UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE TECNOLOGÍA DE PETRÓLEOS
TEMA: “ANÁLISIS DEL PROCESO DE REACONDICIONAMIENTO
PARA EL LODO DE PERFORACIÓN DE UN POZO DE LA
EMPRESA EP PETROECUADOR..”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
WALTER RENÉ LÓPEZ SARMIENTO
DECLARACIÓN
Yo WALTER RENÉ LÓPEZ SARMIENTO, 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.
____________________________
Walter René López Sarmiento
CERTIFICACIÓN
Certifico que la presente trabajo que lleva por título “Análisis del proceso de reacondicionamiento para el lodo de perforación de un pozo de la empresa EP PETROECUADOR” que, para aspirar al título de tecnólogo en petróleos fue
desarrollado por el señor Walter René López Sarmiento, 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 artículos 18 y 25.
____________________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M. Sc. DIRECTOR DEL TRABAJO
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por protegerme durante todo mi camino y darme fuerzas para superar todos los obstáculos y las dificultades a lo largo de toda mi vida.
A mis padres Jorge López y Clarita Sarmiento, quienes con su confianza y comprensión me han demostrado su amor, corrigiendo mis fallas y celebrando mis triunfos. Gracias por los sacrificios y la paciencia que han demostrado en todos estos años.
Agradezco a mis hermanos por ser mi motivación para poder afrontar los retos que se me han presentado a lo largo de mi vida
A mi profesor, director y tutor de tesis Ing. Fausto Ramos, quien con sus conocimientos, sus orientaciones y su motivación ha sido fundamental para mi formación profesional.
DEDICATORIA
Dedico este trabajo principalmente a Dios, por haberme dado la vida y permitirme el haber llegado hasta este momento tan importante de mi formación profesional.
A mis padres, por ser el pilar mas importante en mi vida y por demostrarme siempre sus cariño, apoyo incondicional y confianza, lo que me ayudad a salir adelante en los momentos más difíciles.
A mis hermanos por compartir momentos significativos conmigo y por siempre estar dispuestos a escucharme y ayudarme en cualquier momento.
INDICE DE CONTENIDOS
CAPITULO I ... 1
1.1.-‐ INTRODUCCION ... 2
1.2.-‐ PROBLEMA ... 3
1.3.-‐ JUSTIFICACIÓN ... 4
1.3.1.-‐ IMPACTO TÉCNICO.-‐ ... 4
1.3.2.-‐ IMPACTO METODOLÓGICO.-‐ ... 4
1.3.3.-‐ IMPACTO AMBIENTAL.-‐ ... 4
1.4.-‐ OBJETIVOS DEL PROYECTO ... 5
1.4.1.-‐ Objetivo General ... 5
1.4.2.-‐ Objetivos Específicos ... 5
CAPITULO II ... 6
MARCO TEÓRICO ... 7
2.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ... 7
2.2 FUNCIONES DEL LODO DE PERFORACIÓN ... 8
2.3 FACTORES AFECTADOS POR EL LODO DE PERFORACIÓN ... 8
2.4 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL LODO DE PERFORACIÓN ... 9
2.5 PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN. ... 9
2.6 CICLO DEL LODO EN UN POZO ... 9
2.7 PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ... 11
2.7.1 DENSIDAD DEL LODO. ... 12
2.7.2 REOLOGÍA. ... 14
2.7.2.1. Viscosidad ... 15
2.7.2.1.2 Viscosidad Aparente. ... 16
2.7.2.1.3 Resistencia a la Gelatinización. ... 17
2.7.2.1.4 Punto Cedente. ... 18
2.7.3 PÉRDIDA DE FILTRADO. ... 18
2.7.4 CONTENIDO DE SÓLIDOS. ... 22
2.7.5. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN. ... 24
2.8 TIPO DE FLUIDOS ... 27
2.8.1 NEWTONIANOS. ... 27
2.8.2. NO NEWTONIANOS. ... 29
2.9. FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ... 30
2.9.1. REMOVER FORMACIÓN DEL HUECO (MANTENER EL HUECO LIMPIO). ... 30
2.9.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA MECHA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN. ... 33
2.9.3. PREVENIR EL DERRUMBAMIENTO DE LAS PAREDES DEL HOYO Y CONTROLAR LAS PRESIONES DE LAS FORMACIONES PERFORADAS. ... 35
2.9.4 PROTEGER LA PRODUCTIVIDAD DE LA FORMACIÓN. ... 37
2.9.5 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN. ... 38
2.10. COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN ... 39
2.10.1. COMPOSICIÓN DE UN FLUIDO A BASE DE AGUA ... 39
2.10.1.1. Fase líquida. ... 39
2.10.1.2. Fase coloidal o reactiva. ... 40
2.10.1.3. Fase inerte. ... 41
2.10.1.4. Fase química ... 41
2.11. CLASIFICACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN ... 42
2.11.1. FLUIDOS A BASE DE AGUA. ... 42
2.11.1.2. Fluidos tratados con calcio. ... 44
2.11.1.3. Fluidos a base de agua salada. ... 45
2.11.1.4. Fluidos emulsionados (aceite en agua). ... 46
2.11.1.5. Agentes emulsionantes para los fluidos emulsionados. ... 48
2.11.1.6. Fluidos surfactantes. ... 49
2.11.2. FLUIDOS A BASE DE ACEITE. ... 49
2.11.2.1. Lodos a base de petróleo (Oil Base) ... 49
2.11.2.2. Lodos de emulsión inversa (Invert oil emulsion muds) ... 51
3.-‐ CAPITULO III ... 75
3.1. ESTRATIGRAFÍA Y LITOLOGÍA DEL CAMPO ... 76
3.1.1. LITOLOGÍA DEL CAMPO ... 76
3.2-‐ PLAN DE PERFORACION ... 80
3.2.1.-‐ CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE PERFORACION ... 80
3.2.2.-‐ PROCEDIMIENTO DE PERFORACIÓN. ... 82
3.3.-‐ PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ... 83
3.4.-‐ PROGRAMA DE HIDRÁULICA ... 83
3.4.1. CARACTERÍSTICAS HIDRÁULICAS: ... 84
3.4.2.-‐ DISEÑO DE PRESIÓN ... 85
3.4.3..DESEMPEÑO HIDRÁULICO: ... 86
3.5.-‐ DISEÑO, PLANIFICACIÓN Y EJECUCIÓN DEL PLAN DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Y HORIZONTAL EN UN POZO DEL ORIENTE ECUATORIANO, CAMPO AUCA SUR ... 86
3.5.1. PROGRAMA DE LODOS ... 86
3.5.2.-‐PROPIEDADES REALES DEL FLUIDO DURANTE LA PERFORACIÓN ... 92
3.5.3.-‐ PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, PROGRAMA PLANIFICADO ... 93
3.5.4.-‐ PROGRAMA DE FLUIDOS PLANIFICADO PARA EL SIDETRACK: ... 95
3.5.4.1.-‐ Propiedades Reales del fluido en la perforación: ... 96
3.6.-‐ ANÁLISIS Y OPTIMIZACIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ... 97
3.6.1.-‐ CARACTERÍSTICAS DEL FLUIDO PROPUESTO ... 97
3.6.1.1.-‐Un fluido drill-‐in debe tener las siguientes características: ... 98
3.7.-‐ TIPOS DE FORMULACIONES DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ... 98
3.7.1.-‐ INFORMACIÓN DE LA FORMACIÓN Y DE LOS POZOS EN EL ANÁLISIS ... 101
3.7.1.1.-‐ Análisis del daño de formación: ... 102
3.8.-‐ OPTIMIZACIÓN DE LA HIDRÁULICA DEL POZO ... 104
3.8.1.-‐ PARÁMETROS DE OPTIMIZACIÓN DE LA HIDRÁULICA ... 104
3.8.1.1.-‐ Máxima potencia hidráulica en la broca: ... 105
3.8.1.2.-‐ Máxima fuerza de impacto de chorro en el fondo del pozo: ... 105
CAPITULO IV ... 106
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ... 107
4.1-‐ CONCLUSIONES ... 107
4.2.-‐ RECOMENDACIONES ... 109
4.3.-‐ GLOSARIO ... 112
INDICE DE TABLAS
