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CARLOS A. ROJAS M
FLUIDOS DE PERFORACION
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1. INTRODUCCIÓN Proceso de Perforación: La perforación consiste en la aplicación de un conjunto de técnicas y
procesos, con la finalidad de construir pozos, sean productores (de petróleo y gas) o inyectores (de
agua y vapor). El objetivo de una perforación es generar el menor daño posible al pozo, dentro del
margen económico pre-establecido y cumpliendo con las normas de seguridad y ambiente. Los
pozos se clasifican según su trayectoria en verticales, horizontales, y según su propósito en
exploratorio, delineador y productor.
La perforación se lleva a cabo con un taladro de perforación el cual consta de manera muy
general de los sistemas:
? El sistema de Levantamiento
? El sistema de Potencia
? El sistema de Seguridad
? El sistema de Rotación y
? El sistema de Circulación que es el componente fundamental por donde pasa el fluido
de perforación.
Sistema de Circulación: Es uno de los componentes principales de un taladro. Su principal función
es servir de soporte al sistema de rotación en la perforación de un pozo, proveyendo los equipos,
materiales y áreas de trabajos necesarios para preparar, mantener y revisar el eje principal de la
perforación, el Fluido de Perforación.
PARTES DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN:
? Tanques: Permiten la preparación, almacenamiento y acondicionamiento del fluido de
perforación, permiten la succión del fluido mediante las bombas.
? Bombas: Trasmiten energía al fluido de perforación.
? Conexiones Superficiales: Permiten conectar la bomba con la sarta de perforación. Están
constituidas por el tubo vertical, la manguera de perforación, la unión giratoria y el cuadrante.
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? Sarta de Perforación: Conecta la superficie con el fondo del pozo, permitiendo la penetración y
profundización del mismo. Está constituida principalmente por la tubería de perforación, la
tubería pesada, las barras y la mecha de perforación.
? Espacio Anular: A través de este regresan a la superficie el fluido de perforación y los cortes
de formación que produce la mecha.
? Equipos de Control de Sólidos: Permite sacar del sistema los cortes de la mecha que
regresan a la superficie junto con el fluido. Esta constituido por principalmente por las Zarandas,
el Desarenador, Deslimador y la Centrifuga.
Presión Hidrostática y Columna de Fluido: Todos los fluidos ejercen presión debido a dos
factores: su densidad, expresada como la relación peso/volumen, dada principalmente en
libras/galón (ppg) y la altura de la columna de fluido. Así la presión es la fuerza ejercida sobre una
unidad de área, expresada para nuestros efectos de cálculo como libras por cada pulgada cuadrada
o psi (pounds per square inch) pudiendo ser también expresada como un gradiente: psi/pie. Es así
que una densidad puede ser expresada como un gradiente de presión y viceversa, aquí aparece el
factor 0.052 (en el sistema inglés). Este valor resulta de la siguiente concepción:
Tomando un cubo con longitud de 1 pie, lleno de fluido, poseería 7.48 galones y si este fluido
tuviera una densidad de 1 ppg, concluiríamos que el peso total del fluido es 7.48 libras o 7.48
libras/pie2, que sería obviamente el área en la que se apoya el cubo; y si un pie cuadrado es igual a
tener 144 pulgadas cuadradas, este peso expresado en libras/pulg2 sería:
7.48 libras/pie2 ÷ 144 pulgadas2/pie2 = 0.05194 ˜ 0.052 libras/pulgada 2
Es decir: 0.052 libras/pulgada2 por cada pie de altura que tenga la columna de fluido, de modo
que la fórmula para calcular el gradiente de presión de un fluido sería:
Gradiente de Presión = 0.052 x densidad del fluido
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Así el gradiente de presión de un fluido con una
densidad de 10,5 ppg, será:
Gradiente de Presión = 0.052 x 10.5 = 0.546
psi/pie
La presión hidrostática de un fluido es la presión
total generada por una columna de fluido cuando
se encuentra quieto, actuando a cierta
profundidad (vertical) del wellbore y se calcula:
Phidrostática = gradiente x profundidadTVD
O lo mismo que:
Phidrostática = 0.052 x densidad x profundidadTVD
Vale la pena aclarar que la profundidad a considerar para calcular presiones hidrostáticas es la
longitud vertical del pozo, conocida como la TVD (True Vertical Depth) que no debe ser confundida
con la MD (Measured Depth) que es la longitud axial del pozo y que es tanto mayor que la longitud
vertical cuanto más desviado se encuentre el pozo.
Si requerimos saber la presión que ejerce un fluido de densidad 10.5 ppg en el fondo de un
pozo que tiene una MD de 6,750 pies y una TVD de 6,500 pies el cálculo sería entonces:
Phidrostática = 0.052 x 10.5 x 6,500
Phidrostática = 3,549 psi
Figura 2 Gradiente de Presión
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2. FLUIDOS DE PERFORACIÓN 2.1. Definición: A medida que progresa la perforación de un pozo petrolífero se debe retirar del
fondo los fragmentos de roca, cortados por la barrena. Este trabajo lo realizan los fluidos de
perforación.
Se bombea por dentro de la tubería de perforación un líquido con características físico –
químicas definidas, el cual por la presión a la que es sometido sale por los orificios laterales de la
barrena y regresa a la superficie por el espacio anular libre entre la tubería de perforación y las
paredes del hoyo.
El fluido de perforación o fluido como comúnmente se le llama es un fluido, de características
físico – químicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y
aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico (ambientalmente amigable), corrosivo
ni inflamable pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además, estable
a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y
debe ser inmune al desarrollo de bacterias.
Las propiedades del Fluido deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad
del especialista en fluidos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los
ajustes necesarios.
