FLUIDOS DE PERFORACION.Es un fluido de características químicas y físicas apropiadas, que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinaciones de agua y aceite con diferente contenido de sólidos. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable, pero sí inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales y además, estable a altas temperaturas (Baker, 2006).

El fluido, es el elemento circulante que ayuda solucionar los problemas de inestabilidad del hoyo durante la perforación del pozo.El fluido de perforación o lodo comúnmente se le llama, puede ser cualquier sustancia con características físicas y químicas apropiadas..

2.2. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION.Las funciones del fluido de perforación describen las tareas que el fluido de perforación es capaz de desempeñar, aunque algunas de éstas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden de importancia sea determinado por las condiciones del pozo y las operaciones en curso, las funciones más comunes del fluido de perforación son las siguientes:Remoción de los Recortes del Pozo: Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por el trepano.

Control de las Presiones de la Formación: Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido de perforación agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del agujero.

Suspensión y Descarga de Recortes: Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos.

Obturación de las Formaciones Permeables: La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones porosas; las formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos.

Mantenimiento de la Estabilidad del Agujero: La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento.

Minimizar los Daños a la Formación: La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy importante.

Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. Estos daños pueden

producirse como resultado de la obturación causada por el lodo o los sólidos de perforación. Enfriamiento, Lubricación y Sostenimiento del Trepano y del Conjunto de Perforación: Las fuerzas mecánica e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la barrena y en las zonas donde la columna de perforación rotatoria roza contra la tubería de revestimiento y el pozo.

Transmisión de la Energía Hidráulica a las Herramientas y al Trepano: La energía hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración (ROP), mejorando la remoción de recortes en el trepano.

Asegurar la Evaluación Adecuada de la Formación: La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Control de la Corrosión: Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo.

Facilitar la Cementación y Completación: El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la completación exitosa del pozo.

Minimizar el Impacto Ambiental: Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables.

2.3. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION.2.3.1. Densidad.La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o completación ya con ella se provee el control primario del pozo. La densidad del fluido de perforación debe ser ajustada de modo que la presión hidrostática de su columna dentro del pozo sea suficiente para equilibrar la presión de las formaciones expuestas (excepto cuando se perfora en bajo balance) y permita un margen de seguridad de 200 psi.

2.3.2. Propiedades Reológicas. La reología es la ciencia que trata de la deformación y del flujo de fluidos. Al tomar ciertas medidas en un fluido, es posible determinar la manera en que dicho fluido fluirá bajo diversas condiciones, incluyendo la temperatura, la presión y la velocidad de corte.

2.3.2.1. Viscosidad.La viscosidad se puede describir como la resistencia interna de un fluido a circular. Es una propiedad importante de los fluidos de perforación. Define la capacidad del lodo de lograr una buena limpieza útil de perforación.2.3.2.2. Viscosidad de embudo.Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base científica.2.3.2.3. Viscosidad Plástica.La viscosidad plástica (PV) se define como “la resistencia al flujo” debido a fricciones mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido. La PV depende principalmente del contenido de sólidos y de la forma y el tamaño de estos sólidos. 2.3.2.4. Viscosidad Aparente.Es la viscosidad que un fluido parece tener en un instrumento dado y a una tasa definida de corte. Es una función de la viscosidad plástica y del punto de cedencia.

.2.3.2.5. Punto de Cedencia (YP). El punto de cedencia (YP) es la “resistencia al flujo” causada más por fuerzas electroquímicas que por fricción mecánica.2.3.2.6. Tixotropía o Fuerza Gel. La tixotropía es la propiedad demostrada por algunos fluidos que forman una estructura de gel cuando están estáticos, regresando luego al estado de fluido cuando se aplica un esfuerzo de corte. 2.3.2.7. Filtración.El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. 2.3.3. Propiedades Químicas Una propiedad química es cualquier propiedad de un material que se hace evidente durante una reacción química; es decir, cualquier cualidad que puede ser establecida solamente al cambiar la identidad química de una sustancia. Entre las propiedades tenemos: Alcalinidad.Se puede definir como la concentración de componentes solubles en agua que pueden neutralizar los ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de los componentes OH -, CO3 y HCO3, presentes en el fluido.

