descripcion del contexto el petróleo -...
TRANSCRIPT
6
DESCRIPCION DEL CONTEXTO
El Petróleo
El petróleo es una mezcla en la que coexisten en fase sólida, líquida y gas,
compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por átomos de hidrógeno y pequeñas
proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos
metales, ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía entre
ámbar y negro. La palabra petróleo significa aceite de piedra.
Importancia
La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y
diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para
generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y
diversos lubricantes para maquinaria y vehículos.
La industria petroquímica usa productos derivados de él para hacer plásticos, fibras
sintéticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, hules y agroquímicos. El
petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su
descubrimiento creó riqueza, modernidad, pueblos industriales prósperos y nuevos
empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas (IMP, 1998).
7
Figura 2. Diagrama de los derivados del petróleo
Fuente: IMP (1998)
8
Composición
Dependiendo del número de átomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos que
integran el petróleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan y determinan su
comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes.
Las cadenas lineales de carbono asociadas a hidrógeno constituyen las parafinas; cuando las
cadenas son ramificadas se tienen las isoparafinas; al presentarse dobles uniones entre los
átomos de carbono se forman las olefinas; las moléculas en las que se forman ciclos de
carbono son los naftenos, y cuando estos ciclos presentan dobles uniones alternas (anillo
bencénico) se tiene la familia de los aromáticos.
Además hay hidrocarburos con presencia de azufre, nitrógeno y oxígeno formando familias
bien caracterizadas, y un contenido menor de otros elementos. Al aumentar el peso
molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen verdaderamente complejas y
difíciles de identificar químicamente con precisión. Un ejemplo son los asfáltenos que
forman parte del residuo de la destilación al vacío; estos compuestos además están
presentes como coloides en una suspensión estable que se genera por el agrupamiento
envolvente de las moléculas grandes por otras cada vez menores para constituir un todo
semicontinuo.
Tipos
Son miles los compuestos químicos que constituyen el petróleo, y, entre muchas otras
propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la
temperatura de ebullición). Al calentarse el petróleo, se evaporan preferentemente los
compuestos ligeros (de estructura química sencilla y bajo peso molecular), de tal manera
que conforme aumenta la temperatura, los componentes más pesados van incorporándose al
vapor.
9
Las curvas de destilación TBP (del inglés “true boiling point”, temperatura de ebullición
real) distinguen a los diferentes tipos de petróleo y definen los rendimientos que se pueden
obtener de los productos por separación directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo
Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumétrico de gasolina, en el Maya sólo
se obtiene 15.7%.
La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo con su
densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia
las calidades del crudo) (IMP, 1998).
10
Tabla 1. Clasificación del petróleo de acuerdo a su densidad
Aceite crudo Densidad
( g/ cm3)
Densidad
grados API
Extrapesado >1.0 10.0
Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3
Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1
Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39
Superligero < 0.83 > 39
Fuente: IMP (1998)
11
PEMEX
PEMEX tiene el compromiso de producir hidrocarburos y sus derivados,
transportarlos y comercializarlos, tanto en el mercado nacional como internacional, así
como proporcionar los servicios relacionados con su actividad en forma segura, eficaz y
apegada al marco normativo, con respeto al medio ambiente, con la finalidad de lograr la
satisfacción del cliente e incrementar el valor agregado de la empresa. Para esto, cuenta con
políticas de calidad, buscando ser un proveedor comprometido, confiable y eficiente.
Actualmente, la mayoría de los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos cuenta
con certificaciones en ISO 9001:2000 en procesos particulares o de forma integral que
abarcan las áreas de: producción, transporte, comercialización, planeación, recursos
humanos, mantenimiento, seguridad, suministro, finanzas, contabilidad y costos.
PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:
Petróleos Mexicanos es el responsable de la conducción central y de la dirección
estratégica de la industria petrolera estatal, y de asegurar su integridad y unidad de
acción.
Pemex Exploración y Producción tiene a su cargo la exploración y explotación del
petróleo y el gas natural.
Pemex Refinación produce, distribuye y comercializa combustibles y demás
productos petrolíferos.
Pemex Gas y Petroquímica Básica procesa el gas natural y los líquidos del gas
natural; distribuye y comercializa gas natural y gas LP; y produce y comercializa
productos petroquímicos básicos.
Pemex Petroquímica a través de sus siete empresas filiales (Petroquímica
Camargo, Petroquímica Cangrejera, Petroquímica Cosoleacaque, Petroquímica
Escolín, Petroquímica Morelos, Petroquímica Pajaritos y Petroquímica Tula)
elabora, distribuye y comercializa una amplia gama de productos petroquímicos
secundarios. (www.pemex.com, 2003).
12
Figura 3. Cadena de proceso del petróleo mexicano (PEMEX)
Fuente: www.pemex.com (2003)
13
PEP
PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en términos de producción de crudo, el primero
en producción de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo en
ingresos y los productos que vende son Petróleo crudo (Maya, Istmo y Olmeca) y gas
natural.
Para exportación, en México se preparan tres variedades de petróleo crudo:
Istmo: Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.
Maya: Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.
Olmeca: Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.
El petróleo mexicano es materia prima de calidad que se encuentra presente en toda la
industria nacional e internacional como lo es en transporte, alimentos, fármacos,
fertilizantes, pinturas y textiles (www.pemex.com, 2003).
Mis prácticas fueron realizadas en la Región Sur, sección Comalcalco.
14
Figura 4. Región sur PEMEX
Fuente: PEMEX (2003)
15
Perforación
Después de que el hombre descubrió el petróleo y todas sus diversas propiedades y
aplicaciones, este adquirió un elevado valor comercial. Por esta razón el hombre empezó a
implementar nuevas técnicas de obtención de petróleo.
Toda la ejecución del conjunto de técnicas y procesos con la finalidad de construir pozos
productores (de petróleo, de gas) e inyección (de agua, de vapor), es conocido como el
proceso de perforación.
Sistemas Básicos del Equipo de Perforación
Sistema de Energía o de Potencia: Genera la energía requerida en el sitio y lo
transmite a los diferentes componentes del pozo que necesiten energía para realizar
sus respectivas funciones. Soporta todas las operaciones de la perforación rotatoria,
izaje, circulación, seguridad, iluminación, etc.
Sistema de Izaje: La función del sistema de Izaje es la de proveer un medio para
bajar o levantar sartas de perforación, de revestimiento y otros equipos de sub-suelo.
Sistema Rotatorio: Es uno de los componentes operacionales más importantes de
un pozo de perforación. Su función principal, es hacer rotar la sarta de perforación y
permitir que la mecha perfore un hoyo desde la superficie hasta la profundidad
programada.