Tabla 1 Columna Crono Estratigráfica del oriente ... 79
Tabla 2 Propiedades requeridas por el lodo para cumplir su función ... 82
Tabla 3 Volumen de cada componente del fluido de perforación ... 86
Tabla 4 Propiedades del lodo de perforación para la primera fase ... 87
Tabla 5 Volumen de Componentes del Fluido de Perforación ... 88
Tabla 6 Propiedades del Fluido de perforación ... 88
Tabla 7 Concentración de los componentes del fluido de perforación ... 89
Tabla 8 Propiedades Estimadas de la primera etapa ... 91
Tabla 9 Propiedades Estimadas para la segunda etapa ... 92
Tabla 10 Propiedades Reales del fluido de perforación ... 92
Tabla 11 Clase de fluido según el diseño mecánico ... 93
Tabla 12 Propiedades del fluido por intervalo ... 93
Tabla 13 Propiedades reales de los fluidos de perforación ... 94
Tabla 14 Fluidos recomendados para cada etapa del sidetrack ... 95
Tabla 15 Propiedades por intervalo ... 95
Tabla 16 Propiedades Reales del fluido para sidetrack ... 96
Tabla 17 Concentraciones de los componentes en el lodo de perforación para los pozos direccionales (intervalo productor) ... 99
Tabla 18 Concentraciones de los componentes del lodo de perforación para el pozo horizontal (Culebra 10 H) ... 85
Tabla 19 Características de la zona productora ... 86
Tabla 20 Tamaño de la partícula de Carbonato según diferentes tipos de formulaciones del lodo de perforación ... 102
INDICE DE FIGURAS
Figura Nº 1 Ciclo del lodo en la perforación de un pozo ... 11
Figura Nº 2 Reómetro ... 17
Figura Nº 3 Características de la filtración ... 19
Figura Nº 4 Filtro prensa de alta presión y alta temperatura ... 20
Figura Nº 5 Pérdida de circulación ... 25
Figura Nº 6 Fluido Newtoniano ... 28
Figura Nº 7 Fluido no Newtoniano ... 29
Figura Nº 8 Limpieza del fondo del hoyo ... 31
Figura Nº 9 Enfría y Lubrica la broca ... 34
Figura Nº 10 Previene derrumbes y controla la presión de la formación. ... 36
Figura Nº 11 Formar una buena costra de lodo en la pared del pozo ... 38
Figura Nº 12 Fluido a base de agua. ... 42
Figura Nº 13 Revoque depositado durante la perforación ... 50
INDICE DE ECUACIONES
Ecuación 1 ... 13
Ecuación 2 ... 14
Ecuación 3 ... 14
Ecuación 4 ... 16
Ecuación 5 ... 17
Ecuación 6 ... 18
Ecuación 7 ... 28
Ecuación 8 ... 32
Ecuación 9 ... 32
Ecuación 10 ... 36
Ecuación 11 ... 37
Ecuación 13 ... 56
Ecuación 15 ... 58
Ecuación 16 ... 58
Ecuación 17 ... 59
Ecuación 18 ... 60
Ecuación 19 ... 61
Ecuación 20 ... 61
Ecuación 21 ... 61
Ecuación 22 ... 62
Ecuación 23 ... 62
Ecuación 24 ... 63
Ecuación 26 ... 64
Ecuación 27 ... 65
Ecuación 28 ... 65
Ecuación 29 ... 66
Ecuación 30 ... 68
Ecuación 31 ... 68
Ecuación 32 ... 69
Ecuación 33 ... 69
Ecuación 34 ... 70
Ecuación 35 ... 70
Ecuación 36 ... 71
Ecuación 37 ... 72
Ecuación 38 ... 73
Ecuación 39 ... 73
Ecuación 40 ... 74
Ecuación 41 ... 74
RESUMEN
El presente trabajo trata sobre el análisis del proceso de reacondicionamiento del lodo de perforación para comprender el comportamiento de un fluido de perforación y los problemas que ocasionan la perdida de fluido en los diferentes intervalos del pozo estableciendo los procedimientos a seguir durante y después de la perforación.
El fluido de perforación es la base fundamental durante el proceso de perforación a la vez esta debe cumplir con características determinadas para posteriormente ser bombeada hacia el área de interés sin que presente alguna dificultad.
En muchas operaciones de perforación es necesario cambiar la química del lodo de un tipo a otro, a este cambio se lo denomina conversión del lodo.- las razones para llevar una conversión puede ser: a) el mantener un pozo estable, b) el proveer un lodo que tolere altos pesos, c) perforar las formaciones, d) reducir el taponamiento de zonas productoras.
Los fluidos de perforación desempeñan numerosas funciones que contribuyen al logro de dicho objetivo. La responsabilidad de la ejecución de estas funciones es asumida conjuntamente por el ingeniero de lodos y por las personas que dirigen la operación de perforación.
El deber de las personas encargadas de perforar el agujero incluyendo el representante de la compañía operadora, el contratista de perforación y la cuadrilla del equipo de perforación es asegurar la aplicación de los procedimientos correctos de perforación.
SUMMARY
The thesis is about the optimum drilling in the technical and economic aspect in Field Auca Sur operated by the Government office of Petroproduccion.
The main goal is to establish criteria and recommendations and technical alternatives to optimize cost and time in future drillings, comparing planning and designs of this project with drilling in this field.
The theory says With the comparison and evaluation of the operations in this field , and the technical and practical theory of optimization by the effective use of the right tools and procedures for the drilling of an oil well, we can propose a drilling plan in order to save time and money in future drilling in this field.
The problem identified is: high cost and longer time of drilling in directional and horizontal oil wells due to problems in the development of operations as low rate of drilling, the hydraulic of the well, the conditioning of the fluid of the drilling and the difficulty in the use of some tools.
The drilling fluid is the fundamental basis for the drilling process at the same time it must meet certain characteristics to be subsequently pumped into the area of interest without this difficulty.
In many drilling operations is necessary to change the chemistry of the mud from one type to another, this change is called convertion MUD.- reason to carry a conversion can be: a) to maintain a stable wellbore, b) provide a sludge that tolerates high weights, c) drilling formations, d) reduce plugging of producing areas.
CAPITULO I
1.1.- INTRODUCCION
Tomando en cuenta que el petróleo es la mayor fuente de energía que mueve al mundo y que hasta la primera década del siglo XXI no se ha logrado encontrar aún un sustituto eficiente para este recurso no renovable, se hace cada vez más imprescindible el optimizar su extracción y uso.
Para la extracción del petróleo en el Oriente Ecuatoriano se usa lodos de perforación de acuerdo con el tipo de formación y la sección que se va a perforar. Durante la perforación en un campo del Oriente Ecuatoriano se necesita optimizar costos, de manera que esta es la razón principal para el desarrollo de este trabajo ya que se basara en la optimización del correcto análisis para reacondicionar el lodo de perforación en el campo ”X”.
