trabajo de grado claudia y jeison-1.2

EVALUACIÓN TÉCNICA DE DIFERENTES INHIBIDORES DE FABRICACION LOCAL PARA LA APLICACIÓN EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA

DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS.

JEHISSON FAMIR PAÉZ TORRESCLAUDIA PATRICIA TRIANA ORTIZ

UNIVERSIDAD DE AMÉRICAFACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOSBOGOTÁ, D.C.

2012

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EVALUACIÓN TÉCNICA DE DIFERENTES INHIBIDORES DE FABRICACION LOCAL PARA LA APLICACIÓN EN EL FLUIDO DE PERFORACIÓN BASE AGUA

DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS.

JEHISSON FAMIR PAÉZ TORRESCLAUDIA PATRICIA TRIANA ORTIZ

Trabajo de grado para optar al título como ingeniero de petróleos

Asesor (a):JUAN CARLOS TRESPALACIOS

Ingeniero de petróleos

Director:CARLOS MAURICIO MONTOYA

Ingeniero de petróleos

Subdirector:CHRISTIAN FERREIRAIngeniero de petróleos

UNIVERSIDAD DE AMÉRICAFACULTAD DE INGENIERÍAS

PROGRAMA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOSBOGOTÁ, D.C.

2012

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Nota de aceptación

________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________

________________________________ Firma del presidente del jurado

________________________________ Firma del jurado

________________________________ Firma del jurado

Bogotá, D.C.

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DIRECTIVAS DE LA UNIVERSIDAD

Presidente de la Universidad y Rector del Claustro

Dr. Jaime Posada Díaz

Vicerrector de Desarrollo y Recursos Humanos

Dr. Luis Jaime Posada García

Vicerrectora Académica y de Posgrado

Dra. Ana Josefa Herrera Vargas

Decano General de Facultad de Ingenierías

Dr. Julio César Fuentes Arismendi

Director Programa de Ingeniería de Petróleos

Dr. Miguel Alberto Becerra Cabrales

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Las directivas de la Universidad de América, los jurados calificadores y el cuerpo docente no son responsables por los criterios e ideas expuestas en el presente documento. Estos corresponden únicamente a los autores.

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Dedico este trabajo de grado, principalmente a DIOS y junto a él a la santísima VIRGEN y todos y cada uno de los ángeles que cuidan de mí, día a día, ya que sin la sabiduría, la protección y la inteligencia que ellos junto al Espíritu Santo, me brindan a diario pues sin ellos no hubiese sido posible el excelente desarrollo de mi carrera como profesional y a la vez como persona.

A mi papá José Ignacio Triana Flores, A mi mamá Leyda Esperanza Ortiz Reyes que hasta el día de hoy se han esforzado al máximo para poder contribuir en el cumplimiento de este gran anhelo “ser Ingeniero de petróleos”, gracias eternas por su entrega, por la exigencia, por el amor, por la comprensión, por la paciencia y lo más importante por el apoyo y el buen trato. Discúlpenme por todo lo malo. ¡LOS AMO MIS VIEJOS!

A mi hermano José Ignacio Triana Ortiz, usted que durante toda mi vida ha estado presente, ayudándome, acolitándome muchas cosas. Más que mi hermano lo considero mi amigo que me han visto caer una vez y me han ayudado a levantar dos veces, gracias de todo corazón por el apoyo, por sus buenos consejos, por la confianza hacia mí y ante todo gracias infinitas por ser MI FAMILIA.

A mi compañero y amigo de batalla Jeisson Famir Páez, que con su ánimo, su destreza y principalmente con su sabiduría logramos culminar de manera satisfactoria y excelente este proyecto de grado.

A mis abuelos, tíos, primos, amigos y especialmente a mi abuelita Orocia Reyes de Ortiz, gracias por el apoyo, por los jalones de orejas y por compartir junto a mí momentos muy hermosos de mi vida, LOS LLEVO EN MI CORAZÓN. También dedico mi tesis a todos aquello que ya no están en este mundo, pero que desde el cielo están cuidando y guiando

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mis pasos para que yo sea una buena mujer y una buena profesional, SIEMPRE LOS RECORDADRE. Finalmente dedico este proyecto y doy gracias a la Universidad de América y a todo el equipo competitivo de docentes que han contribuido a través del tiempo en mi excelente desarrollo como profesional.

CLAUDIA PATRICIA TRIANA ORTIZ

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Dedico este trabajo de grado y mi vida profesional en adelante a Dios, quien me ha dado toda la fortaleza y la sabiduría necesaria, para saber sobrellevar cada reto encontrado durante el transcurso de mi carrera, además de ser mi luz y guía para mostrarme lo correcto en cada momento de mi vida.

Agradezco a mi Familia a mi Papá Famir Páez a mi Mamá Clara Borja y Vladimir mi hermano, por su apoyo incondicional, esfuerzo y dedicación para lograr formarme como un ser integro y profesional, dentro de esta sociedad.

A mi princesa Natalia Ospina, mi novia por ser una persona incondicional en mi vida y por ser un apoyo constante, acompañándome en toda situación vivida, a lo largo de toda esta trayectoria universitaria.

A mi compañera y

AGRADECIMIENTOS

Los autores quieren presentar sus reconocimientos a:

A Dios y a la Santísima Virgen, por brindarnos la sabiduría y la fortaleza necesaria, para poder culminar nuestros estudios de una forma exitosa a través del tiempo transcurrido y por concedernos la inteligencia para finalizar satisfactoriamente este trabajo de grado.

A la Fundación Universidad de América, por ofrecer los conocimientos a nivel técnico y práctico, para el desarrollo de este proyecto.

A HALLIBURTON Latin America Colombia, por su colaboración y confianza en el desarrollo del proyecto. Además, por ofrecer la información necesaria, para el cumplimiento efectivo de todos los objetivos trazados.

Al ingeniero Carlos Mauricio Montoya de la empresa HALLIBURTON Latín América Colombia, Gerente Técnico Baroid Fluids, del área de Baroid Fluids, por su excelente dirección y apoyo en el transcurso del proyecto de grado.

Al ingeniero Christian Ferreira de la empresa HALLIBURTON Latín América Colombia, Gerente Técnico Baroid Fluids Suramérica, por su disposición y cordialidad en aspectos necesarios, para el desarrollo del trabajo de grado.

Al ingeniero Tito Barrera, orientador del trabajo de grado, el cual dedicó el tiempo necesario, en todo lo referente al soporte técnico.

Al comité de proyectos de grado de la Fundación Universidad de América, por sus orientaciones necesarias y en especial al profesor Félix Romero, por asesorar de una forma excelente a nivel metodológico, en la etapa del trabajo de grado.

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CONTENIDO

pág.

INTRODUCCIÓN 22

OBJETIVOS 23

1. GENERALIDADES DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS 24 1.1 HISTORIA DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS 24 1.2 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO LA CIRA – INFANTAS 241.3 MARCO GEOLÓGICO DEL CAMPO LA CIRA – INFANTAS 26 1.3.1 Columna estratigráfica 261.3.2 Descripción de formaciones geológicas 281.3.2.1Formación Girón 29 1.3.2.2 Formación los Santos 291.3.2.3 Formación la Cumbre 291.3.2.4 Formación Rosa Blanca 291.3.2.5 Formación Paja 291.3.2.6 Formación Tablazo 301.3.2.7 Formación Simití 301.3.2.8 Formación la Luna 301.3.2.9 Formación Umir 301.3.2.10 Formación Lisama 301.3.2.11 Formación la Paz 311.3.2.12 Formación Mugrosa 311.3.2.13 Formación Colorado 311.3.2.14 Formación Real 321.3.3 Geología estructural 321.3.4 Geología del petróleo 321.3.4.1 Roca generadora 32 1.3.4.2 Migración 331.3.4.3 Roca reservorio 331.3.4.4 Roca sello 33

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1.3.4.5 Trampa 331.4 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS 34 1.4.1 Evidencia de hidrocarburos 34

2 QUÍMICA DE LAS ARCILLAS 332.1 ESTRUCTURA FUNDAMENTAL DE LAS ARCILLAS 342.2 TIPOS DE ARCILLA 352.2.1 Arcillas no hinchables 362.2.1.1 Atapulguita 362.2.1.2 Sepiolita 362.2.2 Arcillas ligeramente hinchables 362.2.2.1 Ilita 372.2.2.2 Clorita 372.2.2.3 Kaolinita 382.2.3 Arcillas hinchables 382.2.3.1 Montmorillonitas 392.3 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO EN LAS ARCILLAS (CEC) 402.4 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS 422.5 INFLUENCIA CATIÓNICA SOBRE LA HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS 432.6 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA 442.6.1 Agregación 452.6.2 Dispersión 452.6.3 Floculación 462.6.4 Desfloculación 46

3. LODO DE PERFORACIÓN BASE AGUA 473.1 FUNCIONES 483.2 PROPIEDADES FÍSICAS 493.2.1 Densidad 503.2.2 Viscosidad 503.2.2.1 Viscosidad plástica (VP) 513.2.2.2 Punto de cedencia (YP) 523.2.2.3 Fuerza gel 523.2.3 Filtración 523.2.4 Revoque 533.2.5 Contenido de arena 533.2.6 Contenido de sólidos y líquidos 543.2.7 Concentración iónica de hidrogeno (PH) 55

4. INHIBIDORES 56 4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS INHIBIDORES 564.2 PROPIEDADES DE LOS INHIBIDORES 574.3 PROCESO DE INHIBICIÓN DE LAS ARCILLAS 594.3.1 Inhibición de las arcillas perforadas 594.4 BASE DE INHIBIDORES 59

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4.4.1 Sistema base-sal 604.4.2 Sistema base-KCL 604.4.3 Sistema base-PHPA 614.4.4 Sistema base-PHPA con sal 614.4.5 Sistema base-Glicol 62

5. EVALUACIÓN DEL LODO DE PERFORACIÓN UTILIZADO EN LABORATORIO 635.1 COMPOSICIÓN DEL LODO DE PERFORACIÓN 635.2 PRUEBAS PARA DETERMINACIÓN DEL INHIBIDOR 645.2.1 CST (Tiempo de succión capilar) 645.2.1.1 Procedimiento 645.2.1.2 Resultados 675.2.2 LSM (Hinchamiento lineal) 805.2.2.1 Procedimiento 815.2.2.2 Resultados 855.2.3 Dispersión y erosión 875.2.3.1 Procedimiento 875.2.3.2 Resultados 915.2.4. FANN 35 975.2.4.1 Procedimiento 975.2.4.1 Resultados 985.2.5. FANN 70 1015.2.5.1 Procedimiento 1015.2.5.2 Resultados 102

6. INHIBIDOR HB – 3 103 6.1 CONSIDERACIONES TÉCNICAS 1036.1.1 Composición química 1036.2 FUNCIONES 1036.3 VENTAJAS 1036.4 DESVENTAJAS 1046.5 APLICACIONES 1046.6 RESULTADOS 104

7. ANÁLISIS CUALITATIVO Y CUANTITATIVO DE LOS INHIBIDORES A Y B 106 7.1 ANÁLISIS EN FORMA CUALITATIVA DE LOS INHIBIDORES A Y B 1067.1.1 Inhibidor BOREHIB 1067.1.1.1 Impacto ambiental 1067.1.1.2 HSE 1077.1.2 Inhibidor HB - 3 1077.1.2.1 Impacto ambiental 1077.1.2.2 HSE 1077.2 ANÁLISIS EN FORMA CUANTITATIVA DE LOS INHIBIDORES A y B 1087.2.1 Escenario básico 108

11

7.2.2 Escenario propuesto 109

8. CONCLUSIONES 111

9. RECOMENDACIONES 112BIBLIOGRAFÍA 113

ANEXOS 114

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LISTA DE TABLASpág.

Tabla 1. Tipos de arcillas, caracterizadas por su tipo, estructura y composición 36Tabla 2. Capacidad de intercambio catiónico. 41 Tabla 3. Influencia catiónica sobre la hidratación de las arcillas 44 Tabla 4. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor A 68 Tabla 5. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor I 69 Tabla 6. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor C 70 Tabla 7. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor D 71 Tabla 8. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor E 72 Tabla 9. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor F 73 Tabla 10. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor G 74 Tabla 11. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor H 75 Tabla 12. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor B 76 Tabla 13. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor J 77 Tabla 14. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor K 78 Tabla 15. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor L 79 Tabla 16. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor X 82 Tabla 17. Resultados de la prueba LSM 87 Tabla 18. Resultados de la prueba de dispersión para 300Ft 91 Tabla 19. Resultados de la prueba de dispersión para 600Ft 91 Tabla 20. Resultados de la prueba de dispersión para 900Ft 92 Tabla 21. Resultados de la prueba de dispersión para 1200Ft 92 Tabla 22. Resultados de la prueba de dispersión para 1500Ft 92 Tabla 23. Resultados de la prueba de dispersión para 1800Ft 93 Tabla 24. Resultados de la prueba de dispersión para 2100Ft 93 Tabla 25. Resultados de la prueba de dispersión para 2400Ft 93 Tabla 26. Resultados de la prueba de dispersión para 2700Ft 94 Tabla 27. Resultados de la prueba de dispersión para 3000Ft 94 Tabla 28. Resultados de la prueba de dispersión para 3300Ft 94 Tabla 29. Resultados de la prueba de dispersión para 3600Ft 95 Tabla 30. Resultados de la prueba de dispersión para 3900Ft 95 Tabla 31. Resultados de la prueba de dispersión para 4100Ft 95 Tabla 32. Resultados totales de la prueba de dispersión 97 Tabla 33. Resultados del Fann 70 para el HB-3 102 Tabla 33. Resultados del Fann 70 para el HB-3 108 Tabla 35. Estimado de costos implementación del inhibidor Borehib 108 Tabla 36. Valor total de la implementación del inhibidor Borehib 108 Tabla 37. Concentración del inhibidor HB-3 109

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Tabla 38. Estimado de costos implementación del inhibidor HB-3 109 Tabla 39. Valor total de la implementación del inhibidor Borehib 109 Tabla 40. Análisis de costos en la implementación de los inhibidores 110

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LISTA DE FIGURAS

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Figura 1. Ubicación geográfica referente del Campo La Cira – Infantas (Santander, Colombia) 25Figura 2. Columna estratigráfica generalizada del área de estudio que indica los límites principales del Campo La Cira – Infantas 27 Figura 3. Vista microscópica de la arcilla presente en una roca. 33Figura 4. Formas estructurales de las rocas arcillosas 35Figura 5. Forma en que se depositan las láminas de una roca con alto contenido arcilloso. 37Figura 6. Rocas arcillosas con características hinchables 39Figura 7.Caracterización geoquímica de una arcilla, identificando la cantidad de enlaces presentes. 40Figura 8. Intercambio catiónico de una roca arcillosa. 41Figura 9. Forma en que se hidrata una roca arcillosa en presencia de un fluido 43Figura 10. Procesos de enlace en las rocas arcillosas 45Figura 11. Forma en que realiza su trabajo el lodo de perforación. 48Figura 12. Funciones de un lodo en el proceso de perforación 49Figura 13. Equipo para el cálculo de la densidad de un lodo de perforación. 50Figura 14. Equipo para el cálculo de la viscosidad de un lodo de perforación 51Figura 15. Equipo para el cálculo de la densidad de otra forma. 51Figura 16. Equipo para el cálculo de la filtración de un lodo de perforación 53 Figura 17. Equipo para el cálculo del contenido de arena de un lodo de perforación 54 Figura 18. Equipo para el cálculo del contenido de solidos de un lodo de perforación 54 Figura 19. Equipos para el cálculo de la concentración catiónica del hidrogeno (PH) de un lodo de perforación 55Figura 20. Suministro de un inhibidor a través de la perforación 57 Figura 21. Propiedades de los inhibidores 58Figura 22. Adición de un polímero en la mezcla 58Figura 23. Vista microscópica de las propiedades químicas. 60Figura 24. Forma en que actúa un polímero en una arcilla 61Figura 25. PHPA con polímero en un lodo 62Figura 26. Forma de un glicol 62Figura 27. Partes que conforman el CST 65Figura 28. Mayas para determinar el tamaño de partícula 66Figura 29. Bandejas de sensores 66Figura 30. Ubicación del papel filtro en la bandeja de sensores 66Figura 31. Ubicación de las mordazas 67

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Figura 32. Ubicación del embudo metálico 67Figura 33. Vista previa del software 80Figura 34. Maya y recibidor utilizado para el tamizado 81Figura 35. 64 gramos de arcilla con un tamaño de partícula menor a 0.075 micrones 81Figura 36. 64 gramos de arcilla con 2.5 cm3 de agua 82Figura 37. Arcilla con el 4% de humedad 82Figura 38. 20 gramos de arcilla húmeda 83Figura 39. 20 gramos de arcilla húmeda dentro del cilindro 83Figura 40. Posición y presión del cilindro 84Figura 41. Parte que se encuentran alrededor del material arcilloso 84Figura 42. Posición final de la pastilla en el vaso de vidrio 85Figura 43. Posición lodo con la pastilla en el vaso de vidrio 85Figura 44. Lodo con inhibidor C y una concentración de 6 ppb 86Figura 45. Lodo con inhibidor L y una concentración de 8 ppb 86Figura 46. Mallas utilizadas en para determinar el tamaño de grano 88Figura 47. 30 gramos de la formación a probar 88Figura 48. Horno con las celdas de rolado 89Figura 49. Gras de arcilla que no se dispersaron quedaron retenidos enmalla 10 89Figura 50. Horno con las cerámicas dentro listas para los gránulos de arcilla 90Figura 51. Balanza que muestra el peso de gránulos secos 90Figura 52. Vista de un set de registros triple combo 113

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LISTA DE GRÁFICAS

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Gráfica 1. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 4 68Gráfica 2. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 5 69Gráfica 3. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 6 70Gráfica 4. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 7 71Gráfica 5. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 8 72Gráfica 6. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 9 73Gráfica 7. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 10 74Gráfica 8. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 11 75Gráfica 9. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 12 76Gráfica 10. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 13 77Gráfica 11. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 14 78Gráfica 12. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 15 79

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LISTA DE ANEXOS

pág.

Anexo A. Registro eléctrico triple combo 113

Anexo B. Cromatografía del Campo La Cira-Infantas 114

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GLOSARIO

ANTICLINAL: es una deformación en forma de pliegue, que se forma en rocas dispuestas en estratos, resultado de esfuerzos tectónicos de distinto orden, o un anticlinal es un pliegue cuyo núcleo contiene capas más antiguas que las de los flancos. Los buzamientos de estos son divergentes a partir de la charnela del pliegue.

