lodo informe 1

APARATOS Y PROCEDIMENTOS

Balanza de Lodos

Esta balanza consiste básicamente de: una base de soporte, un recipiente con cubierta circular, un brazo graduado con ballete móvil, y un punto de apoyo con una burbuja de nivel.

El brazo tiene un contrapeso en un extremo el cual, junto con el peso mismo del brazo y el indicador equilibran el peso de un volumen constante de lodo en el recipiente que se halla en el otro extremo del brazo.

Este brazo está graduado en por lo menos 2 de las cuatro unidades siguientes: libras/galón, libras/pie3, gravedad específica, libras por pulgadas cuadrada por cada 100 pies de profundidad. El equipo está construido de material fuerte y consistente que permite soportar el manejo rudo a que es sometido en el campo. Dicho instrumento está descrito esquemáticamente en el apéndice.

Calibración:

1. Retirar la tapa del vaso y llenar completamente el vaso con agua pura o destilada.

2. Volver a colocar la tapa y secar el exceso de agua en el exterior de la misma.

3. Colocar de nuevo el brazo de la balanza sobre la base y el cursosr en el valor de 8.33lbs/gal.

4. La burbuja de nivel debería estar centrada cuando el cursor está en 8,33 lb/gal. Si no, ajustar usando el tornillo de calibración en el extremo del brazo de la balanza. Algunas balanzas no tienen tornillos de calibración y se requiere añadir o remover granallas de plomo a través de la tapa de calibración.

Procedimiento:

1. Quitar la tapa de la copa y llenar completamente la copa con el lodo a analizar.

2. Volver a poner la tapa y girar hasta que esté firmemente asentada, asegurándose que parte del lodo sea expulsado a través del agujero de la tapa.

3. Lavar o escurrir los restos de lodo que se encuentran en el exterior de la copa o el brazo.

4. Colocar el brazo de la balanza sobre la base, y mover el cursor a lo largo del brazo graduado hasta que la burbuja del nivel indique la nivelación correcta.

5. Leer la densidad del lodo en el lado izquierdo del cursor en su unidad correspondiente.

Embudo Marsh

Determina la viscosidad del fluido en un tiempo medido. Es el numero de segundos requeridos para que un cuarto (946 ml) de lodo pase a través de un tubo de 3/16 pulgadas, colocado a continuación de un embudo de 12 pulgadas de largo y 6’’ de diámetro en la parte inferior, acompañado de un tamiz fijo de malla 12, a una distancia de ¾’’ del borde superior del embudo. El valor resultante es un indicador cualitativo de la viscosidad del lodo.

Calibración:

Llenar el embudo hasta la parte inferior de la malla (1.500 ml) con agua dulce a temperatura ambiente y se anota el tiempo para que pasen a través de el 946ml. Este volumen debe escurrir en 26 seg con una tolerancia de mas o menos ½ seg.

Procedimiento:

1. Mantener el embudo en posición vertical, tapar el orificio con un dedo y verter la muestra de lodo recién obtenida a través de la malla dentro de un embudo limpio, hasta que el nivel del fluido llegue a la parte inferior de la malla (1.500 ml).

2. Sostener firmemente el embudo sobre una jarra graduada con indicación de 946cc ( ¼ de galón) .

3. Retirar inmediatamente el dedo del orificio y medir el tiempo que toma en escurrir los 946cc de lodo a través del embudo.

4. Ajustar el resultado al segundo entero más próximo como indicación de viscosidad Marsh. Registrar la temperatura del fluido en grados Fahrenheit o Celsius.

Viscosímetro Rotacional

Constituido por un rotor exterior que gira dentro de un vaso mediante un motor eléctrico. Una caja de velocidades que actúa mediante un sistema de engranajes, hace girar el rotor a 3-6-100-200-300 y 600 revoluciones por minuto (rpm). Al girar el rotor produce un cierto arrastre de un estator concéntrico al mismo.

Este arrastre se mide mediante una balanza de torsión, que indica la fuerza desarrollada en un dial graduado. El instrumento esta diseñado en forma tal que se puedan hacer lecturas directas en unidades adecuadas (deflexiones).

Procedimiento para la Viscosidad Plástica y el Punto Cedente:

1. Depositar el lodo recientemente agitado en el recipiente. Colóquelo bajo el aparato y sumerja el rotor exactamente hasta la marca.

2. Poner en marcha el motor y se coloca en su posición más baja el botón que acciona la caja de velocidades para obtener la más alta velocidad (600 rpm) y coloque el interruptor en posición HIGH. Se mantiene la agitación durante 10 a 15 segundos hasta obtener una lectura constante en el dial y se anota este valor.

3. Colocar el interruptor en posición LOW, para obtener baja velocidad. El valor constante del dial a baja velocidad es la lectura a 300 rpm.

4. El valor resultante de la resta de las lecturas a 600 y 300 rpm, se expresa como Viscosidad Plástica (VP) y como Punto Cedente en lbs/100pie2 el valor obtenido de la resta de la lectura de 300 rpm y la viscosidad plástica.

5. Se debe indicar la temperatura a la cual se realizó la prueba.

Para medir la resistencia de gel inicial, se prepara la muestra en la misma forma como en el procedimiento anterior. Se agita el lodo durante 10 segundos a 600 rpm; se coloca el botón en 3 rpm, se para el motor por un tiempo de 10 segundos, luego se enciende y se registra la lectura máxima del dial como resistencia inicial de gel, expresada en libras/100pies2.

Luego de medir la resistencia inicial, se vuelve a agitar la muestra con el motor a 600 rpm y se deja en absoluto reposo durante diez minutos. En la misma forma como se obtuvo el gel inicial, se hace girar el rotor y se lee la máxima deflexión del dial. Este valor se reporta como resistencia de gel a los diez minutos o resistencia de gel final.

Retorta Kit

Para determinar el contenido de sólidos y líquidos se utiliza la retorta. Se coloca lodo en un recipiente de acero y se calienta hasta que los componentes líquidos se hayan vaporizado. Los vapores pasan a través de un condensador y se recogen en forma líquida en un cilindro

graduado. Los sólidos se determinan por diferencia. Constituido además de kit por: receptor volumétrico JP, lana de acero fina lubricante de alta temperatura, limpiatubos, Cuchillo para enmasillar o espátula con hoja

Procedimiento

1. Sacar la retorta de la caja aislante. Usando la espátula como desarmador, remover la cámara de lodo de la retorta.

2. Sacar y reemplazar la lana de acero de la cámara superior.

3. Limpiar y llenar con lodo la cámara inferior (10cc). Asegurarse de que no haya aire en la misma ya que se podrían arrojar errores. Para quitar el aire del lodo, agregar dos o tres gotas de antiespumante. Un buen llenado de lodo es esencial.