Contenido de cal. El exceso de cal en los sistemas calados es función de la alcalinidad del filtrado, de la alcalinidad del lodo y de la fracción de agua obtenida en la retorta.

Cloruros. Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua. Calcio.El calcio soluble es extremadamente contaminante, particularmente para los fluidos que contienen arcillas.

2.3.4. Estabilidad Eléctrica. La estabilidad eléctrica (ES) de un fluido de perforación base oleosa es una propiedad relacionada a la estabilidad de la emulsión y su capacidad oleo-humectante. 2.3.5. PH Generalmente, los lodos de perforación son alcalinos (pH>8) durante su uso. Este pH decrecerá durante el envejecimiento natural en el medio ambiente debido a la absorción de dióxido de carbono atmosférico. El rango de pH, de acuerdo a los criterios de las descargas de aguas permitidas, estará en el orden de 6-9. Valores inferiores a 6 (francamente ácidos) y valores superiores a 8 (francamente básicos) serán nocivos para la fauna y flora del lugar de disposición del residuo.

2.4. PRUEBAS DE LABORATORIO.Pruebas de Laboratorio a realizar con el fluido base agua propuesto, son 4:

2.4.1. Análisis API del fluido.Los fluidos de perforación se miden continuamente y adecuados en el sitio del pozo, las pruebas químicas y físicas básicas sirven para controlar las condiciones del fluido de perforación.Son pruebas comunes para lodos base agua y aceite:

Densidad del lodo. Tasa de filtración. Porcentajes de agua, aceite y sólidos. Viscosidad y resistencia de gel: Embudo de Marsh y Viscosímetro.

Practica recomendada API RP 13B-1. Contenido de Arena. Factor PH. Capacidad al azul de metileno (MBT). Corrosión de la sarta de perforación. Análisis Químico: Alcalinidad, Cloruros, Dureza Total y Sulfuros.

2.4.2. Pruebas de Retorno de Flujo.Se usa para medir el efecto de un fluido de prueba (lodo entero, filtrado de lodo, o salmuera) sobre la permeabilidad de una formación productora. Esta técnica

permite reproducir en laboratorio todos los eventos ocurridos en el pozo en los que haya estado involucrado algún.2.4.3. Pruebas de filtrado de alta presión y alta temperatura con discos de

aloxita. Como su nombre lo indica esta prueba se realiza con; un disco de aloxita, que es un núcleo sintético compuesto de dióxido de aluminio que se utilizan en laboratorios para poder simular las condiciones petrofísicas de una formación.

Nota: La prueba estándar API de filtración es la prueba primaria de filtración para los lodos base agua. Dicha prueba nunca es conducida en lodos base aceite. Para ellos se conduce siempre la prueba de filtración de alta presión y alta temperatura HT-HP. Ambas pruebas determinan el volumen de filtrado y describen el carácter del enjarre. Una prueba API conducida a temperatura ambiente y 100 psi de diferencial en un OBM no producirá filtrado debido a la fuerza de emulsión en el fluido.

2.4.4. Pruebas de Inhibición.Después de largos estudios sobre la química de las arcillas se llegó a la conclusión que se puede evitar el hinchamiento de estas utilizando sus propias características. La propiedad más importante para inhibir arcillas es la: “Propiedad de Intercambio Catiónico”; la cual consiste en intercambiar un catión de mayor radio iónico por un catión de menor radio iónico.

2.5. PROBLEMAS INHERENTES AL FLUIDO DE PERFORACION BASE AGUA.CUADRO 2.3. Problemas Inherentes al fluido Base Agua.

PROBLEMA SINTOMA CORRECTIVOYeso Anhidrita Alta viscosidad y

gelatinosidad, y aumento de filtrado.Calcio y Sulfato en el filtrado.

Tratar previamente si se trata de pequeñas cantidades, o remover químicamente con carbonato de bario o de sodio.Si se trata de anhidrita masiva cambie el sistema.

Embolamiento de la Barrena

Disminución en la velocidad de penetración. Succión en los viajes. Barrenas en buenas condiciones, con poco desgaste, pero con recortes adheridos en forma muy compacta.

Añadir diésel para emulsionar el lodo.Controlar la viscosidad y el gel.Mejora la hidráulica.