BASAMENTO: es una roca que sirve como base, para generar una columna geológica de un área determinada y en la mayoría de los casos, se encuentra metamorfizada perteneciendo al Precámbrico o el Paleozoico.

BERRIASIENSE: es una división de la escala del tiempo geológico, perteneciente a la primera edad del Cretáceo Inferior, la cual se extiende desde los 145,5 hasta 140,2 millones de años.

BUZAMIENTO: es el sentido u orientación de la inclinación para cada uno de los estratos, formados en un tipo de pliegue, es el ángulo entre la línea de máxima pendiente en dicho plano (perpendicular a la dirección del plano) y un plano horizontal, medido sobre un plano vertical, y se califica como buzamiento real frente al buzamiento aparente.

EROSIÓN: es un proceso de degradación o transporte de los sedimentos provenientes del suelo, mediante un agente dinámico como el agua, el viento o el hielo.

FALLAS: es una grieta en la corteza terrestre. Generalmente, las fallas están asociadas con, o forman los límites entre las placas tectónicas de la Tierra. En una falla activa, las piezas de la corteza de la Tierra a lo largo de la falla, se mueven con el transcurrir del tiempo. El movimiento de estas rocas puede causar terremotos. Las fallas inactivas son aquellas que en algún momento tuvieron movimiento a lo largo de ellas pero que ya no se desplazan.

FALLA NORMAL: las fallas normales se producen en áreas donde las rocas se están separando (fuerza tractiva), de manera que la corteza rocosa de un área específica es capaz de ocupar más espacio, la rocas de un lado de la falla normal se hunden con respecto a las rocas del otro lado de la falla, las fallas normales no crean salientes rocosos, en una falla normal es posible que se pueda caminar sobre un área expuesta de la falla. Es decir es un bloque que se desliza hacia abajo se conoce como bloque de techo, mientras que el otro se levanta y se conoce como bloque de piso.

FALLA TRANSVERSAL: las fallas inversas ocurren en áreas donde las rocas se comprimen unas contra otras (fuerzas de compresión), de manera que la corteza

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rocosa de un área ocupe menos espacio, la roca de un lado de la falla asciende con respecto a la roca del otro lado, en una falla inversa, el área expuesta de la falla es frecuentemente un saliente. De manera que no se puede caminar sobre ella. Las Fallas de empuje son un tipo especial de falla inversa. Ocurren cuando el ángulo de la falla es muy pequeño, es decir este es un tipo de falla, que permite resistir movimientos diferenciales de los bloques, a lo largo de un plano de falla.

FRACTURA: es una grieta generada en las rocas contenidas en una formación, debido a las fuerzas tectónicas ejercidas sobre ésta.

FRACTURA INDUCIDA: es una grieta, que se genera por esfuerzos que son impresos a esta, por gestiones operacionales.

FRACTURA VERTICAL: es una grieta de origen natural, la cual se forma en el proceso de diagénesis de la roca, tomando un rumbo discordante a la fractura horizontal.

INMERSIÓN: es el ángulo formado, por la línea trazada en la zona de mayor curvatura sobre un pliegue y el plano horizontal.

KIMMERIDGIENSE: es una división de la escala del tiempo geológico, perteneciente a las últimas edades o pisos del Jurásico, la cual se extiende desde los 155,5 hasta 150,8 millones de años.

LITOLOGÍA: es una rama de la geología que se encarga de analizar las rocas, especialmente en su tamaño de grano, tamaño de las partículas y sus características físicas y químicas.

LODO DE PERFORACIÓN: es una mezcla de arcillas, agua y productos químicos empleada en las operaciones de perforación para lubricar y enfriar la broca, elevar hasta la superficie el material que va cortando la broca, para evitar el colapso de las paredes del pozo y para mantener bajo control el flujo ascendente del hidrocarburo. Además, dicho material es circulado en forma continua, hacia abajo por la tubería de perforación y hacia arriba hasta la superficie, por el espacio entre la tubería de perforación y la pared del pozo.

PLIEGUE: es una estructura de deformación, generada específicamente por esfuerzos compresivos. Se produce cuando las rocas empiezan a cambiar su forma, bajo condiciones de presión y temperatura altas, también se puede decir que un pliegue ocurre cuando la roca es sometida a esfuerzos de compresión donde se forman una seria de ondulaciones que traen consigo la deformación de la misma.

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http://es.wikipedia.org/wiki/Qu%C3%ADmica

http://es.wikipedia.org/wiki/F%C3%ADsica

LISTA DE ABREVIATURAS

%: Porcentaje

º API: grados API (medida de densidad del crudo)

API: American petroleum institute

oF: grados Fahrenheit

ac: acre (unidad de superficie)

BOPD: barrels oil per day (barriles de petróleo por día)

bpm: barriles por minuto

ft: pies (unidad de longitud)

GR: gamma ray

HSE: healthy safety environment

K: potasio

kg/cm2: kilogramo por centímetro cuadrado

km: kilómetro (unidad de longitud)

km2: kilómetros cuadrados (unidad de área)

Ma: millones de años

Mbls: miles de barriles de petróleo

md: milidarcies (unidad de permeabilidad)

OOIP: original oil in place (petróleo original en sitio)

psi/ft: libra por pie

SP: spontaneous potential (registro de potencial espontáneo)

PH: potencial de hidrogeno

PPM: partes por millón

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RESUMEN

La evaluación realizada en forma técnica del presente proyecto de grado, tiene como fin establecer una serie de parámetros necesarios, para inhibir las arcillas en el Campos La Cira – Infantas, los cuales se encuentran ubicados en la Cuenca Valle Medio del Magdalena, teniendo en cuenta aspectos relevantes acerca de la formación (tipo de roca y composición). Esto con base a la información proveniente de inhibidores de arcillas, en donde actualmente este tipo de adquisiciones han presentado importantes y grandes éxitos.

De tal forma, dichos campo se caracterizan por contar en mayor parte de su extensión con rocas calcáreas, las cuales por su naturalidad son de baja porosidad y a la vez baja permeabilidad, tendiendo a comportarse dichas rocas inestablemente en el proceso de perforación del pozo.

A través del contenido del trabajo realizado, se encontrará el análisis respectivo a la investigación hecha de forma exhaustiva y concreta, acerca de la existencia de hidrocarburos que se encuentran en campos arcillosos, es por eso que se buscó el inhibidor HB-3, el cual sirve para contrarrestar dificultades en las etapas de perforación del pozo.

Finalmente, el enfoque técnico se hace con base a dos aspectos muy importantes de la inhibición de las arcillas, como lo son la perforación rápida y estabilidad del hueco.

Palabras clave: Inhibidor HB-3, Campo La Cira – Infantas, arcillas, perforación del pozo e inestabilidad del mismo.

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INTRODUCCIÓN

El presente proyecto de grado se realizó con un enfoque, el cual fue determinado en todo lo referente a la existencia de formaciones arcillosas (no compatibles con el lodo de perforación), a nivel de Colombia específicamente en el “Campo La Cira – Infantas”. A través del proceso de este proyecto, se desea hacer referencia a la bibliografía que hay en Colombia más concretamente del Campo La Cira – Infantas, ubicados en la Cuenca Valle Medio del Magdalena, en donde por evaluaciones geológicas y por medio de análisis realizados a lodos implementados en la perforación de pozos aledaños, se ha identificado la presencia de acumulaciones arcillosas, en la fase del terciario.

Actualmente existen variedad de inhibidores químicos relevantes para la industria de los hidrocarburos, en donde dependiendo de las necesidades y las características del pozo que se está perforando, se implementan dichos inhibidores. En el presente proyecto se analizaron una serie de inhibidores que en el mercado se conocen como A y B, los cuales son aditivos utilizados para analizar en la presente investigación, que requieren del uso de técnicas especiales en laboratorio de fluidos de perforación. Dichos inhibidores son fundamentales, debido al importante valor que adquieren en el sector energético debido a que sus concentraciones pueden minimizar los inconvenientes aportados por las formaciones arcillosas.

Por tal razón, es de vital importancia el análisis correspondiente al estado del arte de los inhibidores existentes y de las experiencias llevadas a cabo a nivel de la perforación de pozos offset realizadas en el área de investigación, para que de esta forma a través de estudios y del uso de equipos adecuados se obtenga la concentración y los componentes viables mezclados con el inhibidor para que genere y aporte las propiedades reologicas adecuadas en el lodo.

Posteriormente, se establece la relación existente entre inhibidores implementados por la compañía en los pozos perforados en el Campo La Cira – Infantas, donde por contener formaciones que se caracterizan por poseer contenidos arcillosos y rocas de propiedades petrofísicas similares, como baja porosidad y poca permeabilidad, se utilizan las consideraciones o la metodología más adecuada que se empleó en pozos aledaños a través de investigaciones y análisis, de tal manera que se puedan correlacionar en forma directa.

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OBJETIVOS

OBJETIVO GENERAL.

Evaluar un inhibidor local para la aplicación del fluido de perforación base agua en el Campo La Cira-Infantas.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS.

Describir las generalidades del Campo La Cira-Infantas

Analizar las propiedades químicas de los inhibidores actualmente utilizados en la empresa

Determinar las propiedades químicas y los parámetros técnicos de los inhibidores locales A y B mediante la evaluación de los mismos.

Elaborar los fluidos de perforación sin inhibidores (lodo base) y con los inhibidores locales A y B (lodo A y lodo B), respectivamente, mediante el análisis de los parámetros anteriormente evaluados

Evaluar los lodos A y B con respecto al lodo base, mediante las pruebas de laboratorio rutinarias y especiales

Seleccionar el inhibidor local más eficiente obtenido mediante los resultados en las pruebas de laboratorio.

Realizar un análisis cualitativo y cuantitativo del inhibidor determinado en el laboratorio

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1. GENERALIDADES DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS

En el presente capítulo se presenta un análisis estructurado y conciso de los aspectos más relevantes como son la historia, la producción, la estructura geológica y demás aspectos interesantes del Campo La Cira-Infantas con miras a establecer una investigación concisa y clara, sobre esta formación y sus características en el desarrollo del proyecto. 1.1 HISTORIA DEL CAMPO LA CIRA – INFANTAS

El Campo La Cira – Infantas, es uno de los más importantes y principales descubrimientos en la historia de la nación, dichos campos fueron los que dieron surgimiento a la historia de la existencia del petróleo en Colombia con el pozo Infantas 2, el cual el 18 de abril de 1918 produjo los primeros 42 barriles de crudo en la historia. A estos campos, se le dio este nombre en homenaje a la Corona Española, con el paso del tiempo a eso de la década de los cuarenta, presentó su mayor producción con 60 mil barriles de crudo aproximadamente. Dichos campos, se encuentran ubicados en el Magdalena Medio. Estos a su vez son muy identificados y/o relevantes en Colombia, por poseer un alto volumen de reservas de petróleo crudo en el país.

1.2 LOCALIZACIÓN DEL CAMPO LA CIRA – INFANTAS

A nivel geográfico, el Campo La Cira – Infantas se encuentra ubicado en el departamento de Santander al Norte de Colombia (Ver Figura 1), “más específicamente en el centro del municipio de Barrancabermeja y está localizado en la Cuenca Valle Medio del Magdalena, al Este del Río Magdalena y al Sur del Río Sogamoso; estos campos hacen parte de la antigua Concesión de Mares, cubriendo un área específica de 160 km2 aproximadamente y una longitud aproximada de 22 km”1 que abarca 30 veredas al Sureste de la ciudad de Barrancabermeja. Dicho campo se encuentran distanciados unos 250 km al Noreste de la ciudad de Bogotá, el Campo La Cira-Infantas tiene una longitud de 730 52´ 32.77” y una Latitud de 70, 7´ 58.44”.

La Cuenca Valle Medio del Magdalena tiene límites con la Cordillera Central y se encuentra extendida desde las poblaciones del Banco (Magdalena) por el Norte hasta Honda (Tolima) por el Sur.

El Campo La Cira – Infantas desde su descubrimiento cuentan con tres secciones productoras conocidas como: zona A, zona B y zona C. Además de esto, se destacan por contar con dos estructuras sedimentarias denominadas La Cira e Infantas, en donde se han perforado aproximadamente 1700 pozos actualmente._______1 ECOPETROL. Proyecto evaluación regional Cuenca Valle Medio del Magdalena – Cordillera Oriental, Colombia. Bogotá: Empresa, 2001. Reporte interno. p.3

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La estructura que se encuentra en la zona A “Infantas”, no está presente y no se observa en su estratigrafía, probablemente por un evento geológico ocurrido, lo cual causó el fenómeno de erosión en el área. Debido a la extensión del campo, este se encuentra subdividido en dieciséis áreas, las cuales se reparten en ocho tanto para La Cira como para Infantas.

Figura 1. Ubicación geográfica referente del Campo La Cira – Infantas (Santander, Colombia).

Fuente: ROLON F, Luisa. Structural geometry of the jura – cretaceous rift of theMiddle Magdalena Valley Basin – Colombia. 2004, p.45. EPIS

Colombia Disponible en internet en la página http://www.zonu.com/fullsize2/2011-08-23-14459/Mapa-del-carreteras-de-Tolima.html. Consultado marzo, 2012.

1.3 MARCO GEOLÓGICO DEL CAMPO LA CIRA – INFANTAS

Durante el periodo Cretáceo Tardío – Paleoceno, se inició en la cuenca un proceso de formación compresional, debido al levantamiento de la Cordillera Occidental, lo cual causó plegamiento y erosión de la fase cretácea del campo. Después en el Oligoceno se dio inicio al levantamiento de la Cordillera Central, al mismo tiempo que la Cuenca Valle Medio del Magdalena y la que es hoy en día la Cordillera Oriental, formaban parte de una gran cuenca denominada “De Foreland”.

Además en el Mioceno Tardío – Plioceno ocurrió un periodo de plegamiento y cabalgamiento de la cordillera en mención, definiendo la parte oriental de la

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Cuenca Valle Medio del Magdalena y fijándole las características estructurales actualmente conocidas en dicha cuenca.

Por otra parte, es importante destacar que al lado Oeste de la cuenca mencionada anteriormente, se encuentra un anticlinal con inmersión hacia el Este, constituido por un basamento Precámbrico Paleozoico que está cubierto por una parte de sedimentos del Jurásico – Cretácico, que poco a poco se prolonga hacia el Oeste.

1.3.1 Columna estratigráfica. El área del Valle Medio del Magdalena, se caracteriza por ser una zona de depositación de sedimentos no marinos y agua salobre durante el transcurso del periodo Terciario. Dichos sedimentos se depositaron discordantemente sobre las rocas marinas del Cretáceo y en algunos momentos sobre las rocas del basamento Pre – Cretáceo.Los cambios en las propiedades petrofísicas con respecto a la posición estratigráfica, son proporcionales al grado de preservación de facies idénticas depositadas bajo condiciones variables de acomodación y suministro de sedimentos. La columna estratigráfica atravesada por los pozos perforados en el campo, posee rocas del Pre – Cretáceo hasta el Oligoceno, el Mioceno está presente en algunos campos vecinos y los depósitos del Pleistoceno descansan discordantemente sobre el Oligoceno, hacia el Occidente de La Cira (Ver Figura 2).

Estratigráficamente con respecto a las áreas en las que se divide el campo, se considera que la zona C corresponde a la parte inferior de la Formación Mugrosa con un espesor de 510 a 570 ft, la cual posee intervalos arenosos clasificados en sub zonas denominadas C1, C2, C3, C4 y C5, donde C5 fue usado como base de la zona C correspondientes a la Formación Esmeraldas, C1 y C2 fueron denominadas arenas superiores y las otras tres arenas inferiores.

_______(*) Plunge: palabra que significa ángulo formado por la línea con su proyección en la horizontal, medido en el plano vertical que contiene a la línea y su respectiva proyección.

AGUILERA, Roberto. Play calcáreo de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena. Cartagena: ACGGP, 2009. p. 3.

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Figura 2. Columna estratigráfica generalizada del área de estudio que indica los límites principales del Campo La Cira – Infantas.

Fuente: ROLON F, Luisa. Structural geometry of the jura – cretaceous rift of the

Middle Magdalena Valley Basin – Colombia. 2004, p.56

1.3.2 Descripción de formaciones geológicas. A continuación se realiza una descripción detallada de las formaciones más importantes encontradas en esta cuenca, para así entender de forma clara el entorno estratigráfico del Campo La Cira – Infantas.

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1.3.2.1 Formación Girón. Analógicamente dicha formación está constituida como una de las facies características de la molosa del Jurásico, la cual contiene cuarzoarenitas limpias de grano medio, conglomerados finos con guijos de cuarzo lechoso y ocasionalmente chert negro, esta formación tiene un espesor que varía desde unos pocos metros hasta 4600mt en el rio Lebrija, la cual presenta una estratificación cruzada y capas lenticulares entre medias a gruesas de pobre selección, de grano subredondeado, matriz arcillosa y cemento silíceo.

1.3.2.2 Formación Los Santos (Tambor). Está constituida por areniscas conglomeráticas, lodolitas rojas grisáceas y cuarzo areniscas gris amarillentas, con estratificación cruzada, en capas tabulares de espesores variables (218mt) interpretadas como depósitos fluviales acumulados por corrientes trenzadas (CLAVIJO, 1985; LAVERDE Y CLAVIJO, 1985; LAVERDE, 1985). El contacto inferior de esta unidad es concordante con la Formación Girón, mientras que el superior es concordante con la suprayacente, Formación Cumbre. La Formación los Santos es conocida de edad Berriaciano (CEDIEL, 1968; ETAYO Y RODRÍGUEZ. 1985).

1.3.2.3 Formación Cumbre. Está constituida por areniscas color gris oliva, cuarzosas de grano fino, con cemento silíceo; limolitas y arcillolitas blancas y negras y limolitas rojas. El depósito se asume en un ambiente de dominio marino marginal sobre una llanura costera aluvial. El espesor es de 137mt en la sección tipo, y entre 25 y 53mt en Santander. El contacto superior de la formación cumbre es gradual o transicional con la suprayacente formación rosa blanca (ETAYO Y RODRÍGUEZ 1985) le asignan una edad Berriasian.

1.3.2.4 Formación Rosa Blanca. Está compuesta en su parte inferior por capas de caliza y yeso con oolitos, ostrácodos y dolomías; hacia la parte superior consta de areniscas y lodolitas calcáreas. En la parte inferior presenta depósitos evaporiticos como yeso y polihalita que indican una impresalinidad y tranquilidad en la de depositación; el resto de la secuencia se deposita en un medio marino somero en condiciones neríticas. Es espesor varia de 150 a 425mt. La relaciones estratigráficas de esta unidad con la infrayacente formación cumbre y la subprayecente formación baja son concordantes. La edad comprende el intervalo Valanginiano-Haunteriviano inferior (ETAYO Y RODRÍGUEZ, 1985).