El lodo de perforación es un componente muy importante durante la perforación que Enfria, lubrica la broca, Limpia o remueve los ripios desde el fondo del pozo transportando los ripios a superficie y Estabilizando el borde del pozo permitiendo asi una adecuada evaluación de la formación este debe poseer propiedades físicas y químicas que le permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones que satisfagan las funciones más complejas, por eso ha requerido que la composición de los Lodos de perforación sea mas variada y
que sus propie dades estén sujetas a mayor control. Parte fundamental de
1.2.- PROBLEMA
La perforación de pozos es la única herramienta para corroborar la presencia de petróleo en el yacimiento, en una perforación intervienen muchos parámetros que involucran los lodos de perforación.
En general los lodos de perforación tendrán muchas propiedades que son benéficas para la operación, pero también algunas que no son deseables. La tecnología de lodos de perforación se rige por tres factores:
- Pruebas de desempeño. - Economía
- Asuntos ambientales
Entre los problemas más relevantes que se pretende mejorar se tienen:
Superar la inestabilidad del borde del pozo debido a que se observa en las zarandas gran cantidad de materiales derrumbados por la falta de presión hidrostática del lodo e incompatibilidades de los químicos y aditivos.
1.3.- JUSTIFICACIÓN
1.3.1.- IMPACTO TÉCNICO.-
Es posible mejorar las condiciones operativas de los próximos pozos a ser perforados mediante la aplicación del concepto de optimización de los lodos de perforación.
1.3.2.- IMPACTO METODOLÓGICO.-
La optimización de los lodos de perforación son procedimientos aplicados en diversos campos petroleros con resultados positivos. Esto implica la adquisición de información, su procesamiento y organización, y el análisis que permitirá realizar la propuesta mediante un programa de fluidos.
1.3.3.- IMPACTO AMBIENTAL.-
1.4.- OBJETIVOS DEL PROYECTO
1.4.1.- Objetivo General
Analizar el proceso de reacondicionamiento del lodo de perforación de acuerdo al plan hidráulico del pozo.
1.4.2.- Objetivos Específicos
Ø Describir un programa de lodos de perforación con la finalidad de
mejorar las condiciones operativas y reducir costos.
Ø Describir los parámetros reológicos de los lodos seleccionados
Ø Describir los procesos de reacondicionamiento de los lodos
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO
2.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Los fluidos utilizados durante las labores de perforación de un pozo, son denominados como fluidos de perforación. Este término está restringido a los fluidos que son circulados a través del hoyo y cumplen con los requisitos mínimos de eficiencia de limpieza y seguridad durante la perforación de un pozo. El fluido de perforación formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicos idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar. Las estabilizaciones de sus parámetros físicos-químicos, así como la variación de los mismos al contacto con los contaminantes liberados en la formación perforada son controladas mediante análisis continuos.
El término “FLUIDO DE PERFORACIÓN”, incluye gas, aire, petróleo, agua, y
suspensión coloidal a base de agua y arcilla. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estables a las temperaturas, debe mantener sus propiedades según sus exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias.
Atendiendo a las necesidades, los fluidos de perforación deben poseer la capacidad de tener propiedades físicas y químicas que le permitan adaptarse a una gran variedad de condiciones, para satisfacer las funciones más complejas, por ello se ha requerido que la composición de los fluidos sea más variada y que sus propiedades estén sujetas a mayor control. Esto ha traído como consecuencia el incremento del costo de los fluidos de perforación.
2.2 FUNCIONES DEL LODO DE PERFORACIÓN
Ø Enfriar y lubricar la broca.
Ø Limpiar o remover los ripios desde el fondo del pozo.
Ø Transportar los ripios a superficie.
Ø Estabilizar el borde del pozo.
Ø Permitir una adecuada evaluación de formación.
2.3 FACTORES AFECTADOS POR EL LODO DE PERFORACIÓN
Ø Rata de perforación.
Ø Limpieza de la broca y del hueco.
Ø Estabilidad del pozo.
Ø Programa de casing.
Ø Evaluación de formación.
Ø Costos de perforación y Completación.
2.4 CRITERIOS DE SELECCIÓN DEL LODO DE PERFORACIÓN
Ø Tipo de pozo: Exploratorio, desarrollo.
Ø Tipo de formación: Lutitas derrumbables, anhidritas, salinos.
Ø Altas temperaturas.
Ø Pérdidas de circulación.
Ø Agua usada en el lodo: Composición, disponibilidad.
Ø Naturaleza de las formaciones productivas.
Ø Programa de casing.
Ø Disponibilidad de productos.
2.5 PÉRDIDAS DE PRESIÓN POR FRICCIÓN.
Un sistema típico de circulación de lodos parte de la bomba con una presión de descarga dada y pasa a través del equipo y las líneas de superficie, para seguir por el interior de la sarta de perforación. Finalmente, el lodo sale por las boquillas de la broca y regresa a superficie por el anular. La presión de descarga de la bomba requerida, es la necesaria para vencer las pérdidas de presión por fricción en el sistema. Estas caídas de presión se deben a las restricciones internas de la sarta.
2.6 CICLO DEL LODO EN UN POZO
1. El lodo se mezcla y guarda en el tanque de lodo.
2. Una bomba extrae el lodo del tanque y lo envía a través de la tubería de perforación directo hacia el pozo.
3. El lodo emerge a través de la tubería de perforación, desde el fondo del pozo, donde la broca de perforación está fragmentando la formación rocosa.
4. Ahora el lodo comienza el viaje de regreso a la superficie, arrastrando los fragmentos de roca, denominados detritos, que se han desprendido de la formación por acción de la broca.
5. El lodo sube a través del anular, el espacio existente entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. El diámetro típico de una tubería de perforación es de aproximadamente 4 pulgadas (10 centímetros). En el fondo de una excavación profunda, el pozo puede llegar a tener 8 pulgadas (20 centímetros) de diámetro.
6. En la superficie, el lodo viaja a través de la línea de retorno del lodo, una tubería que conduce a la zaranda vibratoria.
7. Las zarandas vibratorias son una serie de rejillas vibratorias de metal que se utilizan para separar el lodo de los detritos. El lodo gotea a través de las rejillas y regresa al tanque de lodo.
Figura Nº 1 Ciclo del lodo en la perforación de un pozo
Fuente:(Petroproducción., Dpt.Perforación., 2014)
2.7 PROPIEDADES FUNDAMENTALES DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN.
propiedades deben ser controladas de tal forma que el lodo proporcione un trabajo eficiente, en consecuencia se evalúan las propiedades del lodo para obtener:
1- El nivel deseado de cada propiedad.
2- El control de las propiedades físicas y químicas.
3- Conocimiento de los problemas ocasionados y las causas que los originan. 4- Los tratamientos efectivos para solucionar estos problemas.
Estas propiedades son:
2.7.1 DENSIDAD DEL LODO.
Una de las principales propiedades del lodo es la densidad, cuya función es mantener los fluidos contenidos dentro del hoyo en el yacimiento durante la perforación. Adicionalmente, mantiene las paredes del hoyo al transmitir la presión requerida por las mismas. El requerimiento primario de desempeño para un lodo de perforación es el control de presiones. La densidad de cualquier lodo está directamente relacionada con la cantidad y gravedad específica promedio de los sólidos en el sistema.
formación al hoyo, el lodo debe proveer una presión mayor a la presión de poros encontrada en los estratos a ser perforados. Un exceso en la densidad del fluido puede ocasionar la fractura de la formación con la consiguiente pérdida de fluido de control.