2.2. Funciones de los Fluidos de Perforación
El propósito fundamental del fluido es ayudar a hacer rápida y segura la perforación, mediante el
cumplimiento de ciertas funciones:
? SUSPENSIÓN DE PARTÍCULAS CUANDO SE DETIENE LA CIRCULACIÓN: Cuando se
detiene la perforación, los recortes suspendidos en el fluido pueden caer al fondo del pozo,
atascando la mecha. Los fluidos de perforación están diseñados para evitar que los sólidos
decanten.
? CONTROL DE PRESIONES SUBTERRÁNEAS: El agua, el gas y el petróleo que se encuentran
en el subsuelo están bajo gran presión. Esta presión debe ser sobre balanceada para evitar un
flujo incontrolado de esos fluidos de formación en el interior del pozo. El control se logra
manteniendo una presión hidrostática suficiente en el anular. La presión hidrostática es
directamente proporcional a la densidad del fluido y a la altura de la columna del fluido. pozo.
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? TRANSPORTE DE RECORTES DE PERFORACION: Los recortes y los derrumbes son más
pesados que el fluido. Por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo del fluido en el anular los
empuja hacia ARRIBA, están sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer
hacia el fondo del pozo. La velocidad con las que esas partículas caen a través del fluido fluente
depende principalmente de la densidad y viscosidad del fluido y del tamaño, forma y densidad
de las partículas.
? ENFRIAMIENTO Y LUBRICACIÓN DE LA BARRENA Y LA SARTA DE PERFORACIÓN: La
fricción originada por el contacto de la barrena y la sarta de perforación con las formaciones,
genera calor. El fluido debe absorber ese calor y conducirlo hacia la superficie. Cualquier fluido
líquido desempeñará esa función al circular.
El fluido de perforación también ejerce un efecto lubricante para la barrena, para la sarta y el
revestimiento durante el proceso de perforación. A veces se añaden materiales especiales al
fluido para mejorar sus propiedades lubricantes.
? CUBRIR LA PARED DEL HOYO CON UN REVOQUE LISO, DELGADO, FLEXIBLE E
IMPERMEABLE: El revoque que posee estas características ayuda a minimizar los problemas
de derrumbes y atascamiento de la tubería o su adhesión a la pared del hoyo. Este tipo de
revoque protege la formación de la invasión de fluido y a su vez ayuda a las operaciones de
perforación.
? SOPORTAR, POR FLOTACIÓN, PARTE DEL PESO DE LA SARTA DE PERFORACIÓN Y DE
LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO, DURANTE SU INSERCIÓN EN EL HOYO: El peso de la
sarta de perforación y de la tubería de revestimiento en el fluido , es igual a su peso en el aire
multiplicado por el factor de flotación. A medida que aumenta el peso del fluido disminuye el
peso de la tubería. La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de
flotación, lo que reduce su peso, ejerciendo menor esfuerzo en el mecanismo de perforación.
? MANTENER EN SITIO Y ESTABILIZADA LA PARED DEL HOYO, EVITANDO DERRUMBES:
Además de estabilizar la pared del hoyo para evitar derrumbes, el fluido debe ofrecer máxima
protección para no dañar ninguna formación productiva durante la perforación. Es prioritario
mantener estable la formación de roca expuesta mientras se evita la pérdida de fluido de
perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por encima de la presión de fluido
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del poro de la formación, hay una tendencia natural a que el fluido penetre la roca permeable en
la formación.
? TRANSMISIÓN DE ENERGÍA HIDRÁULICA: Durante la circulación, el fluido es expulsado a
través de las boquillas de la barrena a gran velocidad. Esta fuerza hidráulica hace que la
superficie por debajo de la barrena este libre de recortes. Si no se remueven de allí los recortes,
estos son pretriturados por la barrena lo que reduce la velocidad de penetración. La remoción
eficiente de los recortes que se forman en la superficie de la barrena depende de las
propiedades físicas del fluido y de su velocidad al salir por las boquillas.
? MEDIO PARA PERFILAJES DE CABLE: Si bien el fluido perturba las características originales
de las formaciones, su presencia es necesaria para realizar muchos de los perfiles de cable que
se emplean para la evaluación de la formación. La utilización de esos perfiles requiere que el
fluido sea buen conductor de la electricidad y que presente propiedades eléctricas diferentes de
las de los fluidos de la formación.
Además de las funciones mencionadas, el fluido de perforación debe ser de minimizar los
siguientes efectos Colaterales:
? Daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas.
? Corrosión de la sarta y del revestimiento.
? Reducción de la velocidad de penetración.
? Problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación.
? Pérdida de circulación.
? Pegamiento de la sarta contra las paredes del pozo.
? Erosión de la superficie interna del pozo.
? Desgaste de las partes de las bombas.
? Contaminación con las lechadas de cemento.
? Contaminación del ambiente natural.
2.3. Componentes Principales de un Fluido de Perforación: La composición de los fluidos
dependerá de las exigencias de cada operación de perforación en particular. La perforación debe
hacerse atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez, pueden requerir diferentes tipos
de fluidos. Por consiguiente, es lógico esperar que varias mejoras sean necesarias efectuarle al
fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida que la perforación se
hace cada vez mas profunda en búsqueda de petróleo.
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Los fluidos de perforación son de base acuosa, y base aceite donde la fase continua es el agua
y aceite respectivamente. Sin embargo, en términos generales, los fluidos de perforación se
componen de dos fases: liquida y sólida.
2.3.1. Fase Líquida
? AGUA DULCE: El agua es un fluido newtoniano ideal para perforar zonas de bajas
presiones. Es económica, abundante, no requiere tratamiento químico, provee el mejor
líquido en el uso de los métodos de evaluación de formaciones y resulta mejor dispersante
químico para controlar sólidos por dilución.
? AGUA SALADA: Generalmente se usan fluidos parcialmente saturados de sal cuando se
perfora costa afuera debido a la abundancia de agua salada. El agua de mar contiene
aproximadamente 19000 mg/L de Cl-, 400 mg/L de Ca+ 2 y 1300 mg/L de Mg+ 2.