1.3.2.5 Formación Paja. Esta unidad esta constituida por lutitas y shales gris oscuro o azulosos, fosilíferos con intercalaciones de arenisca gris amarillenta de grano fino, con algunas intercalaciones de shales grises, localmente limosos o arenosos de grano fino también pequeñas intercalaciones de calizas grises, localmente arenosas, fosilíferas. Se entiende que su depositación tuvo lugar en un ambiente epicontinental. El espesor varía entre 125 y 625mt. El limite estratigráfico de esta unidad con la subprayacente formación tablazo es concordante. La edad ha sido determinada Barremiano inferior al Aptiano inferior (MORALES et al, 1858).

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1.3.2.6 Formación Tablazo. La secuencia de esta unidad consiste en calizas grises o negras, fosilíferas, localmente glauconíticas y arcillosas de color negro, con niveles intercalados de arcillolitas grises a gris azulado calcáreas fosilíferas, en capas medianas a gruesas, con intercalaciones de areniscas grises, grano fino a medio, arcillosas, levemente calcáreas, en capas delgadas. En ambiente de depositación parece corresponder a condiciones neríticas, poco profundas. El espesor varía entre 150 y 325mt la Formación Tablazo se encuentra en contactos concordantes con la infrayacente Formación Paja y la suprayacente Formación Simiti. Su edad es considerada Aptiano superior-Albiano inferior (MORALES, et al 1958)

1.3.2.7 Formación Simití. La unidad consta de shales grises a negros, carbonosos, levemente calcáreos, con concreciones calcáreas hasta de 3mt y con intercalaciones de areniscas y calizas grises, localmente arcillosas y fosilíferas en capas delgadas. Las condiciones paleoambientales fueron neríticas de aguas intermedias a profundas. Su espesor varía entre 250 y 650mt. Los contactos de la Formación Simití son concordantes con la infrayacente Formación Tablazo y suprayacente Formación la Luna. Su edad se ha establecido como Albiano superior-Cenomaniano. (MORALES, et al, 1958). 1.3.2.8 Formación La Luna. Es el intervalo de hidrocarburo más importante de la cuenca, debido a sus altas concentraciones de materia orgánica. Se trata de una formación con composición mayoritariamente lodosa y está compuesta por arcilla negra, calizas y algunas capas de chert. Su edad se calculó aproximadamente entre el Turoniano a Campaniano Inferior, por ende esta formación presenta un espesor entre 275 y 573mt, Los valores de registros gamma ray y SP, reflejan un cambio de litologías principalmente lodosas a litologías con alto contenido en calcáreos e incluso calizas. Con referencia a los registros mencionados anteriormente, se concluye que la base de la Formación La Luna es predominantemente lodosa y con un bajo contenido de calizas en la parte superior de esta formación. Lo anterior indica que la base se depositó en ambientes más profundos que la base superior.

1.3.2.9 Formación Umir. Principalmente esta formación está compuesta de lodolitas grises, depositadas mayoritariamente en frentes de playa y bahías intercaladas con carbones y algunas areniscas arcillosas con pobre potencial de almacenamiento. El espesor de esta formación varía de Sur a Norte de 2850 a 4400 ft. En la parte Este de la cuenca, alcanza su máximo espesor que es de 5250 ft. La edad de esta formación se ha determinado como Campaniano a Maestrichtiano. La Formación Umir, está depositada en ligera discordancia sobre la Formación La Luna. En algunos otros sitios de la Cuenca Valle Medio del Magdalena se ha descrito este contacto, como un contacto de tipo gradacional.

1.3.2.10 Formación Lisama. La unidad se encuentra constituida por una secuencia de lutitas abigarradas, alternadas con areniscas grises, verdosas y

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pardas, de grano fino a medio y algunas capas delgadas de carbono. El depósito de estos sedimentos ocurrió en un ambiente bajo condiciones lagunares deltáicas. El espesor alcanza hasta 1225mt. Esta unidad presenta un contacto normal y transicional con la infrayacente Formación Umir. El contacto superior con la Formación la Paz, está determinado por una discordancia regional bien marcada. La edad es paleoceno (VAN DER HAMMEN. 1958).

1.3.2.11 Formación La Paz. La secuencia estratigráfica está compuesta por areniscas grises, conglomeraticas, conglomerados, limolitas y grandes paquetes de lutitas grises. El depósito de los sedimentos de esta unidad se desarrolló en un ambiente de corrientes trenzadas. El espesor en la sección tipo es de 1000mt, pero generalmente presenta variaciones locales. La Formación la Paz descansa discordantemente sobre la Formación Lisama. Su contacto superior con la Formación Esmeralda es concordante y transicional. Conforme a su posición estratigráfica, la unidad se considera del Eoceno Superior (MORALES, et al, 1958).

Formación Esmeraldas. Se conforma de areniscas grises y verdosas, de grano fino, con intercalaciones de limolitas y lutitas moteadas de rojo, purpuras y pardo; contiene algunas capas delgadas de carbono. El ambiente deposicional fue bajo condiciones lagunares deltáicas. El espesor se ha calculado en unos 1200mt. El contacto inferior con la Formación la Paz es concordante, mientras que el contacto superior está determinado por una posible discordancia con la Formación Mugrosa. La Unidad es del Oligoceno (MORALES, et al, 1958). 1.3.2.12 Formación Mugrosa. Esta formación corresponde a la base del Grupo Chuspas y contiene los yacimientos de hidrocarburos más importantes de la Cuenca Valle Medio del Magdalena. En ella se presentan intercalaciones de cuarzo – arenitas muy arcillosas, micáceas, feldespáticas, con estratificación cruzada y en su base areniscas de grano fino a medio, raramente grueso, que están intercalando con shales de color azul a gris, su espesor varía entre 500 y 800mt. El ambiente de depositación que se ha generado a lo largo de la formación que se ha mencionado con anterioridad, está definido como continental – deltaico, en el cual las facies gruesas fueron depositadas en regímenes de flujo alto, migrando temporalmente a facies finas, dependiendo del régimen de flujo que circula a través de ellos. A esta formación se le ha asignado una edad de Oligoceno Inferior a Medio. En el área La Cira, la formación presenta un espesor de 1800 ft aproximadamente.

13.2.13 Formación Colorado. Esta formación está compuesta básicamente por lodolitas rojas, grises y purpuras, interestratificadas con areniscas de grano fino y de depósitos en ambientes fluviales. En el Campo La Cira – Infantas para la Formación Colorado la sedimentación fue de tipo fluvial (meandriforme), con una edad desde el Oligoceno Superior hasta el Mioceno Inferior, esta formación varía

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entre 1200 y 2500mt donde se está mostrando un contacto concordante con la formación inferior (Formación Mugrosa).

1.3.2.14 Formación Real. Esta formación muestra un ambiente de sedimentación continental de tipo fluvial, que depositó dichos sedimentos de tipo molasa del país del Valle Medio del Magdalena. Sobre su base descansa la formación geológica conocida como Colorado y está compuesta principalmente por conglomerados, areniscas conglomeráticas y arcillolitas grises. Se ha subdividido en Formación Real Inferior, Medio y Superior. La Formación Real Inferior se encuentra principalmente compuesta por conglomerados y areniscas. Sobre la zona del Río Opón, se presenta un espesor de 100 ft de conglomerado compuesto por arcillolitas ferruginosas, carbón y sílex y tiene un espesor total de 3600mt.La Formación Real Medio, está compuesta por lodolitas con manchas purpuras con menor cantidad de areniscas blancas interestratificadas con estratificación cruzada y ondulitas. La Formación Real Superior, se encuentra compuesta por conglomerados y areniscas de color gris azuloso.

1.3.3 Geología estructural. El Campo La Cira – Infantas, se definen en una estructura que consiste de un anticlinal en forma de domo alargado en dirección Norte – Sur, al Noroeste del anticlinal de Infantas, con cabeceo plunge (*), hacia el Norte y hacia el Sur y está cortada al Este del eje anticlinal, por la Falla La Cira, que es una falla inversa de alto ángulo (70º – 80º) con buzamiento hacia el Occidente y cuyo desplazamiento oscila entre 200 y 300 ft. Hacia el Este de la Falla La Cira, la estructura adopta un poco la forma de un sinclinal, entre dicha falla y la Falla Infantas.

Teniendo claro aspectos técnicos del campo, se puede deducir que la Falla La Cira actúa como una barrera efectiva entre el flanco occidental y oriental de la estructura. Además, en dicho campo existe un gran número de fallas transversales al eje de la estructura, las cuales son normales con buzamientos entre 80 – 90 grados y desplazamientos de hasta 250 ft, que a su vez dividen el campo en varios bloques. Esta estructura tiene una longitud aproximada de 9 km y un ancho de 6 km. Los buzamientos de la estructura hacia el Norte y el Oeste son de aproximadamente 10 a 15 grados.

1.3.4 Geología del petróleo. El Campo La Cira – Infantas, además de contar con reservas importantes de petróleo in situ, cuenta con grandes cantidades de reservas tanto de petróleo como de gas a futuro, donde su sistema petrolífero posee las siguientes características

1.3.4.1 Roca generadora. Al hablar de la geología (secuencia estratigráfica) de la cuenca o más específicamente del Campo La Cira – Infantas, las principales rocas que abastecen de hidrocarburos a este, fueron depositadas en ambientes anóxicos. Estas rocas son calizas y lutitas de las formaciones Simití, Tablazo y La

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Luna. El porcentaje de TOC (total de carbono orgánico) presente oscila entre 1% y 6% y el kerógeno en estas formaciones es de tipo II.

1.3.4.2 Migración. En cuanto a lo que conlleva la migración de los hidrocarburos encontrados en las rocas que componen el Campo La Cira – Infantas, se han descubierto tres clases:

Migración vertical directa de los hidrocarburos generados en la Formación La Luna, hacia la discordancia del Eoceno.

Migración lateral a lo largo de las areniscas del Eoceno.

Migración vertical a través de superficies de falla en áreas donde la Formación La Luna, no está en contacto con la discordancia del Eoceno.

Destacando así que la discordancia presente, fue formada en el periodo del Eoceno, la cual produce un sistema de rutas de migración apropiado para el transporte de los hidrocarburos.

1.3.4.3 Roca reservorio. La roca reservorio del Campo La Cira – Infantas, más específicamente de la Cuenca Valle Medio del Magdalena, cuenta con que, el 97% del petróleo crudo proviene de areniscas continentales cenozoicas (Formaciones Lizama, Esmeraldas, La Paz, Colorado y Mugrosa) con promedios de porosidad entre el 15% - 20% y permeabilidad de 20 - 600 md.

1.3.4.4 Roca sello. La roca sello que se encuentra depositada en la parte superior de la formaciones, esta es una secuencia de lutitas marinas, las cuales se encuentran en las Formaciones Umir y Simití, donde se depositaron las rocas sello de los yacimientos cretácicos, para los yacimientos con edad del Cenozoico predominan como rocas sello, las pertenecientes a las Formaciones Esmeraldas y Colorado.

1.3.4.5 Trampas. Entre las principales trampas que predominan en la secuencia geológica del Campo La Cira – Infantas se encuentran:

Cierres dependientes de falla. Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes. Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamiento. Estructuras “dúplex” de cabalgamiento con cierre independiente

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ANH AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Valle Medio del Magdalena [en línea]. [Bogotá, Colombia]. [Citado enero 26, 2011]. Disponible en internet: <http://www.rondacolombia2010.com/region.php?id=51&dec=60&lang=>

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1.3 HISTORIA DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO LA CIRA-INFANTAS

El Campo La Cira – Infantas produce de tres zonas “A”, “B” y “C”. La zona “C” es un yacimiento de arenas fluviales de permeabilidad baja a moderada. Dicha zona contiene aproximadamente el 80% del OOIP en el Campo La Cira – Infantas. Las zonas “B” y “C” producen de la Formación Mugrosa de edad Eoceno – Oligoceno y la zona “A” produce de la Formación Colorado de edad Oligoceno.

En la actualidad se han perforado en el área de La Cira – Infantas aproximadamente 1700 pozos, de los cuales hay 580 pozos productores activos, 81 pozos inyectores de agua activos, 592 pozos productores inactivos, 106 pozos inyectores inactivos y 341 pozos abandonados. El OOIP del Campo La Cira – Infantas es de 3594 Mbls de 24º API. La producción promedio actual es de 5700 BOPD (Diciembre de 2002), con una producción de aceite acumulada de 798,15 Mbls y una inyección acumulada de 957,4 Mbls3, donde su mecanismo de producción es por empuje ya que es un acuífero activo y este campo produce desde 1918.

Teniendo en cuenta lo anterior, el Campo La Cira – Infantas se asemeja en gran parte en cuanto a la geología proveniente de la Cuenca Valle Medio del Magdalena, donde el límite oriental de la cuenca tiene un estilo estructural complejo, el cual consiste en un cinturón de empuje de convergencia al Oeste y una fase de ángulo entre alto y medio, en donde predomina una serie de fallas normales en la mayor parte de la sección y en la inmersión hacia el Este. Estas fallas contribuyen a la elevación de la Cordillera Oriental.

Las prioridades se tienen en la base de la Cordillera Oriental, las cuales se extienden dentro de la cuenca hasta el Río Magdalena. La dirección de transporte de los hidrocarburos varía de Oeste a Noroeste en el sector central, con una dirección más hacia el Noroeste en el sector Sur de la cuenca. El avance del empuje es desigual y no ha sido continuo durante el tiempo. El sistema de la falla, constituye el principal defecto de rango de delimitación del área.

1.4.1 Evidencia de hidrocarburos. El Campo La Cira – Infantas a través del tiempo ha venido adquiriendo un importante papel a nivel de exploración y explotación de hidrocarburos, principalmente por ser el primer descubrimiento con potenciales exitosos a nivel de crudo y gas 2412 MMBLS y 2,5 TPCG en 51 pozos.

____________2 ECOPETROL. Proyecto evaluación regional Cuenca Valle Medio del Magdalena – Cordillera Oriental, Colombia. Bogotá: Empresa, 2001. Reporte interno.

ROLON F, Luisa. Structural geometry of the jura – cretaceous rift of the Middle Magdalena Valley Basin – Colombia. Morgantown, 2004. p. 36. Ibid., p. 38.

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2. QUÍMICA DE LAS ARCILLAS

El presente proyecto de grado se realizó con un enfoque, el cual fue determinado a través de pruebas realizadas en equipos sofisticados, donde se pudo escoger el inhibidor de mejor desempeño, los cuales son evaluados y analizados, para así poder establecer relaciones de tipo operacional, es decir como estas arcillas entrar en el lodo como contaminante importante mediante la dispersión de los sólidos de perforación en donde esta formación se convierte en una parte activa del lodo base agua en la perforación del Campo La Cira – Infantas.

Físicamente las arcillas se describen como una mezcla heterogénea de minerales de dos micrones o menos, estos minerales son como cuarzo, feldespato, calcita, pirita, y otros minerales sedimentarios compuestos de sílice, aluminio y agua.

Los elementos que constituyen las arcillas forman el 80% de la masa de la tierra donde el 8,1% es de aluminio, el 27,7% es de sílice, el 46,6% de oxígeno, es por eso que la mayoría de formaciones perforadas tiene presencia de arcillas, es por eso que la cantidad de minerales y materiales presentes contribuye a las propiedades mecánicas y químicas de la roca, es por eso que la selección de un fluido de perforación debe estar relacionada con las reacciones entre el mismo y la formación pues de ese factor depende la estabilidad del hueco.

La mayoría de reservorios de arena contienen una cantidad de minerales de arcillas como se puede (Ver Figura 3) que si no son tenidos en cuenta pueden reaccionar con el fluido el cual puedan bloquear de forma parcial o total la formación reduciendo la producción.Los sólidos arcillosos son agregados a los fluidos de perforación para controlar e incrementar la viscosidad del fluido.

Figura 3. Vista microscópica de la arcilla presente en una roca.

Fuente: HALLIBURTON-BAROID. Manual de Fluidos de Perforación. 2009. p.5.

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HALLIBURTON-BAROID. Manual de fluidos de perforación. Bogotá, 2009. p. 6.

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2.1 ESTRUCTURA FUNDAMENTAL DE LAS ARCILLAS

Las arcillas están compuestas estructuralmente por minerales cristalinos en su naturaleza y la estructura atómica de estos cristales es primordial para determinar sus propiedades, la identificación y clasificación de las arcillas se hace mediante el análisis de rayos x, puesto que la mayoría de las arcillas tienen una estructura semejante a las micas, por ende se hallan formadas por láminas de cristales dispuestos cara a cara de átomos en forma tetraedral u octaedral, que contienen silicato aluminico de granos finos, tiene microestructuras bien definidas, pero también estas se pueden clasificar mineralógicamente como arcillas que contienen silicatos estratificados ya que su estructura dominante se compone de capas formadas por sílice y alúmina, cada una de estas capas tiene una estructura laminar y delgada, que es llamada unitaria. La gran mayoría de los minerales arcillosos presentan una forma laminar, lo cual permite su clasificación según las capas que contengan de sílice o alúmina, las cuales permiten una relación 1:1, 2:1, y 2:2, como se debe (Ver Figura 4) en donde se puede identificar la clase de arcillas, es decir si son estratificadas o tiene forma de aguja.

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Figura 4. Formas estructurales de las rocas arcillosas

Fuente: HALLIBURTON-BAROID. Manual de Fluidos dePerforación. 2009. p.8.

2.2 TIPOS DE ARCILLAS

Existen un gran número de arcillas que afectan el fluido de perforación base agua, pero en si se distinguen en tres grupos grandes, las cuales hay que controlar de forma adecuada para evitar problemas en el pozo, porque las arcillas son sedimentos, suelos o rocas compuestos de partículas minerales y materia orgánica de granos extremadamente finos, como se muestra (Ver Tabla 1)

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Tabla 1. Tipos de arcillas, caracterizadas por su tipo, estructura y composición.


2.2.1 Arcillas no hinchables. Se cree que por la forma de las partículas de la arcilla, la capacidad que la misma tiene como objetivo aumentar la viscosidad. Por ende el tamaño natural de sus cristales finos y la forma de aguja hacen que la arcilla desarrolle una estructura de “escobillas amontonadas” en suspensión, demostrando así una alta estabilidad coloidal, incluso en la presencia de una alta concentración de electrolitos. Debido a su forma y a sus características no hinchables, estas arcillas demuestran un control de filtración muy débil.