4. Limpiar el exceso de lodo y enroscar la cámara inferir en la cámara superior. Usar lubricantes de silicón en la rosca.

5. Colocar la retorta en la caja aislante y bajar la tapa.

6. Colocar debajo de la descarga del condensador un cilindro graduado, totalmente limpio y seco.

7. Calentar la retorta y continuar el calentamiento durante 10 minutos, después que no se haya recogido más condensado en el cilindro graduado, todos los sólidos suspendidos y disueltos quedarán retenidos en la retorta.

8. Leer el porcentaje de agua y petróleo directamente en el cilindro graduado, el porcentaje de sólidos es la diferencia restante.

A través de este procedimiento se determina el porcentaje de líquidos en el cilindro y por diferencia se determina el porcentaje de sólidos, el cual es de gran importancia debido a que el contenido de sólidos es determinante para el mantenimiento de las propiedades reológicas del fluido de perforación y para evitar posibles problemas operacionales ocasionados por una alta concentración de sólidos en el sistema, tales como reducción de la tasa se penetración, atascamiento de la

tubería, y posteriores pegas mecánicas y desgaste de las tuberías y equipos de perforación, entre otros.

Equipo para determinar el contenido de arena

Es el equipo utilizado para la determinación del porcentaje de arena, consiste de un envase de un diámetro de 2-1/2 pulgada con una malla 200, un embudo que encaja en el envase y un recipiente de vidrio calibrado desde o hasta 20 por ciento. El porcentaje de arena se lee directamente del recipiente de vidrio

Procedimiento.

1. Obtener una muestra de lodo recientemente agitada.

2. Llenar el recipiente de vidrio hasta la marca “lodo” de 50 cc.

3. Añadir agua clara hasta la marca “agua” de 100 cc. .

4. Cubrir la boca del recipiente con el dedo pulgar y sacudir vigorosamente.

5. Verter la mezcla sobre la malla del envase. Añadir más agua al recipiente, sacudir y nuevamente verter mezcla sobre la malla.

Repetir este proceso hasta tanto el agua este clara.

6. Colocar el embudo boca abajo sobre el extremo superior del envase y cuidadosamente invertir la unidad. Colocar el embudo en la boca del recipiente de vidrio y lavar la arena rociando agua sobre la malla.

7. Permitir que la arena se precipite y registrar el porcentaje de arena por volumen, tomando la lectura directamente del recipiente graduado.

*Si sé esta probando un lodo en base aceite, se debe utilizar diesel en vez de agua. (Pasos 3 y 6).

Agitador eléctrico

Es un aparato que consta de un motor eléctrico que hace girar a un eje alargado que posee unas pequeñas aspas que le da un movimiento circular al fluido en forma de remolino. El equipo consta de un potenciómetro que ajusta la velocidad del rotor.

Balanza analítica

Es un aparato que sirve para determinar el peso de los aditivos químicos que son usados en la preparación de los lodos. Constan de una serie de pesas que indican las cantidad en gramos a ser medidos y un plato que sostiene el material a ser pesado.

Peachímetro

Para medir el pH del fluido de perforación, se recomienda el método que emplea el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio. Este medidor es preciso y proporciona valores de pH confiables, visto que está esencialmente libre de interferencias. Las medidas se pueden tomar rápida y fácilmente, ajustando automáticamente la pendiente y la compensación termostática.

PROCEDIMENTO EXPERIMENTAL

Practica I - A

* Preparar el equivalente a 6 bbl de una suspensión Agua – Bentonita con los siguientes porcentajes en peso de arcillas 3.5, 6.5, 7, 9.5%.

* Determinar para cada uno de los porcentajes las siguientes propiedades:

1. Densidad (lbs/gal)

2. Viscosidad Marsh (seg Marsh/32onzas)

3. Viscosidad aparente (centipoise)

4. Punto cedente (lbs/100pie2)

5. Viscosidad plástica (centipoise)

6. Fuerza gel - 10’ 10’’ (lbs/100pie2)

7. Rendimiento de arcilla (bls/ton).

Alcalinizar con 0.02 lbs/bbl de NaOH.

Practica I - B

* Preparar el equivalente a 4 barriles de laboratorio de una suspensión agua – bentonita con porcentaje en peso de arcilla igual a 7% .

* Determinar las siguientes propiedades:

1) Densidad (lbs/gal).

2) Viscosidad aparente (cps).

3) Punto cedente (lbs/100pie2).

4) Viscosidad plástica (cps)

5) Fuerza gel - 10’ 10’’ (lbs/100pie2)

6) Ph

7) Porcentaje de arena.

8) Porcentaje de agua y sólidos.

* Separar 1bbl de lodo de laboratorio e incrementar su densidad hasta 9 lbs/gal utilizando Barita, Carbonato de Calcio y Hematina.



* Separar 1bbl de lodo de laboratorio e incrementar su densidad hasta 11.5 lbs/gal utilizando Barita, Carbonato de Calcio y Hematina.

* Determinar las siguientes propiedades para cada uno de los barriles anteriores:

1) Densidad (lbs/gal).

2) Viscosidad aparente (cps).

3) Punto cedente (lbs/100pie2).

4) Viscosidad plástica (cps)

5) Fuerza gel - 10’ 10’’ (lbs/100pie2)

6) Ph

7) Porcentaje de arena.

8) Porcentaje de agua y sólidos.

Una vez densificados todos los sistemas cada grupo deberá seleccionar uno de los cuatro barriles en estudio y agregar una cantidad de arena ente 1 y 3 lbs de la misma (verifique la selección de la cantidad con el preparador). Agitar por espacio de 5 minutos y luego determinar el porcentaje de arena con el equipo correspondiente.

ADITIVOS Y SUSTANCIAS QUÍMICAS EMPLEADAS

* AGUA FRESCA: constituye agua corriente a temperatura ambiente.

* BENTONITA: Es una arcilla que presenta gran capacidad de absorción de agua, por esto se le denomina hidrofílixca, esta formada por láminas planas y delgadas, es un excelente viscosificante y agente reductor de pérdida de filtrado. Las partículas hidratadas de bentonita se deforman bastante fácil. El revoque que se produce es resistente, delgado, compresible y muy eficaz para reducir la invasión de filtrado hacia las formaciones. La bentonita es siempre muy útil en reducir la pérdida de filtrado, aun cuando no se hidrate. Eso se debe al tamaño

coloidal de sus partículas y su forma de plaquetas planas. Cuando se flocula un lodo de agua dulce, la bentonita no contribuye mucho al control de pérdida de filtrado

* HIDRÓXIDO DE SODIO (NaOH): también llamada soda cáustica, se adiciona al sistema agua bentonita para alcalinizar la mezcla y controlar el pH y así la corrosión. Posee una gravedad especifica de 2.12, peso molecular de 40, es soluble en agua, provee el medio alcalino necesario para un correcto grado de dispersión de las arcillas (bentonita).