? ACEITE: El aceite se puede usar en fase continua para:
? Mejorar la estabilidad del hoyo y mantiene las arcillas reactivas, inertes.
? Minimizar el atascamiento de la tubería, mayor lubricidad.
? Perforar zonas de altas temperaturas.
? Es reutilizable.
En la fase dispersa se usa para:
? Mejorar la lubricidad del fluido. Esto es posible siempre y cuando el aceite permanezca
suspendido en forma de pequeñas gotas.
? Disminuir el filtrado API. En este caso el aceite deberá estar completamente
emulsionado.
? Minimiza los problemas de torque y arrastre.
? Aporta estabilidad térmica a los fluidos base agua.
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2.3.2. Fase Sólida ? SÓLIDOS INERTES DESEABLES: Son sólidos no reactivos de alta gravedad específica
que sirven para darle peso al fluido, tales como: sulfato de bario (Baritina), óxido de hierro
(Hematita), sulfuro de plomo (Galena), Carbonato de Calcio.
? SÓLIDOS INERTES INDESEABLES: Son sólidos perforados como arena, caliza, sílice,
dolomita. Es te tipo de sólido debe ser removido del fluido tan pronto y eficientemente como
sea posible.
? SÓLIDOS REACTIVOS: Son sólidos arcillosos que poseen cargas eléctricas. Se pueden
agregar al fluido o ser incorporados de la formación. Entre los agregados están los
comerciales (Bentonita) y entre los incorporados las arcillas de formación tipo gumbo.
3. TIPOS DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Los diferentes sistemas de fluidos de perforación, se deben para cumplir con el objetivo de las
operaciones de perforación minimizando los problemas operacionales relacionados al fluido de
perforación y a su vez disminuyendo el daño a la formación con la finalidad de obtener la máxima
productividad del pozo. Por otro lado los sistemas de Petrosema están formulados con productos de
alta calidad y amigables al medio ambiente.
3.1. FLUIDO DISPERSO Es un sistema disperso para perforar zonas no productoras con alto contenido
de arcillas. El rango de temperatura es de hasta 180 ºF.
FORMULACION DEL FLUIDO DISPERSO Producto Descripción Concentración (lpb) Bentonita Viscosificante 5,0 – 7,5 NaOH (Soda Cáustica) Control de pH 0.5 - 1,5 Almidón Control de Filtrado 0,5 – 1,0 Goma Xántica Controlador de Filtrado
Modificador Reológico 0,5
Inhibidor Qco Inhibidor de Arcillas 1,0 - 2,0 % P Asfalto Estabilizador 2,0 – 4,0 Lignosulfonato Dispersante 4 Material Densificante Material Densificante --
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PROPIEDADES DEL FLUIDO DISPERSO
Densidad * 9.0 – 10,1
Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 – 50
Viscosidad Plástica (cp) 12 - 18
Punto Cedente (lbs/100 pie2) 12 -15
Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 3/10
PH 9.0 – 9.5
Filtrado (cc/30’) ? 6
MBT (lbs/bls) 5 – 15
% Sólidos ? 10
* Las propiedades cambian de Acuerdo a la densidad del sistema.
3.2. FLUIDO DISPERSO HPHT: Es un sistema disperso con las características inhibitorias diseñado
para perforar zonas con alto contenido de arcillas y lutitas reactivas, el sistema puede usarse a
temperaturas por encima de 200 ºF. El sistema puede convertirse según requerimiento a un fluido
Semi Disperso. El cambio se sustituyendo el lignosulfonato por Lignito Potásico (Resistente a
Temperatura) en una concentración de 3 lpb.
FORMULACION DEL FLUIDO DISPERSO HPHT
Producto Descripción Concentración (lpb) Bentonita Viscosificante 7,50 Soda cáustica Estabilizador de pH 1,50 Goma Xántica controlador reológico 1,00 Almidón Modificado Controlador de filtrado 3,00 Asfalto / Gilsonita Estabilizador de hoyo 5 Detergente Antiembolante 1 Lignosulfonato libre de cromo. HPHT
Controlador de Reología / Dispersante
4,00
Carbonato convencional Densificante --- Inhibidor de arcilla / Glicol Inhibidor 10,5 *Aceite Mineral Lubricante 10% v/v
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PROPIEDADES DEL FLUIDO DISPERSO HPHT
Tipo de Fluido Disperso *Semidisperso
*Densidad (lpg) 9.1-10.1 9.1-10.1
Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 40-45 45-60
Viscosidad Plástica (cp) 10-14 10-14
Punto Cedente (lbs/100 pie2) 8-14 14-18
Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 3/9-4/12 4/10-5/12
Filtrado API 6-8 4-6
% Sólidos <15 <15
Ph 9.0-10.0 9.0-10.0
MBT 5-17.5 5-17.5
2.3. FLUIDO POLIMERICO: Es un sistema polimérico con excelentes propiedades reológicas,
características inhibitorias y excelente estabilidad térmica, diseñado para perforar zonas de
intermedias y de producción, el sistema puede usarse a temperaturas por encima de 200 ºF. El
sistema polimérico es muy versátil puede diseñarse como un fluido Drill-In sin grandes
modificaciones.