Este sistema comprende de 3 componentes básicos: El ensamblaje rotatorio, la
sarta de perforación y la herramienta de corte y/o fractura.
Sistema Preventorio de Seguridad: Constituye uno de los componentes
principales de un pozo, está formado por el conjunto impide reventones, cuya
función principal es controlar mecánicamente una arremetida y evitar que estas se
conviertan en un reventón, es decir previene el flujo incontrolado de fluidos de la
formación hacia el pozo.
Sistema de circulación de fluidos: Hablaré más a detalle de este sistema en el
apartado siguiente, ya que esta es el área de los ingenieros químicos y requiere un
mayor énfasis en el proceso (Robbins R., 2000).
16
Figura 5. Sistemas Básicos del Equipo de Perforación
Fuente: Robbins R. (2000)
17
Fluidos de Control
Comúnmente llamado lodo o lodo químico, es el fluido circulatorio que se utiliza
en el proceso de perforación y terminación de pozos petroleros, formados por una mezcla
de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las
condiciones operativas y características de la formación litológica a perforar. Estos fluidos
están diseñados para cumplir cada una de las funciones específicas para la que fué diseñada.
La estabilización de sus parámetros físico-químicos, así como la variación de los mismos al
contacto con los contaminantes liberados en la formación perforada, son controladas
mediante análisis continuos.
Esta mezcla química de líquidos y/o gases y sólidos circula a través de la sarta de
perforación hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular.
Es una parte clave del proceso de perforación, y el éxito de un programa de perforación
depende de su diseño (Condhuce S. C., 2000).
Funciones del fluido de perforación
1. Mantener controlada la presión de formación
El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presión hacia
“arriba” como si pugnaran por salir a la superficie. A esta presión se le llama presión de
formación. La presión máxima que puede soportar la formación sin llegar a una fractura
de la misma se conoce como presión de fractura. Para realizar con seguridad y facilitar las
operaciones de reparación y terminación de pozos es necesario contrarrestar esa presión de
formación y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presión contraria mediante un
fluido de control, sin sobrepasar la presión de fractura.
A esta presión que ejerce el fluido para equilibrar la presión de formación la llamamos
presión hidrostática. Esta presión depende de dos parámetros: densidad y profundidad.
Densidad: es la masa de un material en relación al volumen que ocupa.
18
La densidad de un fluido es probablemente una de las propiedades más importantes, ya que
gracias a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presión
hidrostática igual o ligeramente mayor que la presión de formación. Algunas partículas se
añaden precisamente para hacerlo más denso y por esto se llaman fluidos densificados.
La profundidad utilizada es la vertical o verdadera del pozo (TVD) y no la que corresponde
a la longitud de la sarta (TMD). Estas profundidades usadas para calcular caídas de
presiones y volumen de cemento.
Para calcular la presión hidrostática se usa la siguiente fórmula:
PH = 0.052 x D x H (psi)
Dónde:
0.052: factor de conversión
D: densidad del fluido, lb/gal
H: profundidad vertical, pies
La primera función o uso del fluido de control es, por tanto, la de lograr el equilibrio entre
la presión de formación y la presión hidrostática (Darley H. 2000).
19
Figura 6. Equilibrio entre presión de formación y presión hidrostática
Fuente: Condhuce S. C. (2000)
20
2. Evitar o minimizar el daño a la formación.
¿Qué pasaría si la presión hidrostática que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor
que la presión de formación que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba?
Indudablemente que entrarían los fluidos dañando la formación disminuyendo el volumen
poroso de la roca y dificultando así posteriormente la explotación eficiente del pozo.
¿Qué haría usted para evitar esto? Por supuesto que sería necesario mantener la presión
hidrostática igual o ligeramente, superior a la presión de formación.
Para mantener el equilibrio es necesario agregar al fluido agentes dispersantes que faciliten
su fluidez y reduzcan así la resistencia evitando la necesidad de provocar un excesivo
aumento de la presión al entrar la sarta al pozo.
Estos agentes dispersantes permiten además la formación de un enjarre en las paredes de la
formación, evitando así también la migración de fluidos a los intervalos en explotación.
Gracias a la fluidez es posible realizar las operaciones, conservando la presión hidrostática
igual o ligeramente mayor que la presión de formación, lo cual permite evitar o minimizar
el daño a la formación.
Además de utilizar en la preparación de los fluidos, materiales químicos que sean
compatibles con la información productora (Condhuce S. C., 2000).
21
Figura 7. Daño a la formación ya que la Presión hidrostática es mayor a la presión
formación.
Fuente: Condhuce S. C. (2000)
22
3. Acarreo de recortes a la superficie
Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que como consecuencia misma de los
trabajos de perforación, mantenimiento y terminación de pozos se producen.
Estos recortes por ser sólidos dentro de un fluido tenderán a caer hacia el fondo atraídos por
la fuerza de gravedad.
¿Cuáles serían las consecuencias si ese material sólido se acumula en el espacio anular
debido a un fluido mal preparado que no los arrastre a su paso hasta la superficie?
Para extraerlos se tendría que aumentar la fuerza o presión del fluido circulante lo que
aumentaría la presión hidrostática, con peligro como ya se dijo de dañar la formación.
Además se originarían fallas en la herramienta de molienda y tubería atrapada, velocidad
reducida de penetración y retrituración de recortes.
Para evitar esto es necesario que el fluido cumpla realmente la función de acarrear a su paso
estos recortes, lo cual se logra gracias a la suficiente densidad y viscosidad que se le da en
su preparación, sin olvidar también cuidar el gasto óptimo de circulación.
El fluido cumple ésta función a través de la viscosidad, la densidad, el punto cedente y la
hidráulica, mediante la velocidad anular (Darley H. 2000).
La viscosidad de un fluido no debería ser más alta que la requerida para lograr una buena
capacidad de transporte y suspensión. Los fluidos con altas viscosidades, particularmente
los bentoníticos, tienden a embolar la mecha, a incrementar la presión y a pegar la tubería,
mientras que los de muy bajas viscosidades tienden acelerar la precipitación de los sólidos.
Además, las altas viscosidades afectan la tasa de penetración al variar el peso aplicado
sobre la mecha por el aumento de la flotabilidad de la sarta de perforación y del ensamblaje
de fondo, y pueden llegar a tener efectos indeseables sobre el control del filtrado y sobre la
eficiencia operacional de los equipos de control de sólidos.
La densidad está relacionada con la flotabilidad del fluido, es decir con la fuerza de
levantamiento generada por la diferencia entre la densidad de los sólidos y la del fluido, de
modo que al aumentar la densidad del fluido aumentan las fuerzas de flotación que actúan
23
sobre los sólidos y por consiguiente aumenta la fuerza que empuja a los sólidos fuera del
hoyo. Por ésta razón los fluidos más densos tienen mayor capacidad de transporte que los
menos densos (Condhuce S. C., 2000).