La capacidad de sostener y transportar los ripios en un lodo aumenta con la densidad. Fluidos libres de sólidos son frecuentemente preferidos para trabajos de reparación y completación, debido a que mantienen sus propiedades estables durante largos períodos en condiciones de hoyo. Estos fluidos pesados, libres de sólidos son preparados por solución de varias sales, tales como cloruro de potasio, cloruro de sodio, carbonato de sodio, y carbonato de potasio, entre otras. Para determinar la cantidad de material de peso que es necesario agregar a un lodo para aumentar su densidad, se utiliza la siguiente fórmula:
Determinar la cantidad de material necesario para incrementar el peso. W=350∗G.E∗ Pf−Pi ∗Vi/(8.33∗G.E−Pf)
Ecuación 1 Donde:
W = Peso de material densificante necesario, lbs. G.E= Gravedad específica del material densificante. Pf = Densidad final del fluido, lpg.
Para la Barita:
Determina la cantidad de barita para subir el peso del lodo.
𝑊𝑏= 1470 𝑃𝑓−𝑃𝑖 ∗𝑉𝑖/(35−𝑃𝑓)
Ecuación 2
De igual forma si se desea disminuir la densidad agregando agua se utiliza la siguiente fórmula:
Determina el volumen para disminuir el peso del lodo.
𝑉𝑤= 𝑉𝑖(𝑃𝑖−𝑃𝑓)/(𝑃𝑓−8.33)
Ecuación 3 Donde:
Vw =Volumen de agua necesario, bbls.
2.7.2 REOLOGÍA.
La Reología se encarga de estudiar la viscosidad, la plasticidad y la elasticidad de los fluidos. Estas propiedades de los fluidos tienen una enorme importancia en multitud de fenómenos, como la fabricación de pinturas, cosméticos
(dentífricos, cremas), productos alimenticios, fármacos, esmaltes,
suspensiones, etc. Asimismo, los estudios reologicos se emplean en control de calidad y para diseñar los procesos de fabricación (trasiego, mezcla y almacenamiento) de fluidos.
2.7.2.1. Viscosidad
Se define como la resistencia de un fluido al flujo. Se mide rutinariamente en el campo utilizando el embudo Marsh y se mide el tiempo en segundos que le toma a un cuarto de galón del fluido pasar a través del embudo. Los fluidos de perforación son tixotrópicos y una medida de viscosidad de un fluido de este tipo será válida únicamente para la tasa de corte a la cual la medida fue hecha. La viscosidad de los fluidos de perforación, es una función de muchos factores, algunos de los cuales son
a) Viscosidad de la fase líquida continúa. b) Volumen de sólidos en el lodo.
c) Volumen de fluido disperso.
d) Número de partículas por unidad de volumen. e) Forma y tamaño de las partículas sólidas.
f) Atracción o repulsión entre las partículas sólidas y entre sólidos y la fase líquida.
2.7.2.1.1 Viscosidad Plástica.
Es aquella parte de la resistencia a fluir causada por fricción mecánica. Esta fricción se produce:
i. Entre los sólidos contenidos en el lodo.
ii. Entre los sólidos y el líquido que lo rodea.
iii. Debido al esfuerzo cortante del propio líquido.
En general, al aumentar el porcentaje de sólidos en el sistema, aumentará la viscosidad plástica. El control de la viscosidad plástica en lodos de bajo y alto peso es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para lograr altas tasas de penetración. Este control se obtiene por dilución o por mecanismos de control de sólidos. Para lograr tal propósito, es fundamental que los equipos de control de sólidos funcionen en buenas condiciones.
Para determinar la viscosidad plástica se utiliza la siguiente ecuación: Determina la viscosidad plástica.
𝑉𝑝 𝑐𝑃 = 𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 600 𝑅𝑃𝑀.−𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 300 𝑅𝑃𝑀.
Ecuación 4
2.7.2.1.2 Viscosidad Aparente.
Se define como la medición en centipoises que un fluido Newtoniano debe tener en un viscosímetro rotacional, a una velocidad de corte previamente
Su valor puede estimarse de la siguiente forma: Determina la viscosidad aparente.
𝑉.𝐴 𝑐𝑃 = 𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎 600 𝑅𝑃𝑀/2
Ecuación 5
2.7.2.1.3 Resistencia a la Gelatinización.
Entre las propiedades del lodo, una de las más importantes es la gelatinización, que representa una medida de las propiedades tixotrópicas de un fluido y
denota la fuerza de floculación bajo condiciones estáticas.
Figura Nº 2 Reómetro
2.7.2.1.4 Punto Cedente.
Se define como la resistencia a fluir causada por las fuerzas de atracción electroquímicas entre las partículas sólidas. Estas fuerzas son el resultado de las cargas negativas y positivas localizadas cerca de la superficie de las partículas.
El punto cedente, bajo condiciones de flujo depende de:
a) Las propiedades de la superficie de los sólidos del lodo. b) La concentración de los sólidos en el volumen de lodo. c) La concentración y tipos de iones en la fase líquida del lodo.
Generalmente, el punto cedente alto es causado por los contaminantes solubles como el calcio, carbonatos, etc., y por los sólidos arcillosos de formación. Altos valores del punto cedente causan la floculación del lodo, que debe controlarse con dispersantes.
Para determinar este valor se utiliza la siguiente fórmula: Determina el punto cedente.
𝑉𝑝 !"#
!""𝑝2 = 𝐿𝑒𝑐𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑎 300 𝑅𝑃𝑀.−𝑉𝑝.
Ecuación 6
2.7.3 PÉRDIDA DE FILTRADO.
fluye a lo largo de la superficie filtrante. Como es de esperarse, ambos tipos ocurren durante la perforación de un pozo.
Durante el proceso de filtración estática, el revoque aumenta de espesor con el tiempo y la velocidad de filtración disminuye por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir la formación de revoques muy gruesos. Por otro lado la filtración dinámica se diferencia de la anterior en que el flujo de lodo a medida que pasa por la pared del pozo tiende a raspar el revoque a la vez que el mismo se va formando, hasta que el grosor se estabiliza con el tiempo y la velocidad de filtración se vuelve constante, por lo que el control de este tipo de filtración consiste en prevenir una pérdida excesiva de filtrado a la formación.
Figura Nº 3 Características de la filtración
Fuente:(DNH., Dpto. Perforación, 2014)
La pérdida de fluido depende de: La permeabilidad de la formación, el diferencial de presión existente, y la composición y temperatura del lodo. Las rocas altamente permeables permiten altas tasas de pérdida de fluido, y al contrario las formaciones menos permeables producirán tasas más bajas de pérdida de fluido. La pérdida de fluido comienza a disminuir, después de un período de tiempo, aún en las formaciones altamente permeables.
la pérdida de fluido, más y más sólidos son llevados y empacados en los espacios porosos de las rocas. Una vez que los espacios se hayan ocupado suficientemente con los sólidos del lodo, se comienza a formar un revoque sobre la superficie del hoyo. Experimentos demuestran que la pérdida de filtrado se puede disminuir si se aumenta la concentración de sólidos en el lodo. El mecanismo en este caso consiste en aumentar la velocidad de acumulación del revoque, disminuyendo así el filtrado. Sin embargo, esta forma de control no es adecuado ya que resulta en revoques muy gruesos y de alta permeabilidad, aunque se observe una reducción en la pérdida de filtrado.