FORMULACION DEL FLUIDO POLIMERICO
Concentración (lpb) Producto Descripción Polímero Drill- In
Bentonita Viscosificante 5 Goma Xántica Viscosificante 0,5 1,5 PAC R Reductor de Filtrado 1 1 Soda cáustica Control de Alcalinidad 0,5 0,5 Carbonato de calcio Densificante / Sellante -- -- Almidón Modificado Control de Filtrado 1,5 1,5 Glicol / Inhibidor Inhibidor de Arcillas 10,5 10,5 Lignito potásico Dispersante 2 Aceite Mineral o Lubricante Lubricante 7,5
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PROPIEDADES DEL FLUIDO POLIMERICO
Tipo de Fluido Polímetro Drill-In
Densidad (lpg) 9.0-10,1 9.0-10.1
Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 - 60 45-60
Viscosidad Plástica (cp) 10-14 10-14
Punto Cedente (lbs/100 pie2) 14 - 18 14 -18
Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 4 / 8 / 10 4 / 8 / 12
Filtrado API 4 - 6 4-6
% Sólidos <15 <12
pH 9.0-10.0 9.0-10.0
MBT 5 -15 5 - 10
3.4. FLUIDO SALINO: Es un sistema diseñado para perforar zonas de producción de alta
permeabilidad. El sistema salino es un fluido de propiedades muy establea, con alta capacidad de
sello que hace que el filtrado sea mínimo. El sistema se formula con un Almidón de alta calidad
modificado con agentes poliméricos que le proporciona propiedades reológicas excelentes y
resistencia a la fermentación. Adicionalmente posee propiedades inhibitorias debido a la
incorporación de un glicol en su formulación.
FORMULACION DEL FLUIDO SALINO
Producto Descripción Concentración (lpb) Salmuera Saturada de NaCl Base del sistema 0,89 bbl Goma xántica clarificada Viscosificante 2,00 Almidón modificado Reductor de filtrado 6,00 pH Buffer Controlador de pH 2,00 Sal gruesa Agente Puenteante Fino 23,00 Sal fina Agente Puenteante Grueso 23,00 Glicol Inhibidor de lutitas 1,26 Gal Defoam X Antiespumante 0.05 de ser necesario
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PROPIEDADES DEL FLUIDO SALINO
Densidad ( lpg ) 10.5 Viscosidad embudo (seg/qt gal) 45 – 60 Viscosidad Plástica (cps) 12 -18 Punto Cedente (lbs/100 pie2) 20 – 35 Geles 10 seg/10 min (lbs/100 pie 2) 10 -12 / 14 - 16 Filtrado API (cc/30 min) < 4 % Sólidos v/v < 8.0 pH 8.5 – 9.8 MBT < 3 Cloruros en filtrado > 180.000
3.5. FLUIDO VISCOELASTICO DRILL-IN: Es un sistema diseñado para perforar zonas de producción
posee características reológicas especiales, que minimizan el filtrado hacia la formación y
maximizan la capacidad de limpieza del hoyo. Por sus características viscoelásticas es ideal para
perforar zonas de baja presión disminuyendo el riesgo de perdida de circulación.
FORMULACION DEL FLUIDO VISCOLEASTICO
Producto Descripción Concentración (lpb) Aceite Vassa Lubricante 8% V/V
KCl Inhibidor 3 HEC / Goma Xántica Viscosificante 2.5 Biopolímero Control Reológico 1.5 Almidón Modificado Controlador de filtrado 2.5 pH Buffer (MgO) Control de alcalinidad 0.5 Biocida Bactericida 0.15 Glicol Inhibidor de arcillas 2 % (7 lpb) Carbonato de Calcio Micronizado
Material sellante y densidad 40
PROPIEDADES DEL FLUIDO VISCOELASTICO
Densidad ( lpg ) 8.8 Viscosidad embudo (seg/qt gal) 60 – 80 Viscosidad Plástica (cps) 14 – 25 Punto Cedente (lbs/100 pie2) 40 – 60 Geles 10 seg/10 min (lbs/100 pie2) 18/28 – 20/29 Filtrado API (cc/30 min) < 5 % Sólidos v/v < 6 PH 10.0 – 10.5 L6 20 - 30 L3 18 - 25 MBT < 5
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3.6. FLUIDO 100% ACEITE: Es un sistema diseñado con mínimo porcentaje de sólidos, con
características 100% inhibitorias, formulado con estabilizadores de hoyo, para minimizar problemas
de inestabilidad, humectantes que aseguran la estabilidad reológica del sistema sin afectar la
mojabilidad de la roca, disminuyendo el daño a la formación. Por su naturaleza el sistema 100%
aceite puede ser utilizado a altas temperaturas, se recomienda adicionar un estabilizador térmico
para amortiguar el efecto de adelgazamiento de la base del fluido y así mantener la capacidad de
limpieza del fluido.
FORMULACION DEL FLUIDO 100% ACEITE
Producto Descripción Concentración (lpb) Arcilla organofílica Viscosificador 8,00 Emulsificante secundario Emulsificante 0,72 Gal Activador polar Activador polar 0,72 Gal
Asfalto Estabilizador de Hoyo / Control de Filtrado
8,00
Lignito organofilico Controlador de filtrado zona productora
8,00
Cal hidratada Alcalinizador 6,00 Carbonato de calcio Densificante --- Carbonato de calcio micronizado
Sellante 45
Estabilizador Térmico Para Temperaturas mayores de 270 ºF
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PROPIEDADES DEL FLUIDO 100% ACEITE
Densidad * 9.0 – 10,1
Viscosidad Embudo (seg/qt galón) 45 - 55
Viscosidad Plástica (cp) 18 - 26
Punto Cedente (lbs/100 pie2) 12 -18
Geles 10”/10’ (lbs/100 pie2) 7/23 - 8/35
Filtrado (HT- HP) <5
% Sólidos (%v/v) 10 -20
Alcalinidad Pom 1.5 - 2.5
Exceso de Cal 2 - 4
* Las propiedades dependen de la densidad
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4. PRUEBAS DE CAMPO PARA EVALUAR LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN NORMAS API – RP-13B-1: PRACTICAS RECOMENDADAS PARA REALIZAR LAS PRUEBAS DE FLUIDOS BASE AGUA
4.1. Pruebas Físicas
4.1.1. Densidad y Temperatura: La densidad se determina con una balanza de fluidos, método
para determinar el peso de un volumen de líquido. La densidad del fluido se puede expresar en
libras por galón (lbm/gal), libras por pie cúbico (lbm/pie3), gramos por centímetro cúbico (g/cm3) o
kilogramos por metro cúbico (Kg/m3).. La temperatura usando un termómetro de campo, tanto la
temperatura como la densidad del fluido se toma a la entrada y a la salida del pozo.