El punto cedente es la propiedad reológica del fluido que atrapa al sólido en condiciones
dinámicas. Esta propiedad debe mantenerse dentro de un rango de valores que no sean ni
muy altos ni muy bajos, debido a que los altos puntos cedentes influyen en el aumento de
las caídas de presión en el anular y en consecuencia aumentan la densidad equivalente de
circulación (ECD) o peso real del lodo aplicado contra la formación en condiciones
dinámicas. Esto puede originar una pega diferencial o en su defecto fracturar la formación y
causar una pérdida de circulación, que de no controlarse a tiempo, puede convertirse en una
arremetida. En cambio, los puntos cedentes muy bajos causan problemas de sedimentación
e incrementan las posibilidades de una pega de tubería por empaquetamiento (Darley H.
2000).
La velocidad del fluido es función de la velocidad anular, la cual debe ser en todo momento
mayor a la velocidad de caída de los sólidos para que estos puedan ser llevados hasta la
superficie. La diferencia de estas dos velocidades es la velocidad de transporte o
velocidad real a la cual se transportan los sólidos (las velocidades son controladas por
medio de la bomba o bombas). En un pozo vertical se debe cumplir que:
VELOCIDAD DE TRANSPORTE = VELOCIDAD ANULAR -VELOCIDAD DE CAÍDA
4. Suspensión de recortes al detenerse la circulación
¿Qué pasa cuando la circulación del fluido se detiene por algún problema operacional?
Los recortes caerían hacia el fondo del pozo causando un exceso de recortes en el fondo lo
que provocaría una baja en la perforación y posiblemente una pegadura de tubería.
Los técnicos tenían este problema y para resolverlo pensaron, ¿qué tal si al detenerse el
fluido se forma una estructura gelatinosa que detenga los recortes y que al volver a circular
se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente?. Lo lograron añadiendo bentonita o
polímero al fluido. Esta cualidad se define como: Tixotropía.
24
Tixotropía.- Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o
semisólidas cuando están en reposo y que al ser sometidas a un esfuerzo vuelven a su
estado original. Podemos decir entonces que el fluido cumple su función de suspensión de
recortes, gracias al fenómeno físico denominado tixotropía (Condhuce S. C., 2000).
25
Figura 8.Suspensión de recortes.
Fuente: Condhuce S. C. (2000)
26
5. Soporte del peso de la sarta.
Todos hemos observado que cuando alguien se sumerge en una alberca o en una tina, pesa
mucho menos. Si el agua está al borde, al entrar la persona ésta se derrama por supuesto y
si no está al borde ciertamente sube de nivel.
Arquímedes, el sabio griego, al observar este fenómeno sacó una brillante deducción que
según la leyenda le hizo exclamar: ¡Eureka, lo tengo! Actualmente se conoce como
principio de Arquímedes y dice así: “un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un
líquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del líquido desalojado”
Pues bien, este fenómeno ocurre también en nuestro trabajo, al introducir la sarta en el
fluido, esta recibe “un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado” e
indudablemente que el empuje será mayor si el peso del fluido desalojado es mayor debido
a su densidad.
Esto es particularmente importante al aumentar la profundidad, ya que como usted por
experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a más
profundidad, Ahora sabemos cómo y por qué este peso disminuye al introducir la tubería en
el pozo sumergida en cualquier líquido.
En este sentido decimos que los fluidos cumplen la función de dar cierto soporte al peso de
la sarta confirmado por el principio de Arquímedes (Condhuce S. C., 2000).
6. Enfriamiento y lubricación de la barrena de perforación y sarta de trabajo.
¿Qué le pasa a la broca de un taladro cuando usted pretende hacer un orificio y el material
ofrece mucha resistencia? Se calienta claro y, puede ser peligroso si la tocamos antes de
enfriarse.
De forma parecida en las operaciones de molienda, el contacto entre la herramienta
moledora y el material que se está moliendo genera una gran cantidad de calor, llamado
calor de fricción.
Gracias al fluido que pasa por esos puntos de fricción y por esa zona de calor se logra un
enfriamiento. Cuando se trabaja en un equipo perforando, terminándolo o dándole
mantenimiento al pozo, el fluido sale a la superficie muy caliente. El calor de fricción
27
produce temperaturas hasta de 75 ° C o más.
¿Qué beneficios nos reporta esta función de enfriamiento y lubricación que tienen los
fluidos de control? Podemos decir que sus beneficios son cuatro básicamente:
1. Prolongación de la eficiencia de la barrena o molino
2. Disminución de la presión y mejorar el arrastre
3. Una menor presión de bombeo
4. Menor desgaste por fricción en la sarta de trabajo y en la tubería de
revestimiento
Aunque en bajo grado, el fluido de control posee propiedades lubricantes que pueden
incrementarse si se incluyen en su preparación aceites combinados con agentes
emulsificantes o detergentes (Darley H. 2000).
7. Formación de pared (Enjarre).
Algunos fluidos gracias a su viscosidad y sólidos en suspensión, sometidos a una presión,
forman en las paredes de la formación una película protectora llamada enjarre, que sirve de
pared entre el fluido de control y la misma formación.
A medida que la barrena penetra en la formación subterránea, se suprime parte del apoyo
lateral que ofrecen las paredes del pozo a menos que ese sostén sea remplazado por el
fluido de control. Esta pared mejora la estabilidad del pozo ya que brinda mayor soporte a
la formación debilitada por la barrena perforando.
Cuando se perfora una formación que no está consolidada, como en las arenas, se requiere
de un lodo que proporcione un enjarre delgado, pero resistente, sobre las paredes del pozo.
Si se perfora una formación firme y consolidada como lutitas, la densidad del lodo puede
ofrecer un apoyo suficiente. Pero, si la formación es muy firme, como granito o caliza, se
necesita poco sostén por parte del lodo (Condhuce S. C., 2000).
28
8. Proveer un medio adecuado para efectuar operaciones de cable, con líneas de acero
y/o herramientas especiales.
Normalmente las operaciones para perforar, reparar o terminar un pozo se efectúan con
movimiento de tuberías con pesos bastante elevados. Otro tipo de operaciones como:
registro de cable, disparos, desconexiones de tuberías, apertura o cierre de válvulas de
circulación, toma de registros de presión de fondo, etc., son hechos con herramientas que
se introducen al pozo utilizando cable o alambre de acero.