Abrasión Disminución de la vida útil de la barrena y desgaste excesivo de la

Disminuir el contenido de arena por dilución agregando agua. Usar el desarenador para

parte hidráulica de la bomba de lodo.

mantener un contenido mínimo de arena.

Alta perdida de filtrado

Enjarre esponjoso, blando y muy grueso.

Si es sistema contiene suficiente aditivo de control de filtrado, añadir arcillas (bentonita) al sistema (control con la prueba azul de metileno).

Perdidas de Circulación

Disminución del volumen en las presas. Perdida completa del retorno del lodo.

Disminuir la densidad del lodo siempre que sea posible. Bajar el gasto de bomba para disminuir la densidad equivalente de circulación. Añadir material de perdida de circulación.Colocar tapón de diésel-bentonita o diésel-bentonita-cemento.

Alta viscosidad Elevada viscosidad en el embudo y plástica. Punto de cedencia y gel elevados. Solidos normales.

Añadir dispersantes.

Alta pérdida de circulación.

Viscosidad normal. Añadir agente de control de filtrado.

Derrumbes (solidos grandes diferentes a los recortes de perforación).

Exceso de recortes en la zaranda. Tendencia a atraparse la tubería.

Aumentar si es posible la densidad. Reducir el filtrado.Aumentar la viscosidad si es posible. Convertir a un fluido inhibidor.

2.6. ADITIVOS DEL FLUIDO DE PERFORACION.CUADRO 2.4. Aditivos comunes en un fluido de perforación.Función. Descripción. Producto

Alcalinidad, control de Ph

Control del grado de acidificación o alcalinidad de un fluido.

Soda caustica, carbonato de sodio, bicarbonato de soda.

Reductores de Calcio Usado para reducir el calcio en el agua de mar y para tratar la contaminación con calcio proveniente del cemento, el yeso o la anhidrita.

Carbonato sódicoBicarbonatoSAPP (Sodium Acid Puro Phosphate), Pirofosfato acido de sodio.

Inhibidores de corrosión.

Para controlar la corrosión por medio de la creación de una película de protección.

Base de amina.

Antiespumante. Reduce tendencias espumantes.

Emulsificantes. Crean una mezcla heterogénea dos líquidos insolubles.

Para WBM: detergentes, jabones, surfactantes.

Reductores de Filtrado. Reducen la perdida de fluido hacia la formacion.

Almidón, CMC (Carboxi-metil-celulosa), bentonita.

Floculantes. Clarifican los fluidos y crean un incremento temporal en la viscosidad.

Cal.Acrilamidas-base polímeros.

Agentes Espumantes. Surfactantes típicos Surfactante típicoMateriales para control de pérdidas de circulación.

Taponan zonas de perdida pueden ser materiales fibrosos, granulares o escamosos o bien polímeros de cadena cruzada.

Cascaras de nuez.Mica.

Lubricantes Reducen el coeficiente de fricción entre el fluido y la pared de la tubería.

Glicol, aceites.Surfactantes.

Inhibidores de control de lutitas

Disminuyen el mecanismo de hidratación en las lutitas.

Fuentes de calcio y potasio solubles.Glicol.

Agentes activos en superficie.

Surfactantes, reducen la tensión de interfase entre dos superficies. (Agua/aceite, agua/solidos).

Emulsificantes.Floculantes.Agentes densificantes.

Adelgazantes, dispersantes.

Modifican la relación entre la viscosidad y el contenido de sólidos. Reducen atracción entre las partículas.

Taninos.Lignito.Lignosulfonato.

Viscosificadores. Incrementan la viscosidad para limpieza del pozo/suspensión.

Bentonita, CMC.PAC, polímero XC.

Agentes densificantes. Incrementar a densidad del fluido para controlar la presión de formación, incrementar estabilidad del agujero de ángulo alto.

Barita, óxido de hierro.Carbonato de calcio,etc.

2.7. CLASIFICACION DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION.

Los fluidos de perforación pueden clasificarse en:2.7.1. Fluidos de Perforación Base Agua (WBM).Son los fluidos más usados a nivel mundial en perforación. En este sistema por lo general el agua dulce es la base del fluido, a la cual se le adicionan arcillas, polímeros, densificantes y algunos otros aditivos para el control de algunas variables.