* BARITA: Es un mineral de sulfato de bario (BaSO4) Que se encuentra en la naturaleza como tal, es el agente densificante que se emplea para lodos. Su peso específico de 4.2 a 4.3 lo hace más denso que la mayoría de los sólidos de perforación. (Los sólidos de perforación tienen generalmente un peso específico cercano a 2.6). Tiene además la ventaja de ser inerte y no abrasivo. La densidad de los lodos puede ser aumentada hasta 20 lpg o más con barita.

* HEMATITA: La hematita se ha pretendido utilizar como un sustituto de la barita puesto que es un aditivo densificante y se encuentra disponible en el país, siendo así una fuente segura de densificante a costos

inferiores. Su gravedad especifica varia de 4.9 a 5.3. Su utilización produce resultados operacionales satisfactorios tales como: incremento en la tasa de penetración, contribuye al rendimiento de las mechas policristalinas, disminución en el tiempo de penetración y ahorros en los costos.

Tiene efecto de abrasividad en las partes metálicas del circuito de circulación del lodo. Su empleo reduce el volumen total de sólidos (% de sólidos) requeridos en lodos excepcionalmente densos. Tiende a disminuir el Ph.

* CARBONATO DE CALCIO: El carbonato de calcio (CaCO3) es un sólido inactivo cuando está en un lodo, pero se disuelve en ácidos. Las partículas de carbonato de calcio alojadas en los poros de las zonas productivas pueden ser removidas por medio de tratamiento con ácido, para lograr una mejor producción. Otra característica deseable del carbonato de calcio es que el revoque formado por él se remueve bastante fácilmente de la superficie de las formaciones productivas en el momento de iniciarse el flujo desde las formaciones.

La aplicación principal del carbonato de calcio en los lodos es como agente densificante, sin embargo, su

eficacia es limitada debido a su baja densidad. El peso específico del carbonato de calcio es 2.7.

DATOS Y RESULTADOS

Práctica # 1-A. ESTUDIO DE UN LODO NATIVO

Tabla Nº 1: Cantidades Necesarias para Preparar la Suspensión Agua – Bentonita en un Volumen de 6 Barriles para los Porcentajes de 3.5, 6.5, 7 y 9.5 % en Peso de Arcilla.

X (%) | ρf (Lpg) | Wf (Lbs) | Waditivo (Lbs) | Ww (Lbs) | Vw (cc) |

3.5 | 8.508 | 2144.016 | 75.041 | 2068.975 | 2069.802 |

6.5 | 8.668 | 2184.336 | 141.981 | 2042.355| 2043.172 |

7 | 8.695 | 2191.14 | 153.379 | 2037.805| 2038.621 |

9.5 | 8.833 | 2226.044 | 211.474 | 2014.57| 2015.375 |

Tabla Nº 2: Propiedades Físicas del Lodo Base Agua – Bentonita al 3.5, 6.5, 7 y 9.5% en Peso de Arcilla Respectivamente (A P=14.7lpc y T=18ºC).

% en Peso de Bentonita. | 3.5| 7 | 6.5| 9.5|

Densidad (Lpg) | 8,5| 8,7| 8,6| 8,8|

Tabla Nº 3. Propiedades Reológicas del Lodo Base Agua - Bentonita al 3.5, 6.5, 7 y 9.5% en Peso de Arcilla Respectivamente (A P=14.7lpc y T=18ºC).

% en Peso de Bentonita. | 3.5| 7 | 6.5| 9.5|

Lectura – Fann 600 rpm | 8 | 24 | 19 | 67 |

Lectura – Fann 300 rpm | 5 | 15 | 12 | 44 |

Gel 10’’ (Lb / 100 pie2) | 1,5| 4 | 3 | 35 |

Gel 10’ (Lb / 100 pie2) | 2 | 8 | 11 | 56 |

Viscosidad Plástica (cps) | 3 | 9 | 7 | 23 |

Viscosidad Aparente (cps) | 4 | 12 | 9.5| 33,5 |

Viscosidad de Embudo (seg/32oz) | 0,8789 | 0,3567| 0,3339 | 2,62 |

Punto Cedente (Lb / 100 pie2) | 2 | 6 | 5 | 21 |

Práctica 1-B. LODOS DENSIFICADOS

Tabla Nº 4: Gravedad Específica de los Densificantes.

Densificante | Barita(BaSO4) | Carbonato de Calcio(CaCO3) | Hematita(Fe2O3) |

γ | 4.25 | 2.7| 5.1|

Tabla Nº 5: Cantidad necesaria de cada densificante para incrementar el peso de 1 Barril de Lodo a 9, 10, 11 y 11.5Lpg a partir de una densidad inicial de 8.695lpg (Lodo Base Agua 7% Peso de Arcilla).

Densificante | Peso del Densificante (Gramos) |

| 9 | 10 | 11 | 11.5 |

CaCO3 | 20.883 | 89.354 | 157.825 | 192.060|

BaSO4 | 16.98 | 72.65 | 128.327 | 156.164|

Fe2O3 | 16.1065 | 68.914 | 121.723 | 148.127 |

Tabla Nº 6: Propiedades Físicas y Químicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita (A P=14.7lpc y T=17.7ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |

Densidad (Lpg) | 8.7| 8.65 | 8.7| 8.65 |

pH | 7.98 | 7.78 | 9 | 8.07 |

Tabla Nº 7: Propiedades Reológicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita (A P=14.7lpc y T=17.7ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |

Lectura – Fann 600 rpm | 22 | 22 | 20.5 | 19 |

Lectura – Fann 300 rpm | 14 | 13 | 12.5 | 10 |

Gel 10’’ (Lbs / 100 ft2) | 5 | 4 | 3 | 4 |

Gel 10’ (Lbs / 100 ft2) | 12.5 | 16 | 12 | 12 |


Viscosidad Aparente (cps) | 11 | 11 | 10.25 | 9.5|

Punto Cedente (Lbs / 100 ft2) | 6 | 4 | 4.5| 1 |

Tabla Nº 8: Propiedades Adicionales del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita (A P=14.7lpc y T=17.7ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |

% Liquido | 98 | 94 | 97 | 99 |

% Sólidos | 2 | 6 | 3 | 1 |

Tabla Nº 9: Propiedades Físicas y Químicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Barita (A P=14.7lpc y T=18ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |

Densidad a Alcanzar (Lpg) | 9 | 11 | 10 | 11.5 |

Densidad Obtenida (Lpg) | 8.95 | 10.8 | 9.9| 11.32 |

pH | 7.57 | 8.46 | 8.72 | 8.5|

Tabla Nº 10: Propiedades Reológicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Barita (A P=14.7lpc y T=18ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