Por lo tanto, es importante mantener la viscosidad y gelatinosidad del fluido en
condiciones, para que la introducción y recuperación de las herramientas operadas con
cable y/o alambre de acero, no encuentren resistencia en el interior de las diferentes tuberías
(Condhuce S. A., 2000).
9. Transmitir potencia hidráulica a la barrena.
El fluido es el medio por el cual se transmite la potencia hidráulica desde la superficie hasta
el fondo del pozo. Esta potencia se puede optimizar mediante un programa hidráulico y
cuyo fin es el de seleccionar el caudal y los chorros de barrena más óptimos para perforar
con la máxima tasa de penetración. Esta optimización está basada en los criterios de
máxima potencia hidráulica y máximo impacto hidráulico.
Los fluidos viscosos y los de mayor densidad, originan mayores pérdidas de presión a
través de todo el sistema de circulación que aquellos fluidos que disminuyen la viscosidad
con el esfuerzo de corte y contienen bajo porcentaje de sólidos. A menor viscosidad, mayor
es la transmisión de la potencia hidráulica de superficie a mecha, porque el fluido ofrece
menos resistencia a fluir. Las propiedades del fluido, particularmente las reológicas, ejercen
influencia considerable sobre la potencia hidráulica y por lo tanto deben mantenerse en
valores aceptables de acuerdo a la densidad del fluido (Condhuce S. C., 2000).
29
10. Controlar la corrosión de la tubería y barrena dentro del pozo.
La sarta de perforación y las tuberías de revestimiento del pozo que están en constante
contacto con el fluido de perforación están propensas a varias formas de corrosión. La
corrosión aumentará conforme disminuye el pH y puede llevar a:
- Roturas de la tubería por chorro erosivo (lavado).
- Fallas en la bomba de lodos.
- Fugas en las líneas de superficie.
El fluido de perforación y terminación además de proteger las superficies metálicas no debe
dañar los componentes de caucho o elastómeros (Darley H. 2000).
Propiedades de los fluidos de control
Siempre que se ejecuten operaciones con los fluidos de control, deben de manejarse y
relacionarse sus propiedades fundamentales:
1. Densidad
2. Viscosidad
3. Punto de cedencia
4. Gelatinosidad (Tixotropía)
5. Filtración
6. Potencial – Hidrógeno (pH)
El desconocimiento y manejo incorrecto de estas propiedades ha ocasionado desde
incremento en tiempo y costo, hasta pérdida de pozos.
30
Densidad
La Densidad de los Fluidos de Control. La densidad de un fluido de control densificado es
mayor que la densidad del agua dulce, porque un volumen de fluido densificado pesa más
que el mismo volumen de agua, ya que además de agua, el fluido densificado contiene otras
partículas que lo hacen más pesado (Condhuce S. C., 2000).
Viscosidad
Viscosidad Aparente (μa) Es la resistencia al flujo de un fluido, causada principalmente
por las fuerzas de atracción de sus partículas y en menor grado por la fricción creada entre
ellas a una determinada velocidad de corte.
Viscosidad Plástica (μp) Es la resistencia al flujo originada por la fricción mecánica,
generada por el rozamiento y concentración de los sólidos entre sí y la viscosidad de la
fase líquida que los rodea.
Esta definición nos permite deducir 2 útiles conclusiones:
A mayor densidad o concentración de sólidos por volumen, la fricción entre las
partículas aumentará por incrementarse el rozamiento entre ellas; y bajo tales
condiciones, la viscosidad plástica, que es una medida de fricción, se incrementará
aumentando también la viscosidad aparente.
Si se disminuye el diámetro o tamaño de las partículas sólidas, también aumentará
la viscosidad plástica, debido a que aumentará el área de superficie de las partículas
y esto incrementará el rozamiento y fricción entre ellas.
Siempre que se pretenda reducir la viscosidad plástica, es necesario disminuir la
concentración de sólidos por medio de aparatos mecánicos, dilución o sedimentación.
Los sólidos que se incorporan a los fluidos de control se clasifican en 2 grupos: Deseables e
Indeseables (Condhuce S. C., 2000).
31
Punto de cedencia (гo)
El punto de cedencia es otro de los componentes de la resistencia al flujo de un fluido. Se
debe a las fuerzas de atracción que existen entre las partículas o sólidos en suspensión.
Estas fuerzas de atracción son una consecuencia de las cargas eléctricas concentradas sobre
la superficie de las partículas.
El valor de esta fuerza de atracción o punto de cedencia, está en función de:
1. El tipo de sólidos y las cargas eléctricas asociados con ellos.
2. La concentración en volumen de sólidos.
3. La concentración iónica de las sales contenidas en la fase líquida.
Un alto punto de cedencia tiene efectos indeseables sobre el control de pérdida del filtrado,
las presiones de circulación y las resistencias de los geles; por lo cual muchas veces es
necesario reducirlos (Condhuce S. C., 2000).
Gelatinosidad
Propiedad que tienen ciertos fluidos de formar estructuras semirrígidas cuando están en
reposo y de recuperar nuevamente su estado original por agitación mecánica.
Técnicamente esta propiedad se denomina tixotropía.
La magnitud y el tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de
control, son de importancia determinante para lograr la suspensión de recortes y de material
densificante, cuando el fluido se encuentra en reposo. Si los geles no tienen suficiente
resistencia, los recortes y el material densificante se precipitarían al fondo.
Gelatinosidad y puntos de cedencia; estas dos propiedades reológicas están en función de la
fuerza de atracción de las partículas. Al disminuir el punto cedente, también se disminuye
la gelatinosidad; sin embargo, un valor bajo de punto de cedencia no será indicativo de que
la gelatinosidad sea cero.
32
Filtración
Es la pérdida de fracción líquida de un fluido hacia la formación, cuando la permeabilidad
de ésta lo permite. La fase líquida puede ser agua o aceite.
La filtración del fluido a la formación se contrarresta mediante la formación de un enjarre
que sirve de medio filtrante y disminuyendo la diferencial de presión entre la columna
hidrostática y la presión de fondo de la formación.
Efectos indeseables: altas velocidades de filtrado siempre producen efectos indeseables que
pueden dañar irreparablemente la formación productora. Estos son, entre otros, hidratación
de lutitas, invasión de filtrado y fricción en el agujero.
Potencial Hidrógeno (pH)
Cuando se prepara un fluido de control base- agua, el conjunto de substancias que se
mezclan para lograr las propiedades de densidad, viscosidad y gelatinosidad que se
requieren, producen reacciones químicas cuyo resultado es un fluido ácido o alcalino, lo
cual influye determinantemente en las propiedades de flujo, en las resistencias de gel, en el
control de corrosión, en el rendimiento de las arcillas y en las pérdidas de filtración.