2.2.1.1 Atapulguita. La atapulguita es un tipo de arcilla que se usa principalmente como mejorador de viscosidad en los lodos base agua salada, es una arcilla natural que puede tener hasta el 20% de impurezas, tiene una forma de cuarzo, calcita, dolomita, sepiolita, o montmorillonita, en agua esta no se comporta como bentonita es decir no se hincha, ni se hidrata, esta posee únicamente capacidad de suspensión que no se afecta por presencia de sales absueltas, pues posee mejores viscosidades en agua saturada fresca, es una arcilla utilizada como coberturas industriales, donde modifica las características de viscosidad y fluidez, y como un plastificante en masilla, componentes de calafateo y de juntas.

2.2.1.2 Sepiolita. La sepiolita es una arcilla que posee características similares a la atapulguita, es decir se utiliza también en lodos salados, tampoco se hidrata, ni se hincha y tiene una cadena tridimensional, es decir son como las arcillas laminares, y le imparten viscosidad a los fluidos de perforación, se usa generalmente como viscosificador suplementario para los fluidos geotérmicos y de alta temperatura.

2.2.2 Arcillas ligeramente hinchables. Este tipo de arcillas no hinchables o ligeramente hinchables de minerales se encuentran en las lutitas de las formaciones, en el orden siguiente y en cantidades decrecientes: uno: ilita, dos: clorita, tres: montmorillonita y cuatro: kaolinita. Como están presentes en las formaciones perforadas, estas arcillas se dispersan en cantidades variables dentro del sistema de fluido de perforación.

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2.2.2.1 Ilita. Es una arcilla que pertenece al grupo de los minerales que son llamados micas, pertenecen al grupo mineralógico 2:1, en donde dos hojas de sílice envuelven a una hoja octaedral, su característica principal es sustitución isomorfa en la hoja tetraedral, porque el sílice es remplazado por aluminio o hierro, en las micas aproximadamente cada cuatro átomos de sílice son reemplazados por aluminio, se utiliza como material de perdida de circulación, la ilita es un estabilizador e inhibidor de las salmueras de cloruro de potasio.

La ilita no muestra la capacidad de hinchamiento entre capas, son encontradas durante la perforación de formaciones de lutita, como se puede (Ver Figura 5) causando frecuentemente distintos problemas relacionados con la estabilidad del pozo y el mantenimiento del fluido de perforación. La naturaleza problemática de estos minerales arcillosos puede estar relacionada con los cationes débilmente enlazados entre las capas y las cargas débiles de las capas que producen el hinchamiento y dispersión al entrar en contacto con el agua.

Figura 5. Forma en que se depositan las laminas de una roca con alto contenido arcilloso.


2.2.2.2 Clorita. La cloritas se hallan estructuralmente a la clase de compuestos de tres láminas, al reemplazar iones de magnesio por aluminio, donde las láminas tenían carga neta positiva, son arcilla de tres capas las cloritas no se hinchan en su forma pura, pero puede hacerse que hinchen ligeramente al ser modificadas.

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Las cloritas se encuentran frecuentemente en antiguos sedimentos marinos enterrados a grandes profundidades, y normalmente no causan ningún problema importante a menos que estén presentes en grandes cantidades. La capacidad de intercambio catiónico de la clorita varía de 10 a 20 meq/100 g.

2.2.2.3 Kaolinita. La kaolinita es un tipo de arcilla no hinchable cuyas capas unitarias están fuertemente ligadas mediante enlaces de hidrógeno. Esto impide la expansión de la partícula, porque el agua no es capaz de penetrar en las capas debido a la rotura de los bordes de la estructura, siendo por lo tanto sensible al PH, la kaolinita no contiene cationes entre capas ni tiene cargas superficiales porque no se produce casi ninguna sustitución en las hojas tetraédricas u octaédricas. Sin embargo, algunas pequeñas cargas pueden resultar de los enlaces rotos o las impurezas. Por lo tanto, la kaolinita tiene una capacidad de intercambio catiónico relativamente baja (de 5 a 15 meq/100 g). La kaolinita se encuentra comúnmente como componente menor a moderado (5 a 20%) de las rocas sedimentarias tales como las lutitas y las areniscas, los fluidos viscosificados con esta arcilla tiene bajas viscosidades debido a que no es hidratable y al ser mezclada con ilita y clorita en profundidad se altera.

2.2.3 Arcillas hinchables. Este tipo de arcilla es el mineral que constituye la bentonita, es el más conocido en el grupo de las smectiatas, es un componente activo de formaciones más jóvenes que tienden a hidratarse e hincharse cuando se está perforando, el mecanismo de absorción de agua e hidratación, es acompañado del hinchamiento y el aumento de volumen del mineral, que se hace por hinchamiento cristalino y osmótico.

El hinchamiento cristalino es la hidratación de la superficie que resulta de la adsorción de capas, el agua es atraída por el ion hidrogeno y queda unido a los átomos de oxígeno, y el hinchamiento osmótico ocurre debido a la concentración de los cationes entre las láminas del mineral es más elevado que la del agua, el comportamiento del fenómeno depende de los tipo de cationes que están intercambiando como se muestra (Ver Figura 6).

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Figura 6. Rocas arcillosas con características hinchables


2.2.3.1 Montmorillonitas. Este tipo de arcilla hinchable sustituye un átomo de aluminio (Al3+) por un solo átomo de magnesio (Mg2+) en la estructura reticular, ésta tendrá un electrón excedente o una carga negativa. La carga negativa neta es compensada por la adsorción de cationes (iones positivos) en las superficies de la capa unitaria, tanto en las superficies interiores como en las superficies exteriores.

Los cationes que se adsorben en las superficies de las capas unitarias pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla se mide y se registra como capacidad de intercambio catiónico. El catión puede ser un ion de simple carga como el sodio (Na+) o un ion de doble carga como el calcio (Ca2+) o el magnesio (Mg2+). De este modo, como se muestra (Ver Figura 7) tenemos montmorillonita sódica, montmorillonita cálcica o montmorillonita magnésica, la sódica, el calcio y el magnesio son intercambiables pueden constituir de 35 a 67% de la capacidad total de intercambio. La propiedad más típica de las montmorillonitas es la capacidad de hinchamiento entre capas es decir la capacidad de hidratación con el agua.

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Figura 7. Caracterización geoquímica de una arcilla, identificando la cantidad de enlaces presentes.


2.3 CAPACIDAD DE INTERCAMBIO CATIÓNICO EN LAS ARCILLAS (CEC)

La capacidad de captación iónica varia de una arcillas a otra, y es debido a sus características estructurales, los cationes compensadores que se adsorben en la superficie de la capa unitaria pueden ser cambiados por otros cationes y se llaman los cationes intercambiables de la arcilla. La cantidad de cationes por peso unitario de la arcilla es medida y registrada como la CEC (capacidad de intercambio catiónico). La CEC está expresada en miliequivalentes por 100 g de arcilla seca (meq/100 g), esto se puede (Ver Tabla 2) explicar mediante enlaces tipo puente de hidrógeno, entre los grupos (OH) de las capas octaédricas y los oxígenos de las tetraédricas. Este enlace es lo suficientemente fuerte como para mantener la estructura global y al mismo tiempo impedir la entrada de cationes entre capas. Por el contrario, en las arcillas 2:1 este tipo de enlace entre capas no es posible (se enfrentan capas tetraédricas). En este caso la estructura se compensa eléctricamente introduciendo cationes interlaminares, en las esmectitas se producen múltiples substituciones en las capas octaédricas y tetraédricas, que le confieren al igual que a la illita una carga global negativa. Sin embargo, esta carga es sólo un tercio de la de la illita, razón por la cual no se pueden ligar cationes de una manera fuerte en el espacio interlaminar. De esta manera, se permite la entrada de agua y otras moléculas que causan un aumento en el espacio interlaminar (“hinchamiento” de la arcilla). Con el agua vienen cationes disueltos, que su vez, pueden ser fijados en dicho espacio, como se muestra (Ver Figura 8), así las capacidades de absorción de las arcillas en general, y del grupo de la esméctica en particular presentan una descompensación de cargas que justamente por eso, pueden captar cationes o moléculas. Es decir que si las arcillas no estuvieran descompensadas eléctricamente, su interés como intercambiadores iónicos sería nulo.

Así, la capacidad de intercambio iónico es la propiedad fundamental de las arcillas del grupo de la esméctica, las que son capaces de adsorber con gran facilidad, los iones fijados en la superficie exterior de sus cristales, en los espacios

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interlaminares, o en otros espacios interiores de las estructuras por ende la capacidad de intercambio catiónico se puede decir que es como la suma de todos los cationes que un mineral puede adsorber a un determinado pH. Es equivalente a la medida del total de cargas negativas del mineral. Estas cargas negativas pueden ser generadas de tres formas diferentes: estas se pueden hacer por sustituciones isomorfas dentro de la estructura, o por enlaces insaturados en los bordes y superficies externas, y por disociación de los grupos hidroxilos accesibles.

El primer tipo es conocido como carga permanente y supone un 80 % de la carga neta de la partícula; además es independiente de las condiciones de pH y actividad iónica del medio. Los dos últimos tipos de origen varían en función del pH y de la actividad iónica, corresponden a bordes cristalinos químicamente activos, y representan el 20 % de la carga total de la lámina, para conocer el CEC se hace la Prueba de Azul de Metileno (MBT) es un indicador de la CEC aparente de una arcilla. Cuando se realiza esta prueba sobre un lodo, se mide la capacidad total de intercambio de azul de metileno de todos los minerales arcillosos presentes en el lodo.

Figura 8. Intercambio catiónico de una roca arcillosa.

Fuente: HALLIBURTON-BAROID. Manual de Fluidos de Peroración. 2009. p.20.

Tabla 2. Capacidad de intercambio catiónico.

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Caolinita 3-5

Halloisita 10-40

Illita 10-50

Clorita 10-50

Sepiolita-palygorskita 20-35

Montmorillonita 80-200

Vermiculita 100-200


2.4 HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS

La arcilla se compone de tres capas: una capa de alúmina con una capa de sílice encima y otra debajo. La laminilla de arcilla está cargada negativamente y una nube de cationes está relacionada con ésta. Si un gran número de estos cationes son sodio, la arcilla será frecuentemente llamada montmorillonita sódica. Si los cationes son principalmente calcio, la arcilla será llamada montmorillonita cálcica. Según el número de cationes presentes, el espacio entre capas de la montmorillonita seca estará comprendido entre 9,8 (sodio) y 12,1 Å (calcio) y lleno de agua fuertemente ligada. Cuando la arcilla seca entra en contacto con agua dulce, el espacio entre capas se expande y la arcilla adsorbe una gran “envoltura” de agua. Estos dos fenómenos permiten que las arcillas generen viscosidad. Las arcillas a base de calcio sólo se expanden hasta 17 Å, mientras que la arcilla sódica se expande hasta 40 Å, (Ver Figura 9).

El espesor de la película de agua adsorbida es controlado por el tipo y la cantidad de cationes asociados con la arcilla. El agua que se adsorbe en las grandes superficies planas contiene la mayor parte del agua total retenida por las arcillas hidratables. Los cationes divalentes como Ca2+ y Mg2+ aumentan la fuerza de atracción entre las laminillas, reduciendo así la cantidad de agua que se puede adsorber. Los cationes monovalentes como Na+ producen una fuerza de atracción más débil, permitiendo que más agua penetre entre las laminillas.Como la arcilla sódica se hincha cuatro veces más que la arcilla cálcica, la arcilla sódica generará una viscosidad cuatro veces más importante Además de adsorber el agua y los cationes en las superficies exteriores, la esméctica absorbe agua y cationes en las superficies entre las capas de su estructura cristalina. La esméctica tiene una capacidad de adsorción de agua mucho más grande que otros minerales arcillosos. La capacidad de adsorber agua, la cantidad de cationes intercambiables (CEC) y el área superficial son fenómenos muy relacionados entre

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sí que a veces son llamados propiedades coligativas de las arcillas, que son las encargadas de probar la reactividad de las arcillas, utilizando para tal fin la prueba de azul de metileno, como la esmectita es claramente mucho más reactiva que otros minerales arcillosos. Las lutitas que contienen esmectita son las más sensibles al agua y las más hidratables. Las lutitas que contienen otros minerales arcillosos tienen una menor capacidad de hidratación, aunque puedan ser sensibles al agua. La mayoría de las lutitas contienen varios tipos de arcillas en cantidades variables. La reactividad de una lutita depende de los tipos y de las cantidades de minerales arcillosos presentes en la misma.

Figura 9. Forma en que se hidrata una roca arcillosa en presencia de un fluido.


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2.5 INFLUENCIA CATIÓNICA SOBRE LA HIDRATACIÓN DE LAS ARCILLAS

Como se pudo ver en la información anterior el orden relativo de sustitución de un catión por otro está indicado por la siguiente secuencia:

H+ > Al3+ > Ca2+ > Mg2+ > K+ > NH4+ >Na+ > Li+

Un catión puede servir de enlace para tener unidas las partículas del mineral arcilloso, lo cual reduce la hidratación. Los cationes multivalentes producen un enlace más fuerte entre las capas que los cationes monovalentes, lo cual resulta generalmente en la agregación de las partículas de arcilla. El potasio, un catión monovalente, constituye la excepción de la regla. Los cationes adsorbidos pueden hidratarse y atraer una envoltura de agua que tiene una forma definida. El tamaño y la forma del catión hidratado afectan su capacidad de encajar entre las superficies entre capas de la arcilla y afectan tanto el hinchamiento de la arcilla como la hidratación de la arcilla. Los espacios dentro de las capas de montmorillonita cristalina son de 2,8 Å. Los pequeños iones, como el potasio, que encajan entre las capas de arcilla, son intercambiados con mayor facilidad y de manera permanente. Además, los cationes que aumentan de tamaño al hidratar se extienden las distancias entre capas para estimular la hidratación de la arcilla. El calcio es un buen ejemplo, teniendo un diámetro hidratado de 19,2 Å. El litio es otro ejemplo, teniendo tres moléculas de agua y un diámetro hidratado de 14,6 Å, como se puede observar (Ver Tabla 3), los cationes monovalentes que tienen grandes diámetros hidratados causan el mayor hinchamiento y la mayor dispersión. Los cationes multivalentes que tienen pequeños diámetros hidratados son los más inhibidores. El diámetro iónico (cristalino) y el diámetro hidratado de los cationes son comunes en los fluidos de perforación. Después de adsorberse en la región entre capas, los cationes hidratados pueden deshidratarse con el tiempo y ser expuestos a altas temperaturas para que las distancias entre capas se reduzcan y que los cationes se vuelvan menos reactivos

Tabla 3. Influencia catiónica sobre la hidratación de las arcillas

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2.6 PROCESOS DE ENLACE DE LAS PARTÍCULAS DE ARCILLA

Para conocer la cantidad y calidad de las arcillas de un lodo, se requiere conocer el estado de asociación de las partículas de arcilla. Los distintos procesos de enlace de las partículas de arcilla son importantes para la reología de las suspensiones de arcilla. Estos procesos de enlace deben ser comprendidos para entender y controlar los cambios reológicos en los fluidos de perforación.

Las partículas laminares finas y planas de arcilla tienen dos superficies diferentes.

La cara grande o superficie plana está cargada negativamente y la superficie fina del borde está cargada positivamente, estas cargas eléctricas, los cationes intercambiables crean alrededor de las partículas de arcilla un campo de fuerzas eléctricas que determina la manera en que dichas partículas interactúan las unas con las otras. Si los iones intercambiables se disocian de la superficie de la arcilla, la fuerza repulsiva entre las láminas cargadas negativamente es grande y las láminas se dispersarán, alejándose las unas de las otras. La dispersión completa es rara y es probable que sólo pueda ocurrir en suspensiones diluidas de montmorillonita sódica purificada. En general se produce un cierto grado de enlaces entre las partículas, como se puede (Ver Figura 10), las partículas de arcilla se asocian cuando están en uno de los siguientes estados: agregación, dispersión, floculación o desfloculación, donde pueden estar en uno o varios estados de asociación al mismo tiempo, con un estado de asociación que predomine.

Figura 10. Procesos de enlace en las rocas arcillosas

Fuente: HALLIBURTON-BAROID. Manual de Fluidos de

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Perforación. 2009. p.28.

2.6.1 Agregación. Es el que se da entre los enlace de cara a cara en donde resulta en la formación de láminas o paquetes más gruesos. Esto reduce el número de partículas y causa una reducción de la viscosidad plástica. La agregación puede ser causada por la introducción de cationes divalentes, tales como Ca2+, en el fluido de perforación. Se da muchas veces por la adición de cal o yeso, o por la perforación de anhidrita o cemento. Después del aumento inicial, la viscosidad disminuirá con el tiempo y la temperatura, hasta llegar a un valor inferior al valor inicial.

2.6.2 Dispersión. Es la reacción contraria a la agregación, esta resulta de un mayor número de partículas y viscosidades plásticas más altas. Las laminillas de arcilla son normalmente agregadas antes de ser hidratadas donde se van dispersando a medida que se hidratan. El grado de dispersión depende del contenido de electrolitos en el agua, del tiempo, de la temperatura, de los cationes intercambiables en la arcilla y de la concentración de arcilla. La dispersión es más importante cuando la salinidad es más baja, los tiempos más altos, las temperaturas más altas y la dureza más baja.

2.6.3 Floculación. Este fenómeno curre cuando la asociación de borde a borde o borde a cara de las partículas, resultando en la formación de una estructura similar, esto causa un aumento de la viscosidad, gelificación y filtrado. La severidad de este aumento depende de las fuerzas que actúan sobre las partículas enlazadas y del número de partículas disponibles para ser enlazadas. Cualquier cosa que aumenta las fuerzas repulsivas entre las partículas o causa la contracción de la película de agua adsorbida, tal como la adición de cationes divalentes o las temperaturas elevadas, puede fomentar la floculación.

2.6.4 Desfloculación. La desfloculación es la disociación de las partículas floculadas. La adición de ciertos productos químicos al lodo neutraliza las cargas electroquímicas en las arcillas. Esto elimina la atracción que resulta del enlace borde a borde o borde a cara entre las partículas de arcilla. Como la desfloculación causa una reducción de la viscosidad, los productos químicos desfloculantes son frecuentemente llamados diluyentes de lodo. La desfloculación también permite la disposición plana de las partículas de arcilla en el revoque para reducir el filtrado.

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Ibid., p. 27.

