
La superficie específica o área superficial de una arcilla se define como el área de la superficie externa más el área de la superficie interna (en el caso de que esta exista) de las partículas constituyentes, por unidad de masa, expresada en m2/g.
Las arcillas poseen una elevada superficie específica, muy importante para ciertos usos industriales en los que la interacción sólido-fluido depende directamente de esta propiedad que se presenta en la tabla 2.2.
Tabla 2.2, Fuente: MI-SWACO, (2001), Superficies específicas de algunas arcillas.
TIPO DE ARCILLA SUPERFICIES ESPECÍFICAS
Caolinita de elevada cristalinidad hasta 15 m2/g Caolinita de baja cristalinidad hasta 50 m2/g
Halloisita hasta 60 m2/g
Illita hasta 50 m2/g
Montmorillonita 80-300 m2/g
Sepiolita 100-240 m2/g
36 2.6.2.2 Capacidad de Intercambio Catiónico
Es una propiedad fundamental de las esmectitas. Son capaces de cambiar, fácilmente, los iones fijados en la superficie exterior de sus cristales, en los espacios interlaminares, o en otros espacios interiores de las estructuras, por otros existentes en las soluciones acuosas envolventes.
La capacidad de intercambio catiónico (CEC) se puede definir como la suma de todos los cationes de cambio que un mineral puede adsorber a un determinado pH. Es equivalente a la medida del total de cargas negativas del mineral. Estas cargas negativas pueden ser generadas de tres formas diferentes:
Sustituciones isomórficas dentro de la estructura.
Enlaces insaturados en los bordes y superficies externas. Disociación de los grupos hidroxilos accesibles.
Los dos últimos tipos de origen varían en función del pH y de la actividad iónica. En la Tabla 2.3 se muestran algunos ejemplos de capacidad de intercambio catiónico.
Tabla 2.3, Fuente: MI-SWACO, (2001), Ejemplos capacidad de intercambio catiónico.
Capacidad de intercambio catiónico meq/100g
CAOLINITA: 3 - 5
HALLOISITA: 10 – 40
ILLITA: 10 – 50
CLORITA: 10 – 50
VERMICULITA: 100 – 200
MONTMORILLONITA: 80 – 200
37 “La CEC está expresada en miliequivalentes por 100 gramos de arcilla seca (meq/100 g).
La CEC de la montmorillonita está comprendida dentro del rango de 80 a 150 meq/100 g de arcilla seca.
La CEC de las ilitas y cloritas es de aproximadamente 10 a 40 meq/100 g
La CEC de las kaolinitas es de aproximadamente 3 a 10 meq/100 g de arcilla.”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
“La Prueba de Azul de Metileno (MBT) es un indicador de la CEC aparente de una arcilla. Cuando se realiza esta prueba sobre un lodo, se mide la capacidad total de intercambio de azul de metileno de todos los minerales arcillosos presentes en el lodo”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
2.6.2.3 Capacidad de adsorción
Algunas arcillas encuentran su principal campo de aplicación en el sector de los absorbentes ya que pueden absorber agua u otras moléculas en el espacio interlaminar (esmectitas) o en los canales estructurales (sepiolita y paligorskita).
38 2.6.2.4 Hidratación e hinchamiento
La hidratación y deshidratación del espacio interlaminar son propiedades características de las esmectitas. Aunque hidratación y deshidratación ocurren con independencia del tipo de catión de cambio presente, el grado de hidratación sí está ligado a la naturaleza del catión interlaminar y a la carga de la lámina.
Cuando el catión interlaminar es el sodio, las esmectitas tienen una gran capacidad de hinchamiento, pudiendo llegar a producirse la completa disociación de cristales individuales de esmectita, teniendo como resultado un alto grado de dispersión y un máximo desarrollo de intercambio.
2.6.2.5 Plasticidad
Esta propiedad se debe a que el agua forma una envoltura sobre las partículas laminares produciendo un efecto lubricante que facilita el deslizamiento de unas partículas sobre otras cuando se ejerce un esfuerzo sobre ellas.
2.6.2.6 Tixotropía
Es la propiedad que tienen las suspensiones bentoníticas de pasar de un fluido líquido a una suspensión de gel mediante agitación., vibran y se solidifican de nuevo cuando cesa la agitación o la vibración., hasta el extremo de cambiar de estado, de sólida a líquida pudiendo recuperarse y solidificar de nuevo cuando cesa la agitación o vibración.
2.6.3 TIPOS DE ARCILLAS
39 El primer tipo consta de arcillas en forma de aguja no hinchables como la atapulguita o la sepiolita.
El segundo tipo 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:
1. ilita, 2. clorita,
3. montmorillonita y 4. kaolinita.
Estas arcillas se dispersan en cantidades variables dentro del sistema de fluido de perforación. 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.
40 Figura 2.5, Fuente: MI-SWACO, (2001), Fotomicrografía de bentonita.
La figura 2.5 es una fotomicrografía real de una partícula de bentonita. Nótese que se parece a una baraja de cartas abierta en abanico. Se puede observar que varias de las partículas laminares se traslapan.
2.6.3.1 Arcillas Montmorilloníticas (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”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
41 “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)”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
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.
2.6.3.2 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+)”, de acuerdo al Manual de Fluidos Mi- Swaco, 2001.
Entre los minerales arcillosos 2:1, la esmectita, ilita, y capas mixtas de ilita y esmectita son encontradas durante la perforación de formaciones de lutita. La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos puede estar 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.
2.6.3.3 Cloritas (Arcillas de tres Capas)