Se sabe que las substancias alcalinas como cloruro de calcio (CaCI2), reaccionan con el
agua produciendo calor y las substancias ácidas como el cromato de zinc (CrZn) disocian
las moléculas del material con quien entran en contacto.
Por lo cual los fluidos de control que se manejan en los pozos deberán mantenerse en cierto
grado de alcalinidad, pH = 8 a 9.5 (Condhuce S. C., 2000).
33
Figura 9.Escala de acidez y alcalinidad.
Fuente: Condhuce S. C. (2000)
34
Clasificación de Fluidos de Control
Lodos Base Agua:
La mayoría de los fluidos de perforación son de base acuosa y se subdividen en:
1. Agua dulce: Es agua sin sales y sin otros elementos mezclados con ella
VENTAJAS
Fácil manejo.
Facilidad para efectuar operaciones de cable y línea de acero.
DESVENTAJAS
Hidrata fácilmente las lutitas arcillosas dañando a la formación productora, por
lo cual deberá tenerse cuidado con su uso.
Aplicaciones:
Se utiliza como fluido de control en zonas de baja presión ya que como fluido de
limpieza, no tiene propiedades reológicas (Halliburton Company IMCO. 1982).
2. Una base específica de salmuera. Son soluciones de sales con agua. Estos fluidos
causan menos daño a las formaciones productoras. Su uso en las operaciones de
terminación y reparación de pozos es para el control y limpieza de los mismos.
2.1 Salmuera sódica. Es una solución formada por agua dulce y sal en grano
(cloruro de sodio). Su densidad máxima es de 1.19 gr/cm3
VENTAJAS
No dañan la formación ya que son fluidos libres de sólidos
Su costo es muy económico
DESVENTAJAS
Limitaciones en el rango de densidad
Nulo poder de arrastre por no contener sólidos en suspensión
35
Son corrosivos
Son irritantes
Al rebasar el límite de saturación se precipita la sal
Aplicaciones:
a) Se utilizan siempre como fluido de control.
b) Permiten fácilmente la introducción de aparejos de bombeo neumático por
que estos fluidos no tienen sólidos en suspensión.
2.2 Salmuera Cálcica. Es una solución de Cloruro de Calcio en agua. Su densidad
máxima es de 1.39 gr/cm3
VENTAJAS
No dañan las formaciones
Permite efectuar operaciones de conversión de aparejos en los pozos
petroleros
DESVENTAJAS
Son corrosivas
Son irritantes
Al rebasar el límite de saturación se precipita la sal
Aplicaciones: Control y limpieza de pozos especialmente si se mezcla con una
arcilla cálcica (Atapulguita) para darle viscosidad (Halliburton Company IMCO.
1982).
2.3 Salmuera con polímeros y densificantes. Son soluciones con sales a las que se
agregan polímeros para dar viscosidad y gelatinosidad al fluido, así como
densificantes para incrementar el valor de su densidad.
VENTAJAS
Al agregar polímeros se convierte en un fluido de limpieza con gran poder de
arrastre.
36
Al densificarlo puede aumentar su densidad hasta 1.70 gr./cm3
Contienen sólidos en suspensión que no dañan a la formación, ya que son
fácilmente solubles en ácidos.
DESVENTAJAS
Los costos al agregar polímeros aumentan considerablemente.
Son irritantes (sobre todo la salmuera cálcica)
Cuando la temperatura aumenta a 100OC, se degradan causando problemas de
asentamiento.
Causan problemas de generación de espuma
Son corrosivas.
Aplicaciones: Se utilizan en el control y limpieza de pozos. Al utilizar las salmueras
es importante tomar en cuenta que éstas son afectadas por la temperatura. El aumento
de la temperatura disminuye la densidad de las salmueras.
3. Fluido Bentonita-Polímero-Alta Temperatura (Ben-Pol-At). Es una mezcla que
combina la adición de bentonita-polímero en agua dulce, en proporciones específicas que
compensan los efectos adversos que sobre ellos tiene la temperatura de los pozos. Es un
fluido base-agua tratado con sosa para ajustar el pH a nueve, para contrarrestar el efecto
de la temperatura; consta de tres fases que son:
Fase Líquida: Agua
Fase Coloidal: Arcilla – Polímero
Fase Inerte: Sólidos en Suspensión
Características.- En pruebas de campo y laboratorio se ha comprobado que la arcilla
(Bentonita) es la que proporciona estabilidad al polímero, aumentando su tolerancia a las
altas temperaturas evitando la degradación prematura del mismo, esto se logra debido al
efecto de absorción del polímero con las moléculas de arcilla presentes, ya que por la
naturaleza de sus cargas eléctricas se enlazan fácilmente, dando origen a propiedades
reológicas satisfactorias (Halliburton Company IMCO. 1982).
37
Tabla 2. Ventajas y desventajas de fluidos Ben-Pol-At
VENTAJAS DESVENTAJAS
¯ Se densifica con barita hasta 2.35
gr/cm3 controlando la concentración
de arcilla en valores de 35 a 40 kg./
m3.
¯ Soporta altas temperaturas de fondo
(de 160 a 190 oC) aumentando la
eficiencia de la intervenciones, ya que
se obtiene una buena hidráulica de
circulación.
¯ Alta tolerancia a la contaminación con
cemento.
¯ Es de fácil preparación, sustituyendo
las emulsiones costosas y de manejo
difícil.
¯ Elimina el uso de dispersantes como el
lignex y súper caltex. Si fuera
necesario utilizarlos sería en mínima
concentración.
¯ Permite la operación satisfactoria de
herramientas operadas con línea de
acero o cable eléctrico, ya que el
fluido estando en reposo en pozos
profundos, desarrolla geles frágiles.
¯ Filtrado bajo, que forma un enjarre
fino, plástico y permeable que evita la
invasión del agua de filtrado a la
formación productora.
¯ Si por alguna causa se excede la
concentración de arcilla (40 kg/m3), sus
condiciones reológicas se alteran ocasionando
que se formen geles rígidos cuando el fluido
está en reposo.
Fuente: (Halliburton Company IMCO. 1982).
38
Aplicaciones:
Se utiliza normalmente como fluido de control y de limpieza en pozos profundos con
temperaturas de fondo superiores a los 160oC
4.-Fluido Cromolignosulfonato Emulsionado (CLSE). Es un fluido bentoníticos
densificado al que se agregan lignosulfonatos, cromolignitos y diesel como
emulsificante. Es un fluido base – agua - tratado y consta de tres fases:
Fase Líquida : Agua
Fase Coloidal: Arcilla (Coloide es una sustancia cuyas partículas
pueden encontrarse en suspensión en un líquido,
merced al equilibrio coloidal; dichas partículas no
pueden atravesar la membrana semi-permeable de un
osmómetro).