Lodos No Dispersos.Generalmente incluyen lodos de poco peso ligeramente tratados y lodos de inicio. No tiene adición de adelgazantes. Usualmente empleados para perforarlas secciones de tope del agujero y pozos poco profundos.

Lodos Dispersos.Para profundidades en incremento y pesos de lodo mayores, las formulaciones de lodo requieren aditivos dispersantes (lignosulfatos, lignitos y taninos) para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua.

Lodos Cálcicos.Típicamente este grupo incluiría los lodos base yeso-lignito y lodos base calcio. En este punto se adicionara en exceso una fuente de calcio (yeso, cal) para asegurar un constante suministro de iones de calcio que es efectivo para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas.

Lodos Poliméricos.Estos lodos utilizan polímeros de largas cadenas con alto peso molecular, los cuales pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión o cubrirlos para la inhibición.

Lodos Bajo en Solidos.Estos son por lo general lodos base polímero diseñados para tener un máximo del 6% al 10% de contenidos de solidos por volumen.

Lodos Salinos (Saturados en Sal).Estos incluirían los sistemas poliméricos con base de agua saturada con sal y con agua de mar, en donde otros polímeros agregados proveen viscosidad y las propiedades para control de perdida de fluido.

2.7.2. Fluidos de Perforación Base Aceite (OBM).Son aquellos en los cuales el aceite es la base del fluido. Se le denomina “lodo base aceite” si su contenido de agua es de 1 a 15 %, y si su contenido es de 15 a 50 % de agua se denomina “emulsión inversa”.

Lodos de Emulsión Inversa.Son esencialmente formulaciones con base de aceite mineral con salmuera de cloruro de calcio emulsionada en proporción desde 5 a 50% de la fase liquida. El contenido aromático de la base aceite es menor al 10%.

Lodos Base Aceite (100% Aceite).Están formulados utilizando 100% de aceite como fluido base y son usualmente considerados ideales para la toma de núcleo como fluidos de perforación del yacimiento.

Lodos Sintéticos.Están formulados como lodos de emulsión inversa pero el fluido base utilizado no contiene aromáticos de los tipos esteres, éteres, poli-alfa-olefinas ni parafinas.

2.7.3. Fluidos de Perforación Aireados.Utilizado para perforar formaciones duras y secas o para combatir perdidas de circulación. Rara vez se utiliza costa afuera, con la excepción de pozos de bajo balance o en perforaciones con tubería flexible o de producción. Incluyen aire, gas, espumas o lodos aireados.

2.7.4. Selección de un Fluido de Perforación.La selección del fluido de perforación es muchas veces un conflicto entre las opciones disponibles.Los siguientes criterios se deben considerar antes de determinar qué tipo de sistema de lodos puede ser utilizado.2.7.4.1. Programa de fluidos.El diseño de fluidos se establece en función de la litología, daño a la formación, temperatura, hidráulica, geometría del pozo, profundidad, logística y restricciones ambientales del lugar.

Debe especificar:

Tipos de fluidos a utilizar por etapa. Los rangos de densidades necesarios para balancear las presiones. Los aditivos requeridos por los fluidos para cada etapa. Problemas esperados y procedimientos de control.

2.7.5. Características y Ventajas del Fluido Base Agua Propuesto.Características.

Permeabilidad de retorno es superior a través de Empaques de grava en pozo abierto (OHGP).

Mayor tolerancia a la contaminación de sólidos perforados. No hay interruptores químicos necesarios.

Ventajas. Incrementa las tasas de producción. Elimina el riesgo de limpieza / costo. Reduce el tiempo de terminación y los costos. Elimina las operaciones de terminación correctivas.

2.8. SISTEMA DE FLUIDO DE PERFORACION BASE AGUA.Son de 4 tipos, que se describen a continuación:

2.8.1 Sistemas No Dispersos No inhibidos: No contienen componentes inhibidores tales como Cloruro (Cl -), calcio (Ca+2) o Potasio (K+) en la fase continua y no utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para control de las propiedades reológicas.

Inhibido: No se utilizan adelgazantes químicos o dispersantes para control de las propiedades reológicas, se incluyen en el sistema sales tales como NaCl y KCl las cuales inhiben el hinchamiento y rompimiento de los sólidos de las formaciones perforadas, mejorando la eficiencia del equipo de control de sólidos.