Lectura – Fann 600 rpm | 26 | 40.5 | 33 | 47 |

Lectura – Fann 300 rpm | 16 | 24 | 21 | 28 |

Gel 10’’ (Lbs / 100 ft2) | 5 | 12 | 10 | 9 |

Gel 10’ (Lbs / 100 ft2) | 12 | 19 | 19 | 18 |

Viscosidad Plástica (cps) | 10 | 16.5 | 12 | 19 |

Viscosidad Aparente (cps) | 13 | 20.25 | 16.5 | 23|

Punto Cedente (Lbs / 100 ft2) | 6 | 7.5| 9 | 9 |

Tabla Nº 11: Propiedades Adicionales del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Barita (A P=14.7lpc y T=18ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


% Liquido | 96 | 79 | 95 | 88 |

% Sólidos | 4 | 21 | 3 | 12 |

% Arena | | | | 1.6|

Tabla Nº 12: Propiedades Físicas y Químicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Calcita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


Densidad (Lpg) | 8.9| 10.7 | 10 | 11.35 |

pH | 8.99 | 7.6| 8.84 | 7.7|

Tabla Nº 13: Propiedades Reológicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Calcita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


Lectura – Fann 600 rpm | 25 | 41 | 31 | 49 |

Lectura – Fann 300 rpm | 14 | 25 | 19 | 27 |

Gel 10’’ (Lbs / 100 ft2) | 3 | 10 | 7 | 8 |

Gel 10’ (Lbs / 100 ft2) | 12 | 18 | 14 | 18 |


Viscosidad Aparente (cps) | 12.5 | 20.5 | 15.5| 24.5 |

Punto Cedente (Lbs / 100 ft2) | 3 | 9 | 7 | 5 |

Tabla Nº 14: Propiedades Adicionales del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Calcita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


% Liquido | 72 | 77 | 92 | 78 |

% Sólidos | 28 | 23 | 8 | 22 |

% Arena | | 1.5| | |

Tabla Nº 15: Propiedades Físicas y Químicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Hematita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


Densidad (Lpg) | 9 | 10.9 | 10 | 11.5 |

pH | 7.2| 7.14 | 8.52 | 8.7|

Tabla Nº 16: Propiedades Reológicas del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Hematita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


Lectura – Fann 600 rpm | 25 | 45 | 34 | 42 |

Lectura – Fann 300 rpm | 15 | 30 | 20 | 23 |

Gel 10’’ (Lbs / 100 ft2) | 5 | 19 | 9 | 9 |

Gel 10’ (Lbs / 100 ft2) | 13 | 32 | 14 | 16 |


Viscosidad Aparente (cps) | 12.5 | 22.5 | 17 | 21|

Punto Cedente (Lbs / 100 ft2) | 5 | 15 | 6 | 4 |

Tabla Nº 17: Propiedades Adicionales del Lodo Base (Agua – Bentonita) al 7% en Peso de Bentonita Densificando con Hematita (A P=14.7lpc y T=19.8ºC).

Grupos | 1 | 2 | 3 | 4 |


% Liquido | 81 | 91 | | 89 |

% Sólidos | 19 | 9 | | 11 |

% Arena | | | 1.2| |

DISCUSIONES

Práctica I-A

* Densidad

Las densidades experimentales no difieren mucho de los valores teóricos, pues la aproximación es notoria. Las variaciones se deben a errores en el momento del pesado o a la mala calibración de la balanza de lodos.

De las densidades obtenidas experimentalmente el valor más alejado del teórico apenas alcanzó una diferencia de 0.095 Lpg.

De acuerdo a los datos de la tabla Nº 2, se observó que la densidad del lodo aumenta con el incremento del porcentaje en peso de bentonita, esto debido a que a mayor peso de bentonita, hay mayor concentración de sólidos por unidad de volumen, lo que se traduce en un aumento de la densidad.

A nivel de laboratorio, el contraste en las densidades de los lodos fue evidente, para el lodo con x=11.5% el peso del envase con lodo fue mucho mayor que el de x=3.5%.

A pesar de que los resultados se alejan muy poco de los valores teóricos del sistema en estudio, ninguna de estas suspensiones proporciona la densidad requerida para perforar el Miembro Blanco, la cual es de 10.38lpg, es decir no proporcionan la presión hidrostática necesaria para llevar a cabo una perforación segura en este intervalo, por esto es recomendable densificar la suspensión a emplear para obtener una densidad adecuada que suministre una presión hidrostática que controle las presiones de las formaciones y proporcione un buen sostén a las paredes del pozo.

Perforar con una densidad menor a la necesaria para lograr sobrebalance traería como consecuencia que los trabajos de perforación no tengan un margen de seguridad produciéndose problemas operacionales tales como; derrumbes por no tener un buen sostén sobre las paredes de las formaciones, y de que no se tengan unas propiedades reológicas adecuadas para el acarreo de ripios, de modo que estos derrumbes irán hacia el fondo del pozo ocasionando disminución en la tasa de penetración, desgastes en la mecha y posibles atascamientos de la tubería de perforación. Otro problema que se puede generar si se emplean estas suspensiones sin densificar son las arremetidas por no tener un buen sobrebalance ejercido por la columna de fluido contra las formaciones, y si se produce una arremetida y no se controla a tiempo ocurrirá un reventón que es el problema menos deseado durante la perforación de un pozo.

Es importante resaltar que al momento de densificar el lodo no se puede exceder la densidad de fractura de la formación (12.84lpg) porque se fracturaría la formación y se produciría una perdida de circulación (perdida de fluido hacia la formación), lo cual dañaría la formación y a

la vez se reduciría la columna de fluido, reduciéndose la hidrostática y generándose posiblemente una arremetida.

* Viscosidad de Embudo

Los valores teóricos de viscosidad Marsh para el sistema agua – bentonita están entre 35-45seg/32oz, las viscosidades obtenidas para cada suspensión fueron: 3.5%(28.12seg/32oz); 6.5%%(10.68seg/32oz); 7%(11.41seg/32oz); y 9.5%(83.84seg/32oz); estos valores claramente difieren mucho de los valores teóricos, debido a los errores de medición, no obstante, se cumple que a mayor concentración de arcilla mayor es la viscosidad de embudo, ya que por la mayor cantidad de sólidos hay mayor resistencia al flujo.

Ninguna de las suspensiones tienen viscosidades de embudo que se aproximan a los rangos teóricos de 35seg/32onzas y 45seg/32onzas respectivamente, es decir, que no se tendrá una buena capacidad de acarreo de ripios desde el pozo hacia la superficie, lo que proporciona una inadecuada limpieza del hoyo y genera problemas relacionados con la contaminación con sólidos.