Fase Inerte : Sólidos en Suspensión
Los sólidos es suspensión deseables son la barita y el carbonato de calcio. Los
indeseables son los recortes de cemento, fierro, arena etc.
Debido a la intervención de pozos más profundos y en base a las temperaturas
encontradas es necesario que en las operaciones de terminación de los pozos se utilicen
estos fluidos con cromolignosulfonatos.
VENTAJAS
Se densifica con barita hasta 2.20 gr/cm3 y con carbonato de calcio hasta 1.30
gr/cm3 siendo este producto fácilmente disuelto con tratamiento de ácido
Se emulsiona con diesel al 20 % en volumen sin necesidad de agregar
emulsificantes.
Al perforar cemento, se reología es poco afectada.
Son estables a altas temperaturas y altas presiones.
39
DESVENTAJAS
Costo elevado
Requiere mayor control en su tratamiento
El filtrado es agua, dañando ésta a la formación
Aplicaciones: Normalmente se utiliza como fluido de control y limpieza
Lodo Base de Aceite
Son fluidos en los que la fase continua es el aceite y la fase dispersa o discontinua en el
agua. La ventaja principal de estos fluidos es que la pérdida de filtrado (aceite) no daña la
formación pero su degradación con agua dulce obligará a extremar cuidados en su
mantenimiento.
Por su rango de densidad se utilizan en pozos despresionados, así como en aquellos que
manejan altas presiones.
Ventajas extras:
o Altamente inhibidos.
o Resistentes a contaminaciones.
o Estables a altas temperaturas y presiones.
o De alta lubricidad.
o No corrosivos.
1- Fluidos Base Aceite (Emulsión Inversa). Es una emulsión inversa de aceite y agua.
Para interrelacionar sus fases se requiere agitación vigorosa y un agente emulsificante
(jabón o detergente). La ventaja principal de estos fluidos es que la pérdida de filtrado
(aceite) no daña a la formación; pero su degradación con agua dulce obligará a extremar
cuidados en su mantenimiento (Halliburton Company IMCO. 1982).
40
Tabla 3. Ventajas y desventajas de fluidos Emulsión Inversa
VENTAJAS DESVENTAJAS
¯ Evita dañar la formación por
filtración de agua
¯ Se puede preparar el fluido con
densidad menor que el agua dulce
¯ La viscosidad es fácil de controlar
con diesel y agua
¯ Su densidad es de 0.92 a 2.20
gr/cm3
¯ No se contamina fácilmente con
gas
¯ Su baja gelatinosidad permite el
asentamiento rápido de los recortes
en las presas.
¯ Establece a altas temperaturas por
arriba de los 200º C
¯ Su costo es mayor que el fluido
bentónico
¯ Requiere una atención especial
¯ Se requiere el cambio completo (no
deben mezclarse con otros tipos de
fluidos)
¯ Irritante
Fuente: (Halliburton Company IMCO. 1982).
41
Aplicaciones: Control y limpieza de pozos
2. Baja Densidad FAPX (Emulsión Directa). Su característica principal se debe a la
combinación de líquidos diesel – agua, emulsionados en forma directa y esta particularidad
nos la proporciona el tipo de emulsificantes que se emplea.
VENTAJAS
Permite densidades de 0.81 a 0.92 gr/cm3
Permite altas viscosidades de 70 a 1000 seg M.
A pesar de su alta viscosidad permite establecer excelente bombeo.
No se contamina con cemento
Estable a altas temperaturas hasta 180º C
DESVENTAJAS
No se densifica
Al agregar agua en exceso pierde sus propiedades
Aplicaciones:
Se utiliza en pozos despresionados con fluido de control y limpieza, además de servir como
fluido transportador de sal de grano, para el control de pérdida de circulación en
yacimientos despresionados con una relación de 80/20 de aceite y agua dulce
respectivamente y se le conoce como (fluido FAPX – SAL en grano) (Protexa S.A. de C. V.
1980)
42
Figura 10. Clasificación de fluidos.
Fuente: Condhuce S. C. (2000)
41
El Sistema Circulante de fluidos de Control
Es uno de los componentes principales de un pozo. Su principal función es servir de
soporte al sistema de rotación al proveer el equipo, los materiales y las áreas de trabajo para
preparar y mantener y revisar el eje principal de la perforación rotatoria como es el fluido
de perforación. También cumple como agente de seguridad ante emanaciones de gas a altas
presiones (De la Torre E. 1981)
1- TANQUES O PRESAS DE LODO
Son los tanques o presas integrados al sistema de circulación. Normalmente utilizan tres
presas intercomunicados con capacidad de almacenamiento total de 1200 barriles (pozos
medianos y profundos).
Presa de recuperación: Es la presa que recibe la descarga de lodo saliente del
pozo. Esta presa sirve como soporte para el control de sólidos. Se encuentra
conectado a la presa química.
Presa química: En esta presa se añaden los aditivos químicos para aumentar o
disminuir los parámetros preestablecidos.
Sobre las presas se encuentran ubicadas unas tolbas (conos) que son las que permiten añadir
los compuestos necesarios con mayor seguridad. Debajo de las tolbas pasa lodo a gran
velocidad, impulsada por una bomba centrifuga, causando un efecto de vacío lo que permite
que la tolba se vacíe con mayor rapidez y además genera una mejor interacción entre lodo y
aditivo. Junto a la presa química se encuentra la bodega de químicos, que es el lugar donde
se resguardan todos los aditivos para el lodo.
También cuentan con aditivos depositados en sus propios contenedores, debido a que se
compran en grandes cantidades y para facilitar su manejo se guardan en tanques especiales;
estos tienen su propio sistema de descarga directo al tanque químico (De la Torre E. 1981)
42
Figura 11. Sistema Circulante de fluidos de control (1).
Fuente: Schlumberger (1999)
43
Figura 12. Sistema Circulante de fluidos de control (2).
Fuente: Morillon J. R. (2008)
44
Figura 13. Presa de lodos y sus dispositivos.
Fuente: Schlumberger (1997)
45
Presa de succión o Bachera: En esta presa se preparan los baches. Esta presa se
encuentra conectada a las bombas por ello también se le denomina tanque de
succión.
Los baches son preparados en un tanque preparador que se encuentra sobre la presa,
después se vierte en la Bachera y se manda al pozo.
Presas de reserva: Están diseñadas para guardar lodo de reserva en caso de alguna
pérdida grande.
Todas las presas tienen accesorios necesarios para realizar todas sus funciones, excepto las
de reserva:
Agitadores: Baten el lodo para evitar que los sólidos caigan al fondo y mantener
uniforme las propiedades del lodo.