Balanza de Fluidos: La balanza permite conocer, además de la densidad en lbs/gal y lbs/pie3 , la
gravedad específica y el gradiente de presión por cada mil pies.
4.1.2. Viscosidad Funnel: Usar un embudo de Marsh para obtener el valor de viscosidad de un
fluido de perforación o de completación / Workover. Este sistema de medición de la viscosidad de
los fluidos, sirve de guía al operador y encargado del sistema de circulación de fluido para darle una
indicación de la cantidad de tiempo que se demora la muestra de fluido en pasar de un recipiente
estandarizado a otro brindando una base de comparativa de la facilidad de desplazamiento del
fluido con respecto a otros.
Unidad : seg/cuarto de galón (segundos por 1/4 de galón)
Ejemplo: Viscosidad de embudo = 57 seg/cuarto de galón
Figura 3. Balanza de Fluidos
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4.4.1.3. Viscosidad Plástica y punto Cedente: El viscosímetro se utiliza para determinar las
propiedades reológicas del fluido, es decir, la viscosidad plástica, el punto cedente y la fuerza de
gel.
Descripción: Este aparato esta constituido por un rotor que gira dentro de una taza mediante un
motor eléctrico. Una caja de velocidades, que actúa mediante un sistema de engranaje, hace girar
el rotor a diferentes velocidades. Al girar el rotor produce un cierto arrastre al fluido. Este arrastre se
mide mediante una balanza de torsión, que indica la fuerza desarrollada en un dial graduado.
El instrumento de 115 voltios. Es accionado por dos motores sincrónicos para obtener
velocidades de 3, 6, 100, 200, 300 y 600 rpm. La de 3 rpm se usa para determinar la fuerza gel.
Figura 4. Embudo de Marsh
Figura 5. Viscosímetro
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Viscosidad plástica en centipoise = indicación a 600 RPM menos indicación a 300 RPM. Punto Cedente en lb/100 pies2 = indicación a 300 RPM menos viscosidad plástica en centipoise. Viscosidad aparente en centipoise = indicación a 600 RPM dividida por dos. Para el reporte se debe registrar la temperatura.
4.1.4. Filtración: La propiedad de filtración o formación de paredes de un lodo es determinada con
un filtro prensa. La prueba consiste en determinar la velocidad a la cual se fuerza un fluido a través
del papel filtro. La prueba es realizada bajo las condiciones de tiempo, temperatura y presión
especificadas. Después de la prueba se mide el espesor del revoque sólido que se ha asentado. El
filtro prensa usado debería cumplir con las especificaciones indicadas en la Práctica Recomendada
de API y la prueba debería ser realizada de la manera recomendada. La prueba de filtrado API es
realizada a la temperatura superficial y a una presión de 100 psi, y los resultados se registran como
número de mililitros perdidos en 30 minutos.
Figura 6. Filtro API
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Filtración HP – HT: El instrumento consiste, básicamente en una fuente de presión controlada,
una celda de muestra, un sistema para el calentamiento de la misma y una celda colectora
presurizada. La celda de filtración posee un termómetro, el receptáculo del termómetro,
empacaduras resistentes al aceite y un soporte para el medio filtrante. Ver figura
4.1.5. Retorta – Contenido de Aceite Agua y Sólidos: El equipo que se utiliza para determinar el
porcentaje por volumen de sólidos y líquidos que contiene el fluido se llama Equipo de retorta. La
determinación de los porcentajes correspondientes se hace mediante la evaporación de una
muestra de fluido en una cámara, la cual posteriormente es condensada y tomada en un cilindro
graduado de 10 cc, que corresponde al 100% de la muestra. Por diferencia de 10 cc – Aceite –
Agua se obtiene el % de sólidos.
Figura 7. Filtro HPHT
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4.1.6. Contenido de Arena: Determinar el contenido de arena de un fluido de perforación base
agua, base aceite o base sintético. El contenido de arena del lodo es el porcentaje en volumen, de
partículas más grandes que 74 micras.
Unidad: % en volumen
Ejemplo
Arena = 0.25 % en volumen
Equipo
• Tubo de contenido de arena
• Embudo que corresponde al tamiz
• Tamiz malla 200
Figura 8. Retorta
Figura 9 Equipo para determinar Contenido de Arena
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4.2. Pruebas Químicas (Fluidos Base Agua) 4.2.1. pH: Químicamente es la cantidad del iones de hidrógeno (H+). Los valores de pH oscilan
entre 0 – 14; siendo 7 el pH neutro. La acidez se registra entre 0 – 7, mientras que la alcalinidad
esta entre 7 – 14. El pH de una solución ofrece información inmediata sobre la acidez o alcalinidad
inmediatas, en contraste con la acidez o alcalinidad total que pueden ser tituladas.
pH-metro: El pH-metro es un instrumento utilizado para determinar el pH de soluciones acuosas,
midiendo el electro-potencial generado entre el electrodo especial de vidrio y el electrodo de
referencia.
4.2.2. Alcalinidad (OH-, CO3
-2, HCO3-) y Contenido de Cal: Sean;
Mf = Alcalinidad, al anaranjado de metilo, del filtrado
Pf = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del filtrado
Pm = Alcalinidad, a la fenolftaleína, del lodo
La alcalinidad se considera como el poder ácido-neutralizante de una sustancia. En un lodo, la
prueba puede realizarse directamente en él (Pm) o en el filtrado (Mf y Pf ). Los resultados obtenidos
pueden usarse para estimar la concentración de los iones hidroxilo (OH- ), carbonato (CO3 -2), y
bicarbonato (HCO3- ) en el lodo, y que son responsables directos de las alcalinidades del filtrado y
del lodo.