* Viscosidad Plástica

El rango teórico de viscosidad plástica para el sistema agua bentonita esta ente 10 cps y 16 cps, y de acuerdo a los resultados obtenidos para las diferentes suspensiones que se indican en la tabla Nº 3; ninguna suspensión proporciona el valor de viscosidad plástica dentro del rango teórico, no obstante, se observa que a mayor concentración de arcilla mayor es la viscosidad plástica porque mayor es la fricción entre las partículas suspendidas en la fase continua, es decir la viscosidad plástica depende de la concentración de los sólidos en el sistema. Ver gráfico Nº 3.

* Viscosidad Aparente

Los valores de esta propiedad obtenidos para las suspensiones de agua bentonita al 3.5, 6.5 7 y 9.5 % de arcilla se indican en la tabla Nº 3, comparados con el rango teórico de esta propiedad para este sistema (15 – 18cps) ninguna de las suspensiones preparadas cumple con los valores teóricos, además se observa que a mayor concentración de sólidos mayor es la viscosidad aparente del fluido porque mayor es la resistencia a fluir.

Las suspensiones de 3.5% y 7% de arcilla con viscosidades aparentes de 4cps y 12cps aproximadamente no son recomendables porque no se cuenta con la viscosidad adecuada para el buen acarreo de ripios, es decir no proporcionan tener una perforación con una adecuada limpieza del hoyo, lo que generaría problemas como reducción de las tasas de penetración y por ende mayor costo en la perforación, como los sólidos se quedan en el espacio anular se producen atascamientos de la tubería, arrastre, desgaste en la mecha, alteración de la densidad. Sería recomendable la adición de viscosificantes (bentonita) para incrementar la viscosidad para tener una buena limpieza del hoyo y evitar problemas con sólidos provenientes de las formaciones perforadas.

La suspensión con 7% de bentonita debió estar dentro de los valores teóricos, pero esto no se logró, se obtuvo el valor de 12cps, el cual esta por debajo de los datos teóricos del sistema, esto pudo ser causado por una inadecuada lectura en el viscosímetro.

Con una suspensión con 9.5% de arcilla no es recomendable perforar, debido a que presenta mayor cantidad de sólidos y por ende mayor valor de viscosidad aparente (33.5cps) este alto valor de viscosidad generara

problemas de bombeabilidad del lodo, reducción de las tasas de penetración y un inadecuado acarreo de ripios lo que ocasionará problemas con los recortes hechos por la mecha que se quedaran en el espacio anular produciendo atascamientos de la tubería.

Además cuando hay mayor contenido de sólidos en el sistema se forma un revoque grueso permeable que no controla de forma adecuada la perdida de filtrado, y al perder gran cantidad de fase continua del lodo se ven afectadas las propiedades reológicas y la densidad del fluido. Ver gráfico Nº 1.

* Punto Cedente

Para el sistema evaluado, los valores de punto cedente obtenidos para cada suspensión se indican en la tabla Nº 3, de acuerdo a los valores teóricos del sistema el punto cedente debe estar entre 8 lbs/100ft2 y 14 lbs/100ft2, se observa que a mayor cantidad de arcilla mayor es el punto cedente del fluido porque mayor es la fuerza de atracción de las partículas suspendidas, tal comportamiento lo refleja el grafico Nº 4, con poca dispersión.

* Fuerza de Gel

Los valores de geles iniciales y finales para todas las suspensiones evaluadas se muestran en la tabla Nº 3, se observa que a mayor contenido de arcilla mayores son los geles, es decir mayor capacidad tiene el fluido de formar estructuras gelatinosas que contribuyen con la suspensión de recortes, ripios y sólidos deseables en la perforación. Por la diferencia entre los geles iniciales y finales estamos en presencia de geles progresivos que son característicos de este tipo de sistema, por la cantidad de partículas sólidas presentes, excepto para el lodo con 3.5% arcilla.

Si se emplean fluidos con baja fuerza gel, no se podría cumplir con una de las funciones principales del fluido de perforación que es la suspensión de recortes, ripios y sólidos deseables (barita) cuando el lodo esta en reposo, lo que ocasionaría que los sólidos caigan al fondo del pozo produciéndose pegas mecánicas(atascamiento de la tubería por ripios), y trastornos en los valores de densidad producto del asentamiento de la barita en el fondo, lo que traería como consecuencia arremetidas y posibles reventones .

De acuerdo al análisis de rendimiento de arcilla, se determinó por medio del gráfico Nº 1, que el porcentaje en peso de arcilla para obtener el mayor numero de barriles de lodo de 15cps de viscosidad aparente a partir de una tonelada de arcilla fue de 7.2%, no obstante, este valor es algo alto, debería aproximarse mas al 7% de acuerdo a los valores teóricos, pero debido a los errores e medición se obtiene dicho valor.

Práctica I-B

Las densidades obtenidas experimentalmente no difieren mucho de los valores teóricos calculados. Ver tablas Nº 9, 12 y 15. Se observó que a mayor cantidad de densificante agregado mayor es la densidad obtenida. Ver gráficos Nº 6, 10 y 14. Tal afirmación aplica para los tres tipos de densificantes utilizados: Barita, Calcita y Hematita respectivamente.

De acuerdo al gráfico Nº 5, se refleja que para alcanzar una misma densidad deseada para 1bbl de lodo, es necesario agregar mayor cantidad de calcita que barita y hematita.

Debido a que la Calcita tiene muy poca gravedad específica, es necesario agregar mucha cantidad de esta para poder densificar e igualar el efecto de la barita y hematita respectivamente.

En contraste la hematita, posee alta gravedad específica, y solo requiere una menor cantidad. La Barita es pesada, pero no tanto como la Hematita, por lo que la Barita requerirá agregarse en más proporción que la Hematita.

De hecho, los gráficos Nº 15, 16 y 17 muestran que en la prueba de retorta, el lodo que presentó el mayor porcentaje de sólidos dentro de su composición fue el densificado por Calcita, seguido por el densificado por Barita y por ultimo, con la menor concentración de sólidos se encuentra el lodo densificado con Hematita.

De lo experimentado en el laboratorio y de los valores de reología obtenidos del estudio de todos los lodos densificados, se observó que mientras más cantidad de densificante se agregó, mayor era el punto cedente, fuerza de gel, viscosidad plástica y aparente, ciertamente con algunas desviaciones en esa tendencia creciente producidas mayormente por los errores al momento de tomar las medidas en el viscosímetro Fann. Por otra

parte, la densidad tuvo un comportamiento creciente al añadir más densificante.