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3. LODO DE PERFORACIÓN BASE AGUA

El lodo base agua es un fluido de perforación que ayuda a la remoción de los recortes del pozo y el control de las presiones de la formación.Los lodos de perforación base agua se clasifican porque su fase continua es agua dulce o salada, se usan como se ve en la (Ver Figura 11) y se clasifican como: Lodos no dispersos: son lodos de poco peso ligeramente tratados, son lodos de inicio no tienen adelgazantes, se utilizan para perforar secciones de tope del hueco y pozo poco profundos, presentan composición de agua y bentonita sódica, no soportan altas temperaturas y afectan a las arcillas sensibles. Lodos dispersos: para profundidades donde el incremente del peso del lodo es mayor, las formulaciones del lodo requieren de aditivos dispersantes (lingosulfanatos, lignitos, taninos) para cancelar las fuerzas atractivas entre partículas que crean viscosidad en el lodo base agua, se utiliza para perforar grandes profundidades y para formaciones altamente problemáticas. Lodos cálcicos: son lodos base yeso-lignito o lodos base calcio, se adiciona calcio, yeso o cal, para asegurar un constante suministro de iones de calcio para desacelerar el proceso de hidratación de las lutitas, es un lodo barato y cumple con las normas ambientales. Lodos poliméricos: son utilizados polímeros de altas cadenas con alto peso molecular los cuales pueden encapsular los sólidos perforados para prevenir la dispersión y cubrirlos para la inhibición, también proveen viscosidades y propiedades para el control de pérdidas de fluido, son intolerantes a la contaminación de calcio y no soportan altas temperaturas, son costosos. Lodos bajo en solidos: son lodos base polímeros diseñados para obtener del 6-10% de contenido de solidos por volumen.Lodos salinos: es saturada con agua con sal y agua de mar, con agua de mar en donde otros polímeros agregados poseen viscosidad y propiedades para el control

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de pérdida de fluido, se utiliza como fase dispersa la arcilla atalpulguita, para perforar formaciones de agua dulce.

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HALLIBURTON-BAROID. Manual de fluidos de perforación. Bogotá, 2009. p. 30

Figura 11. Forma en que realiza su trabajo el lodo de perforación.


3.1 FUNCIONES

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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 y se trabajan en pozo como se ve en la (Ver Figura 12) y sus funciones son las siguientes: Retirar los recortes del pozo Controlar las presiones de la formación. Suspender y descargar los recortes Obturar las formaciones permeables. Mantener la estabilidad del agujero. Minimizar los daños al yacimiento. Enfriar, lubricar y apoyar la barrena y el conjunto de perforación. Transmitir la energía hidráulica a las herramientas y a la barrena. Asegurar una evaluación adecuada de la formación. Controlar la corrosión. Facilitar la cementación y la completación. Minimizar el impacto al ambiente

Figura 12. Funciones de un lodo en el proceso de perforación.


3.2 PROPIEDADES FÍSICAS

Las propiedades físicas de un fluido de perforación, la densidad y las propiedades reológicas son monitoreadas para facilitar la optimización del proceso de perforación. Estas propiedades físicas contribuyen a varios aspectos importantes para la perforación exitosa de un pozo, incluyendo:

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Proporcionar el control de las presiones para impedir el influjo del fluido de la formación. Transmitir energía a la barrena para maximizar la Velocidad de Penetración (ROP). Proporcionar la estabilidad del pozo a través de las zonas presurizadas o sometidas a esfuerzos mecánicos. Suspender los recortes y el material densificante durante los periodos estáticos. Permitir la separación de los sólidos perforados y el gas en la superficie. Extraer los recortes del pozo. Cada pozo es único, por lo tanto es importante que estas propiedades sean controladas respecto a los requisitos para un pozo en particular y del fluido que se está usando.Las propiedades reológicas de un fluido pueden afectar negativamente un aspecto, al mismo tiempo que producen un impacto positivo importante sobre otro. Por lo tanto se debe lograr un equilibrio para maximizar la limpieza del pozo, minimizar las presiones de bombeo y evitar los influjos de fluidos o de la formación, además de impedir la pérdida de circulación hacia la formación que se está perforando.

3.2.1 Densidad. La densidad o peso del lodo es la propiedad más crítica de cualquier fluido de perforación o completacion, pues de esta manera se promueve el control primario del pozo, la densidad del fluido de perforación debe ser ajustada con la presión hidrostática de la columna dentro del pozo y esta se puede tomar con el equipo mostrado en la (Ver Figura 13) que sirve para equilibrar las presiones de las formaciones, si hay un balance excesivo puede ocurrir un atrapamiento diferencial o daño de formación es decir una invasión excesiva del fluido y una fractura hidráulica provocando pérdidas de fluido.

La densidad del lodo se incrementa por la adición de agente densificante y la reducción de la densidad del lodo se logra por la dilución o remoción mecánica del agente densificante este se hace por medio del equipo de control de solidos o centrifuga y de los sólidos contaminantes. La dilución es también es una manera de reducir la densidad del fluido de perforación pero de igual manera pueda afectar las propiedades del mismo con salmuera cualquier dilución debe hacerse con agua fresca.

Figura 13. Equipo para el cálculo de la densidad de un lodo de perforación.

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3.2.2 Viscosidad. La viscosidad de embudo o Marsh se observa por medio de las normas API, se utiliza como guía para determinar las propiedades del flujo del fluido de perforación de baja densidad, donde a medida que la densidad se incrementa la viscosidad de embudo se vuelve desconfiable, pues pueden indicar contaminación del fluido de perforación y se puede tomar con el equipo mostrado en la (Ver Figura 14).

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Ibid., p. 34.

Figura 14. Equipo para el cálculo de la viscosidad de un lodo de perforación.


3.2.2.1 Viscosidad plástica (VP). Es la resistencia al flujo debido a las fricciones mecánicas entre las partículas sólidas suspendidas en el fluido, esta viscosidad depende del contenido de sólidos y de la forma y tamaño de los mismos, se puede calcular con el equipo que se muestra en la (Ver Figura 15).La viscosidad plástica se incrementa por partículas sólidas de bentonita y barita, la cuales hacen que el fluido de perforación se desempeñe satisfactoriamente, pero

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el exceso de solidos perforados causan cualquier incremento en la VP y punto de cedencia (YP).La viscosidad plástica se reduce con el uso de equipos de control de solidos o por la dilución del volumen total del lodo con la adición del fluido base, pero también se puede utilizar floculación para remover la contaminación de sólidos.

Figura 15. Equipo para el cálculo de la densidad de otra forma.

Fuente: HALLIBURTON-BAROID. Manual de Fluidosde Perforación. 2009. p.58.

3.2.2.2 Punto de cedencia (YP). Es la resistencia al flujo causada por fuerzas electroquímicas debido a la atracción entre cargas negativas y positivas localizadas en la superficie de las partículas, es decir el YP es la medida de fuerzas de atracción bajo condiciones de flujo, para los fluidos de perforación no densificados el YP se mantiene para de esta manera garantizar la limpieza del pozo y para los fluidos densificados el YP alto mantienen las partículas del agente densificante. El punto de cedencia se incrementa de forma natural cuando hay floculación después de que ingresan contaminantes solubles como la sal, anhidrita, yeso, que son encontrados durante la perforación, también por la contaminación de solidos cuando hay atracción entre las partículas y por el tratamiento químico donde se adicionan viscosificantes como arcillas y polímeros.

3.2.2.3 Fuerza gel. Una habilidad del lodo para desarrollar una consistencia gelatinosa que es conocida como tixotropía que evitan que los recortes o agentes densificantes o de peso como la barita queden atrapados en el fluido y de la concentración y el tamaño de los sólidos del fluido de perforación, cuando hay fuerzas de geles muy altas el gas es atrapado y los recortes no son liberados a superficie.

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El incremento y la reducción de la fuerza gel se logra igual que como se hace con el punto de cedencia, donde la prueba de gel de 10min es la prueba de indicación de la fuerza gel. 3.2.3 Filtración. Son pruebas de laboratorio que determinan el volumen de la fase liquida del lodo que puede filtrar hacia las formaciones permeables cuando hay contacto con ellas durante la perforación, la prueba API de es hecha a temperatura ambiente y a 100 psi, y la que se hace a alta presión y temperatura al lodo para simular la perforación, es decir la presión y temperatura de yacimiento.El valor del filtrado obtenido durante la prueba nos indica la estabilidad del pozo, pues este nos indica la invasión del filtrado y la y el daño de la formación, donde la perdida de fluido se puede calcular durante 30min en que se toma la prueba, (Ver Figura 16)

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Ibid., p. 40. Figura 16. Equipo para el cálculo de la filtración

de un lodo de perforación.


3.2.4 Revoque. Las propiedades tales como espesor del revoque, tenacidad, y permeabilidad son importantes porque el revoque que se forma en zonas

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permeables en el pozo puede causar pegado de tuberías de perforación y otros problemas. Reducción de producción de petróleo y gas pueden resultar del daño depósito cuando una torta de filtro permite pobres filtrados de invasión. Un cierto grado de acumulación de pastel es conveniente aislar a las formaciones a partir de fluidos de perforación. En terminaciones de pozo abierto en el ángulo alto o huecos horizontales, la formación de filtrado externo es preferible a un pastel que forma parte dentro de la formación. Este último tiene un mayor potencial de daño de formación

3.2.5 Contenido de arena. Es medido una muestra de lodo decantada en un tubo de vidrio hasta tener una medición, luego estos son lavados en un colador o tamiz en una malla 200, los sólidos que son atrapados en el colador de nuevo son colocados en el tubo de medición de vidrio donde hay asentamiento, el número de los sólidos en las calibraciones del tubo sirve para saber el porcentaje de sólidos, debido a que la malla solo detiene partículas de arena donde este debe esta menor al 0.5% y si esta encima del 3% es porque los equipos están sobrecargados o cuando se perfora muy rápido un pozo de arena, y esto puede causar problemas de abrasión en el interior del liners y en la herramienta del sistema de lodo que va en la sarta de perforación, (Ver Figura 17) Contenido de arcilla: Esta prueba se hace con azul de metileno en los lodos base agua y sirve para saber la capacidad que tienen las arcillas reactivas de absorber la tintura en todos sus espacios mirando la tintura excesiva en la muestra, esto se hace adicionando una muestra de lodo de 1ml es diluida en agua y hervida durante 10min junto a 0,5N de ácido sulfúrico y 15 ml de 3% de peróxido de hidrogeno (agua oxigenada), estos componentes también sirven para remover otros materiales orgánicos.

Capacidad del MBT= (ml azul de metileno)/(ml de lodo)

Figura 17. Equipo para el cálculo del contenido de arena de un lodo de perforación.


3.2.6 Contenido de sólidos y líquidos. La muestra de lodo es colocada en una celda de una retorta entre 10, 20, o 50ml y es calentada, para que salga el agua o

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el aceite de la mezcla de lodos los cuales son recogidos en un recipiente el cual mide la capa de aceite encima del agua, todos los residuos sólidos quedan en la celda como la barita, solidos perforados y sales de la fase acuosa, conociendo el volumen y la densidad del lodo colocados en la retorta y los residuos de aceite y agua en el recipiente nos podrá dar la concentración de solidos de alta y baja gravedad de la muestra, (Ver Figura 18)

Figura 18. Equipo para el cálculo del contenido de solidos de un lodo de perforación.


3.2.7 Concentración iónica de hidrogeno (PH). La medición del PH es una propiedad del lodo base agua que me determina la acidez, este debe estar oscilado entre un rango de 9-10 para mantener un ambiente ligeramente alcalino evitando corrosión o cualquier gas generado como dióxido de carbono o ácido sulfúrico, pero en los silicatos el rango puede ser más alto el pH esta entre 11-12.Para medir el pH se utilizan un método colorimétrico modificado, usando tiras de prueba con refuerzo de plástico (palillos); y el método potencio métrico, usando el medidor electrónico de pH con electrodo de vidrio, (Ver Figura 19)

Figura 19. Equipos para el cálculo de la concentración catiónica del hidrogeno (PH) de un lodo de perforación.

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4. INHIBIDORES

Los inhibidores son químicos que se le agregan al lodo base agua, cuando se está perforando formaciones arcillosas las cuales sufren un hinchamiento, pues se hidratan ocasionando problemas en el hueco y riesgo de pega de tuberías, es por eso que se utiliza este producto el cual absorbe los extremos positivos de las arcillas, de la misma manera neutraliza la hidratación de estas, para de esta manera minimizar los tiempos no productivos de los equipos por causa de taponamiento de arcillas. (Ver Figura 20)

4.1 CARACTERÍSTICAS DE LOS INHIBIDORES

Las principales características de los inhibidores es que evitan todos aquellos problemas asociados con la estabilidad de las arcillas como son:

El embolamiento de la sarta de perforación. El embolamiento se produce cuando se tiene una hidráulica muy pobre y se presenta cuando se está perforando formaciones muy blandas como lutitas y arcillas. Sucede que gran parte de arcillas, lutitas y recortes se depositan encima de los yets de la broca y gran parte en los estabilizadores resultando en un aprisionamiento. Este problema

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se manifiesta por falta de agregados químicos como aditivos de lubricación o aceite, aditivos que eviten el hinchamiento de arcillas.

Perdida de tubería. En los diseños de perforación siempre se tendrán problemas de pega de tubería debido a la hidratación de las arcillas lo que causa una pega de tubería, por tal razón las sartas de perforación siempre llevaran martillos los cuales hacen que la tubería se despegue, pero en algunos caso casos la tubería no se despega y los ingenieros toman decisiones como perder la tubería y hacer un sait track.

Taponamiento del hueco. Cuando no se tiene un buen sistema de inhibición, las arcillas presentes pueden hidratarse de tal forma que el diámetro del hueco disminuya, lo que restringe el flujo de fluidos en esa sección de aprisionamiento. Lo que generara que los recortes de la formación no puedan pasar y causa una pega de tubería. Para evitar el hinchamiento de arcillas se recomienda utilizar lodos inhibidos.

Desprendimiento de la formación. los derrumbes durante la perforación se producen por la dispersión de las arcillas presentes en el pozo, esto se debe a falta de inhibidor donde se presentas cavernas siendo estas las más severas, los derrumbes se acentúan siempre en formaciones con alto ángulo de buzamiento, esto se debe parcialmente a los efectos de gravedad y también a que los buzamientos excesivos están asociados con una alta actividad tectónica.

Figura 20. Suministro de un inhibidor a travésde la perforación.

Fuente: MONTOYA, Carlos M. Inhibidores de arcilla. 2010, p.2.

4.2. PROPIEDADES DE LOS INHIBIDORES

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Las propiedades o mecanismos de inhibición son dos estas son:

Iónica: Es la que se lleva a cabo por medio de enlaces de electrolitos que se encuentran en las formaciones arcillosas donde hay un proceso químico que se da por la presencia de las sales como (NaCl, KCl) y las aminas, donde las sales se utilizan para la perforación de formaciones arcillosas, en las operaciones de aguas profundas, en la prevención de los hidratos de gas, en la eficiencia de las incrustaciones de Li, Na, K, Mg, Ca, Al, como se muestra (Ver Figura 21)

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MONTOYA, Carlos M. Inhibidores de arcillas. Colombia, 2010. p. 64

Figura 21. Propiedades de los inhibidores.


Encapsulación: Es la asociada con los cortes magnéticos de la formación arcillosa, se da en las zonas dispersas de las formación que contengan largas cadenas de polímeros como PHPA, PAC, y Glicoles, (Ver Figura 22), esta forma de inhibición ocurre cuando el inhibidor actúa sobre la arcilla de manera que esta

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se hidrate superficialmente, es decir que no se hinche impidiendo que el agua no entre a la formación arcillosa y cause daños en la misma.

Figura 22. Adición de un polímero en la mezcla.


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Ibid., p. 69.

4.3 PROCESO DE INHIBICIÓN DE LAS ARCILLAS

Con el fin de proporcionar estabilidad a la formación se requieren fluidos inhibidores, como lo son:

Inhibición de los cortes:

Sistemas de lignosulfonatos Sistemas de calcio Fluidos potásicos Encapsuladora de sistemas de Polímero

Propiedades del pozo: Silicato Aluminio Asfaltos

Combinación de las 2 funciones: Glicoles nublan Performax

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4.3.1 Inhibición de las arcillas perforadas. Cuando los pozos ya son perforados para inhibir esas formaciones arcillosas se utiliza:

Asfaltos Silicatos Glicol La concentración de electrolitos Max-Plex Silicato Performax

En medio de las arcillas duras:

Plug y sello de micro-fracturas La presión de poros

4.4 BASE DE INHIBIDORES

Todos los inhibidores están fabricados con diferentes bases químicas las cuales son suministradas en el lodo de acuerdo a la formación de arcillas y a la necesidad de la compañía.

4.4.1 Sistemas base Sal. Saturada de (NaCl) en el lodo, (Ver Figura 23):

Se utiliza para la perforación de formaciones de sal Las operaciones de aguas profundas Prevención de los hidratos de gas

Beneficios:

Suprimir la formación de hidratos de gas Resistente a la contaminación Inhibir las arcillas

Limitaciones: Una densidad mínima de 10 ppg Temperatura cíclica

Figura 23. Vista microscópica de las propiedades químicas.

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4.4.2 Sistemas base - KCl. Se utiliza como la base de diferentes sistemas de lodo:

Provee la inhibición de las arcillas de iones de potasio Puede ser utilizado en conjunción con NaCl Comúnmente se utiliza con PHPA

Beneficios:

Inhibidor para muchas arcillas reactivas Las tasas de penetración rápida No dañino para las zonas productoras

Limitación:

Puede requerir adicionales estabilizadores de arcillas Control de la viscosidad puede requerir gran dilución

4.4.3 Sistemas base – PHPA. Se utiliza para proporcionar la inhibición y la estabilización de las arcillas (Ver Figura 24)

Beneficios:

Evita la dispersión de los recortes Retarda la hidratación de las arcillas Promueve la lubricación Mejora el sistema hidráulico de la broca Mejora el barrido de los sólidos

Limitaciones:

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Requiere un buen control de sólidos Sensible a los contaminantes

Figura 24. Forma en que actúa un polímero en una arcilla.


4.4.4 Sistema base PHPA con sal. El PHPA se prepara por copolimerización de acrilamida con ácido acrílico o más generalmente un metal alcalino / sal de amonio. La presencia de los grupos aniónicos causa intra e inter-moleculares repulsiones (Ver Figura 25).

Los electrolitos como el NaCl o KCl causa una reducción significativa de la viscosidad y sales divalentes (Ca + +, Mg + +) tienen un mayor efecto.Los iones calcio soluble debe ser controlada por debajo de 100 mg / l para los mejor resultados y para evitar la precipitación del polímero.

Figura 25. PHPA con polímero en un lodo.


64

4.4.5 Sistema base-Glicol. Los glicoles son surfactantes y tienen la capacidad de adsorción sobre superficies de arcilla, y funcionan en un punto de turbamiento con una temperatura límite de solubilidad, es por ende que deben ser seleccionados para diferentes condiciones del pozo como la temperatura de circulación y la de formación con base a la salinidad del lodo, (Ver Figura 26)

Figura 26. Forma de un glicol.