Figura Nº 4 Filtro prensa de alta presión y alta temperatura
La mejor forma de controlar la filtración es controlando la permeabilidad del revoque. El tamaño, la forma, y la deformabilidad de las partículas bajo presión son los factores más importantes a considerar. Las partículas pequeñas, delgadas y planas son mejores ya que forman un revoque más compacto. La bentonita es el material cuyas partículas satisfacen adecuadamente estas especificaciones.
Los factores más importantes que afectan la filtración estática son: a) La permeabilidad del revoque
b) El área sobre lo cual se desarrolla la filtración. c) La presión diferencial de filtración.
d) El grosor de revoque. e) La viscosidad del filtrado. f) El tiempo de filtración.
Los contaminantes solubles disminuyen el rendimiento de la bentonita y originan altas filtraciones. Estos contaminantes forman revoques gruesos que generalmente causan los siguientes problemas si no son contrarrestados:
a) Atascamiento de la tubería. b) Derrumbes.
c) Pérdida de circulación.
d) Dificultad en la corrida e interpretación de los registros. e) Dificultad en la terminación del pozo.
2.7.4 CONTENIDO DE SÓLIDOS.
En un fluido de perforación existen sólidos deseables como la arcilla y la barita, y sólidos indeseables como ripios y arena, los cuales hay que eliminar del sistema. Para controlar en un mínimo los sólidos perforados se utilizan varios métodos, ya que es de suma importancia mantener el porcentaje de sólidos en los fluidos de perforación en los rangos correspondientes al peso del lodo en cuestión.
Este porcentaje puede ser determinado por medio de las siguientes fórmulas:
Ø % sólidos= (Plodo - 8.33) * 7.5 (lodo nativo)
Ø % sólidos= (Plodo - 6) * 3.2 (invertido con peso)
Ø % sólidos= 1 - % fase líquida (base agua con peso)
Ø % fase líquida= (35 - Plodo) / 26.67
Los sólidos es uno de los mayores problemas que presentan los fluidos de perforación cuando no son controlados. La acumulación de sólidos de perforación en el sistema causa la mayor parte de los gastos de mantenimiento del lodo. Un programa adecuado de control de sólidos ayuda enormemente a mantener un fluido de perforación en óptimas condiciones, de manera que sea posible obtener velocidades de penetración adecuadas con un mínimo de deterioro para las bombas y demás equipos encargados de circular el lodo.
Algunos efectos de un aumento de los sólidos de perforación son:
a) Incremento del peso del lodo.
b) Alteraciones de las propiedades reológicas, aumento en el filtrado y formación de un revoque deficiente.
d) Reducción de la vida útil de la mecha y un aumento en el desgaste de la bomba de lodo.
e) Mayor pérdida de presión debido a la fricción. f) Aumento de la presiones de pistoneo.
Aunque es imposible remover todos los sólidos perforados, con el equipo y las prácticas adecuadas, es posible controlar el tipo y la cantidad de los mismos en un nivel que permita una perforación eficiente.
Los sólidos de perforación se pueden controlar utilizando los siguientes métodos:
a) Dilución.
La dilución consiste en añadir agua al lodo, para reducir los sólidos en el volumen considerado. Este método es el más costoso. La adición de agua dependerá de:
Ø Las especificaciones de peso del fluido de perforación.
Ø El tamaño del hoyo perforado.
Ø El tipo de formación perforada.
Ø La tasa de penetración.
Ø La eficiencia del equipo de control de sólidos.
b) Asentamiento.
c) Equipos mecánicos de control de sólidos
El tercer método de control de sólidos es a través de equipos mecánicos. Para esto se utiliza: Las zarandas, desarenador, limpiadores de lodo y centrífugas. Las zarandas o rumbas constituyen el medio primario para controlar los sólidos y consiste en hacer pasar el fluido por una malla que filtra solamente las partículas que tengan un diámetro menor que los orificios de la malla. Los desarenadores ofrecen un medio mecánico muy eficaz para remover los sólidos nativos y la arena del fluido de perforación y los limpiadores de lodo están diseñados para descartar todas las partículas mayores de 15 micrones.
2.7.5. PÉRDIDA DE CIRCULACIÓN.
Figura Nº 5 Pérdida de circulación
Fuente: (DNH., Dpto. de perforación, 2014)
El pozo fluirá si la presión hidrostática se hace inferior a la presión de la formación, cuando ésta es permeable. Esto presenta la situación sumamente peligrosa de pérdida de circulación en un pozo con surgencia. Si el fluido de la formación invade el lodo se convierte en un reventón subterráneo. La pérdida de circulación puede ser costosa. El costo de materiales para corregir la pérdida de circulación y del reemplazo del lodo puede resultar pequeño cuando se compara con el costo del equipo de perforación mientras se recupera la circulación y se remedian los posibles efectos colaterales.
Para que se pierda lodo hacia la formación se necesitan dos factores:
1. Los orificios de la formación deben ser tres veces más grandes que la mayor de las partículas existentes en el lodo.
Las formaciones que típicamente se caracterizan por tener orificios lo suficientemente grandes como para permitir pérdida de circulación son:
a) Formaciones no consolidadas o sumamente permeables. b) Fracturas naturales.
c) Zonas cavernosas o con cavidades. d) Fracturas inducidas.
Las formaciones no consolidadas, varían en su permeabilidad. Fallas, grietas y fisuras se producen en cualquier formación como resultado de las tensiones de la tierra. Las formaciones cavernosas están asociadas con calizas y formaciones volcánicas. Parecería que la mayoría de los casos de pérdida de circulación ocurre si queda expuesta una formación con grandes orificios. Si este fuera el caso, la pérdida de circulación se produciría siempre a medida que se perfora, en otras palabras en el fondo del pozo. Al perforar las formaciones superficiales, la densidad del lodo puede aumentar debido a la perforación muy rápida. La perforación de la parte superior del pozo implica grandes tamaños del espacio anular y bajas velocidades de lodo. Un aumento en la presión hidrostática debido a esa sobrecarga, combinado con el bajo gradiente de fractura típico de las profundidades someras, puede causar pérdida de circulación.
En resumen para prevenir la pérdida de circulación se debe:
a) Reducir las presiones mecánicas. b) Mantener la densidad mínima del lodo.
c) Mantener la viscosidad y los geles a niveles mínimos. d) Mantener lentos los movimientos de la tubería.
e) Romper geles gradualmente durante la bajada de la tubería.
f) Tomar medidas correctivas contra el embolamiento de la mecha y desprendimiento de lutitas.
g) Seleccionar los puntos de revestimiento en formaciones consolidadas.
Aún cuando se tomen medidas preventivas, no hay ninguna garantía de que no se producirá pérdida de circulación. Una vez que se presenta la pérdida, se deben tomar rápidamente medidas correctivas, para minimizar los efectos colaterales.
2.8 TIPO DE FLUIDOS
Basado en su comportamiento de flujo, los fluidos se pueden clasificar en dos tipos diferentes: newtonianos y no newtonianos.
2.8.1 NEWTONIANOS.
Un fluido newtoniano se caracteriza por cumplir la Ley de Newton, es decir, que existe una relación lineal entre el esfuerzo cortante y la velocidad de deformación en pocas palabras existe proporcionalidad entre el esfuerzo
agua, el aceite, petróleo. La viscosidad de un fluido newtoniano es la pendiente de esta línea de esfuerzo de corte/velocidad de corte.