La alcalinidad es tan importante como saber su origen. Así, aquella que provenga de los iones
hidroxilo se considera benéfica (pues proporciona, sin otros efectos negativos, un ambiente alcalino,
Figura 10. pH-metro
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no corrosivo y propicio para el buen desempeño de algunos aditivos del lodo); por el contrario, la
alcalinidad aportada por los iones carbonato y bicarbonato se considera dañina, pues dichos iones
afectan negativamente la fuerza gel y el filtrado de lodo sin permitir acciones correctivas mientras
sigan presentes. Los iones carbonato y bicarbonato se pueden remover del lodo mediante la adición
de hidróxido de calcio, que convierte los iones bicarbonato en iones carbonato, precipitándolos
como carbonato de calcio insoluble, su presencia en el lodo se debe comúnmente a la
contaminación del agua del lodo con CO2, contenido en muchas de las formaciones perforadas.
Interpretar los valores de Mf y Pf , y utilizarlos para diferenciar el origen de la alcalinidad, requiere
calcular las diferencias entre los valores de titulación obtenidos. Por ello es crucial tener cuidado en
seguir exactamente los pasos del procedimiento y así obtener medidas precisas de los reactivos. Es
importante aclarar que con los cálculos solo se logra un estimativo se las concentraciones de las
especies iónicas presentes, basados en un equilibrio químico teórico de las reacciones.
4.2.3. MBT (Methylene Blue Capacity): La capacidad de azul de metileno de un lodo, es el indicador de la cantidad de arcillas reactivas (bentonita comercial y/o en sólidos perforados) presentes en él. Esta prueba provee una estimación de la capacidad total de intercambio de cationes de los sólidos (arcillas) de un lodo. Esta capacidad se suministra usualmente en términos de peso (mili equivalentes de hidrogeno por cada 100 gramos de arcilla). La capacidad de azul de metileno y la capacidad de intercambio de cationes no son totalmente iguales; normalmente la primera es un poco menor que la capacidad real de intercambio de cationes. 4.2.4. Dureza Total como Calcio: El agua que contiene una gran cantidad de sales disueltas de
calcio y magnesio se llama “agua dura”. La dureza del agua en el hogar suele ser indicada por lo
difícil que resulta hacer espuma con el jabón. En muchos campos de petróleo, el agua disponible es
bastante dura. Las arcillas de perforación tienen bajos puntos cedentes cuando son mezcladas en
agua dura.
Cuanto más dura sea el agua, más bentonita será necesaria para obtener un lodo con un
esfuerzo de gel satisfactorio. En casos extremos, se ha determinado que es económico tratar el
agua químicamente antes de usarla para mezclar el lodo, pero en general esto no resulta
económico. Sin embargo, cuando se puede elegir entre dos o más fuentes de agua para el equipo
de perforación, se recomienda realizar una simple prueba para seleccionar la más suave de estas
fuentes.
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Los ingenieros de campo están familiarizados con los efectos sobre el lodo cuando se perforan
formaciones de anhidrita (sulfato de calcio) o de yeso.
El calcio puede ser arrastrado durante la perforación de los tapones de cemento y a veces al
penetrar en las secciones de lutita caliza. Cualquier contaminación extensa de calcio puede producir
grandes pérdidas de agua y altos geles. El efecto perjudicial del cemento sobre la Pm más alta se
debe a la alta alcalinidad (contenido de cal).
4.2.6. Determinación de Cloruros (Cl-)
Propósito: La prueba de sal, o cloruro, es muy importante en las áreas donde la sal puede
contaminar el fluido de perforación. Esto incluye la mayoría de los campos de petróleo del mundo.
La sal puede provenir del agua de preparación, sacos, capas discontinuas, estratos o corrientes de
agua salada.
4.2.8. Determinación de Sulfatos
Propósito: El ion sulfato está presente en muchas aguas naturales debido a la acción solvente del
agua sobre los minerales de la tierra. La anhidrita (sulfato de calcio) es un contaminante
ligeramente soluble encontrado durante la perforación en ciertas áreas. En general, resulta
conveniente conocer el contenido de iones sulfato del filtrado. Concentraciones iónicas de sulfato de
aproximadamente 2.000 mg/l podrían contribuir a los problemas de alta viscosidad y control de
filtrado.
4.2.9. Determinación de Potasio: Cuando es necesario determinar la concentración iónica de
potasio, cualquiera de los siguientes procedimientos puede ser utilizado eficazmente. El
Procedimiento que usa Solución de Tetrafenilborato (STPB) puede ser utilizado con exactitud para
cualquier concentración de iones de potasio.
4.4. PRUEBA DE TAPONAMIENTO DE LA PERMEABILIDAD (PPT)
En la ingeniería de fluidos de perforación, los cálculos están basados en el barril del campo
petrolífero. El barril del campo petrolífero contiene 42 galones E.U.A. Los tratamientos del lodo se
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realizan generalmente añadiendo un cierto número de libras (o fracciones de una libra) de material
al barril del campo petrolífero de lodo. Para la prueba piloto y las operaciones del laboratorio, un
barril del campo petrolífero sería difícil de manejar. Resulta considerablemente más práctico trabajar
con una muestra de fluido mucho más pequeña. En vez de trabajar con un barril de fluido, se
trabaja con un “barril equivalente”. Un barril equivalente contiene 350 ml de fluido.
Esta cantidad representativa para un barril se obtiene de la siguiente manera: Un barril del campo
petrolífero tiene un volumen de 42 galones E.U.A. El barril contendría 350 libras de agua dulce.