Fuente: MONTOYA, Carlos M. Inhibidores de arcilla. 2010, p.15

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_________

Ibid., p. 1

MONTOYA, Carlos M. Inhibidores de arcillas. Colombia, 2010. p. 73

5. EVALUACIÓN DEL LODO DE PERFORACIÓN UTILIZADOEN LABORATORIO

La evaluación de un fluido de perforación en el laboratorio es una de las partes más importantes de la perforación debido a que acá se pueden estudiar todos los futuros problemas que se puedan encontrar en la formación a perforar, estos problemas pueden ser determinados teniendo en cuenta el tipo de formación y la sección que se va a perforar, entre los problemas más comunes causados por los fluidos de perforación se encuentran empaquetamiento de tubería, patadas de pozo y disminución del diámetro del hoyo debido a que el fluido de perforación no tiene un buen sistema de inhibición para evitar la hidratación de las arcillas y poder evitar los tiempos no productivo los cuales se traduce en costos económicos adicionales.Los fluidos de perforación tienen que poseer propiedades físicas y químicas para que se adapte a las condiciones de un pozo, para evaluar los fluidos de perforación se tienen en cuenta una serie de pruebas realizadas en laboratorio, en

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este caso las pruebas son enfocadas a inhibición de arcillas y para este fin se han utilizado las pruebas de CST (tiempo de succión capilar), LSM (Hinchamiento lineal) y pruebas de dispersión y erosión, además de estas pruebas se tiene en cuenta la reología que es el estudio de la deformación y el fluir de la materia, para este fin se utilizan viscosímetros multirotacionales como el Fann 35 y Fann 70.

5.1 COMPOSICIÓN DEL LODO

Los componentes de un fluido de perforación en su mayoría polímeros y material densificante, son los productos que le dan al lodo las características o propiedades físicas y químicas que se requieren para una formación determinada, los productos utilizados para fabricar un lodo de perforación depende en gran parte de su base ya sea base aceite o base agua como el que se utiliza en el presente proyecto. Entre las propiedades más importantes se encuentra la viscosidad y el peso del lodo, para la viscosidad en un lodo base agua se utiliza la bentonita y la goma xantica, pero como se está evaluando inhibidores, para este lodo solo se utilizara la goma xantica como producto para aumentar la viscosidad y para aumentar el peso del lodo de perforación, se utiliza barita y o sulfato de bario que es una mineral de alto peso molecular y no interacciona con los demás compuestos del lodo.Otra propiedad que se debe tener el lodo es el control de filtrado que se puede obtener con polímeros sintéticos como el PAC L y el PAC R este último es un controlador de filtrado a alta temperatura y además genera un poco de viscosidad y por último se tiene en cuenta el inhibidor a utilizar ya que en algunos aumenta el PH y en otros lo disminuye, cuando el PH se encuentra por encima de 9.5 se deja ese valor ya que si se baja con otro producto se podrían precipitar sales y causaría una disminución de iones los cuales no podrían inhibir las arcillas, pero si el PH es menor a 9.5 se agrega la cantidad necesaria de un determinado químico el cual aumenta el PH hasta este valor, ya que la goma xantica tiene su máxima eficiencia cuando el PH alcanza este valor.

5.2 PRUEBAS PARA DETERMINACIÓN DEL INHIBIDOR

Para la determinación de un inhibidor solo se necesitan tres pruebas en el orden siguiente. La primera es el CST que ayuda a determinar la mejor concentración de cada uno de los inhibidores variando este de tal manera que se tenga una tendencia y donde se puede tomar la mejor concentración, después con los datos obtenidos se hacen el fluido base para cada uno de los inhibidores el cual tiene la mejor concentración, para luego utilizar el LSM que mira el comportamiento de las arcillas cuando estas se encuentran en contacto con el lodo, esta prueba determina el hinchamiento que de las arcillas a medida que va pasando el tiempo hasta el punto en que el LSM muestre una tendencia del máximo hinchamiento de las mismas y por ultimo tenemos la prueba de dispersión y erosión que como su nombre lo indica determina la cantidad de arcilla que se puede dispersar y o

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erosionar para de esta forma determinar el comportamiento de las arcillas en el pozo. 5.2.1 CST (Tiempo de succión capilar). Este método se utilizo para determinar la mejor concentración de los inhibidores propuestos por la empresa, esta prueba se basa en tomar el tiempo que tarda el papel filtro en absorber y dispersar radialmente el agua que se encuentra mezclada con la arcilla dentro de un embudo metálico ubicado en la mitad del papel filtro, el tiempo se toma desde el momento en que el agua toca el primer sensor y para cuando el agua toca dos sensores que se encuentran a un centímetro de distancio del primer sensor el tiempo se detiene, estos dos últimos sensores cierran un circuito eléctrico en cual se completa cuando el agua toca los dos sensores y en ese momento el tiempo para, este tiempo está dado en segundos.

Para determinar la mejor concentración de cada inhibidor se tomó como material estándar bentonita o mormorillonita que es una de las arcillas más reactivas que se encuentran en la naturaleza, este material estándar se mezclaba con agua la cual tenía una concentración en libras por barril (ppb) del inhibidor a probar, la más baja concentración del inhibidor es de 3 (ppb) y desde ese punto se comenzaba a aumentar la concentración del inhibidor hasta el punto en el que el CST registrara el menor tiempo entre los sensores, estos tiempos se tabularon teniendo en cuenta la concentración y el tiempo entre los dos sensores, La manera en que se encontró la mejor concentración fue probando diferentes concentraciones comenzando desde 3 libras por barril hasta tener una tendencia en la cual si se grafica el tiempo en el eje Y y la concentración en el eje X la pendiente de esta grafica tienda a cero.

5.2.1.1 Procedimiento. Para poder entender el procedimiento de esta prueba se debe tener en cuenta las partes que conforman el CST (Ver Figura 27) como lo son la cabeza temporizadora, cargador eléctrico, bandeja de sensores, embudo metálico y papel filtro.

Figura 27. Partes que conforman el CST

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Primero. Se tiene que hacer un tamizado para tener un tamaño de partícula adecuado esto se hace de tal forma que el material estándar o arcilloso pase por la malla 100 la cual retiene partícula que tienen un tamaño mayor a 0.0058 IN o 0.147 MM y las otras pasan por las aberturas de la malla 100 estas partículas son tamizadas en la malla 200 la cual retiene partículas que tiene un tamaño mayor a 0.0029 IN o 0.075 MM y las otras pasan por las aberturas de la malla 200 lo cual nos indica que el tamaño apropiado de partícula está entre 0.0058 IN o 0.147 MM y 0.0029 IN o 0.075 MM (ver Figura 28).

Figura 28. Mayas para determinar el tamaño de partícula

68

153

42

1 Cabeza temporizadora 2 Cargador eléctrico3 Bandeja de sensores 4 Embudo metálico5 Papel filtro

Segundo. Se arma el equipo del CST (Ver Figuras 29- 32) de tal manera que la cabeza temporizadora se conecta el cargador eléctrico y la bandeja de sensores, dentro de la bandeja se pone el papel filtro estas bandejas tienen que ser sujetas con dos mordazas para que de esta manera allá un buen contacto entra el papel filtro y los sensores, estas bandejas tienen un orificio en la mitad en el cual encaja perfectamente el embudo metálico.

Figura 29. Bandejas de sensores

Figura 30. Ubicación del papel filtro en la bandeja de sensores

Figura 31. Ubicación de las mordazas

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Figura 32. Ubicación del embudo metálico

Tercero. En el embudo metálico se deposita aproximadamente cinco centímetros cúbicos de una solución previamente agitada durante un minuto que contiene 24 cm3 de agua con una concentración determinada de inhibidor y 2 g del material estándar o de bentonita.

Cuarto. Se determina el tiempo en el que la humedad del papel pasa del primer sensor a los dos últimos sensores.

5.2.1.2 Resultados. Los datos obtenidos en esta prueba dan una expectativa de cual inhibidor podría ser el mejor como se muestra en las tablas (Ver Tablas 4-15) ya que para tal fin entre menos tiempo transcurra de un sensor a otro es mejor el inhibidor pero estos productos no se han probado en un fluido de perforación y no se puede determinar el comportamiento de los inhibidores con los otros productos del lodo, esta prueba es específicamente para determinar la mejor concentración o la mejor tendencia de los inhibidores.

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Inhibidor A. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración de 8ppb como se muestra, (Ver Tabla 4) la concentración se encuentra en libras por barril y el tiempo se encuentra en segundos, (Ver Gráfica 1) se muestra el comportamiento o la tendencia del inhibidor encontrándose en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo.Para el inhibidor A la mejor tendencia es 12ppb pero por recomendaciones del fabricante la mejor concentración es 8ppb.

Tabla 4. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor A

Gráfica 1. Datos graficados concentración vs tiempo (s) de la Tabla 4

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Concentración [libras por barril] Tiempo [segundos]4 16905 12986 12157 9638 791

10 63012 48814 505

Inhibidor I. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración de 8ppb como se muestra, (Ver Tabla 5) la concentración se encuentra en libras por barril y el tiempo se encuentra en segundos, (Ver Gráfica 2) se muestra el comportamiento o la tendencia del inhibidor encontrándose en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo.Para el inhibidor I la mejor tendencia es 12ppb pero por recomendaciones del fabricante la mejor concentración es 8ppb.

Tabla 5. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor I


10 140212 1316


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Inhibidor C. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 6ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 3) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 6) se encuentran tabulados los valore, (Ver Gráfica 3) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 6. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor C

Concentración [libras por barril] Tiempo [segundos]3 3804 1735 1266 577 498 46


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Inhibidor D. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 8ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 4) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 7) se encuentran tabulados los valores de la (Ver Gráfica 4) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 7. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor D


10 588


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Inhibidor E. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 12ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 5) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 8) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica 5) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 8. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor E


10 170212 104414 1206


Inhibidor F. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 8ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la

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pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 6) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 9) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica 6) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 9. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor F

Concentración [libras por barril] Tiempo [segundos]

4 11135 7786 5947 5788 544


Inhibidor G. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 8ppb,

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se toma este valor ya que a esa concentración toma el valor mínima como se muestra, (Ver Gráfica 7) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 10) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica 7) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 10. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor G


4 22855 21166 24937 31018 2124


Inhibidor H. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 14ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se

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muestra, (Ver Gráfica 8) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 11) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica 8) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 11. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor H


11 68613 60914 56715 614


Inhibidor B. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 10ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 9) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 12) se encuentran tabulados los valores (Ver Gráfica

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9) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 12. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor B


4 14386 8048 546

10 41812 389


Inhibidor J. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 8ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 10) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, en la (Ver Tabla 13) se encuentran tabulados los valores, (Ver

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Gráfica 10) en los cuales se puede encontrar la concentración en libras por barril y el tiempo en segundos.

Tabla 13. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor J


4 18176 16267 9478 776

10 79512 927


Inhibidor K. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 8ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 11) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 14) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica

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Tabla 14. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor K


4 15706 13948 819

10 80612 896


Inhibidor L. Con el presente inhibidor se realizó todo el proceso del CST para determinar la mejor concentración, para tal fin se tabularon y se graficaron los datos obtenidos en laboratorio determinando la mejor concentración como 10ppb, se toma este valor ya que a esa concentración toma una tendencia lineal donde la pendiente de esa grafica comienza a tener valores cercanos a cero como se muestra, (Ver Gráfica 12) donde se encuentra en el eje X la concentración y en el eje Y el tiempo, (Ver Tabla 15) se encuentran tabulados los valores, (Ver Gráfica

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Tabla 15. Datos obtenidos por el CST para el inhibidor L


4 13996 11388 667

10 63512 598


5.2.2 LSM (Hinchamiento lineal). Esta prueba se utiliza para determinar el comportamiento de la arcilla cuando se encuentra en presencia de un lodo de perforación, el material arcilloso para esta prueba no es el mismo que se utilizó en la prueba del CST, la arcilla utilizada fue tomada de cortes de perforaciones con las cuales se hacen corazones o pastillas que tienen unas especificaciones de diámetro y peso propuestos por normas dentro de la empresa.Los resultados de esta prueba los muestra un software en tiempo real, el cual grafica los datos a medida que el pasa tiempo los resultados, los nombres, el

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tiempo de la prueba y el porcentaje de hinchamiento se puede ver en la parte inferior del software (Ver Figura 33) este software copia los datos en una hoja de cálculo como lo es el Excel, en las primeras filas se encuentra información sobre las características de la pastilla y fecha de la prueba, más abajo se encuentran dos columnas con información del tiempo y porcentaje de hinchamiento las arcillas tienen un límite o un porcentaje máximo de hinchamiento, este se ve reflejado cuando la gráfica del software tiene una tendencia lineal, en ese momento la arcilla deja de hidratarse y ese es el resultado final y el fin de la prueba.

Figura 33. Vista previa del software

5.2.2.1 Procedimiento. El proceso del LSM tarda aproximadamente 96 horas en las cuales se llevan a cabo diferentes procesos como tamizado, hidratación, compactación, desecación y por último se determina el porcentaje de hinchamiento con el LSM

Primero. Se hace un tamizado en el cual se toman partícula de un tamaño menor a 0.075 micrones o se toma una malla en la cual sus aberturas sean aproximadamente 0.075 micrones o 0.0029 pulgadas esta abertura la tiene una malla 200 con la cual se puede obtener un tamaño de partícula muy pequeño tan

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pequeño que parece polvo o harina, bajo la malla 200 se puede poner un recibidor cono de ver en la (Ver Figura 34)

Figura 34. Maya y recibidor utilizado para el tamizado

Segundo: Se pesan aproximadamente 20g para hacer cada pastilla pero como más adelante usaremos un compactador y este compactador solo puede hacer 2 pastillas entonces se toma una cantidad mayor a 40g (Ver Figura 35)

Figura 35. 64 gramos de arcillacon un tamaño de partícula

menor a 0.075 micrones

Tercero. Se le agrega el 4% en agua para darle humedad y tener una mayor compactación, se le agregan 2.56 gramos de agua aproximadamente 2.5 centímetros cúbicos que se pueden medir con una jeringa y se dispersa el agua como (Ver Figura 36) para 64 gramos de arcilla y se dispersa el aguade tal forma que toda la arcilla quede con el 4% de humedad.

Figura 36. 64 gramos de arcilla con 2.5 cm3 de agua

84

Cuarto. Para asegurarse de que quedo bien distribuido la humedad se pasa por una maya 100 y las características de esta arcilla siguen tomando forma de polvo o harina, (Ver Figura 37)

Figura 37. Arcilla con el 4% de humedad

Quinto. Se pesan aproximadamente 20g de la arcilla humectad para hacer cada pastilla (Ver Figura 38)

Figura 38. 20 gramos de arcilla húmeda

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Sexto. (Ver Figura 39) el cilindro tiene dos flechas una hacia arriba y otra hacia abajo las cuales tiene que apuntar hacia un uno “1”, se pone una pastilla plástica en la parte inferior del cilindro para que de esta manera tenga una superficie plana y sea más fácil sacarla del compactador, luego cuidadosamente se pone dentro del cilindro los 20g de arcilla húmeda seguida de otra pastilla plástica y se hace presión hacia abajo para compactarla un poco.

Figura 39. 20 gramos de arcilla húmeda dentro del cilindro

Séptimo. Se pone el cilindro en la parte inferior del compactado teniendo en cuenta que la flecha que lineal al número uno (Ver Figura 40) por normas API se lleva a 1000 psi durante mínimo 90 minutos para tener una buena compactación

Figura 40. Posición y presión del cilindro

86

Octavo. Después de 90 minutos se sacan y se dejan mínimo 24 horas en el desecador con el fin de que tenga una humedad homogénea. Después se saca del desecador, se mide la altura de la pastilla que es aproximadamente media pulgada y por último se monta la pastilla en el LSM (Ver Figura 41) se coloca una pastilla plástica debajo de la pastilla de arcilla y se envuelve con una malla metálica la cual permite el contacto del lodo con el material arcilloso y permite que esta se hinche linealmente.

Figura 41. Parte que se encuentran alrededor del material arcilloso

Noveno. Después de armar la pastilla se pone en un vaso de vidrio y se baja la unidad de tal forma que quede ajustada con el vaso (Ver Figura 42).

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1

2

3

5

4

1. Soporte superior2. Malla para la pastilla arcillosa3. Pastilla arcillosa4. Soporte inferior5. Grapa para ajustar la malla

Figura 42. Posición final de la pastilla en el vaso de vidrio

Diseño. Se introducen al software datos como altura de la pastilla, nombre de la prueba, tiempo de la prueba y la cantidad de datos tomados por hora. Y por último se vierte aproximadamente un barril de lodo en el vaso de vidrio, (Ver Figura 43)

Figura 43. Posición lodo con la pastilla en el vaso de vidrio

5.2.2.2 Resultados. Los resultados de esta prueba son un poco inciertos debido a que unos inhibidores causaban en las arcillas una dispersión muy alta y además que las partículas de arcilla salieran de la malla lo cual se notaba en los resultados cuando al lodo base o lodo sin inhibidor tenía menos porcentaje de hinchamiento que los lodos con inhibidor.

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En esta prueba se pudo observar el comportamiento de los inhibidores con los componentes del lodo, el inhibidor D generaba un poco de espuma cuando era expuesto a una alta fricción y disminuía el peso del lodo por lo cual se decidió no hacer más pruebas con este inhibidor después de 1800 Ft, los inhibidores J, K y L se pudo observar una pequeña separación de fases al igual que paso con el Inhibidor C que tuvo una separación de fases completa (ver Figuras 44-45) lo cual indica que los inhibidores no son compatibles con los demás aditivos del lodo y por lo tanto fueron descartados y no se continuo haciendo pruebas con estos inhibidores, en la (Ver Tabla 16) se encuentra las concentraciones y porcentajes de hinchamiento de los inhibidores utilizados en la prueba LSM para determinar el comportamiento de las arcillas cada 300 pies hasta 3900 pies de profundidad.

Figura 44. Lodo con inhibidor C y una concentración de 6 ppb

Figura 45. Lodo con inhibidores J, K y L y una concentración de 8 ppb

Tabla 17. Resultados de la prueba LSM

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5.2.3 Dispersión y erosión. Es una prueba que se utiliza para determinar la estabilidad de las arcillas de un pozo o mejor aún determinar las estabilidad de las paredes del pozo, es una prueba muy sencilla con un tiempo de duración de aproximadamente 24 horas, esta prueba determinara que inhibidor podrá estabilizar mejor las paredes del pozo y cual inhibidor podrá dispersarlas, para tal fin se comparan los resultados de los lodos con inhibidor con el lodo sin inhibidor, de esta manera se podrá determinar el mejor inhibidor para los campos de La Cira- Infanta, para determinar el mejor inhibidor se hace una suma total de toda la dispersión que cada inhibidor obtuvo en todas las profundidades y se determina el que menor dispersión causo.