El esfuerzo de cadencia (esfuerzo requerido para iniciar el flujo) de un fluido newtoniano siempre será cero (0).
Figura Nº 6 Fluido Newtoniano
Fuente: (MI, SWACO, 2014)
Los fluidos newtonianos no suspenderán los recortes y el material densificante bajo condiciones estáticas (No generan un estado de gel). Matemáticamente podemos definir a los fluidos newtonianos dentro de la siguiente ecuación:
2.8.2. NO NEWTONIANOS.
Los Fluidos que no responden a la ecuación anterior, son denominados fluidos no newtonianos. Los lodos de perforación son fluidos no newtonianos y éstos son fluidos complejos que presentan una amplia variedad de relaciones de tensión de velocidad de corte. La gráfica de la relación tensión de corte-velocidad de corte para un fluido dado recibe el nombre de reograma. Entre el reograma de un fluido newtoniano y no newtoniano se observan dos diferencias importantes, primero, la relación está dada por una curva y no por una línea recta, esto quiere decir que la relación de esfuerzo de corte a velocidad de corte no es constante. Segundo, el fluido exhibe una tensión de cedencia, es decir que, para que el fluido empiece a fluir, se debe vencer un cierto grado de resistencia interna. Para describir la viscosidad de un fluido no newtoniano a una velocidad de corte en particular, se usa una “viscosidad efectiva”. La viscosidad efectiva se define como la relación (pendiente) de esfuerzo de corte a velocidad de corte, a una velocidad de corte determinada.
Figura Nº 7 Fluido no Newtoniano
Si observamos la figura, cuando se traza la viscosidad efectiva junto a la curva de esfuerzo de corte-velocidad de corte de un fluido de perforación, podemos observar que los fluidos la disminución de la viscosidad con el esfuerzo de corte. Este aspecto tiene implicaciones muy importantes para los fluidos de perforación, porque nos proporciona lo que más deseamos:
Ø A Altas velocidades (Altas velocidades de corte) en la columna de
perforación y a través de la barrena, el lodo disminuye su viscosidad con el esfuerzo de corte hasta alcanzar valores bajos de viscosidad. Esto reduce la presión de circulación y las pérdidas de presión.
Ø A las velocidades más bajas (velocidades de corte más bajas) dentro del
espacio anular, el lodo tiene una viscosidad más alta que facilita la limpieza del pozo.
2.9. FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS DE
PERFORACIÓN.
Las principales funciones de un fluido de perforación son las siguientes:
2.9.1. REMOVER FORMACIÓN DEL HUECO (MANTENER EL HUECO LIMPIO).
Figura Nº 8 Limpieza del fondo del hoyo
Fuente: (Petroproducción., Dpt. Perforación, 2014)
El cumplimiento de esta función dependerá de los siguientes factores:
Ø Densidad de los ripios o derrumbes.
Ø Tamaño de las partículas a remover.
Ø Forma de la partícula.
Ø Densidad del fluido.
Ø Viscosidad del fluido.
La velocidad anular siempre debe ser mayor que la velocidad de caída de los ripios, ya que de no ser así, las partículas pueden asentarse y causar problemas de puentes, rellenos, arrastre o pega de tuberías.
La velocidad anular se puede calcular de la siguiente manera: Determina la velocidad anular.
𝑉𝑒𝑙𝑜𝑐𝑖𝑑𝑎𝑑( 𝑃𝑖𝑒𝑠 /min.) =!"#$"%!"#"$%&"& !"#$!% (!!"#/!"#) !" !" !"#!$ (!!"/!"#)
Ecuación 8
Para huecos derrumbados, se puede medir el tiempo que tarda una tinta u otro material desde el momento de una conexión hasta que retorna a la zaranda vibradora (shale shaker).
Determina la velocidad anular promedio
Velocidad anular promedio=Tiempo total (min)Prof. − Tiempo de Drill Pipe (min)(pies)
Ecuación 9
viscosidad del lodo, particularmente por el incremento del punto cedente, debe resultar en una mejor limpieza del hoyo.
Cuando la velocidad de asentamiento de las partículas es mayor que la velocidad anular, las partículas tienden a asentarse en el hoyo ocasionando múltiples problemas. Para disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es necesario aumentar la viscosidad del lodo, reflejándose esto en un aumento de presión de funcionamiento de las bombas para mantener un caudal establecido, lo cual produce una alta contrapresión capaz de ocasionar pérdidas de circulación. Es recomendable, que antes de incrementar la viscosidad se consideren todos los posibles problemas que se pueden inducir. Otra forma de disminuir la velocidad de asentamiento de las partículas es mediante el incremento de la densidad del fluido, ya que esto trae como consecuencia un efecto de flotación mayor sobre las partículas.
2.9.2 ENFRIAR Y LUBRICAR LA MECHA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN.
Figura Nº 9 Enfría y Lubrica la broca
Fuente: (Petroproducción., Dpt. Perforación, 2014)
Con el uso cada vez más frecuente de las mechas con cojinetes autolubricados, el efecto de la lubricidad de los lodos se manifiesta principalmente en la fricción de la sarta de perforación con las paredes del hoyo. Se necesita tener una presión adecuada a través de la mecha y el ensamblaje de fondo para mantenerlo limpio, el cual debe tener viscosidad y sólidos apropiados además de agentes lubricantes como: sólidos (arcillas, inertes, etc.), aceites, surfactantes, detergentes y lubricantes para presiones extremas.
2.9.3. PREVENIR EL DERRUMBAMIENTO DE LAS PAREDES DEL HOYO Y CONTROLAR LAS PRESIONES DE LAS FORMACIONES PERFORADAS.
Un buen fluido de perforación debe depositar un revoque que sea liso, delgado, flexible y de baja permeabilidad. Esto ayudará a minimizar los problemas de derrumbes y atascamiento de la tubería, además de consolidar la formación y retardar el paso de fluido hacia la misma, al ejercer una presión sobre las paredes del hoyo abierto.
Los derrumbes pueden ser causados por las siguientes razones:
a) Erosión del hueco debido a alta velocidad anular. b) Formaciones con presiones anormales.
c) Formaciones con buzamientos grandes. d) Formaciones de sales solubles.
e) Reacciones osmóticas en la formación (diferencia en salinidades entre la formación y el fluido).
Figura Nº 10 Previene derrumbes y controla la presión de la formación.
Fuente: (Manuel Dowell, fluids, 2014)
La presión de la formación es la presión que tienen los fluidos en el espacio poroso y puede estimarse usando los gradientes de la formación. La misma se calcula mediante la siguiente ecuación:
Determina la velocidad anular promedio.
Velocidad anular promedio= Prof.(pies)
Tiempo total (min) − Tiempo de Drill Pipe (min)
𝑃𝐹 =𝐺𝑟𝑎𝑑𝑖𝑒𝑛𝑡𝑒 𝑑𝑒 𝑓𝑜𝑟𝑚𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑝𝑠𝑖
𝑝𝑖𝑒𝑠 ∗𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 (𝑝𝑖𝑒𝑠)
Siendo los gradientes normales 0.433 psi / pie para el agua dulce y 0.465 psi/pie para el agua salada. La presión hidrostática es la presión debida a la columna de fluido. La ecuación para el cálculo de presión hidrostática está definida por:
Determina la presión hidrostática.