Trescientos cincuenta gramos de agua ocuparían un volumen de 350 ml según el sistema métrico.
Por lo tanto, 350 ml pueden representar 42 galones E.U.A. o el barril del campo petrolífero. Si se
añade 1 g de un material a este barril equivalente, esto sería equivalente a añadir 1 lb del material a
un barril del campo petrolífero. Si se añade un líquido al barril final, entonces la gravedad específica
del fluido debe ser tomada en consideración. Por ejemplo, si un fluido tiene una gravedad específica
de 1,2, entonces sólo se necesitará 0,83 ml para 1 g o 1 lb/bbl. Las gravedades específicas de la
mayoría de los materiales están indicadas en los Boletines de Productos o las Hojas de Seguridad
de los Materiales.
Propósito
Utilizando estas cantidades reducidas de materiales, varios tratamientos posibles pueden ser
probados de manera económica antes de tratar todo el sistema de lodo. Este procedimiento es útil
no solamente en caso de contaminación, sino también para evaluar los tratamientos cuando se
prevé realizar una modificación de las propiedades del fluido. Cabe notar que la solubilidad y la
eficacia de los productos químicos pueden ser mejoradas por las condiciones efectivas de
circulación, es decir la temperatura y la presión. Por lo tanto, se recomienda disponer la adición del
tratamiento químico por etapas, sobre dos o más circulaciones, para evitar el tratamiento excesivo.
Por ejemplo, se puede realizar del 60 al 70% de la adición prevista durante una circulación,
realizando ajustes de las cantidades totales antes de añadir el resto de los productos químicos. Las
adiciones de cal a un lodo a base de arcilla constituyen un Prueba Piloto ejemplo de tratamiento que
es difícil de someter a la prueba piloto sin envejecimiento térmico para simular las condiciones del
fondo del pozo.
Equipo
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1. Balanza con precisión de 0,1 g.
2. Mezclador del tipo Hamilton Beach o equivalente.
3. Muestras de productos químicos a probar (preferiblemente obtenidos en el sitio del equipo de
perforación).
4. Equipo para efectuar el control del lodo.
5. Horno de rodillos, completo con celdas de envejecimiento si la muestra debe ser sometida el
envejecimiento térmico.
Procedimiento
Se capta una muestra del fluido a probar y se efectúa y registra una prueba del lodo de base. En base a
las propiedades registradas, se toma una decisión respecto al tipo y a las cantidades de productos
químicos de tratamiento requeridos para lograr los resultados deseados. Como la agitación de la
muestra del lodo durante la adición de los productos químicos de tratamiento puede modificar las
propiedades de los fluidos, una muestra de “referencia” debería ser agitada durante un periodo
equivalente y las propiedades registradas para comparación.
Debiera llevarse un registro minucioso del orden de adición de todos los tratamientos. El razonamiento
de esto aparece más claramente cuando se considera el ejemplo de las propiedades exhibidas por las
muestras de fluido que contienen agua, bentonita y NaCl. Al añadir sal, se elimina la primera hidratación
de la bentonita y las propiedades del fluido son claramente diferentes. El hecho que los productos
químicos sean añadidos al estado “seco” o en solución también afectará los resultados.
Por este motivo, los productos químicos usados en las pruebas piloto deberían ser añadidos en su
orden normal de adición al sistema de lodo y en el mismo estado físico.
Los siguientes criterios determinan los aditivos que deben ser probados:
1. Disponibilidad.
2. Adaptabilidad al sistema de lodo existente y a las condiciones del agujero, es decir la temperatura y
la salinidad.
3. Eficacia en relación con el costo. Para simular mejor las condiciones del fondo del pozo las muestras
son frecuentemente sometidas al envejecimiento térmico a temperaturas de fondo y por periodos
equivalentes a los periodos anticipados sin circulación. La mayoría de los hornos usados para este
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procedimiento permiten que la celda permanezca estática, sea rodada o girada durante el
envejecimiento. Si la prueba debe ser envejecida térmicamente, ciertas precauciones de seguridad
serán observadas (algunas pautas tomadas de la Práctica Recomendada de API 13I, Quinta Edición,
Suplemento 1, julio de 1996).
4. Usar solamente las celdas hechas con acero inoxidable (303, 304 ó 316, pero no 314) a menos que
se pruebe durante periodos prolongados a altas salinidades. En este caso, se recomienda usar celdas
metálicas de primera calidad. Estos tipos de celdas tienen una resistencia nominal más baja que las
celdas de acero inoxidable. Cualquier celda de envejecimiento utilizada debe ser construida de manera
que exceda los requisitos de temperatura y presión de la prueba.
5. Una de las principales consideraciones es evitar llenar excesivamente las celdas de envejecimiento.
Al llenar las celdas, se debe dejar un espacio adecuado para permitir la expansión del fluido de la
prueba. En general no se debería añadir más de 1 bbl equivalente a una celda individual. Esto dejará
generalmente un espacio de ±2 pulgadas.
6. Al retirar las celdas del horno, conviene dejar que la celda se enfríe a la temperatura ambiente. Si
usted no puede tocar la celda con la mano desnuda, ésta no está lo suficiente fría; aunque esté fría al
tacto, el interior todavía puede estar caliente.
RECUERDE: ¡LA CELDA CONTIENE PRESIÓN GENERADA POR LA EXPANSIÓN DEL VOLUMEN
DEL FLUIDO!
7. Una vez que la celda se haya enfriado, se puede destornillar LENTAMENTE la parte superior de la
celda, asegurándose que cualquier presión residual sea descargada antes de dar las últimas vueltas de
los tornillos. Si se puede menear la parte superior sin oír ningún escape de presión, es probable que no
haya ningún peligro; sin embargo, no inclinarse NUNCA encima de una celda al abrirla. Cualquier
presión residual podría expulsar la parte superior con la velocidad de un cañón de fusil, produciendo
los mismos efectos.