Se observó una cierta proporcionalidad entre la cantidad de densificante utilizada y la propiedades reológicas. La relación entre el aumento de algunas de las propiedades reológicas en los lodos densificados con respecto a la cantidad de densificante, puede ser visualizada de acuerdo al tipo de material densificante, ya sea hematita (Gráficos Nº 12 y 13), Barita (Gráficos Nº 9 y 11), Calcita (Gráficos Nº 7 y 8).

A mayor cantidad de densificantes en un lodo, mayor cantidad de sólidos y por ende mayor atracción eléctrica y roce mecánico entre las partículas, lo que se traduce en mayores puntos cedentes, viscosidades plásticas y aparentes, resistencias de gel, etc.

Con respecto al Ph, se observó que para la Barita los valores fueron en promedio mayores que 8, representando una alcalinidad leve. Por otro lado, para el la hematita sucedió lo contrario, los valores de pH se aproximaron más a 7, es decir, haciendo que el lodo se comportara como una base muy débil. Ver tabla Nº 9 Y

15. La Calcita presenta valores de pH intermedios para los valores de hematita y barita.

En base a los valores de pH observados, los lodos densificados con Hematita son altamente susceptibles a crear ambientes corrosivos, debido a que tienen una marcada tendencia a la neutralidad.

Los lodos densificados con densidades entre aproximadamente 11 y 11.5Lpg son aptos para la perforación del Miembro Blanco, ya que permiten generar un sobrebalance, ambos valores superan los 10.38Lpg mínimos, y permiten dar cierto rango de seguridad ante fracturas, ya que la densidad a partir de la cual se puede inducir fracturas es 12.84Lpg.

A algunos de los lodos densificados se le agregó cierta cantidad de arena para calcular el porcentaje de la misma, donde todas las pruebas obtuvieron cantidades menores al 2%. El lodo densificado con barita de 11.32Lpg (Ver Tabla Nº9) presentó el mayor porcentaje de arena de 1.6%.

Un fluido con propiedades verdaderas de invasión ultra-baja se utilizó para perforar por primera vez en Venezuela en el Distrito Tomoporo, Campo Barúa

Alan G. Arbizú, Paul Reid, José G. Moreno, Impact Solutions Group; Edín Frontado, Alí A. Avila, Néstor León, Samán Tecnología Integral en Petróleo, C.A.; Alexis Bracho, PDVSA E&P

Resumen

Reduciendo las características de invasión de un fluido de perforación, de completamiento o de reparación a un nivel lo más bajo posible, se pueden eliminar considerablemente los problemas de las formaciones mecánicamente inestables, las pegas por presión diferencial y las pérdidas de circulación. Si la invasión no sucede o se puede detener luego de formar un sello, la mecánica de las rocas indica que esta es una forma viable de conseguir una mayor fortaleza para el hoyo.

Un fluido con propiedades verdaderas de invasión ultra-baja, conteniendo agregados deformables que forman una barrera de una permeabilidad muy baja se aplicó por primera vez en Venezuela en un pozo en el campo Barúa del Distrito Tomoporo, Estado Zulia.

Esta es una tecnología avanzada que se ha utilizado en diferentes partes del mundo, se adaptó a las necesidades de PDVSA a través de un extenso programa de análisis e investigación contando con la valiosa participación del equipo técnico y de operaciones de la empresa Samán Tecnología Integral en Petróleo, C.A.

Esta aplicación la realizó Samán conjuntamente con Impact Solutions Group (ISG), en el side-track del hoyo de 12 ¼ pulgadas en el pozo MGB-52 ST en el Campo Barúa del Distrito Tomoporo, después que el revestimiento de 9 5/8 pulgadas sufrió una pega por presión diferencial en el hoyo original perforado con un fluido convencional 100% aceite mineral.

Con esta aplicación quedó demostrado que con la aplicación de la tecnología de Fluidos de Invasión Ultra-Baja (FIUB) se pueden reducir los riesgos operacionales y pérdidas económicas cuando se perforan secciones combinadas de formaciones altamente inestables (Paují), intercaladas con arenas de baja presión (Isnotú, Betijoque) que pueden resultar en atascamientos de tubería por presión diferencial.

Introducción

El mecanismo para lograr la invasión ultra-baja y proteger las formaciones durante la perforación se ha tratado en detalle en otras publicaciones1-3 por lo que aquí únicamente se repasará brevemente.

Este trabajo va a describir los parámetros de diseño del fluido, detallando el proceso de evaluación del producto y su aplicabilidad; así como los pasos que se utilizaron para medir su desempeño durante las operaciones de perforación.

Se incluyen las conclusiones importantes derivadas de esta primera aplicación en Venezuela y también

las recomendaciones para optimizar las futuras aplicaciones de esta novedosa tecnología.

Palabras Clave: FIUB (Fluido de Invasión Ultra Baja), Agregados Deformables, Protección Mecánica, Lecho de Arena

Descripción de la Tecnología de FIUB

Fig. 1. Representación esquemática de los

polímeros modificados y de los sólidos que

forman agregados en solución

El FLC2000 reduce considerablemente la invasión de fluido hacia la permeabilidad de la matriz y las micro-fracturas. Es una mezcla de polímeros celulósicos modificados y de sólidos orgánicos cuya superficie ha sido modificada para promover su funcionalidad. Los pesos moleculares de los componentes poliméricos son bajos, lo cual permite una mezcla fácil sin un aumento considerablemente de viscosidad. Esta característica es importante cuando se utiliza el producto FLC2000 en fluidos de relativa alta densidad.

Tanto los polímeros de alto rendimiento, como los sólidos orgánicos se han modificado a fin de conseguir un rango de solubilidad en el agua y en el aceite (ó sea, ellos cubren un rango de valores HLB). Cuando se añaden a un fluido a base de agua, algunos componentes se disuelven y se dispersan para proporcionar un control de filtrado similar al de muchos aditivos convencionales. Mientras que otras especies únicamente se solubilizan parcialmente debido a sus propiedades oleofílicas; las cuáles se reúnen entre los agregados deformables que le dan al FLC2000 fluido ó espaciador sus características de baja invasión y de un bajo daño a la formación. Ver figura 1.

Es importante hacer hincapié en una propiedad importante. Al formarse esta barrera ó membrana de muy baja permeabilidad, el producto proporciona protección mecánica a las formaciones débiles, en cuanto a transmisión de presión y fracturamiento se refiere4. Esto es muy relevante cuando existen formaciones como las del campo Barúa, tal como se explicará en el desarrollo de este trabajo.

Para la implementación efectiva de la tecnología FIUB, es requisito primordial que exista en el sistema de fluido una concentración efectiva del producto en todo momento mientras se perfora.

La concentración crítica ó efectiva del aditivo en un fluido de perforación se ha establecido mediante pruebas de sellamiento en el laboratorio entre 3 y 8 libras por barril (8.6 y 22.8 kg/m3).