2.8.2. Sistemas Dispersos No inhibidos: Se utilizan dispersantes químicos para dispersar la bentónica sódica. No se utilizan iones de inhibición, ya que los dispersantes van a actuar sobre los sólidos perforados maximizando su dispersión.

Inhibidos: Se emplean dispersantes químicos para dispersar los sólidos perforados. Además se utilizan diferentes electrolitos para inhibir la hidratación y debilitamiento mecánico de las arcillas.

2.9. FORMULACION DE FLUIDOS DE PERFORACION.2.9.1. Balance de MaterialesPara hacer un balance de materiales en fluidos de perforación debemos tener en cuenta que, en condiciones ideales, los volúmenes y las masas son aditivas y recordar que densidad es igual a masa dividida entre volumen

a) Hacer un esquema b) Señalar los componentes y productos, mostrando los valores conocidos o por conocer de volúmenes y densidades.

c) Plantear y resolver las ecuaciones que relacionan los datos e incógnita.

2.10. TERMINACIONES EN AGUJERO ABIERTO.2.10.1. Terminación de un pozo.Después de colocar las tuberías de revestimiento y las tuberías de revestimiento cortas, la siguiente etapa es la fase de completación de un pozo.

2.10.2. Planeamiento de la terminación.La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después de la cementada la última tubería de revestimiento de explotación y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburo o taponado si así se determina.

El objetivo primordial de la terminación de un pozo es obtener la producción óptima de hidrocarburos al menor costo.

2.10.3. Fluidos de perforación para el reservorioLos fluidos de perforación para reservorio son fluidos de perforación no dañinos especialmente diseñados para ser usados en los intervalos del reservorio. Están formulados para maximizar la eficiencia de la perforación al minimizar los daños a la formación, conservando así la productividad potencial del pozo. En general, los fluidos de perforación convencionales no deben ser convertidos a fluidos de perforación de yacimiento (Agila, 2002).

2.10.3.1. Tipos de fluidos de perforación para reservorio.Hay una gran variedad de opciones para seleccionar los fluidos de perforación de reservorio. La selección del fluido de perforación de reservorio más apropiado depende no solamente de los mecanismos de daños potenciales a la formación, sino también del tipo de formación a perforar y del método de completación a usar. a) Fluido de perforación base agua inhibido a base poliaminas.

Un fluidos base agua inhibido es aquel que en su composición tiene un componente inhibidor que evita la hidratación de las arcillas. Se le añaden productos químicos para poder tener un fluido inhibidor.

b) Reduced clay dispersion and hydrationFluido de perforación de emulsión inversaDurante los años cuarenta, se desarrollaron lodos base aceite diesel que no solamente toleraban el agua, sino también usaban el agua emulsionada para controlar y mantener las propiedades..

2.10.4. Fluidos utilizados durante la Terminación.En general el uso de fluidos limpios es el de mejorar los sistemas para optimizar la terminación e incrementar la producción y prolongar la vida del pozo al evitar el daño que se genera en la formación productora al utilizar fluidos con sólidos.

Los sistemas libres de solidos tienen diferentes aplicaciones durante la terminación y reparación de pozos productores de gas o aceite cuando usan como:

Fluidos de Terminación. Fluidos de Reparación. Fluidos para controlar presiones anormales. Fluidos de empaque. Fluidos de perforación únicamente para la zona productora.

2.10.5. Terminación en Agujero Abierto.Si la formación productiva es lo suficientemente fuerte, como en el caso de la caliza, se puede cementar una longitud de tubería de revestimiento directamente encima de esta formación, dejando la formación productiva sin refuerzo. Esto se llama completación en pozo abierto.

Es un método llamado así, al ser fijada la cañería de producción por encima o arriba de la zona de interés.

Ventajas. Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo. El flujo hacia el pozo es a través de los 360 grados. Buen acceso a las fracturas.

Desventajas. El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona. La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada. No hay protección contra el colapso del pozo. No se pueden aislar zonas. Esta terminación es para formaciones no deleznables (principalmente

calizas y dolomitas). Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua-aceite.