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5. PROBLEMAS ASOCIADOS A LOS FLUIDOS DE PERFORACION
5.1. Contaminación: La contaminación de los Fluidos suele ocurrir de varias
maneras, puede ser durante la perforación, en los tanques de almacenamiento o
durante otras operaciones como lo es la cementación en las siguientes tablas se
presenta un resumen de las principales contaminaciones de los fluidos Base Agua.
5.2 Degradación : La degradación se puede definir como un cambio irreversible de un componente del fluido que reduce la capacidad del aditivo para controlar determinada propiedad, los factores que influyen en la degradación son la profundidad, la temperatura y el tiempo. La degradación de los componentes del fluido puede ocurrir por acción bacteriana, por alta temperatura o por oxidación . Las bacterias se desarrollan en un medio acuoso y de bajo pH. La degradación bacteriana, generalmente, se detecta por un fuerte olor a material orgánico en descomposición. Se controla elevando el pH del lodo y utilizando bactericidas. La degradación térmica ocurre en ausencia de bacterias y agentes oxidantes, la velocidad de degradación depende de la temperatura. Este proceso se puede minimizar utilizando aditivos adecuados para el rango de temperatura a perforar.
5.3. Inestabilidad de Hoyo:
De los muchos tipos de rocas que se encuentran en el curso de la perforación, la más susceptible a la inestabilidad es la lutita. Las lutitas son rocas que contienen arcilla y que se forman por la compactación de los sedimentos que se van quedando poco a poco enterrados por la acumulación progresiva de más sedimentos con el pasar del tiempo geológico. A medida que ocurre la compactación, el agua es “exprimida” y sale de la lutita. El grado de compactación es proporcional a la profundidad de enterramiento de estos materiales, siempre y cuando el agua no encuentre obstáculos para salir de la lutita. Si el agua no escapa de la lutita, entonces sostendrá una parte de la sobrecarga y la lutita quedará “bajo presión”. Si el agua sale de la lutita, la roca se deshidrata. Los problemas que ocasionan las lutitas son un resultado directo de la manera como la lutita reacciona con el agua del fluido de perforación. La hidratación debido al agua tiende a reducir la resistencia de las lutitas. La pérdida de resistencia aumenta la inestabilidad del hoyo. Los sedimentos más recientes se ablandan, hinchan y dispersan cuando se mezclan con el agua. Las lutitas más antiguas, y que generalmente han pasado por diagénesis, pueden conservar su dureza y no se dispersarán fácilmente en agua. Desafortunadamente, esto no significa que sea más fácil perforar las lutitas más
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antiguas. La inestabilidad de las lutitas pueden ser el resultado de cualquiera de los factores siguientes, o una combinación de los mismos:
5.4. Perdida de Circulación:
Pérdida de circulación Causas
Formaciones fracturadas: Cuando se observan pérdidas durante o inmediatamente después de una perforación brusca o un cambio repentino en la formación, esto significa que puede haber fracturas naturales presentes. Si ocurren pérdidas durante un viaje de la tubería, cuando se inicia o “rompe “ la circulación o se aumenta la densidad de los fluidos, esto significa que puede haber fracturas inducidas presentes. Una de las causas es el exceder el gradiente de fractura con densidades de fluido excesivas o elevadas presiones de surgencia y densidades equivalentes de circulación (ECD).
Medidas preventivas 1. Utilizar las densidades de fluido mínimas, según las presiones de formación y estabilidad del hoyo. 2. Evaluar los datos de pozo del área para determinar las densidades apropiadas de los fluidos y la colocación de la tubería de revestimiento. Establecer la integridad de la formación con la prueba de presión, a la profundidad de tubería de revestimiento más reciente. 3. Monitorear y controlar las reologías para minimizar las presiones de surgencia y succión, la pérdida por fricción anular (ECD) y controlar las velocidades de corrida de la tubería. 4. Mantener reologías térmicamente estables para evitar la gelificación a alta temperatura. Se recomienda iniciar la circulación en etapas mientras se hace un viaje, cuando hay indicios de gelificación. Utilice el estrangulador del vertical (si está disponible) para iniciar la circulación con un aumento gradual de presión. 5. Minimizar las restricciones anulares. • Optimizar la hidráulica de la mecha y/o el uso de aditivos como detergentes y tensoactivos para minimizar el embolamiento de la mecha y la sarta de perforación. • Controlar las tasas de penetración y evitar una carga excesiva de sólidos en el anular. • Evitar el desarrollo de un revoque excesivo mediante la reducción de las tasas de filtración. • Utilizar fluidos inhibidores como químicos y fluidos de base calcio y potasio, lo cuales pueden ofrecer protección contra el hichamiento y las lutitas pegajosas.
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5.5. Atascamiento de la Tubería de Perforación:
Causas de “tubería pegada” (atascamiento)
• Presión diferencial (atascamiento diferencial)
• Factores mecánicos
• Ojo de llave
• Inestabilidad de pozo relacionada con la formación
• Geometría de pozo (desviación y roca viva)
• Limpieza de hoyo inadecuada
• Desechos en el hoyo o tubería de revestimiento colapsada
• Factores relacionados con el cemento
Procedimientos correctivos para atascamiento de tubería
El “punto libre” se puede determinar a partir del perfilaje eléctrico o cálculos de estiramiento de tubería. A continuación se muestran los métodos de liberación recomendados.
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Los sistemas de píldoras utilizados para despegar las pegas diferenciales tienen como función: Lubricar, debilitar el revoque e interactuar entre la superficie de la tubería y la del revoque o formación mediante agentes surfactantes.
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I. REGISTROS Y DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA
1. International Association Drilling Contract (IADC), Drilling Basic Concept, 1998. 2. American Petroleum Institute (API); API Specification 13 A (SPEC 13A), Fifteenth Edition, May 1, 1993.