5.2.3.1 Procedimiento. Para el procedimiento se tienen los cortes de la formación, para esta caso se tienen los cortas de la Cira-Infanta cada trecientos pies comenzando en una profundidad de 300 pies y terminando en 3900.

Primero. Para comenzar con la prueba primero se tiene que obtener un tamaño de partícula la cual se determina con la maya 6 y 10, este proceso se da cuando se cierne las arcillas de la formación pasando por la malla 6 y quedando retenidas en la malla 10 como se ve en la (Figura 46), la arcilla debe estar previamente secada en el horno.

90

Figura 46. Mallas utilizadas en para determinar el tamaño de grano

Segundo. Se hace el lodo con su respectivo inhibidor y se deposita en una celda de rolado Tercero. Por cada celda de rolado se puede utilizar un barril equivalente en laboratorio y por cada barril se utilizan 30 gramos (Ver Figura 47) de la formación con un tamaño de partícula ya determinado anteriormente.

Figura 47. 30 gramos de la formación a probar

Cuarto. Se vierte un barril equivalente de lodo en la celda de rolado y posteriormente se agregan los 30 gramos de la formación a analizar.

Quinto. Sellar herméticamente la celda de rolado con el fin de no tener derrames de lodo en el horno.

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Sexto. Las celdas son llevadas al horno de rolado como se ve en la (Figura 48) donde la temperatura está a unos 150 grados F y la velocidad de las celda estarán a unas 30 revoluciones por minuto. El tiempo requerido en el horno es de 17 horas.

Figura 48. Horno con las celdas de rolado

Séptimo. Pasado el tiempo las celdas son sacadas del horno y enfriadas con agua

Octavo. Se destapan las celdas y el fluido dentro de la celda de rolado es pasado por la malla 10 quedando retenidas las partículas que no se dispersaron como se ve en la (Figura 49) estas partículas son lavadas con una solución salina para remover el material pesante que quede en las partículas como lo es la barita.

Figura 49. Gras de arcilla que no se dispersaron

y quedaron retenidos en malla 10

Noveno. Previamente lavadas las partículas son puestas en cerámicas que son llevadas al horno que tiene una temperatura de 105 grados Celsius por un tiempo aproximado de 7 horas para secar el agua (Ver Figura 50).

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Figura 50. Horno con las cerámicas dentro listas para secar los gránulos de arcilla

Décimo. Se pesan los residuos que están en la cerámica como se ve en la Figura 6 y se saca un porcentaje de dispersión con la (Ecuación 1) y (Ver Figura 51)

Ecuación 1. Para encontrar el porcentaje de dispersión

Figura 51. Balanza que muestra el peso de los gránulos secos

Cálculos. Teniendo en cuenta que el interés es determinar que tanto se dispersaron los recortes de la formación, primero se determina la cantidad que no se dispersa de la siguiente forma para 300ft con el lodo base.

93

5.2.3.2 Resultados. Para calcular el porcentaje disperso se le resta a 100 el porcentaje no disperso y de esta manera se calculan todos los porcentajes de dispersión de cada profundidad como se ven en las (Ver Tablas18- 31).

Tabla 18. Resultados de la prueba de dispersión para 300Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión

1 BASE 30,02 0,361 98,797468352 I 30,02 21,214 29,333777483 A 30 30 04 H 30,01 30 0,0333222265 B 30,01 29,271 2,4625124966 E 30,01 0,325 98,917027667 F 30,01 4,937 83,548817068 D 30 4,541 84,863333339 G 30,02 18,406 38,68754164

Tabla 19. Resultados de la prueba de dispersión para 600Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión 1 BASE 15,025 1,25 91,680532452 I 15,005 6,59 56,081306233 A 15,022 15 0,1464518714 H 15,008 14,5 3,3848614075 B 15,022 13,5 10,131806686 E 15,005 0,37 97,534155287 F 15,019 6,47 56,92123318 D 15,025 4,5 70,049916819 G 15,016 10,6 29,40863079

94


1 BASE 30,06 0,582 98,063872262 I 30,002 13,839 53,873075133 A 30,03 29,365 2,2144522144 H 30,04 28,363 5,5825565915 B 30,02 28,971 3,4943371096 E 30,02 1,436 95,216522327 F 30,01 22,622 24,618460518 D 30,02 16,411 45,333111269 G 30,02 26,354 12,21185876


1 BASE 15,072 1,54 89,782377922 I 15,044 8,57 43,033767613 A 15,017 13,13 12,565758814 H 15,012 13,01 13,335997875 B 15,001 13,13 12,472501836 E 15,095 0,87 94,236502157 F 15,032 5,91 60,68387448 D 15,011 4,46 70,288455139 G 15,036 8,41 44,06757116


1 BASE 15,071 0,611 95,94585628

2 I 15,033 4,219 71,93507617

3 A 15,024 14,18 5,617678381

4 H 15,032 14,28 5,00266099

5 B 15,064 14,26 5,337227828

6 E 15,036 1,01 93,28278798

7 F 15,034 5,8 61,42077957

8 D 15,024 2,86 80,963791279 G 15028 8,813 99,94135614


95

1 BASE 15,022 1,09 92,74397552 I 15,009 6,33 57,825304823 A 15,006 14,66 2,3057443694 H 15,013 13,65 9,0787983755 B 15,011 14,61 2,6713743256 E 15,001 0,79 94,733684427 F 15,03 4,99 66,799733878 D 15,039 2,9 80,716802989 G 15,024 10,42 30,64430245

Tabla 24. Resultados de la prueba de dispersión para 2100Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión 1 BASE 15,036 1,928 87,177440812 I 15,017 6,339 57,787840453 A 15,057 14,275 5,1935976624 H 15,07 13,25 12,076974125 B 15,023 14,34 4,5463622456 E 15,002 2,71 81,93574197 F 15,027 5,43 63,865042928 D 15 5,14 65,733333339 G 15,006 9,1 39,3575903

Tabla 25. Resultados de la prueba de dispersión para 2400Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión 1 BASE 15,018 6,405 57,351178592 I 15,035 8,896 40,831393423 A 15,019 14,142 5,8392702584 H 15,016 14,627 2,5905700595 B 15,029 14,756 1,8164881236 E 15,031 3,272 78,231654587 F 15,012 11,085 26,159072748 D 15,025 6,584 56,17970059 G 15,021 10,233 31,87537448

Tabla 26. Resultados de la prueba de dispersión para 2700Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión 1 BASE 15,034 1,635 89,124650792 I 15,005 7,178 52,162612463 A 15,01 13,755 8,361092605

96

4 H 15,024 13,755 8,4464856235 B 15,031 14,065 6,4267181166 E 15,03 1,48 90,153027287 F 15,02 7,444 50,439414118 D 15,12 3,45 77,182539689 G 15,003 11,262 24,935013



Tabla 29. Resultados de la prueba de dispersión para 3600Ft Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión 1 BASE 15,007 1,88 87,472512832 I 15,024 6,22 58,599574013 A 15,011 14,356 4,3634667914 H 15,027 14,497 3,5269847615 B 15,018 14,172 5,6332401126 E 15,008 2,145 85,70762267 F 15,002 6,07 59,53872817

97

8 D 15,021 4,68 68,843618939 G 15,023 8,528 43,23370831


1 BASE 15,003 1.456 90,29527428

2 I 15,002 1.775 88,16824423

3 A 15,005 14.275 4,865044985

4 H 15,015 14.455 3,72960373

5 B 15,018 14.607 2,736715941

6 E 15,014 1.643 89,05688025

7 F 15,019 1.633 89,12710567

8 D 15,009 1.074 92,84429342

9 G 15,004 7.207 51,96614236


1 BASE 15,021 1,34 91,07915585

2 I 15,032 6,58 56,22671634

3 A 15,009 14,421 3,91764941

4 H 15,035 14,257 5,174592617

5 B 15,015 14,365 4,329004329

6 E 15,091 2,952 80,43867206

7 F 15,016 7,354 51,02557272

8 D 15,022 4,531 69,837571569 G 15,042 10,235 31,95718654

Para determinar el mejor inhibidor se hace un promedio del total de dispersión en la formación. Teniendo en cuenta que para obtener el total de dispersión de cada uno de los inhibidores se debe sumar las cantidades iníciales y finales de cada una de las profundidades para el lodo base de la siguiente forma (Ver Ecuación 2).

(Ecuación 2). Para determinar la

cantidad del material que se disperso

98

0,582+1,54+0,611+1,09+1,928+6,405+

1,635+2,27+1,78+1,88+1,34

1,25+1,635+2,27+0,582+1,54+0,611+

1,88+1,88+1,34+1,09+1,928+6,405

Y por último aplicamos la siguiente fórmula para obtener el porcentaje total de cada inhibidor

En la (Ver Tabla 32) se encuentra un resumen de la cantidad de arcilla que se dispersó y la clasificación de los inhibidores según su eficiencia.

Tabla 32. Resultados totales de la prueba de dispersión Inhibidor Cantidad i Cantidad f % De dispersión

1 BASE 240,251 231,056 3,8272473372 I 240,344 229,605 4,4681789443 A 240,313 228,13 5,0696383474 H 240,301 162,478 32,385633025 B 240,295 113,513 52,760981296 E 240,457 104,059 56,724487127 F 240,372 70,681 70,595160838 D 240,48 24,128 89,9667332

99

9 G 240,384 23,281 90,31507921

5.2.4. FANN 35. La prueba determina propiedades reologicas que son esenciales para un fluido de perforación, esta prueba solo fue utilizada para probar los primeros inhibidores de la (Ver Tabla 32) debido a que los otros inhibidores dispersaban mucho las arcillas del campo por tanto estos inhibidores fueron descartados.

5.2.4.1 Procedimiento. Dentro del procedimiento encontramos los siguientes pasos

Primero. Se coloca el lodo en un vaso térmico el cual tiene una indicación de la cantidad de lodo

Segundo. Se calienta el fluido hasta una temperatura de 120o F haciendo girar el rotor del viscosímetro a 600 revoluciones por minuto para que el lodo tome la temperatura deseada.

Tercero. Se apaga el motor cuando se tiene la temperatura deseada, se prende a alta revolución cambiando la velocidad solo cuando el motor este prendido se toman los datos cuando el indicador sé quede quieto para las velocidades de 600, 300, 200, 100, 6 y 3.

Cuarto. Se calcula la viscosidad plástica en Centipoise restando la indicación a 600 RPM menos la indicación a 300 RPM.

Quinto. Se calcula el Yield Point en libras por cada 100 pies restando la indicación a 300 RPM menos la viscosidad plástica en Centipoise.

Sexto. Se calcula el Yield Stress multiplicando dos veces la lectura de 3 RPM menos la lectura de 6 RPM.

Séptimo. Para determinar los esfuerzos de geles se. Agita la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y se cambia la velocidad a 6 RPM, se apaga el motor durante 10 minutos, luego de los 10 minutos se prende el motor y se mira la máxima deflexión.

5.2.4.1. Resultados. Después de obtener la mejor concentración de cada inhibidor se mira el comportamiento del lodo, en este comportamiento se observa la reologia antes y después de aplicar el inhibidor y se determina si el inhibidor sube o baja la viscosidad, que es lo más importante en esta prueba.

Lodo base

100

Este lodo tiene una composición muy básica en la cual sus componentes principales y sus concentraciones son:

GOMA XANTICA con una concentración de 1 libra por barril PAC L con una concentración de 1 libra por barrilPAC R con una concentración de 0.5 libra por barrilALDACIDE G con una concentración de 1 libra por barrilCAUSTICA para obtener un PH de 9.5BARITA para obtener un peso de 10 libras por barril

Características:

Este lodo se mantenía estable las durante la prueba Tiene un PH promedio de 8.2 y para subirla a 9.5 se necesitó 4 gotas por barril de laboratorio (350cm3 ) soda caustica Viscosidad pastica = 6 Yield point = 13 Yield stress = 2 Geles 10 s = 4

Lodo con inhibidor I

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor I plus con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 8.2 y para subirla a 9.5 se necesitó 53 gotas por barril de laboratorio (350cm3 ) soda caustica Viscosidad pastica = 11 Yield point = 29 Yield stress = 7 Geles 10 s = 9

Lodo con inhibidor A

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor A con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 11.5

101

Viscosidad pastica = 10 Yield point = 29 Yield stress = 8 Geles 10 s = 8

Lodo con inhibidor H

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor H con una concentración de 14 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 11.5 Viscosidad pastica = 9 Yield point = 27 Yield stress = 8 Geles 10 s = 8

Lodo con inhibidor B

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor B con una concentración de 10 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 11.5 Viscosidad pastica = 10 Yield point = 28 Yield stress = 8 Geles 10 s = 8

Lodo con inhibidor F

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor F con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 8.7 y para subirla a 9.5 se necesita 4 gotas por barril de laboratorio (350cm3 ) soda caustica Viscosidad pastica = 11 Yield point = 28

102

Yield stress = 8 Geles 10 s = 9

Lodo con inhibidor D

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor D con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 7.7 y para subirla a 9.5 se a 12 por barril de laboratorio (350cm3 ) soda caustica Viscosidad pastica = 12 Yield point = 28 Yield stress = 8 Geles 10 s = 9

Lodo con inhibidor E

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor E con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 7.7 y para subirla a 9.5 se necesita 12 gotas por barril de laboratorio (350cm3 ) de calven buffer calcios Presenta un poco de espuma que hace disminuir el peso del lodo Viscosidad pastica = 13 Yield point = 25 Yield stress = 7 Geles 10 s = 8

Lodo con inhibidor G

Tiene los mismos componentes que el lodo base más el inhibidor G con una concentración de 8 libras por barril.

Características:

Este lodo se mantenía estable durante la prueba Tiene un PH promedio de 6 y para subirla a 9.5 se necesitan 180 gotas barril de laboratorio (350cm3 ) soda caustica Viscosidad pastica = 10

103

Yield point = 26 Yield stress = 7 Geles 10 s = 7

5.2.5. FANN 70. Esta es una prueba especial que solo se usa en laboratorio para determinar propiedades reologicas a alta temperatura y alta presión la temperatura puede alcanzar los 500o F y presiones de 20000 PSI, estas características se dan de esta manera ya que algunas operaciones de perforación tienen estas características que afectan las propiedades del lodo, esta prueba solo se ara para el mejor inhibidor que es el B

5.2.5.1 Procedimiento. El procedimiento para la toma de datos es muy similar al Fann 35 lo único que cambie es que el equipo es más robusto y las presiones y temperaturas se gradúan digitalmente y se hace con el fin de simular el pozo.

Primero. Se coloca el lodo en una copa que pueda soportar alta precio cual tiene dentro el rotor que es un imán que actúa similar a un agitador magnético esta copa tiene una indicación de la cantidad de lodo.

Segundo. Se calienta el fluido hasta una temperatura de 120o F y una presión de 14 PSI, se hace girar el rotor magnético del viscosímetro a 600 revoluciones por minuto para que el lodo tome la temperatura deseada.

Tercero. El viscosímetro tiene una perilla la cual se puede programar la velocidad requerida se toman los datos de 600RPM, 300RPM, 200RPM, 100RPM, 6RPM y 3RPM cuando el indicador digital muestre la velocidad requerida.

Cuarto. Se calcula la viscosidad plástica en Centipoise restando la indicación a 600 RPM menos la indicación a 300 RPM.

Quinto. Se calcula el Yield Point en libras por cada 100 pies restando la indicación a 300 RPM menos la viscosidad plástica en Centipoise.

Sexto. Se calcula el Yield Stress multiplicando dos veces la lectura de 3 RPM menos la lectura de 6 RPM.

Séptimo. Para determinar los esfuerzos de geles se. Agita la muestra a 600 RPM durante aproximadamente 15 segundos y se cambia la velocidad a 6 RPM, se apaga el motor durante 10 minutos, luego de los 10 minutos se prende el motor y se mira la máxima deflexión.

Octavo. Se repite este procedimiento para cada cambio de temperatura o presión.

104

5.2.5.2 Resultados. Se observó que el lodo antes y después de correr la prueba de Fann 70 mantuvo sus propiedades, es decir no separo sus fases ni se floculo, también se demostró que el lodo más el inhibidor B, que se corrió en la prueba en esta misma prueba, el cual involucra presión y temperatura, tubo una capacidad de arrastre de solidos es decir el VP, YP y YE, que fue relativamente buena, (Ver Tabla 33)

Tabla 33. Resultados del Fann 70 para el inhibidor B

6.

INHIBIDOR B

El B fue uno de los mejores inhibidores locales encontrados durante la realización de las pruebas de laboratorio, eso se pudo observar con la prueba de CST, LSM y dispersión y/o erosión, ya que su comportamiento fue uno de los más cercanos a los inhibidores importados, y su eficiencia fue demostrada durante el procedimiento de selección.

6.1 CONSIDERACIONES TECNICAS

Es un estabilizador de arcillas que tiene propiedades que son capaces de inhibir altos contenidos de arcillas reactivas, pues es una mezcla liquida que estabiliza e inhibe la mismas, es por eso que debe ser utilizados en lodos base agua pues es altamente soluble en la misma, y presenta un alto desempeño con los demás aditivos, pues no altera sus características químicas ni físicas, también puede ser usado en compañía de otros sistemas de inhibición para mejorar su eficiencia.

6.1.1 Composición química. Es un líquido con base glicol de color transparente, de olor fuerte, tiene un grado mediano de inflamación, mantiene un poco de viscosidad pues al ser expuesto al ambiente tiende a secarse, de esta manera libera compuestos livianos dejando iones y cationes libres que sufren efecto de cristalización.

105

REOLOGIA 120/14 175/5000 175/10000 225/5000 225/10000

600 66,6 47,7 54,7 38 39

300 49,5 35,2 40 24,3 25,4

200 41,7 29,4 34,2 17,7 18,8

100 32,3 21 26,6 11 12,1

6 12,1 5,5 7,7 2,2 2,2

3 9,9 3,3 5,5 1,1 1,1

VP 17,1 12,5 14,7 13,7 13,6

YP 32,4 22,7 25,3 10,6 11,8

YE 7,7 1,1 3,3 1 1

GELES

10Sg 9,9 3,3 5,5 1,1 2,2

10min 12,1 4,4 5,5 1,1 1,1

El inhibidor B trabaja con PH alto, que debe mantenerse así ya que al tratar de ser disminuido puede precipitar los cationes que reaccionan con las arcillas y alterar las propiedades del fluido, es recomendado en concentraciones de 4-10lpb.