𝑃𝐻 =0.052 𝑝𝑠𝑖∗𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑝𝑖𝑒𝑠 ∗𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑙𝑜𝑑𝑜 𝑙𝑝𝑔 𝑝𝑖𝑒𝑠∗𝑙𝑝𝑔
Ecuación 11
Cuando la tubería se baja dentro del hoyo, desplaza el fluido de perforación, haciendo que este suba a través del espacio anular entre la sarta de perforación y las paredes del hoyo. Esto es análogo a la circulación del fluido y los cálculos de presión pueden ser obtenidos por medio de las fórmulas descritas anteriormente. El control de las presiones anormales requiere que se agregue al lodo, material de alta gravedad específica, como barita, para aumentar la presión hidrostática.
2.9.4 PROTEGER LA PRODUCTIVIDAD DE LA FORMACIÓN.
A menudo, zonas clasificadas como “Hidrocarburos no comerciales” son
2.9.5 PREVENIR DAÑOS A LA FORMACIÓN.
Además de mantener en sitio y estabilizada la pared del hoyo para prevenir derrumbes; debe elegirse un sistema de lodo que dentro de la economía total del pozo, asegure un mínimo de modificación o alteración sobre las formaciones que se van perforando, no sólo para evitar derrumbes u otros problemas durante la perforación, sino también para minimizar el daño de la formación a producir que puede llevar a costosos tratamientos de reparación o pérdidas de producción.
Figura Nº 11 Formar una buena costra de lodo en la pared del pozo
Fuente: (Petroproducción., Dpt. Perforación, 2014)
2.10. COMPOSICIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
La composición de un fluido de perforación que cumpla con los requerimientos pedidos es determinada por su actuación durante la perforación, si el fluido falla en realizar una función esencial, se puede alterar su composición para cumplir los cambios deseados en las propiedades necesarias para resolver el problema.
2.10.1. COMPOSICIÓN DE UN FLUIDO A BASE DE AGUA
La mayoría de los fluidos de perforación son a base agua se distingue porque la fase continua es el agua en las que se encuentran las arcillas y la barita en suspensión, estos lodos forman un sistema constituido básicamente por las siguientes fases: a) La fase líquida, o agua, b) La fracción coloidal, que es la porción reactiva, c) La fracción inerte, que consiste en arena, material de peso, y d) La fase química.
2.10.1.1. Fase líquida.
2.10.1.2. Fase coloidal o reactiva.
Esta fase está constituida por la arcilla, que será el elemento primario utilizado para darle cuerpo al fluido. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo de la salinidad del agua. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorillonita, y para lodos elaborados con agua salada se utiliza una arcilla especial, cuyo mineral principal es la atapulgita. La viscosidad derivada de una arcilla depende del tipo de arcilla encontrada. Cuando la arcilla se coloca en el agua absorbe agua y se hidrata, algunas arcillas como la ilita y la caolinita absorben agua solamente en su superficie, por lo tanto la hidratación es mínima.
La bentonita (montmorillonita) se expanden en mayor grado en agua dulce debido a la absorción de agua a lo largo y entre las estructuras de las arcillas, este fenómeno se denomina “hinchamiento” a mayor hinchamiento mayor viscosidad. El grado de hinchamiento de la bentonita es disminuido por el aumento de electrolitos en el agua alrededor de las partículas de arcillas, por lo tanto un alto contenido de sal disminuye la viscosidad para una determinada porción de bentonita. Las arcillas de formación pueden ser no-reactivas o pueden contener un alto contenido de bentonita, dependiendo de edad geológica y profundidad. Al entrar en el sistema las arcillas pueden existir en cuatro estados diferentes.
La desfloculación ocurre cuando las fuerzas atractivas entre las partículas han sido neutralizadas por medios químicos o físicos. La atapulgita (arcilla para agua salada), a diferencia de otros tipos de arcillas, se puede usar para viscosificar y desarrollar gelatinosidad en agua con alta concentración de sal. La atapulgita posee una estructura cristalina en forma de aguja que origina viscosidad de acuerdo a una estructura en forma de cepillo, por lo tanto este material no puede ser considerado en las anteriores categorías.
2.10.1.3. Fase inerte.
Esta fase está constituida por el material densificante (barita), el cual es sulfato de bario pulverizado de alta gravedad específica. Los sólidos no deseables como la arena y sólidos de perforación, también se ubican dentro de esta fase. La barita en el fluido es necesaria para aumentar la densidad cuando se requiere
2.10.1.4. Fase química
Está constituida por iones y sustancias en solución tales como dispersantes, emulsificantes, sólidos disueltos, reductores de filtrado, y otras sustancias químicas, que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo requerido por el diseño.
2.11. CLASIFICACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
2.11.1. FLUIDOS A BASE DE AGUA.
Un fluido “inhibido” es aquel cuya base acuosa tiene una composición química que tiende a retardar o eliminar el hinchamiento o dispersión de la lutita y arcillas de formación en el fluido, mediante métodos físicos o químicos.
Los sistemas de fluidos base agua se clasifican por la resistencia a los tipos de contaminantes de la formación y a sus temperaturas, los cuales se van transformando en su formulación debido a la incorporación de flujos como gases, sal, arcillas, yeso, líquidos y sólidos propios de la formación o de aditivos químicos excedidos y degradados.
Figura Nº 12 Fluido a base de agua.
Fuente: (DOWELL SCHLUMBERGER Drilling Fluids, 2014)
2.11.1.1. Lodos a base de agua dulce.
a) Lodos a base de bentonita (CBM = Clay Base Mud).
Estos lodos son los más usados para perforar las secciones superficiales del hueco para formar revoque en las paredes del hueco y prevenir derrumbes y ensanchamientos. Para preparar este tipo de fluido se debe tener en cuenta el agua a usarse. Si el agua disponible es agua “dura”, se debe tratar previamente con “soda ash” para dar mayor rendimiento a la bentonita, 20 sacos de bentonita (100 lb/saco) hacen de 80 a 100 bbls de fluido de más o menos 15 cP. de viscosidad. La velocidad anular en el primer hueco es generalmente baja y la mayoría de las compañías usan suficiente bentonita para dar cuerpo al lodo y remover mejor los cortes de formación. Para preparar este fluido el agua se coloca en los tanques y se circula a través del embudo donde la bentonita es mezclada cuidadosamente a una rata de 2 a 15 minutos por saco. Si se observa grumos y pelotas flotando en la superficie indica que se ha mezclado la bentonita muy rápidamente y se debe usar las escopetas para batir el fluido. Se debe mezclar bentonita hasta que la viscosidad de embudo sea de 30 a 35 seg. Algunas veces se mezcla agua y bentonita y luego se agrega cal, la cal espesa el fluido y se necesita menos bentonita para conseguir la viscosidad deseada.
b) Fluidos naturales.
formación. Así tengamos el peso del fluido en el tanque de succión suficientemente bajo, la carga de ripios del fluido en el anular puede aumentar el peso seriamente si se perfora muy rápido en un hueco grande.
Por ejemplo si se perforan 30 pies de hueco de 12-1/4¨ en un minuto, la rata de circulación es 600 gal /mim y el peso del fluido es de 9.5lb/gal, el peso de los ripios es equivalente a 6.4 libras por cada galón de fluido, lo cual resultaría en un peso de 12.2 lb/gal, con este peso equivale de fluido en el anular es factible que ocurra un pegamiento por presión diferencial o una pérdida de circulación, se debe usar el equipo de control de sólidos .
Se puede reducir el incremento del peso del fluido en el anular debido a los ripios, aumentando la rata de circulación o disminuyendo la rata de perforación.