Dentro de este rango la óptima va a depender de las propiedades del fluido base, de la permeabilidad de las formaciones que se perforan y la diferencial de presión entre el hoyo y las formaciones permeables2. La efectividad de la concentración aplicada se debe determinar inicialmente por la prueba con una jeringa1

y luego con la prueba en el lecho de arena. Por lo tanto es imprescindible que el material se mezcle uniformemente en todo el sistema del fluido de perforación con la concentración adecuada antes de llegar a la zona donde se anticipan los problemas de acuerdo al trabajo realizado durante el diseño de la aplicación.

La limpieza de la membrana o barrera protectora proveída por el producto cuando se aplica en el yacimiento de interés es muy sencilla puesto que los agregados solamente existen cuando hay una concentración igual ó superior a la concentración crítica del FLC2000 en el fluido. De hecho, cuando esta

membrana está en contacto con un fluido de lavado ó con una salmuera de completamiento, las que carecen de aditivo, ó cuando entra en contacto con el fluido de formación a medida que el pozo se pone a producir, la barrera se dispersa y se limpia con los fluidos del pozo. Esto contribuye a que el fluido preserve la integridad de la formación y minimice el daño que se le pueda causar, resultando en tasas de productividad más altas que en los pozos donde no se utiliza3.

Aplicación

El producto FLC2000, se utilizó en el pozo MGB-52ST perforado en el campo Barúa, Distrito Tomoporo. Este campo está situado en la costa oriental del Lago de Maracaibo, y forma parte de la cuenca del mismo nombre5. Su alta complejidad geológica y problemas asociados se han documentado ampliamente en otras oportunidades5-7, por lo que únicamente se resaltarán en este trabajo las características que se pueden aliviar con la tecnología del FIUB. Problemas característicos de la zona son documentados en la tabla1.

POZO: MGB 26A - INTERVALO 12 ¼” (4000´-13275)

PROFUNDIDAD VIAJE, PIES

DENSIDADLBS/GAL

PUNTOS DEARRASTRES

VALORKLBRS

6599 12.5 6599, 6512 55

7920 13.2 7781.7317,7189,7160,7132,7077 40-50

9380 13.2 CONATO DE PEGA

11179 13.411179 INC DENSIDAD A 13.8

LPG

11371 14.0 10793-10735 5012412 14.0 ST / COLISION CON REVESTIDOR OTRO POZO

HOYO DESVIADO DESDE 11306 PIES13188 14.8 CONATO DE PEGA

13270 14.8 CONATO DE PEGA Tabla 1. Pozo MGB-26A - Problemas característicos en pozos del área

La secuencia estratigráfica perforada se inicia con las formaciones Betijoque-Isnotú de edad Mío plioceno. Seguidamente se encuentra la sección del Eoceno, que comprende las lutitas de la formación Paují, sus Arenas Basales (A-9/A-10) y la arena B-1 de la Formación Misoa. La estratigrafía de este campo se puede observar en la Figura 2.

Las características de inestabilidad de la formación Paují debido a su buzamiento de 5o a 10o, de esfuerzos geo-mecánicos desbalanceados y el efecto negativo de numerosas fallas hacen que se requiera alta presión hidrostática para su soporte. Este hecho, aunado a la litología del campo que se caracteriza por la presencia de intercalaciones de arcillitas fácilmente deformables y arenas depletadas prácticamente a lo largo del todo el hoyo, justificaron la aplicación de un producto con características sellantes extremas. El objetivo era poder soportar las paredes del hoyo con alta densidad del fluido, mientras se previene los pegamientos de la tubería por efectos diferenciales. Precisamente de esta necesidad se generó el interés por esta tecnología.

Fig. 2. Columna

Estratigráfica del

Campo Barúa

Proceso de diseño del fluido

La tecnología FIUB es tal, que no se puede aplicar indiscriminadamente sin un exhaustivo análisis preliminar para validar que las condiciones existentes en el pozo son aquéllas para las cuales el FLC2000 ha sido diseñado.

De acuerdo con PDVSA se determinó inicialmente que los problemas operacionales en el campo Barúa parecían ofrecer una oportunidad para evaluar adecuadamente sus beneficios. En base a esto se elaboró un programa de trabajo para diseñar el fluido de perforación más adecuado a las necesidades. En primer lugar, se enviaron tres (03) galones de fluido Saman Core de campo con una densidad de 14.3 libras por galón al laboratorio de Impact Solutions a fin de verificar la compatibilidad del FLC2000 con el sistema de fluidos a utilizar, optimizar los componentes del mismo y verificar que se puede lograr un sello efectivo en la prueba del lecho de arena. La Figura 3 muestra como el FIUB sella una arena 20/40. Se observa como la profundidad de la invasión disminuye a medida que la concentración del FLC2000 aumenta de 3 a 6 libras por barril.

Fig. 3. Los resultados

después de envejecer un fluido de 15.8 lpg. Indican

que con 3 lpb de FLC2000 se logra un

sello efectivo en un lecho de arena.Este se

mejora con 6 lpb del

producto

Por su parte PDVSA suministró amplia información referente a los acontecimientos en varios pozos vecinos ya perforados, la cual consistió en registros eléctricos, reportes de perforación y resúmenes de pozo. Esta información fue muy valiosa y se analizó paralelamente con el trabajo que se iba haciendo en el laboratorio para ir correlacionando las secciones que presentan más problemas en el área con el respectivo tratamiento que se proponía realizar con el FIUB.

Desarrollo de la aplicación

Fig. 4. Lecho de arena mostrando sello

efectivo del FLC2000 durante la perforación.

El espacio entre las dos flechas

corresponde a 5 cm. La invasión fue de 1 cm

Como resultado de este proceso y en acuerdo con Petróleos de Venezuela E&P se decidió evaluar las propiedades de sellamiento del producto FLC2000 en una concentración mantenida de 4-5 libras por barril perforando un hoyo desviado de 12 ¼” (side track) desde 3,425 pies hasta 13,390 pies; la misma fue necesaria después de haber abandonado el hoyo original al ser imposible recuperar el revestidor de 9 5/8” pegado a la profundidad de 8,479 pies. El objetivo de la operación fue fundamentalmente reducir el riesgo de pega diferencial en la parte media de este intervalo cuando es necesario incrementar la densidad para estabilizar las formaciones predominantemente lutíticas muy inestables en la sección basal del hoyo. Este objetivo se cumplió a cabalidad, como se demuestra en el desarrollo de este trabajo.

La sección se perforó con un fluido compuesto de 20% de fluido reciclado y 80% de volumen nuevo. A este volumen se le agregó inicialmente tres libras por barril de FLC2000. Luego, a medida que avanzó la perforación se aumentó hasta cinco libras por barril. La concentración se mantuvo mediante el bombeo de píldoras con producto y agregado material directo al sistema.