6.2 FUNCIONES Es usado en fluidos base agua para ayudar en las propiedades de inhibición y estabilización de arcillas muy reactivas que se encuentra en la formación del Campo de la Cira-Infantas Ayuda a sellar los poros y micro fracturas de la formación porque los iones de esta son muy compatibles con los del inhibidor B pues al haber contacto entre este y la arcilla, el resultado es la compatibilidad de los mismos, el cual genera una capa entre los poros y la micros fracturas evitando que las arcillas se hidraten. Mantiene las propiedades relogicas del lodo.

6.3 VENTAJAS

Su comportamiento a altas presiones y temperaturas es muy similar a los demás inhibidores usados en las pruebas Por ser líquido su manipulación es sencilla. Es muy soluble en agua Su fabricación es local, es decir sus componentes son encontrados en el país y por ende sus costos de fabricación son más económicos.

6.4 DESVENTAJAS

No es muy es muy usado en lodos base aceite Es inflamable Debe ser manipulado con precaución y con normas de seguridad adecuadas, para evitar riesgos de salud.

6.5 APLICACIONES

Es usado en lodos base agua fresca o agua de mar ya que por su composición química permite inhibir formaciones arcillosas, es decir evita la hidratación y el hinchamiento de las mismas durante la perforación del Campo la Cira-Infantas

6.6 RESULTADOS

Este inhibidor fue escogido entre los demás probados en el laboratorio, durante el avance de las pruebas debido a su buen comportamiento como se puede (Ver Tabla 12), donde encontramos el CST, el cual trabajo con buenos tiempos es decir inhibió bien la bentonita comparado con los resultados de los demás inhibidores probados, con las pruebas de LSM se pudo observar que este tenía una buena compatibilidad con los demás aditivos del lodo, lo que no se pudo

106

observar en otros inhibidores como el Inhibidor C y los inhibidores J, K y L (Ver Figuras 44-45) en esta prueba no dimos cuenta que el lodo inhibía de manera rápida las arcillas más reactivas, como se puede (Ver Tabla 17), aunque no es una prueba muy confiable debido a que algunos inhibidores hacían que la arcilla se dispersara y alcanzara a salir por los poros de la malla lo cual indicaba que había menos material que pudiese hincharse linealmente, por esa razón y motivo los datos no eran muy confiables, lo que no se pudo presento en el inhibidor B pues se comportó de una manera aceptable y los datos obtenidos con este inhibidor eran más confiables.

Las anteriores pruebas sirvieron como referencia para la última prueba, en donde se pudo corroborar la eficiencia real de cada uno de los inhibidores, y una vez más se determinó que el inhibidor B cumplía con las mismas especificaciones y características de los inhibidores importados, determinando así el porcentaje de dispersión desde el más eficiente al menos eficiente como se muestra en la (Tabla 32).

Determinado ya el mejor inhibidor de fabricación local se procedió a hacer las pruebas reologicas como el Fann 35 y el Fann 70, los cuales dieron resultados muy similares a los inhibidores importados, por ende por rendimiento y economía se concluyó que el inhibidor B es el más eficiente de fabricación local para la empresa.

107

7. ANÁLISIS CUALITATIVO Y CUANTITATIVO DE LOS INHIBIDORES A Y B

En el presente capítulo se dará a conocer un estudio claro y conciso, referente a los inhibidores locales en formaciones arcillosas, los cuales tienen un buen funcionamiento durante las operaciones de perforación, en el Campo La Cira-Infantas.

Dicho análisis será la terminación a toda la evaluación técnica que se llevó a cabo, tomando como base diferentes criterios y aspectos esenciales, que se tomaron en cuenta en la determinación de riesgos posibles que genere la aplicación de un inhibidor de arcillas.

7.1 ANÁLISIS EN FORMA CUALITATIVA DE LOS INHIBIDORES A Y B

El análisis cualitativo se fundamentará en diferentes aspectos o variables, que permitirán demostrar la efectividad operacional de los inhibidores locales como el B y el importado A, para el área delimitada a lo largo del presente trabajo de grado.

Además, este análisis pretende esclarecer diferentes agentes, que tienen gran influencia sobre el proceso de perforación de formaciones arcillosas, teniendo en cuenta las características de las rocas contenidas en las formaciones calcáreas predominantes en el Campo La Cira – Infantas.

108

Para el presente trabajo, con base a toda la evaluación técnica realizada a lo largo del proyecto, se lograron establecer los inhibidores que podrían ser de gran utilidad en el proceso de perforación de formaciones arcillosas, en el campo mencionados con anterioridad.

Tomando como referencia toda una serie de consideraciones analizadas y determinadas dentro de todo el estudio técnico, se analizarán las variables más relevantes que intervienen en el proceso para escoger el mejor inhibidor de arcillas de fabricación local, con la utilización de las pruebas escogidas para el análisis.

7.1.1 Inhibidor A. Es un inhibidor potásico, poco inflamable, importado

7.1.1.1 Impacto ambiental. Esta es una variable de suma importancia para analizar la viabilidad en la implementación del inhibidor de arcillas A para la perforación, dependiendo de las características de la prueba y de las condiciones de la formación que se tengan durante el proceso.

De acuerdo a lo anterior, se puede establecer que la aplicación del inhibidor A no traerá riesgos ambientales a la operación, debido a que no se emplean sustancias o agentes químicos peligrosos en su composición y durante el proceso, pero si se debe aclarar que por sus componentes básicos se generan cloruros que requieren de mucha agua para disminuir su concentración y alcanzar la adecuada las cuales están ya establecidas según normas ambientales en el país.

Además, tampoco habrá posibilidad de algún tipo de derrame sobre el medio ambiente en el proceso de perforación y en la mezcla con el lodo base, debido a que se marcan unos parámetros establecidos, con miras a desarrollar el proceso de la forma más efectiva, sin obtener algún tipo de afectación.

7.1.1.2 HSE. Este otro gran factor de alta importancia para el proceso de perforación con lodo base agua y el inhibidor A. Esto a su vez, dependerá de las normas y aspectos a tener en cuenta, por parte del personal de campo a cargo de la operación, impuesto por la compañía prestadora de servicios. Por tal razón, con la aplicación del inhibidor A no se espera obtener ningún tipo de riesgo que perjudique las operaciones llevadas a cabo dentro del laboratorio

Lo anterior, se debe a que antes de realizar la perforación se establecen unas condiciones seguras, que tienen en cuenta las características de las formaciones calcáreas predominantes en los Campos La Cira – Infantas.

7.1.2 Inhibidor B

7.1.2.1 Impacto ambiental. Esta es una variable de suma importancia para analizar la viabilidad en la implementación del inhibidor de arcillas B para la

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perforación, dependiendo de las características del terreno y de las condiciones de la formación que se tengan durante el proceso.

De acuerdo a lo anterior, se puede establecer que la aplicación del inhibidor B no traerá riesgos ambientales a la operación, debido a que no se emplean sustancias o agentes químicos peligrosos en su composición y durante el proceso, este inhibidor tiene algunas características químicas y físicas que se pueden comparar con respecto al Borehib.

Además, tampoco habrá posibilidad de algún tipo de derrame sobre el medio ambiente en el proceso de perforación y en la mezcla con el lodo base, debido a que se marcan unos parámetros establecidos, con miras a desarrollar el proceso de la forma más efectiva, sin obtener algún tipo de afectación.

7.1.2.2 HSE. Este otro gran factor de alta importancia para el proceso de perforación con el inhibidor HB-3. Esto a su vez, dependerá de las normas y aspectos a tener en cuenta, por parte del personal de campo a cargo de la operación, impuesto por la compañía prestadora de servicios. Por tal razón, con la aplicación del inhibidor B no se espera obtener ningún tipo de riesgo que perjudique las operaciones llevadas a cabo dentro de un pozo.

Lo anterior, se debe a que antes de realizar la perforación se establecen unas condiciones seguras, que tienen en cuenta las características de las formaciones calcáreas predominantes en los Campos La Cira – Infantas

7.2 ANÁLISIS EN FORMA CUANTITATIVA DE LOS INHIBIDORES

En el presente ítem, se especifica de manera clara y estructurada todos los costos que intervienen en la implementación de un inhibidor de arcilla, los cuales han sido citados en el contexto de este proyecto, tomando como base los parámetros establecidos durante las pruebas, en los Campos La Cira-Infantas de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena.

De tal forma, se realiza un análisis exhaustivo sobre la adquisición de los valores establecidos dentro de un presupuesto general, para todos y cada uno de los componentes de los inhibidores que hacen parte del proceso de perforación en el Campo La Cira – Infantas. Para el estudio se estableció tanto un escenario básico como uno propuesto, con su respectivo análisis, en pro de definir qué tan viable o exitosa, sería la aplicación de dichos inhibidores y sus posibles beneficios.

7.2.1 Escenario básico. En el presente escenario, se presenta el análisis de costos que conlleva una perforación realizada con inhibidor A, en formaciones arcillosas.

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En el escenario mencionado con anterioridad, se estipula una serie de elementos principales que trae consigo la implementación del inhibidor A, en cada una de las secciones de interés a perforar, para los campos delimitados en el área del presente proyecto.

Tabla 34. Concentración del inhibidor A

Cantidad Bls Concentración Lpb Concentración total Lpb

3000 8 24000

Tabla 35. Estimado de costos implementación del inhibidor A

InhibidorValor unidad

(U$) Unidad Cantidad Subtotal (U$)

Borehib 1000 Canecas 57 57000

El costo total en la aplicación del inhibidor Borehib, para la perforación de un pozo de formaciones arcillosas, en el área delimitada en el proyecto es:

Tabla 36. Valor total de la implementación del inhibidor A

Total Escenario Básico U$ 57000Con respecto al presupuesto presentado con anterioridad, se pueden deducir aspectos referentes a la estimación de un inhibidor como es el Borehib que es importado el cual tiene capacidad de inhibir las arcillas, donde posiblemente se empezaría a presentar problemas con dichas formaciones, en donde se tiene en cuenta las condiciones de los pozos a perforar en el Campo La Cira – Infantas.

El valor del inhibidor A estipulado para las secciones de interés, es una información confidencial suministrada por la compañía, donde se tomó como base el Campo La Cira Infantas, el cual fue perforado por la compañía Ecopetrol, hasta llegar una profundidad donde se encontraban las formaciones más reactivas. Dicha concentración, es alta debido a que la composición de las rocas pertenecientes al periodo Cretáceo a lo largo de la Formación La Luna es de contenido pirítico (sulfuro de plomo), demostrando un comportamiento muy dúctil, es decir que sufre de hinchamientos e hidratación. Por último, se tiene un costo unitario para una concentración, que incluye el costo generado por la cantidad a utilizar de inhibidor A y así poder determinar un costo general por la implementación de dicho inhibidor dependiendo de la cantidad de canecas que se consumen, en cada sección. Con esto, se logra realizar un cálculo general del costo total por la aplicación del inhibidor A, durante la perforación de todas las secciones de interés que se necesitaron perforar.

7.2.2 Escenario propuesto. En este escenario, se estipula el análisis de costos que conlleva a la utilización de un inhibidor de fabricación local como lo es el B, con predominio en rocas calcáreas en los Campos La Cira – Infantas.

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Tabla 37. Concentración del inhibidor B

Cantidad Bls Concentración Lpb Concentración total Lpb

3000 8 24000

Tabla 38. Estimado de costos implementación del inhibidor B

Inhibidor Valor unidad (U$) Unidad Cantidad Subtotal (U$)HB-3 700 Canecas 57 40600

El valor total en la aplicación del inhibidor HB-3, para la perforación de un pozo de formaciones arcillosas, en el área delimitada en el proyecto es:

Tabla 39. Valor total de la implementación del inhibidor B

Total Escenario Básico U$ 40600

En referencia a dicho inhibidor, todos los aspectos manejados en la base de los cálculos estipulados dentro del presupuesto son similares a los establecidos en el escenario básico, la diferencia principal se encuentra en que en este tipo de inhibidor tiene unos costos menores de fabricación pues es hecho en el país. Con respecto al Inhibidor B se puede concluir que es un avance para la empresa prestadora de servicios pues con la implementación de este, que al ser fabricado localmente sus ganancias van hacer mayor y su eficiencia comparada con el inhibidor importado es similar.

Tomando como base los resultados obtenidos de los escenarios establecidos en el presupuesto, se realiza un análisis con referencia a los beneficios que podría obtener la compañía operadora con referencia a costos, al asumir los gastos por la implementación de dichos inhibidor en el Campo la Cira-Infantas.

Tabla 40. Análisis de costos en la implementación de los inhibidores

Escenario Básico 57000

Escenario Propuesto 40600

Diferencias de Costos en los Escenarios 1710000

En conclusión se determina que el implementar el uso del inhibidor B como inhibidor de arcillas, este va tener un costo más bajo pues es fabricado localmente en comparación con el otro que es importado, y a la vez se van a obtener mejores y grandes beneficios con referencia al Borehib, como lo son:

Calidad del hueco

- Se evita el hinchamiento de arcillas en el interior del pozo. - No es necesario hacer operaciones de backreaming (repaso del hueco).

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- En la perforación no se forman cavernas - Se evitan los derrumbes y por ende la pega de tubería

Diseño del pozo

- Disminución en la pérdida del diámetro del pozo. - Se eliminan los micro dog leg en la construcción del hueco. - Se maneja una adecuada perforación del pozo en las formaciones arcillosas. - Control preciso evitando el embolamiento de la sarta de perforación

Costos

- Se perfora el área con el Inhibidor B incrementando ganancias a la compañía debido a que el costo de este es menor al inhibidor importado. - Factibilidad en la construcción de nuevos pozos en el área. - Mejora la eficiencia en la perforación, es decir las arcillas no se hincharan - Se evitan costos adicionales de operación por tiempos no productivos debido al problema de hinchamiento de arcillas

8. CONCLUSIONES

La perforación de un pozo en yacimientos de hidrocarburos con presencia de arcillas en el Campo La Cira - Infantas, mediante el uso del inhibidor B tiene mayor relevancia en su aplicación, ya que brinda mejores e importantes beneficios a nivel económico y operacional en comparación con otras inhibidores, y permite llevar a cabo una perforación rápida y exitosa porque e inhibe las arcillas evitando así tiempos no productivos durante la operación.

La forma más rápida para determinar la eficiencia de un inhibidor en un fluido de perforación es determinar la concentración adecuada con el CST y luego realizar pruebas de dispersión y erosión para de esta manera determinar los mejores y peores inhibidores teniendo en cuenta la estabilidad de las arcillas en el pozo, y por último se procede a comparar los resultado obtenidos por el LSM con los de dispersión y erosión para así determinar el mejor inhibidor. La perforación de un pozo que contenga formación arcillosa en los Campos La Cira – Infantas, se caracteriza por llevar consigo la hidratación y el hinchamiento radial y vertical ya que por ser rocas inestables, tienden a crear una serie de problemas en toda el área perforada, por ende se debe perforar con el lodo y el inhibidor adecuado para la formación que de acuerdo a los resultados de las pruebas obtenidas fue el inhibidor B.

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El lodo en el proceso de perforación de un pozo de hidrocarburos de formaciones arcillosas en los Campos La Cira – Infantas, debe ser base agua con una densidad que oscile de 10 a 12 lpg y traer consigo barita como componente pesante, también debe contener viscosificantes, material de filtrado, bactericida, y por ende el inhibidor para que interactúe con la formación arcillosa del pozo perforado.

Según las pruebas rutinarias de laboratorio se pudo concluir que el lodo base si inhibidor no reacciono en las pruebas de LSM, y dispersión y erosión como se esperaba, pues al ser esta una formación reactiva, las arcillas se hinchaban descontroladamente, mientras que al utilizar en el lodo los inhibidores A y B estos inhibieron las arcillas como se pretendía desde el principio en el estudio del proyecto.

El inhibidor local que se selecciono fue el B, ya que al ser comparado con los demás inhibidores usados en el laboratorio se pudo concluir con base en las pruebas, este tenía las propiedades químicas y físicas del importado A y que cumplía con las expectativas de la empresa, por ende en el transcurso de las pruebas los inhibidores C, D, E, F, J, K y L tuvieron un bajo desempeño al ser mezclados con el lodo pues no cumplían con los requerimientos técnicos, en cambio los inhibidores G, H y I se comportaron mejor pero no igual al B, es por eso que se concluyó que el B es el mejor.

Teniendo en cuenta que el inhibidor local B y el importado A tiene las mismas propiedades químicas y físicas, los costos de manejo de materiales en el Campo La Cira-Infantas es el mismo, debido a que el inhibidor B tenia procedencia nacional eso lo hace que sea más económico, es por eso que se concluyó que el inhibidor B es más rentable y por ende le trae mejores ganancias a la empresa.

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9. RECOMENDACIONES

Se recomienda seguir el procedimiento adecuado es decir las pruebas de CST; LSM y dispersión y erosión por tiempo y además porque de esta manera se pueden ir descartando inhibidores que no cumplen con las expectativas de la empresa y del proyecto.

Se recomienda que los inhibidores utilizados en este proyecto pueden servir en otras formaciones arcillosas siempre y cuando se tenga en cuenta el procedimiento adecuado en el laboratorio, y las propiedades químicas as de las formaciones.

Se debe realizar una evaluación fluido -roca, para un análisis de la presencia de arcillas, donde se puede establecer la composición del fluido de perforación que va a estar presente en la columna de lodo que se utilice en la perforación del pozo, en el Campo La Cira – Infantas

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BIBLIOGRAFÍA

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ANDREWS, Anthony. Unconventional gas shales: development, technology, and policy issues. Texas: Congressional Research Service, 2009. 53 p.

RAMIREZ VARGAS Liliana Patricia; TORRES RAMIREZ Diego Armando. Evaluación de las alternativas de estimulación en los pozos activos del Campo Colorado de la Cuenca Valle Medio del Magdalena. Ecopetrol. 2011.

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HALLIBURTON. Análisis de registros LWD. Bogotá, 2009. 35 p.

116

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MONTOYA, Carlos M. Inhibidores de arcilla. Colombia. Bogotá, 2010. Reporte Interno. 100p.

INSITUTO COLOMBIANO DE NORMAS TÉCNICA Y CERTIFICAIÓN. Trabajos escritos: presentación y referencias bibliográficas. Sexta actualización. Bogotá: INCONTEC, 2008. 110p

ANEXOS

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ANEXO AFigura 52. Vista de un set de registros triple combo.

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Fuente: HALLIBURTON. Implementación de registros eléctricos. 2009, p.22.

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ANEXO BFigura 53. Cromatografía de las arcillas del Campo La Cira-Infantas

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trabajo de grado claudia y jeison-1.2

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