2.11.1.2. Fluidos tratados con calcio.
Los fluidos que contienen cantidades significantes de calcio, 100 a 1200 ppm, tienden a inhibir el hinchamiento de la lutitas. Esta propiedad es importante para controlar derrumbes de lutitas y ensanchamiento del hueco.
2.11.1.3. Fluidos a base de agua salada.
Los fluidos a base de agua salada son los que contienen sobre 10000 ppm de sal en su composición y que no han sido convertido a otro tipo de lodo como lignosulfonato o a base de cal. Se usan los fluidos salados o a base de agua de mar cuando la fase acuosa contiene una baja concentración sal resultante del uso de agua salada durante la perforación y mantenimiento, de un flujo de agua salada de formación o de pequeñas betas de sal encontradas durante la perforación, cuando se encuentran domos de sal, se debe usar fluidos saturados de sal para prevenir el ensanchamiento del hueco. Se puede subdividir en:
a). Fluidos salados propiamente dichos.
se hace con otros contaminantes, solo se debe ajustar las propiedades para cumplir con las funciones adecuadas.
b). Fluidos a base de agua saturada de sal.
Un fluido saturado de sal requiere ± 125 lbs de sal/Vd. de agua. Los materiales normalmente usados para controlar los lodos a base de agua dulce no son efectivos.
Ø Atapulguita (20 a 25 lbs/bbl)
Ø Asbestos (2 a 5 lbs/bbl)
Ø Polímeros (1 a 5 lbs/bbl)
El ph depende del área y de la preparación inicial del fluido.
2.11.1.4. Fluidos emulsionados (aceite en agua).
El agua formará la fase líquida externa o continua; mientras que el aceite formará la fase interna o discontinua. A este tipo de lodos se les denomina también emulsión o GEOM. Es de primordial importancia que la emulsión sea estable y que no se absorbe “gasoil” libre en la superficie de los tanques. Para lograr dicha estabilidad es necesaria la presencia de agentes emulsionantes. Algunas emulsiones estables dan origen a un filtrado nublado lo cual es debido a la presencia de gotitas de aceite pequeñas y bien dispersas que han penetrado el revoque y el papel filtro. Mejorando las condiciones de revoque se
puede evitar la aparición de “emulsión” en el filtrado. Los mayores beneficios
que se consiguen con el uso de fluidos emulsionados son;
a) Mejorar las condiciones del hueco.
Disminuye el torque de 20 a 50%, disminuye la presión de la bomba debido a que hay menos tendencia a embolamiento, es decir, la mecha y el ensamblaje de fondo son mantenidos limpios. Se observa menos tendencia del hueco a ensancharse, menos derrumbes de lutitas y menos chance de pega de tubería.
b) Aumenta la vida de la mecha.
Los fluidos emulsionados poseen una mejor capacidad de lubricación que los fluidos comunes a base de agua, esta lubricación ayuda a extender la vida útil de los conos de las mechas.
c) Aumenta la rata de penetración.
Al usar fluidos emulsionados se puede observar un aumento en la rata de penetración lo cual resulta de la mejor limpieza, menor embolamiento de la mecha y “drill collars”.
d) Disminuye la rata de filtración
1. La presencia de aceite en el fluido causará una fluorescencia tanto en los núcleos como en los ripios, especialmente si estos no son lavados durante el proceso de su análisis. Esta fluorescencia es obviamente diferente de aquella originada por el petróleo de formación, si el aceite usado en el fluido ha sido previamente refinado.
2. El efecto del aceite sobre las mangueras, gomas y partes de las bombas puede ser minimizado con el uso de gomas sintéticas y que el aceite usado tanga un punto de anilina mayor de 150ºF.
3. El punto de inflamación (flash point) del “gasoil” debe estar por encima de 190ºF.
2.11.1.5. Agentes emulsionantes para los fluidos emulsionados.
Es imposible preparar un lodo emulsionado mezclando simplemente agua y gasoil, por lo tanto se debe tener la presencia de un “emulsionante”. Todos los sólidos de tamaño coloidal de un fluido a base de agua pueden servir como agentes emulsionantes. Estos incluyen bentonita, partículas inertes como barita, colindes orgánico como el almidón y CMC, y los dispersantes orgánicos. La naturaleza y el grado de dispersión de estos sólidos afectan la estabilidad de la emulsión. En la práctica se emplean un gran número de sustancias como agentes emulsionantes como los siguientes:
Ø Adelgazadores orgánicos: Lignitos, quebracho y lignosulfonatos. Estos
materiales desfloculan el fluido básico y actúan además como agentes emulsionantes.
Ø Coloides orgánicos hidratados: almidón y CMC.
Ø Agentes activos de superficie (surfactantes): Aniónicos (jabones,
2.11.1.6. Fluidos surfactantes.
Los fluidos a base de surfactantes se desarrollan principalmente para reemplazar los fluidos tratados con calcio cuando las altas temperaturas empezaron a ser problema. Ahora no son muy usados ya que han sido reemplazados por los fluidos lignosulfonatos.
2.11.2. FLUIDOS A BASE DE ACEITE.
Desde hace mucho tiempo se ha dirigido la atención hacia fluidos especiales para perforar en las zonas productoras ya que los fluidos a base de agua pueden dañar las formaciones esto es debido a que el aceite (petróleo) tiene menor efecto sobre las arcillas y los materiales solubles de la formación. No tiene resistencia gel y por lo tanto su peso no puede ser aumentado. La densidad está limitada a aquella de los crudos disponibles. La viscosidad también está limitada a la que dan los crudos disponibles, aún cuando ésta puede ser encontrada dentro de un rango satisfactorio. Las escalas de filtración son altas y dado que los sólidos no se hidratan no forman una costra satisfactoria en la pared ni reducen la filtración a valores bajos aceptables. Y los crudos frecuentemente contienen fracciones volátiles que les dan un bajo punto de inflamación y crean un serio peligro de incendio. Existen dos tipos de lodos a base de petróleo:
2.11.2.1. Lodos a base de petróleo (Oil Base)
Figura Nº 13 Revoque depositado durante la perforación
Fuente:(DOWELL SCHLUMBERGER, Drilling fluids, 2014)
Se requiere de una pequeña cantidad de agua (2 a 5% en volumen) para controlar las propiedades del lodo, pero en general el agua es considerada como un contaminante.
2.11.2.2. Lodos de emulsión inversa (Invert oil emulsion muds)
También utilizan jabones y, en algunos casos materiales asfálticos. La diferencia principal radica en que el agua, de 10 a 50% en volumen, es agregada intencionalmente para formar la emulsión inversa, las gotitas de agua dispersa en el fluido contribuyen a la capacidad de acarreo de partículas y al control de la filtración estática sin aumentar la viscosidad del aceite en la fase líquida continua del fluido.
Ejemplo de lodos de emulsión inversa son: INVERMUL (Bariod), CARBO-TEC (Milchem) y OIL-FAZE (Magcobar).
a) Composición de los fluidos a base de aceite.
Todos los lodos a base de petróleo presentan aceite (gasoil) como la fase líquida continua. En localizaciones lejanas o inaccesibles puede ser más económico usar el petróleo crudo disponible. A la hora de seleccionar un determinado aceite para la preparación se debe tener pendiente las siguientes consideraciones:
1. Punto de inflamación.- Debe tomarse en cuenta un mínimo de 150ºF. 2. Punto de anilina.- Esta es una indicación del contenido aromático del
aceite y su tendencia a dañar las partes de goma del equipo de perforación se requiere de un mínimo de 150ºF.