Además de las pruebas convencionales que se le realizan a un sistema de fluido para evaluar su desempeño, en esta aplicación se verificó que el aditivo a la concentración recomendada, proporciona un sello efectivo. Esto se logró mediante la prueba en un medio filtrante de arena de granulometría 40/60 realizada periódicamente. La Figura 4 muestra el resultado de una de estas pruebas donde se observa una invasión de aproximadamente 1 cm. en el medio filtrante.

Debido a las altas tasas de penetración que se obtuvieron durante la parte superior de esta sección fue necesario ajustar el tratamiento para mantener la concentración que resultaba en un sello adecuado. Con un tratamiento de tres sacos de FLC2000 por cada 90 pies perforados se pudo mantener un sello eficiente. Es decir, la invasión en el lecho de arena nunca superó los ocho centímetros. Cuando la porosidad de la formación perforada aumentó, y debido a las tasas de perforación tan elevadas, fue necesario incrementar el tratamiento a 4 sacos por cada 90 pies perforados a fin de mantener el sello y por ende la estabilidad del pozo.

Durante toda la perforación se evaluó constantemente el fluido observando unas propiedades muy estables especialmente en lo que respecta a la pérdida por filtrado y a la reología incluyendo los geles. Esto confirma la compatibilidad del FLC2000 con los otros aditivos de este sistema Saman Core y su aporte a la economía total de la operación el cual se manifiesta en varios frentes. Uno de ellos, muy importante de resaltar en esta aplicación es el relacionado con el tamaño de las mallas de las zarandas. Se utilizaron en su mayoría mallas de mesh 140 sin observar pérdida de producto o de fluido; al mismo tiempo el contenido de sólidos y de arena en el sistema se pudo mantener en el rango deseado.

Es importante resaltar también que la utilización del FLC2000 en la concentración usada de 5 libras por

barril no se hizo notar en el correcto funcionamiento de los motores de fondo utilizados para la perforación direccional.

Fig. 5. Comparación entre los arrastres ocurridos durante la perforación

del hoyo 12 ¼” Original y el hoyo desviado

Observaciones durante la aplicación

Uno de los objetivos al utilizar un FIUB es lograr una estabilidad mecánica en el pozo como resultado de disminuir al máximo la invasión de fluido hacia la matriz de la formación. Esto se cumplió al poder perforar el pozo sin mayores problemas. Únicamente en algunos viajes se detectaron arrastres y apoyos, sin embargo los mismos fueron menores que los encontrados durante la perforación del hoyo original MGB-52. Esto se puede observar en los datos que se grafican en la Figura 5, arrastres en los dos pozos y en la Figura 6 donde se presentan los datos de los apoyos encontrados. Se pudo determinar que generalmente los arrastres se producían frente a formaciones de arcillita donde el hoyo presenta un buen calibre, como se expone en la Tabla 6 que correlaciona los puntos de apoyo con la litología y el diámetro del pozo.

Fig. 6. Comparación entre los

apoyos ocurridos durante la perforacióndel hoyo 12 ¼” Original y el hoyo desviado

Las pérdidas de fluido por invasión y/o por filtración fueron casi un 50% menor en comparación con lo sucedido en el hoyo original a las mismas profundidades. Ver la Figura 7 donde se comparan estos volúmenes.

Fig. 7. Diagrama

comparativo de

pérdidas de filtrado

AP-ATy pérdidas de filtrado

a la formación

En resumen la perforación del intervalo fue más rápida pero al final se sintieron los efectos de la falta de soporte adecuado por la presión hidrostática, por lo que fue necesario incrementar la densidad del fluido a niveles superiores a los utilizados en el hoyo original. La Figura 8 indica diferencias significativas de las respectivas tasas de perforación hasta la profundidad de 10,500 pies, lo cual podría ser consecuencia de la menor densidad y de una transmisión más efectiva del peso sobre la mecha, gracias a la estabilidad que presentó el hoyo, tal como se menciona anteriormente.

Fig. 8. Gráfico Comparativo de Densidades y Tasas de Perforación

Desde dicha profundidad hasta la profundidad final cuando comienzan las intercalaciones lutíticas significativas, la tasa de perforación fue prácticamente semejante en ambos pozos.

Después de este incremento de densidad se logró sacar la tubería, bajar y cementar el revestidor en la profundidad escogida sin problema alguno, lo cual no fue posible en el hoyo original.

A pesar de que no se corrió un registro de calibre por decisión de PDVSA, utilizando marcadores se demostró que el diámetro del hoyo estaba muy cercano al calibre de la mecha.

Conclusiones

La habilidad de reducir la invasión hacia la formación de fluido y de presión a niveles ultra-bajos acarrea beneficios considerables en términos de menos pérdidas de fluido, menos daño a la formación productora, menos riesgo de pegas por presión diferencial y mejor estabilidad de hoyo en formaciones potencialmente inestables. La utilización de la tecnología de FIUB constituye una forma de proporcionar más fortaleza al hoyo. Concretamente en esta operación se logró:

• Una sinergia completa del producto FLC2000 con los otros productos del sistema Saman Core. • Las propiedades reológicas del sistema se mantuvieron estables durante la perforación. Notándose valores menores en el filtrado AP-AT.

• Las tasas de perforación en el hoyo desviado fueron considerablemente mayores. Esto se puede atribuir a la menor densidad del fluido y a una mejor transmisión del peso al tope de la mecha. • Se redujo el volumen total de fluido procesado debido a un menor volumen que se perdió por filtración y por invasión, lo que confirma la efectividad del sello que se logró con el FIUB.• La reducción y hasta eliminación de problemas durante la perforación, especialmente las pegas por presión diferencial, traen como resultado una operación más eficiente y por lo tanto más económica.

Recomendaciones

1. Continuar su utilización para optimizar todo lo relacionado con la aplicación y desempeño del producto en el área a una concentración de 6 libras por barril.2. Evaluar el programa de densidad del fluido para determinar si es necesario iniciar la perforación de estas secciones con densidades mayores para proporcionar el soporte necesario desde un comienzo y evitar la reducción de las formaciones arcilitas plásticas con el tiempo de exposición.3. Debe evitarse el uso de centrífugas mientras se utilice el producto. 4. Utilizar la habilidad del FLC2000 para sellar estas formaciones a fin de optimizar las concentraciones y el número de los otros materiales usados en el sistema.5. Dado que el producto demostró excelente capacidad de sello en las zonas permeables, se recomienda su uso para el hoyo de producción donde ese tipo de litología es prevalerte.

Reconocimiento

Los autores desean dejar constancia de su agradecimiento

lodo informe 1

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