Medidor de volumen electrónico: Se encargan de la medición de volúmenes en
presas y se monitorea en una cabina de registros.
Bombas centrifugas: La función de estas bombas, de presión de expulsión baja y
volúmenes pequeños, es mantener el tubo de succión lleno ya que la bomba en
ocasiones succiona muy rápido y vacía el tubo. También se usa para la tolba ya que
permite el desplazamiento de los aditivos.
2- LINEA DE SUCCION
3- BOMBA TRIPLEX
Se considera al lodo como la sangre del pozo y a la bomba como el corazón del pozo.
Son las encargadas de hacer cumplir el ciclo de circulación del lodo, desde que la
succionan de la presa respectiva, hasta que el fluido retorna al extremo opuesto de la presa
de succión después de pasar por el interior de las tuberías y los espacios anulares
respectivos.
46
Una bomba triplex básica consiste en 3 pistones que hacen un movimiento recíproco
dentro de un cilindro cada uno y de acción simple.
El tamaño de los pistones (y de las camisas en que se mueven) afecta el caudal (tasa de
bombeo o gasto) y la presión máxima que pueda alcanzar la bomba. Camisas y pistones
grandes producen grandes volúmenes a bajas presiones, y camisas y pistones pequeños
producen volúmenes pequeños a altas presiones (Schlumberger, 1997).
Ventajas de bombas triplex de acción simple sobre bombas duplex de doble acción
Son 30% más ligeras que las duplex
Mantenimiento más sencillo
Económicas
Facilidad de control de fluidos
Descarga el lodo más suavemente
Grandes volúmenes a grandes presiones
Alta velocidad
47
Figura 14. Bomba de Pistón Triplex.
Fuente: Schlumberger (1997)
48
Con camisas de 5 pulgadas
1100 Gal./min. o 4000 lt/min.
7000 PSI o 50000 kilopascales
La bomba tiene 2 amortiguadores, uno en la línea de succión y otro en la línea de descarga
y se encargan de absorber los golpes de presión en la descarga de la bomba debido al
pistoneo y en la de succión debido al vacío. Permite así una entrega volumétrica suave y a
la vez que disminuye las vibraciones
La cámara de amortiguación se pre-carga con Nitrógeno contenido en un diafragma
(Schlumberger, 1997).
4- LINEA DE DESCARGA
Manguera que empieza en la bomba hasta el tubo vertical (Stan Pipe, tubería roja)
5- TUBO VERTICAL O STAN PIPE
Es un tubo que sirve de enlace entre la línea de flujo proveniente de las bombas, la cual
termina en un múltiple de válvulas situado comúnmente en el piso de la mesa y la
manguera de lodo. Su nombre deriva del hecho de que se encuentra adosado verticalmente
a la estructura.
6- MANGUERA DE KELLY
Se utiliza para conectar el extremo superior del Stan Pipe con la unión giratoria.
7- UNION ROTATORIA
Forma parte tanto del sistema de circulación como del rotatorio.
8- KELLY
Al igual que la unión giratoria, es componente de los sistemas de circulación y rotatorio
49
Sarta de perforación: Es el conjunto de tuberías necesarias para rotar la barrena y aplicar
peso sobre ella para poder penetrar la corteza terrestre y circular fluidos hasta el fondo del
pozo, para poder sacar hasta la superficie los recortes generados. Entre los componentes de
la sarta se encuentran los siguientes:
9-TUBERIA DE PERFORACION
10-LASTRABARRENA
11-BARRENA
12- ESPACIO ANULAR:
Son los diferentes espacios entre el hoyo perforado o la pared interna del revestidor y la
sarta de perforación, desde el fondo hasta el cabezal del pozo.
13- LINEA DE FLOTE O DE FLUJO
Es el conducto que sirve de comunicación entre el cabezal de pozo y las presas activas de
lodo.
14- CONTROL DE SÓLIDOS
Son los equipos encargados de limpiar y acondicionar el fluido de perforación, eliminando
sólidos y gases indeseables que se han incorporado durante la perforación antes de ser
inyectado nuevamente al pozo.
50
Figura 15. Recorrido del fluido a través del mástil.
Fuente: Schlumberger (1997)
51
Distribuidor: comúnmente llamado “pulpo”, es una pequeña pileta en donde se
descarga el lodo por la línea de flote. Tiene 5 válvulas de las cuales 4 van a las
temblorinas y la otra es la línea de by pass. Por lo general solo 2 de las válvulas
permanecen abiertas ya que se trabaja únicamente con 2 temblorinas.
Temblorinas: Son agitadores encargados de la primera fase de remoción de sólidos.
En ellos se descargan los sólidos de tamaños mayores (150 micras). Su funcionamiento
es muy sencillo consta de una mesa con una ligera inclinación que tiene una malla, que
cubre la superficie, que se somete a vibraciones, causando así que los sólidos
permanezcan atrapaos en las mallas mientras que los líquidos pasan por la malla,
depositándose en la trampa de arena. La canasta se mueve circularmente uniforme.
Existen diversos tipos de mallas, que se miden de acuerdo a la escala de March, la cual
indica que una malla March 40, contiene 40 agujeros por plagada lineal. Las mallas serán
seleccionadas de acuerdo al tipo de barrena utilizada y a la etapa de perforación.
Trampa de arena: Su función es la de servir de asentamiento a las partículas sólidas,
que pasan a través de las mallas instaladas en las Temblorinas. Dado que es un
compartimiento de asentamiento por gravedad, no debe ser agitado y debe tener control
de drenado de apertura y cierre rápido, de tal forma que los sólidos asentados puedan ser
descartados con mínimas perdidas de lodo.
52
Figura 16.Temblorina y trampa de arena.
Fuente: Schlumberger (1997)
53
Figura 17.Principio de la Trampa de arena.
Fuente: Darley H. (2000)
54
Mud Cleaner (Desarenador y Desarcillador):
Principio del hidrociclón: El fluido con sólidos entra por un orificio lateral, dentro del cono
existe un movimiento de ciclón, se produce un efecto de remolino, haciendo que los sólidos
se vayan a alrededor, provocando que en el centro haya bajas presiones lo que causa una
succión del lodo por la parte de arriba. El sólido se desliza por las paredes y cae por
gravedad, saliendo por la parte de abajo.
Entre más pequeño sean los conos, menores serán las partículas que remueva. Existen 2
dispositivos que utilizan este principio:
Desarenador: Separan sólidos entre 50 y 80 micrones.
Desarcillador: Separan sólidos entre 20 y 40 micrones.
El “Mud Cleaner” o limpiador de lodo es básicamente una combinación de tres
equipos en uno: desarenador, desarcillador y temblorin colocados encima de una malla fina
y de alta vibración.
El sistema remueve los sólidos perforados primero a través de los hidrociclones
(desarenador y desarcillador) y posteriormente procesando la descarga de los conos sobre
una malla vibradora de fino tamizado.
Se usa cuando hay poca disponibilidad de espacio en la unidad de perforación para el
montaje de los equipos individuales.
Centrífuga: Este equipo gira a gran velocidad lo que provoca una fuerza centrífuga,
lanzando a los sólidos a los laterales de la centrifuga y por medio de un tornillo que gira
en dirección opuesta a la centrífuga se logra extraer el lodo.
Se encarga de extraer partículas muy pequeñas que van desde 2 a 5 micrones. Debido a
que algunos aditivos (sólidos deseables) tienen esa magnitud, son removidos por estos
equipos, por ello se designan 2 centrífugas, una de alta velocidad y otra de baja
velocidad. Las de baja velocidad solamente libera barita (aditivo que le da densidad al
lodo), es recolectado y reciclado en la presa química. La de alta velocidad sirve para
extraer partículas muy pequeñas e indeseables (Schlumberger, 1997).
55
Desgasificador: Su función es la extracción del gas, ya que el exceso de gas en el lodo
provoca lo siguiente:
Reduce la densidad del lodo
Reduce la eficiencia volumétrica de la bomba
Disminuye la presión hidrostática de la columna de fluido
Aumenta el volumen del fluido de perforación
Gran cantidad del gas es removido del lodo por medio del temblorin, pero por medio del
desgasificador se eliminan completamente. El lodo entra por la parte superior y se vierte
sobre placas desviadoras, es decir un esparcidor lo que facilita el escape del gas ya que
aumenta el área superficial. También existe un vacío dentro del desgasificador, causado por
una bomba de vacío, esto aumenta el flujo de gas del lodo.
56
Figura 18. Principio del hidrociclón.
Fuente: Schlumberger (1997)
57
Figura 19. Principio de la centrifugación.
Fuente: Schlumberger (1997)
58
Figura 20. Principio del Desgasificador.
Fuente: Schlumberger (1997)
59
Figura 21. Diagrama del sistema de control de sólidos.
Fuente: M-I. (2001)
60
Instrumentación en el proceso
El sistema de fluidos de control consta de ciertos dispositivos que miden los parámetros
más importantes del proceso.
Medidores de volumen: Ubicados en los tanques o presas de lodos, estos
dispositivos miden los niveles de altura dentro de los tanques, para que a su vez se
determinen los volúmenes dentro de los tanques. El medidor debe tener programada
la altura del tanque con anterioridad, y consta de un flotador colgado de un cable de
la misma altura del tanque, cuando el nivel sube o baja, el cable reduce o aumenta
su longitud y con una simple resta se determina su nivel.
Medidores de temperatura: Dos se encuentran ubicados en el “Stan-Pipe” y otro
más en la salida del espacio anular, se basan en el hecho de que una corriente del
orden de mili voltios fluye en un circuito continúo de dos alambres metálicos
diferentes. La señal varía con la temperatura. Las termocuplas de hierro, son
comúnmente usadas en el rango de temperatura de 0 a 1300 °F.
Medidores de flujo: Dos se encuentran ubicados en el “Stan-Pipe” y otro más en la
salida del espacio anular. Opera bajo el siguiente principio, cuando un fluido en
movimiento es obligado a pararse debido a que se encuentra un objeto estacionario,
se genera una presión mayor que la presión de la corriente del fluido. La magnitud
de esta presión incrementada se relaciona con la velocidad del fluido en
movimiento. El tubo Pitot, es un tubo hueco puesto de tal forma que los extremos
abiertos apuntan directamente a la corriente del fluido. La presión en la punta
provoca que se soporte una columna del fluido. El fluido dentro de la punta
estancado es llamado punto de estancamiento. Solo se requiere la diferencia entre la
presión estática y la presión de estancamiento para calcular la velocidad, que en
forma simultánea se mide con el tubo Pitot estático.
61
Figura 22. Medidor de volumen.
Fuente: Schlumberger (1997)
62
Figura 23.Medidor de temperatura.
Fuente: Perry y Chilton, (1984)
63
Figura 24.Medidor de Flujo.
Fuente: Perry y Chilton, (1984)
64
Medidores de presión: Dos se encuentran ubicados en el “Stan-Pipe” y otro más en
la salida del espacio anular. Consisten en un conjunto de fuelle y muelle opuesto a
un fuelle sellado al vacío absoluto. El movimiento resultante de la unión de los dos
fuelles equivale a la presión absoluta del fluido. El material empleado para los
fuelles es latón o acero inoxidable. Se utilizan para la medida exacta y el control
preciso de bajas presiones, a las que puedan afectar las variaciones en la presión
atmosférica. En la medida de presiones de fluidos corrosivos pueden emplearse
elementos primarios elásticos con materiales especiales en contacto directo con el
fluido. Sin embargo, en la mayoría de la medida de presiones de fluidos corrosivos
pueden emplearse elementos primarios elásticos con materiales especiales en
contacto directo con el fluido.
Sin embargo, en la mayoría de los casos es más económico utilizar un fluido de
sello cuando el fluido es altamente viscoso y obtura el elemento (tubo Bourdon, por
ejemplo), o bien, cuando la temperatura del proceso es demasiado alta.
El papel de estos dispositivos juega un papel sumamente importante en el sistema de
control de seguridad dentro del proceso. El medidor que se encuentra ubicado sobre
el espacio anular es el que determina la presión de salida del pozo, y si esta ejerce
una presión mayor a la estimada dentro de los rangos, el sistema de seguridad
ubicado sobre el pozo, se cierra inmediatamente para evitar reventones o pérdidas
de hidrocarburos.
65
Figura 25.Medidores de Presión.
Fuente: Perry y Chilton, (1984)
66
Válvulas de compuerta.
La válvula de compuerta es de vueltas múltiples, en la cual se cierra el orificio con
un disco vertical de cara plana que se desliza en ángulos rectos sobre el asiento.
Ubicadas en muchas posiciones de la tubería por cuestiones de seguridad.
Recomendada para
Servicio con apertura total o cierre total, sin estrangulación.
Para uso poco frecuente.
Para resistencia mínima a la circulación.
Para mínimas cantidades de fluido o liquido atrapado en la tubería.
Aplicaciones
Servicio general, aceites y petróleo, gas, aire, pastas semilíquidas, líquidos
espesos, vapor, gases y líquidos no condensables, líquidos corrosivos.
67
Figura 26.Válvula de compuerta.
Fuente: Perry y Chilton, (1984)